id
stringlengths 12
12
| text
stringlengths 4
3.46M
| kind
stringclasses 3
values | method
stringclasses 5
values |
|---|---|---|---|
10b0e4a0491c
|
17 Haziran 2016 CUMA | Resmî Gazete | Sayı : 29745
KANUN | KANUN | KANUN
ELEKTRİK PİYASASI KANUNU İLE BAZI KANUNLARDA
DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KANUN
Kanun No. 6719 Kabul Tarihi: 4/6/2016
MADDE 1 – 14/6/1935 tarihli ve 2804 sayılı Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü Kanununun ek 1 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“EK MADDE 1– Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü, 2 nci maddede belirtilen görevleri kapsamına giren iş ve hizmet konularında 11/9/1981 tarihli ve 2522 sayılı Kamu Kuruluşlarının Yurt Dışındaki İhalelere Katılması Hakkında Kanuna tabi olmaksızın, bağlı bulunduğu Bakanlık onayı ile; yurt dışında arama ve araştırma faaliyetleri yapmaya, bu faaliyetlerin yürütülmesi amacıyla yurt dışında şirket kurmaya, yerli ve/veya yabancı gerçek veya tüzel kişilerle yurt dışında şirket veya ortaklık kurmaya, imtiyazlı ortak olmaya, şirketler veya ortaklıklarla ilgili her türlü pay, hisse senedi ve diğer ortaklık paylarını alıp satmaya ve yurt dışında çalışma büroları açmaya yetkilidir.
Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğünün yurt dışı faaliyetleriyle ilgili yurt dışında çalıştırılacak personelin niteliği, görev süresi, bunlara ödenecek ücretler ile harcamalara ilişkin usul ve esaslar Bakanlar Kurulunca yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 2 – 18/12/1981 tarihli ve 2565 sayılı Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Kanununa 27 ncimaddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki 27/A maddesi eklenmiştir.
“MADDE 27/A – Askeri yasak bölgeler ve güvenlik bölgelerinde veya ülke güvenliği ile doğrudan ilgili Türk Silahlı Kuvvetlerine tahsisli ve fiilen kullanımında olan araziler, harekat ve savunma amaçlı yerlerdeki tesisler (konut ve sosyal tesisler hariç) ile özel güvenlik bölgesi ilan edilen yerlerdeki tesisler, rafineri, petrokimya tesisleri ve eklentileri ile nükleer santral projeleri kapsamında yapılması öngörülen tesis ve faaliyetler hakkında 4/4/1990 tarihli ve 3621 sayılı Kıyı Kanununun kıyılar, sahil şeritleri, doldurma ve kurutma yoluyla kazanılan arazilere ilişkin yapı ve yapılaşmaya dair sınırlayıcı hükümleri ile 3 üncü maddesi hükümleri ve nükleer santral projeleri kapsamında yapılması öngörülen tesis ve faaliyetler hakkında 26/1/1939 tarihli ve 3573 sayılı Zeytinciliğin Islahı ve Yabanilerinin Aşılattırılması Hakkında Kanunun sınırlayıcı hükümleri uygulanmaz.”
MADDE 3 – 9/7/1982 tarihli ve 2690 sayılı Türkiye Atom Enerjisi Kurumu Kanununa aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“Yapı denetimi
EK MADDE 1 – Nükleer santral sahalarında yapılacak yapılar hakkında 29/6/2001 tarihli ve 4708 sayılı Yapı Denetimi Hakkında Kanun hükümleri ile 3/5/1985 tarihli ve 3194 sayılı İmar Kanununun fenni mesuliyete ilişkin hükümleri uygulanmaz. Ancak bu yapıların yapı denetimi Türkiye Atom Enerjisi Kurumu tarafından yetkilendirilen tüzel kişiliğe sahip yapı denetimi kuruluşları tarafından, denetim kuruluşu ile nükleer santralin lisans sahibi arasında akdedilen hizmet sözleşmesi hükümlerine göre yapılır. Yapı denetiminin bu kuruluşlar tarafından yapılması nükleer santral lisans sahibinin münhasır ve kusursuz sorumluluğunu kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz. Bu yapılara ilişkin olarak yapılacak yetkilendirme ve denetimlerle ilgili usul ve esaslar ile yapı denetimi kuruluşu ile nükleer santral lisans sahibi arasında akdedilecek hizmet sözleşmesinin kapsamına ilişkin hususlar Çevre ve Şehircilik Bakanlığının görüşü alınarak Türkiye Atom Enerjisi Kurumu tarafından bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir yıl içinde çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 4 – 19/2/1985 tarihli ve 3154 sayılı Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 2 nci maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiştir.
“j) Elektrik üretim, iletim, dağıtım ve tüketim tesislerinin milli menfaatlere ve modern teknolojiye uygun şekilde kurulması ve işletilmesi için gerekli yükümlülükleri ile ilgili olarak inceleme, tespit, raporlama, proje onay ve kabul işlemleri yapmak üzere; ihtisas sahibi kamu kurum ve kuruluşlarını, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında dağıtım lisansı sahibi tüzel kişileri veya özel hukuk tüzel kişilerini görevlendirmek, yetkilendirmek veya bu tüzel kişilerden hizmet satın almak ve bu tüzel kişilerin nitelikleri, yetkilendirilmesi, hak ve yükümlülükleri ile bu tüzel kişilere uygulanacak yaptırımları ve diğer hususları yönetmelikle düzenlemek.”
MADDE 5 – 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesinin ikinci fıkrasının (IV) numaralı bendinin (b) alt bendinde yer alan “kömüre bağlı metan gazı,” ibaresi metinden çıkarılmıştır.
MADDE 6 – 3213 sayılı Kanuna aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“EK MADDE 12 – Bu Kanun uyarınca kamu kurum ve kuruluşlarına ait IV. Grup (b) bendi madenlere ilişkin ruhsatlar, rezerv kaybına sebep olmayacak şekilde, elektrik üretimine yönelik olmak üzere Bakanlık onayı ile ayrı ruhsatlara bağlanabilir.”
MADDE 7 – 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 5 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “dokuz” ibaresi “yedi” olarak değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Kurul, ilgili piyasa kanunlarında tanımlanan önlisans, lisans ve sertifikaların verilmesi, tadili, geçici olarak durdurulması ve iptali ile ön araştırma ve soruşturma işlemlerinin yürütülmesi hususunda ilgili kanunlar tarafından kendisine verilen yetkilerin bir kısmını veya tamamını Başkanlığa ve/veya ilgili hizmet birimine devredebilir.”
MADDE 8 – 18/4/2001 tarihli ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanununun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (13) numaralı bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“13) Şehir: Belediye veya büyükşehir belediyesine ait belediye sınırları ile mücavir alanların tamamını,”
MADDE 9 – 4646 sayılı Kanunun 4 üncü maddesinin dördüncü fıkrasının (a) bendinin (3) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı bende aşağıdaki paragraf eklenmiş ve (g) bendinin (5) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı bende aşağıdaki alt bent eklenmiştir.
“3) Her sene ithal edilecek doğal gazın Kurul tarafından belirlenen oranı kadar bir miktarı beş yıl içerisinde ulusal topraklarda yer altı depolama imkânına sahip olunması hususunda depolama faaliyeti yapacak tüzel kişilerden Kurumca belirlenen taahhüt ve garantilerin alınması,”
“Ülkedeki yer altı doğal gaz depolama kapasitesinin tüm ithalatçı şirketlerin her sene ithal edecekleri doğal gaz miktarının depolanmasına ilişkin yükümlülüklerinin yerine getirilmesine imkân verecek seviyede olmasına bağlı olarak Kurul, ithalatçı şirketlerin her sene ithal edecekleri doğal gazın beş yıl içerisinde ulusal topraklarda depolama yükümlülüklerine ilişkin oranını, ülkedeki mevcut yer altı depolama kapasitesini dikkate alarak yüzde yirmiden fazla olmamak üzere belirlemeye yetkilidir. İthalatçı şirketlerin depolama yükümlülüklerine ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından belirlenir.”
“5) Dağıtım şirketleri, yurt çapında sadece iki şehirde lisans sahibi olabilir. Ancak, bu sayı şehirlerin gelişmişlik durumu, tüketim kapasitesi ve kullanıcı sayısı gibi hususlar dikkate alınarak Kurul kararıyla artırılabilir. Dağıtım şirketlerinin belirlenmiş dağıtım bölgesi kapsamı, teknik ve ekonomik gerekler dikkate alınarak il sınırlarını aşmayacak şekilde Kurul tarafından ihale edilmeksizin yeniden belirlenebilir veya genişletilebilir. Dağıtım bölgesi kapsamında olmayan bir şehrin bulunduğu il sınırı içerisinde faaliyet gösteren dağıtım şirketlerinin ilgili şehir için dağıtım bölgesi genişletme talebi olmaması hâlinde, Kurul tarafından uygun görülmesi hâlinde ilgili şehir için dağıtım lisansı ihalesi yapılabilir. İlgili şehir için aynı il sınırı içerisinde faaliyet gösteren birden fazla dağıtım şirketinin genişleme talebinde bulunması hâlinde, Kurul tarafından dağıtım bölgesinin tamamındaki toplam abone sayısı daha fazla olan dağıtım şirketine öncelik verilir. Kurul, nüfus yoğunluğuna göre bir şehri, sınırları belirlenmiş birden fazla dağıtım bölgesine ayırabilir ve her bölgeyi ayrı ayrı ihale edebilir. Doğal gaz dağıtım şirketleri, lisanslarında belirtilen dağıtım bölgesi kapsamında doğal gaz dağıtım faaliyeti yapmakla yetkili olup, dağıtım bölgesi kapsamında bulunan şehirlerin imarlı alanlar bütününde dağıtım faaliyeti yapmakla yükümlüdür.”
“6) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin talep etmesi ve Kurulun teknik ve ekonomik olarak uygun bulması durumunda dağıtım bölgeleri tek bir lisans altında birleştirilebilir veya mevcut dağıtım bölgeleri birden fazla lisans sahasına bölünebilir. Dağıtım şirketlerinin birleşme taleplerine ilişkin başvuruların değerlendirilmesinde, işletme verimliliği açısından şebeke bütünlüğü ve bölgesel yakınlık dikkate alınır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 10 – 4646 sayılı Kanunun 7 nci maddesinin (a) bendinin (3) numaralı alt bendine aşağıdaki paragraf eklenmiştir.
“Ancak, belirli şartları sağlayan dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin teknik ve ekonomik gerekçeleri dikkate alınarak Kurul tarafından uygun bulunması hâlinde kendi faaliyet alanında faaliyet gösteren tüzel kişilerden sadece birine iştirak etmesi mümkündür. İştirake ilişkin şartlar ve uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından hazırlanan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 11 – 4/1/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanununun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (o) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“o) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının bağlı, ilgili veya ilişkili kurum veya kuruluşlarının, faaliyetleri ile ilgili olarak birbirlerinden veya diğer kamu kurum ve kuruluşlarından karşılanan enerji, yakıt, mal, hizmet, danışmanlık alımları ve büyük onarım işleri, TETAŞ tarafından tedarik amaçlı yapılacak elektrik enerjisi alımları,”
MADDE 12 – 2/3/2005 tarihli ve 5307 sayılı Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Kanunu ve Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanunun 17 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Kaçak veya menşei belli olmayan LPG ile piyasa faaliyetinde bulunan lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG’yi piyasa faaliyetine konu etme fiilini, lisans süresince, aynı lisansla üç defa işleyen lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG, mahkeme kararı ile müsadere edilir. Bu LPG’yi ikmal edenler zararı üç ay içinde tazmin etmekle yükümlüdür.”
MADDE 13 – 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (9) numaralı bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“9. Biyokütle: İthal edilmemek kaydıyla; kentsel atıkların yanı sıra bitkisel yağ atıkları, tarımsal hasat atıkları dâhil olmak üzere tarım ve orman ürünlerinden ve bu ürünler ile atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakları ve sanayi atık çamurları ile arıtma çamurlarını,”
MADDE 14 – 5346 sayılı Kanunun 6 ncı maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“YEK Destekleme Mekanizmasına tabi üretim tesislerinin iletim ve/veya dağıtım sistem güvenliği açısından uymaları gereken yükümlülükler ile bu üretim tesislerinden dengeleme güç piyasası ve/veya yan hizmetler piyasası dâhilinde faaliyette bulunacakların belirlenmesi ve bu piyasalarda faaliyette bulunacak tüzel kişilere ilişkin hak ve yükümlülükler EPDK tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 15 – 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“şş) Teknik ve teknik olmayan kayıp: Dağıtım sistemine giren enerji ile dağıtım sisteminde tüketicilere tahakkuk ettirilen enerji miktarı arasındaki farkı oluşturan ve maliyeti etkileyen; teknik kayıp ve/veya kaçak kullanım gibi sebeplerden kaynaklanan ve teknik bir sebebe dayanmayan kaybı,
tt) Dağıtım şebekesi: Tüketicilerin iç tesisatını dağıtım sistemine bağlamak üzere tesis edilen bağlantı hatları hariç dağıtım tesisini,”
MADDE 16 – 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(12) 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında belirlenecek yenilenebilir enerji kaynak alanlarını kullanacak tüzel kişilerde aranacak koşulların belirlenmesi, TEİAŞ tarafından bağlantı görüşü verilmesi ve kapasite tahsisi yapılması, yapılacak yarışma, yenilenebilir enerji kaynak alanı tahsisi, teminat alınması, yükümlülüklerin yerine getirilmemesi hâlinde teminatın irat kaydedilmesi, yurt içinde üretim ve/veya yerli malı kullanım şartı ile uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir. Yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesislerinde kullanılacak aksam için Bakanlık tarafından yönetmelikle belirlenecek şekilde yurt içinde üretim ve/veya yerli malı kullanım şartı aranır. Yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesisleri için 5346 sayılı Kanuna ekli (I) ve (II) sayılı cetvellere göre hesaplanan fiyatlar toplamını geçmemek üzere her bir yenilenebilir enerji kaynak alanı için Bakanlık tarafından belirlenecek tavan fiyatı üzerinden teklif edilecek en düşük fiyat o yenilenebilir enerji kaynak alanı için yarışma şartlarında belirlenecek süre boyunca uygulanır. Bu madde kapsamında kurulacak üretim tesisleri için önlisans ve lisans verme koşulları, iptali ve tadili ile ilgili hususlar Kurum tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.
(13) 5346 sayılı Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak belirlenecek kamu ve hazine taşınmazları ile özel mülkiyete konu taşınmazlarda, bu taşınmazların yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak kullanımını ve verimliliğini etkileyici imar planları düzenlenemez. Özel mülkiyete konu taşınmazların yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak belirlenmesi hâlinde, söz konusu alanlar üzerinde 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 27 ncimaddesi uyarınca acele kamulaştırma yapılabilir. 9/1/2002 tarihli ve 4737 sayılı Endüstri Bölgeleri Kanunu kapsamında belirlenen bölgelerin aynı zamanda bu Kanuna göre yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak da belirlenmesi hâlinde, bu alanların tahsis edileceği tüzel kişilerin belirlenmesi dışındaki diğer gerekli işlemler 4737 sayılı Kanuna göre yürütülür. Ancak bu alanları kullanacak tüzel kişiler, bu fıkra ile on ikinci fıkra hükümleri kapsamında Bakanlık tarafından belirlenir.
(14) Yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesisleri için gerekli enerji iletim tesisleri TEİAŞ tarafından santral ünitelerinin işletmeye giriş programına uygun olarak yapılır.”
MADDE 17 – 6446 sayılı Kanunun 6 ncı maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(3) Lisans alınıncaya kadar, Kurul tarafından yönetmelikle belirlenen istisnalar dışında önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, hisselerinin devri veya hisselerin devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması veya Kurum tarafından belirlenen yükümlülüklerin yerine getirilmemesi durumundaönlisans iptal edilir.”
“(10) Nükleer enerji üretim tesisleri için alınacak yapı ruhsatı ve diğer mevzuattan kaynaklanan inşaata ilişkin izin, onay, lisans, ruhsat ve benzeri belgeler ile üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edildiğine ilişkin belgeler üretim lisansı verilmesinden sonra olmak üzere, Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulur. Kurul tarafından belirlenen süre içinde istenen belgelerin mücbir sebepler veya lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında Kuruma sunulmaması hâlinde üretim lisansı iptal edilir. Bu üretim tesislerinde, diğer mevzuattan kaynaklanan yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla üretim lisansı alınmadan önce üretim tesisi ile doğrudan ilgili olmayan yapıların inşasına başlanabilir.”
MADDE 18 – 6446 sayılı Kanunun 7 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (b) ve (ç) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) Başvurularda kaynak bazında tesisin kurulacağı saha üzerinde ve/veya sahayı temsil edecek son beş yıl içinde elde edilmiş standardına uygun belirli süreli ölçüm verisi bulunması istenir. Sahanın belirlenmesi, ölçümler ve değerlendirilmesi, verilerin elde edilmesi ve güvenliği ile bunların belgelendirilmesi Bakanlık tarafından teklif edilen ve Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. 5346 sayılı Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında belirlenen yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesisleri açısından ölçüm verisi aranmaz.”
“ç) Değerlendirmede aynı bağlantı noktasına ve/veya aynı bağlantı bölgesine bağlanmak için birden fazla başvurunun bulunması hâlinde başvurular arasından ilan edilen kapasite kadar sisteme bağlanacak olanları belirlemek için TEİAŞ tarafından, 5346 sayılı Kanun kapsamında YEK Destekleme Mekanizmasından yararlanabileceği sürelerde geçerli olmak ve aynı Kanuna ekli (II) sayılı cetvelde belirtilen hakları da saklı olmak üzere 5346 sayılı Kanuna ekli (I) sayılı cetvelde yer alan fiyatlar üzerinden en düşük fiyatın teklif edilmesi esasına dayanan yarışma yapılır. Eşitlik hâlinde uygulanacak hususlar ile yarışmaya ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından teklif edilen ve Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. Rüzgâr ve güneş enerjisi lisans başvurularının teknik değerlendirmesine ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 19 – 6446 sayılı Kanunun 9 uncu maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(14) Millî güvenliği ilgilendiren kurum ve kuruluşların mülkiyetinde olup bu kurum ve kuruluşların tesislerine elektrik enerjisi sağlayan orta gerilim seviyesinden bağlı hat ve tesislerin, dağıtım tesisi sınırından dağıtım transformatörü alçak gerilim pano girişine kadar olan bölümünün işletme, bakım ve onarımı, ilgili kurum ve kuruluşların talep etmesi hâlinde bölgede görevli dağıtım şirketi tarafından yapılır. Bu tesislerde yatırım gerekmesi durumunda bu yatırım ilgili kurum ve kuruluşlarca yapılır. Bu kapsamda verilecek hizmetlere ilişkin alınacak bedeller ile uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 20 – 6446 sayılı Kanunun 14 üncü maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(6) Birinci fıkranın (b) bendi kapsamında olan rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı enerji üretim tesisleri için başvuru tarihinden başvuruya konu üretim tesislerinin tamamının geçici kabulü yapılana kadar, Kurul tarafından yönetmelik ile belirlenen istisnalar dışında pay devri yapılamaz. Pay devri yapılması hâlinde ilgili tüzel kişiye ait bağlantı anlaşması çağrı mektubu iptal edilir.
(7) Dağıtım ve görevli tedarik şirketlerinin; doğrudan ve dolaylı ortakları, kontrolünde olan tüzel kişiler, bu tüzel kişilerin doğrudan ve dolaylı ortaklıklarında istihdam edilen kişiler ve bu kişilerin kontrolünde olan tüzel kişiler ilgili dağıtım şirketinin dağıtım bölgesi ve ilgili dağıtım şirketinin hissedarı olduğu dağıtım bölgesinde, bu madde kapsamında rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı üretim faaliyeti başvurusunda bulunamaz.”
MADDE 21 – 6446 sayılı Kanunun 17 nci maddesinin birinci, üçüncü ve dördüncü fıkraları ile altıncı fıkrasının (a), (ç), (d) ve (f) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) Bu Kanun kapsamında düzenlenen ve bir sonraki dönem uygulanması önerilen tarifeler, ilgili tüzel kişi tarafından Kurulca belirlenen usul ve esaslara göre, tarife konusu faaliyete ilişkin tüm maliyet ve hizmet bedellerini içerecek şekilde hazırlanır ve onaylanmak üzere Kuruma sunulur. Kurul, mevzuat çerçevesinde uygun bulmadığı tarife tekliflerinin revize edilmesini ister veya gerekmesi hâlinde resen revize ederek onaylar. İlgili tüzel kişiler Kurul tarafından onaylanan tarifeleri uygulamakla yükümlüdür.”
“(3) Onaylanan tarifeler içinde, söz konusu tüzel kişinin tarife konusu faaliyetine ilişkin tüm maliyet ve hizmet bedelleri dışında piyasa faaliyetleri ile doğrudan ilişkili olmayan hiçbir unsur yer alamaz. İletim ek ücreti bu hükmün istisnasını oluşturur.
(4) İlgili faaliyete ilişkin tüm maliyet ve hizmet bedellerini içeren Kurul onaylı tarifelerin hüküm ve şartları, bu tarifelere tabi olan tüm gerçek ve tüzel kişileri bağlar. Bir gerçek veya tüzel kişinin tabi olduğu tarifede öngörülen ödemelerden herhangi birini yapmaması hâlinde, söz konusu hizmetin durdurulabilmesini de içeren usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. Kurul tarafından tüketici özelliklerine göre abone grupları belirlenebilir. Kurulca düzenlemeye tabi tarifeler, doğrudan nihai tüketiciye veya nihai tüketiciye yansıtılmak üzere ilgili tüketiciye enerji tedarik eden lisans sahibi tüzel kişilere yansıtılır.”
“a) Bağlantı tarifeleri: Bağlantı tarifeleri, ilgili bağlantı anlaşmasına dâhil edilecek olan bir dağıtım sistemine bağlantı için eşit taraflar arasında ayrım yapılmaması esasına dayalı fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Bağlantı tarifeleri, şebeke yatırım maliyetlerini kapsamaz; bağlantı yapan kişinin iç tesisatının dağıtım şebekesine bağlanması için inşa edilen bağlantı hattı kapsamında katlanılan masraflar ile sınırlıdır. Bağlantı hattının tüketici tarafından tesis edilmesi hâlinde, bağlantı hattı işletme ve bakım sorumluluğu karşılığı dağıtım şirketine devredilir, bu tüketicilerden bağlantı bedeli alınmaz.”
“ç) Dağıtım tarifeleri: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanacak olan dağıtım tarifeleri, elektrik enerjisinin dağıtım sistemi üzerinden naklinden yararlanan tüm gerçek ve tüzel kişilere eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygulanacak hizmetlere ilişkin fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Dağıtım tarifeleri; dağıtım sistemi yatırım harcamaları, sistem işletim maliyeti, teknik ve teknik olmayan kayıp maliyeti, kesme-bağlama hizmet maliyeti, sayaç okuma maliyeti, reaktif enerji maliyeti gibi dağıtım faaliyetinin yürütülmesi kapsamındaki tüm maliyet ve hizmetleri karşılayacak bedellerden oluşur. Dağıtım şirketlerinin tarifelerine esas alınacak teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin hedef oranlar bu kayıpları düşürmeyi teşvik edecek şekilde Kurul tarafından belirlenir. Kurulca belirlenen hedef oranlarını geçmemek kaydı ile teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin maliyetler dağıtım tarifelerinde yer alır ve tüketicilere yansıtılır. Teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin hedef oranlarının tespiti ve değiştirilmesi ile oluşacak maliyetin tarifelerde yer alması ve tüketicilere yansıtılmasına ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından düzenlenir.
d) Perakende satış tarifeleri: Serbest tüketici niteliğini haiz olmayan tüketiciler için, eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygulanacak fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Serbest tüketici niteliğini haiz olmayan tüketicilere uygulanacak perakende satış tarifeleri, görevli tedarik şirketi tarafından önerilir ve Kurul tarafından incelenerek onaylanır. Tedarik lisansı sahibi şirketin lisansında, elektrik enerjisi tüketim miktarlarına göre değişen tipte tarifelerin veya fiyat aralıklarının uygulanmasına ilişkin yükümlülükler yer alabilir ve buna ilişkin hususlar Kurul tarafından düzenlenir. Perakende satış tarifeleri, aktif enerji maliyeti, faturalama ve müşteri hizmetleri maliyeti, perakende satış hizmet maliyeti gibi perakende satış faaliyetinin yürütülmesi kapsamındaki tüm maliyet ve hizmetleri karşılayacak bedellerden oluşur.”
“f) Son kaynak tedarik tarifesi: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilerin rekabetçi piyasaya geçmesini teşvik edecek ve son kaynak tedarikçisinin makul kâr etmesine imkân verecek düzeyde, yürürlükteki perakende satış tarifeleri ile piyasa fiyatları dikkate alınarak hazırlanır. Ancak, bu sınırlamalarla bağlı olmaksızın; Kurulca sosyal ve ekonomik durumlar gözetilerek belirlenecek bir miktarın altında elektrik enerjisi tüketen tüketiciler için ayrı tarife yapılabilir. Son kaynak tedarik yükümlülüğü kapsamında uygulanması öngörülen tarifeler tedarik lisansı sahiplerince ayrıca teklif edilir. Son kaynak tedarik tarifesi, aktif enerji maliyeti, faturalama ve müşteri hizmetleri maliyeti, perakende satış hizmet maliyeti gibi son kaynak tedariği kapsamındaki tüm maliyet ve hizmetleri karşılayacak bedellerden oluşur.”
“(10) Kurum tarafından gelir ve tarife düzenlemeleri kapsamında belirlenen bedellere ilişkin olarak yapılan başvurularda ve açılan davalarda; tüketici hakem heyetleri ile mahkemelerin yetkisi, bu bedellerin, Kurumun düzenleyici işlemlerine uygunluğunun denetimi ile sınırlıdır.”
MADDE 22 – 6446 sayılı Kanunun 18 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(5) Bakanlık tarafından, EÜAŞ ile bağlı ortaklıklarına ait varlıkların veya bu bağlı ortaklıkların hisselerinin yenilenebilir enerji kaynakları veya yerli kömüre dayalı elektrik üretim tesisi kurulması amacıyla özelleştirilmesinin talep edilmesi hâlinde, Özelleştirme İdaresi Başkanlığınca bu Kanun uyarınca gerçekleştirilecek özelleştirme işlemlerinde, 4046 sayılı Kanunun bu maddeye aykırı olmayan hükümleri ile birlikte bu fıkra hükümleri uygulanır. Bu fıkra kapsamında yapılacak özelleştirme ihalesine yönelik olarak varlıkların veya hisselerin değer tespiti yapılmaz. Özelleştirme ihalesi, bu madde kapsamında imzalanacak Elektrik Satış Anlaşması için geçerli olacak elektrik enerjisi satış fiyatının belirlenmesi amacıyla, 4046 sayılı Kanunda belirtilen pazarlık usulü uygulanmak suretiyle gerçekleştirilir. Pazarlık usulü eksiltmeye esas elektrik enerjisi başlangıç satış fiyatından eksiltme yapılmak suretiyle uygulanır ve ihale komisyonu tarafından gerekli görüldüğü takdirde ihale, pazarlık görüşmesine devam edilen teklif sahiplerinin katılımı ile açık eksiltme suretiyle sonuçlandırılabilir. Özelleştirme ihalesi sonucunda, varlıkların veya hisselerin devrine yönelik olarak, bedel alınmaksızın EÜAŞ ve ihale üzerinde kalan teklif sahibi arasında imzalanacak devir sözleşmesi ile eş zamanlı şekilde, kurulacak elektrik üretim tesisinde üretilecek elektrik enerjisinin satışına ilişkin olarak, ihale üzerinde kalan teklif sahibi veya bağlı ortaklık ile TETAŞ veya EÜAŞ arasında ihale sonucu belirlenen elektrik enerjisi satış fiyatı üzerinden, Elektrik Satış Anlaşması imzalanır. İhalede eksiltmeye esas olacak elektrik enerjisi başlangıç satış fiyatı ile Elektrik Satış Anlaşması fiyatının güncellenmesi dâhil diğer usul ve esaslar ihale ilanına çıkılmadan önce Bakanlık tarafından Özelleştirme İdaresi Başkanlığına bildirilir. Bu usul ve esaslar ihale şartnamesinde belirtilir.”
MADDE 23 – 6446 sayılı Kanunun 19 uncu maddesinin altıncı fıkrasında yer alan “kamulaştırma bedelleri” ibaresinden sonra gelmek üzere “ile ilgili diğer giderler” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 24 – 6446 sayılı Kanunun 27 nci maddesine altıncı fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiş ve mevcut yedinci fıkrası sekizinci fıkra olarak teselsül ettirilmiştir.
“(7) TETAŞ; üçüncü, beşinci ve altıncı fıkralarda belirtilen elektrik enerjisi miktarını, mevcut sözleşmeler kapsamında karşılayamaması durumunda yerli kömür yakıtlı elektrik üretim santrallerini işleten şirketlerden temin eder. Söz konusu teminle ilgili miktar, süre ve fiyat belirleme dâhil diğer usul ve esaslar Bakanlar Kurulu tarafından belirlenir.”
MADDE 25 – 6446 sayılı Kanunun Anayasa Mahkemesince iptal edilen geçici 8 inci maddesi aşağıdaki şekilde yeniden düzenlenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 8 – (1) EÜAŞ veya bağlı ortaklık, iştirak, işletme ve işletme birimleri ile varlıklarına ve 4046 sayılı Kanun kapsamında oluşturulacak kamu üretim şirketlerine ve kamu üretim şirketlerine ait üretim tesislerine, bunlardan bu maddede yapılan değişikliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce özelleştirilmiş olanlarla, yürürlük tarihinden sonra özelleştirilecek olanlar için de geçerli olmak üzere, çevre mevzuatına uyumuna yönelik yatırımların gerçekleştirilmesi ve çevre mevzuatı açısından gerekli izinlerin tamamlanması amacıyla 31/12/2019 tarihine kadar süre tanınır. Bu süre zarfında ve önceki dönemlere ilişkin olarak bu gerekçeyle, EÜAŞ veya bağlı ortaklık, iştirak, işletme ve işletme birimleri ile varlıklarında ve 4046 sayılı Kanun kapsamında oluşturulacak kamu üretim şirketlerinde ve kamu üretim şirketlerine ait üretim tesislerinde, bunlardan bu maddede yapılan değişikliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce özelleştirilmiş olanlarla, yürürlük tarihinden sonra özelleştirilecek olanlar için de geçerli olmak üzere, elektrik üretim faaliyeti durdurulamaz ve idari para cezası uygulanmaz. Çevre mevzuatına uyuma yönelik yatırımların gerçekleştirilmesi ve çevre mevzuatı açısından gerekli izinlerin tamamlanmasına ilişkin usul ve esaslar bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir yıl içinde Bakanlık tarafından çıkarılan yönetmelikle belirlenir.”
MADDE 26 – 6446 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 19 – (1) Bu maddeyi ihdas eden Kanunla öngörülen düzenlemeler yürürlüğe konuluncaya kadar, Kurul tarafından yürürlüğe konulan mevcut yönetmelik, tebliğ ve Kurul kararlarının bu Kanuna aykırı olmayan hükümlerinin uygulanmasına devam olunur.
GEÇİCİ MADDE 20 – (1) Kurul kararlarına uygun şekilde tahakkuk ettirilmiş dağıtım, sayaç okuma, perakende satış hizmeti, iletim ve kayıp-kaçak bedelleri ile ilgili olarak açılmış olan her türlü ilamsız icra takibi, dava ve başvurular hakkında 17 nci madde hükümleri uygulanır.”
MADDE 27 – 30/5/2013 tarihli ve 6491 sayılı Türk Petrol Kanununun 8 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(8) 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesine ait IV. Grup (b) bendinde belirtilen ve yer altı işletmesi gerektiren madenlerdeki metan gazı yeryüzünden veya ocak içerisinden üretilir. Üretilen metan gazı maden işletme ruhsat sınırları içerisinde kalmak kaydıyla, maden sahibine bu Kanun kapsamında işletme ruhsatı verilir. Ancak, işletme ruhsatının verilmesinde anılan madenlerin bünyesindeki metan gazı miktarının ton başına en az beş metreküp olması şartı aranır. Üretilen metan gazı 18/4/2001 tarihli ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu kapsamında lisanslandırılmak kaydıyla piyasada faaliyete konu edilebilir. Üretilecek metan gazından alınacak devlet hissesi 9 uncu maddede belirtilen oranda alınır. Bu oranı, dört katına kadar artırmaya veya yarısına kadar indirmeye Bakanlığın teklifi üzerine Bakanlar Kurulu yetkilidir.”
MADDE 28 – Bu Kanun yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 29 – Bu Kanun hükümlerini Bakanlar Kurulu yürütür.
16/06/2016 | ELEKTRİK PİYASASI KANUNU İLE BAZI KANUNLARDA
DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KANUN
Kanun No. 6719 Kabul Tarihi: 4/6/2016
MADDE 1 – 14/6/1935 tarihli ve 2804 sayılı Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü Kanununun ek 1 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“EK MADDE 1– Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü, 2 nci maddede belirtilen görevleri kapsamına giren iş ve hizmet konularında 11/9/1981 tarihli ve 2522 sayılı Kamu Kuruluşlarının Yurt Dışındaki İhalelere Katılması Hakkında Kanuna tabi olmaksızın, bağlı bulunduğu Bakanlık onayı ile; yurt dışında arama ve araştırma faaliyetleri yapmaya, bu faaliyetlerin yürütülmesi amacıyla yurt dışında şirket kurmaya, yerli ve/veya yabancı gerçek veya tüzel kişilerle yurt dışında şirket veya ortaklık kurmaya, imtiyazlı ortak olmaya, şirketler veya ortaklıklarla ilgili her türlü pay, hisse senedi ve diğer ortaklık paylarını alıp satmaya ve yurt dışında çalışma büroları açmaya yetkilidir.
Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğünün yurt dışı faaliyetleriyle ilgili yurt dışında çalıştırılacak personelin niteliği, görev süresi, bunlara ödenecek ücretler ile harcamalara ilişkin usul ve esaslar Bakanlar Kurulunca yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 2 – 18/12/1981 tarihli ve 2565 sayılı Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Kanununa 27 ncimaddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki 27/A maddesi eklenmiştir.
“MADDE 27/A – Askeri yasak bölgeler ve güvenlik bölgelerinde veya ülke güvenliği ile doğrudan ilgili Türk Silahlı Kuvvetlerine tahsisli ve fiilen kullanımında olan araziler, harekat ve savunma amaçlı yerlerdeki tesisler (konut ve sosyal tesisler hariç) ile özel güvenlik bölgesi ilan edilen yerlerdeki tesisler, rafineri, petrokimya tesisleri ve eklentileri ile nükleer santral projeleri kapsamında yapılması öngörülen tesis ve faaliyetler hakkında 4/4/1990 tarihli ve 3621 sayılı Kıyı Kanununun kıyılar, sahil şeritleri, doldurma ve kurutma yoluyla kazanılan arazilere ilişkin yapı ve yapılaşmaya dair sınırlayıcı hükümleri ile 3 üncü maddesi hükümleri ve nükleer santral projeleri kapsamında yapılması öngörülen tesis ve faaliyetler hakkında 26/1/1939 tarihli ve 3573 sayılı Zeytinciliğin Islahı ve Yabanilerinin Aşılattırılması Hakkında Kanunun sınırlayıcı hükümleri uygulanmaz.”
MADDE 3 – 9/7/1982 tarihli ve 2690 sayılı Türkiye Atom Enerjisi Kurumu Kanununa aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“Yapı denetimi
EK MADDE 1 – Nükleer santral sahalarında yapılacak yapılar hakkında 29/6/2001 tarihli ve 4708 sayılı Yapı Denetimi Hakkında Kanun hükümleri ile 3/5/1985 tarihli ve 3194 sayılı İmar Kanununun fenni mesuliyete ilişkin hükümleri uygulanmaz. Ancak bu yapıların yapı denetimi Türkiye Atom Enerjisi Kurumu tarafından yetkilendirilen tüzel kişiliğe sahip yapı denetimi kuruluşları tarafından, denetim kuruluşu ile nükleer santralin lisans sahibi arasında akdedilen hizmet sözleşmesi hükümlerine göre yapılır. Yapı denetiminin bu kuruluşlar tarafından yapılması nükleer santral lisans sahibinin münhasır ve kusursuz sorumluluğunu kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz. Bu yapılara ilişkin olarak yapılacak yetkilendirme ve denetimlerle ilgili usul ve esaslar ile yapı denetimi kuruluşu ile nükleer santral lisans sahibi arasında akdedilecek hizmet sözleşmesinin kapsamına ilişkin hususlar Çevre ve Şehircilik Bakanlığının görüşü alınarak Türkiye Atom Enerjisi Kurumu tarafından bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir yıl içinde çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 4 – 19/2/1985 tarihli ve 3154 sayılı Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 2 nci maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiştir.
“j) Elektrik üretim, iletim, dağıtım ve tüketim tesislerinin milli menfaatlere ve modern teknolojiye uygun şekilde kurulması ve işletilmesi için gerekli yükümlülükleri ile ilgili olarak inceleme, tespit, raporlama, proje onay ve kabul işlemleri yapmak üzere; ihtisas sahibi kamu kurum ve kuruluşlarını, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında dağıtım lisansı sahibi tüzel kişileri veya özel hukuk tüzel kişilerini görevlendirmek, yetkilendirmek veya bu tüzel kişilerden hizmet satın almak ve bu tüzel kişilerin nitelikleri, yetkilendirilmesi, hak ve yükümlülükleri ile bu tüzel kişilere uygulanacak yaptırımları ve diğer hususları yönetmelikle düzenlemek.”
MADDE 5 – 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesinin ikinci fıkrasının (IV) numaralı bendinin (b) alt bendinde yer alan “kömüre bağlı metan gazı,” ibaresi metinden çıkarılmıştır.
MADDE 6 – 3213 sayılı Kanuna aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“EK MADDE 12 – Bu Kanun uyarınca kamu kurum ve kuruluşlarına ait IV. Grup (b) bendi madenlere ilişkin ruhsatlar, rezerv kaybına sebep olmayacak şekilde, elektrik üretimine yönelik olmak üzere Bakanlık onayı ile ayrı ruhsatlara bağlanabilir.”
MADDE 7 – 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 5 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “dokuz” ibaresi “yedi” olarak değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Kurul, ilgili piyasa kanunlarında tanımlanan önlisans, lisans ve sertifikaların verilmesi, tadili, geçici olarak durdurulması ve iptali ile ön araştırma ve soruşturma işlemlerinin yürütülmesi hususunda ilgili kanunlar tarafından kendisine verilen yetkilerin bir kısmını veya tamamını Başkanlığa ve/veya ilgili hizmet birimine devredebilir.”
MADDE 8 – 18/4/2001 tarihli ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanununun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (13) numaralı bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“13) Şehir: Belediye veya büyükşehir belediyesine ait belediye sınırları ile mücavir alanların tamamını,”
MADDE 9 – 4646 sayılı Kanunun 4 üncü maddesinin dördüncü fıkrasının (a) bendinin (3) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı bende aşağıdaki paragraf eklenmiş ve (g) bendinin (5) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı bende aşağıdaki alt bent eklenmiştir.
“3) Her sene ithal edilecek doğal gazın Kurul tarafından belirlenen oranı kadar bir miktarı beş yıl içerisinde ulusal topraklarda yer altı depolama imkânına sahip olunması hususunda depolama faaliyeti yapacak tüzel kişilerden Kurumca belirlenen taahhüt ve garantilerin alınması,”
“Ülkedeki yer altı doğal gaz depolama kapasitesinin tüm ithalatçı şirketlerin her sene ithal edecekleri doğal gaz miktarının depolanmasına ilişkin yükümlülüklerinin yerine getirilmesine imkân verecek seviyede olmasına bağlı olarak Kurul, ithalatçı şirketlerin her sene ithal edecekleri doğal gazın beş yıl içerisinde ulusal topraklarda depolama yükümlülüklerine ilişkin oranını, ülkedeki mevcut yer altı depolama kapasitesini dikkate alarak yüzde yirmiden fazla olmamak üzere belirlemeye yetkilidir. İthalatçı şirketlerin depolama yükümlülüklerine ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından belirlenir.”
“5) Dağıtım şirketleri, yurt çapında sadece iki şehirde lisans sahibi olabilir. Ancak, bu sayı şehirlerin gelişmişlik durumu, tüketim kapasitesi ve kullanıcı sayısı gibi hususlar dikkate alınarak Kurul kararıyla artırılabilir. Dağıtım şirketlerinin belirlenmiş dağıtım bölgesi kapsamı, teknik ve ekonomik gerekler dikkate alınarak il sınırlarını aşmayacak şekilde Kurul tarafından ihale edilmeksizin yeniden belirlenebilir veya genişletilebilir. Dağıtım bölgesi kapsamında olmayan bir şehrin bulunduğu il sınırı içerisinde faaliyet gösteren dağıtım şirketlerinin ilgili şehir için dağıtım bölgesi genişletme talebi olmaması hâlinde, Kurul tarafından uygun görülmesi hâlinde ilgili şehir için dağıtım lisansı ihalesi yapılabilir. İlgili şehir için aynı il sınırı içerisinde faaliyet gösteren birden fazla dağıtım şirketinin genişleme talebinde bulunması hâlinde, Kurul tarafından dağıtım bölgesinin tamamındaki toplam abone sayısı daha fazla olan dağıtım şirketine öncelik verilir. Kurul, nüfus yoğunluğuna göre bir şehri, sınırları belirlenmiş birden fazla dağıtım bölgesine ayırabilir ve her bölgeyi ayrı ayrı ihale edebilir. Doğal gaz dağıtım şirketleri, lisanslarında belirtilen dağıtım bölgesi kapsamında doğal gaz dağıtım faaliyeti yapmakla yetkili olup, dağıtım bölgesi kapsamında bulunan şehirlerin imarlı alanlar bütününde dağıtım faaliyeti yapmakla yükümlüdür.”
“6) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin talep etmesi ve Kurulun teknik ve ekonomik olarak uygun bulması durumunda dağıtım bölgeleri tek bir lisans altında birleştirilebilir veya mevcut dağıtım bölgeleri birden fazla lisans sahasına bölünebilir. Dağıtım şirketlerinin birleşme taleplerine ilişkin başvuruların değerlendirilmesinde, işletme verimliliği açısından şebeke bütünlüğü ve bölgesel yakınlık dikkate alınır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 10 – 4646 sayılı Kanunun 7 nci maddesinin (a) bendinin (3) numaralı alt bendine aşağıdaki paragraf eklenmiştir.
“Ancak, belirli şartları sağlayan dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin teknik ve ekonomik gerekçeleri dikkate alınarak Kurul tarafından uygun bulunması hâlinde kendi faaliyet alanında faaliyet gösteren tüzel kişilerden sadece birine iştirak etmesi mümkündür. İştirake ilişkin şartlar ve uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından hazırlanan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 11 – 4/1/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanununun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (o) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“o) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının bağlı, ilgili veya ilişkili kurum veya kuruluşlarının, faaliyetleri ile ilgili olarak birbirlerinden veya diğer kamu kurum ve kuruluşlarından karşılanan enerji, yakıt, mal, hizmet, danışmanlık alımları ve büyük onarım işleri, TETAŞ tarafından tedarik amaçlı yapılacak elektrik enerjisi alımları,”
MADDE 12 – 2/3/2005 tarihli ve 5307 sayılı Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Kanunu ve Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanunun 17 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Kaçak veya menşei belli olmayan LPG ile piyasa faaliyetinde bulunan lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG’yi piyasa faaliyetine konu etme fiilini, lisans süresince, aynı lisansla üç defa işleyen lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG, mahkeme kararı ile müsadere edilir. Bu LPG’yi ikmal edenler zararı üç ay içinde tazmin etmekle yükümlüdür.”
MADDE 13 – 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (9) numaralı bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“9. Biyokütle: İthal edilmemek kaydıyla; kentsel atıkların yanı sıra bitkisel yağ atıkları, tarımsal hasat atıkları dâhil olmak üzere tarım ve orman ürünlerinden ve bu ürünler ile atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakları ve sanayi atık çamurları ile arıtma çamurlarını,”
MADDE 14 – 5346 sayılı Kanunun 6 ncı maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“YEK Destekleme Mekanizmasına tabi üretim tesislerinin iletim ve/veya dağıtım sistem güvenliği açısından uymaları gereken yükümlülükler ile bu üretim tesislerinden dengeleme güç piyasası ve/veya yan hizmetler piyasası dâhilinde faaliyette bulunacakların belirlenmesi ve bu piyasalarda faaliyette bulunacak tüzel kişilere ilişkin hak ve yükümlülükler EPDK tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 15 – 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“şş) Teknik ve teknik olmayan kayıp: Dağıtım sistemine giren enerji ile dağıtım sisteminde tüketicilere tahakkuk ettirilen enerji miktarı arasındaki farkı oluşturan ve maliyeti etkileyen; teknik kayıp ve/veya kaçak kullanım gibi sebeplerden kaynaklanan ve teknik bir sebebe dayanmayan kaybı,
tt) Dağıtım şebekesi: Tüketicilerin iç tesisatını dağıtım sistemine bağlamak üzere tesis edilen bağlantı hatları hariç dağıtım tesisini,”
MADDE 16 – 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(12) 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında belirlenecek yenilenebilir enerji kaynak alanlarını kullanacak tüzel kişilerde aranacak koşulların belirlenmesi, TEİAŞ tarafından bağlantı görüşü verilmesi ve kapasite tahsisi yapılması, yapılacak yarışma, yenilenebilir enerji kaynak alanı tahsisi, teminat alınması, yükümlülüklerin yerine getirilmemesi hâlinde teminatın irat kaydedilmesi, yurt içinde üretim ve/veya yerli malı kullanım şartı ile uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir. Yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesislerinde kullanılacak aksam için Bakanlık tarafından yönetmelikle belirlenecek şekilde yurt içinde üretim ve/veya yerli malı kullanım şartı aranır. Yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesisleri için 5346 sayılı Kanuna ekli (I) ve (II) sayılı cetvellere göre hesaplanan fiyatlar toplamını geçmemek üzere her bir yenilenebilir enerji kaynak alanı için Bakanlık tarafından belirlenecek tavan fiyatı üzerinden teklif edilecek en düşük fiyat o yenilenebilir enerji kaynak alanı için yarışma şartlarında belirlenecek süre boyunca uygulanır. Bu madde kapsamında kurulacak üretim tesisleri için önlisans ve lisans verme koşulları, iptali ve tadili ile ilgili hususlar Kurum tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.
(13) 5346 sayılı Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak belirlenecek kamu ve hazine taşınmazları ile özel mülkiyete konu taşınmazlarda, bu taşınmazların yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak kullanımını ve verimliliğini etkileyici imar planları düzenlenemez. Özel mülkiyete konu taşınmazların yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak belirlenmesi hâlinde, söz konusu alanlar üzerinde 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 27 ncimaddesi uyarınca acele kamulaştırma yapılabilir. 9/1/2002 tarihli ve 4737 sayılı Endüstri Bölgeleri Kanunu kapsamında belirlenen bölgelerin aynı zamanda bu Kanuna göre yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak da belirlenmesi hâlinde, bu alanların tahsis edileceği tüzel kişilerin belirlenmesi dışındaki diğer gerekli işlemler 4737 sayılı Kanuna göre yürütülür. Ancak bu alanları kullanacak tüzel kişiler, bu fıkra ile on ikinci fıkra hükümleri kapsamında Bakanlık tarafından belirlenir.
(14) Yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesisleri için gerekli enerji iletim tesisleri TEİAŞ tarafından santral ünitelerinin işletmeye giriş programına uygun olarak yapılır.”
MADDE 17 – 6446 sayılı Kanunun 6 ncı maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(3) Lisans alınıncaya kadar, Kurul tarafından yönetmelikle belirlenen istisnalar dışında önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, hisselerinin devri veya hisselerin devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması veya Kurum tarafından belirlenen yükümlülüklerin yerine getirilmemesi durumundaönlisans iptal edilir.”
“(10) Nükleer enerji üretim tesisleri için alınacak yapı ruhsatı ve diğer mevzuattan kaynaklanan inşaata ilişkin izin, onay, lisans, ruhsat ve benzeri belgeler ile üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edildiğine ilişkin belgeler üretim lisansı verilmesinden sonra olmak üzere, Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulur. Kurul tarafından belirlenen süre içinde istenen belgelerin mücbir sebepler veya lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında Kuruma sunulmaması hâlinde üretim lisansı iptal edilir. Bu üretim tesislerinde, diğer mevzuattan kaynaklanan yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla üretim lisansı alınmadan önce üretim tesisi ile doğrudan ilgili olmayan yapıların inşasına başlanabilir.”
MADDE 18 – 6446 sayılı Kanunun 7 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (b) ve (ç) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) Başvurularda kaynak bazında tesisin kurulacağı saha üzerinde ve/veya sahayı temsil edecek son beş yıl içinde elde edilmiş standardına uygun belirli süreli ölçüm verisi bulunması istenir. Sahanın belirlenmesi, ölçümler ve değerlendirilmesi, verilerin elde edilmesi ve güvenliği ile bunların belgelendirilmesi Bakanlık tarafından teklif edilen ve Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. 5346 sayılı Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında belirlenen yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesisleri açısından ölçüm verisi aranmaz.”
“ç) Değerlendirmede aynı bağlantı noktasına ve/veya aynı bağlantı bölgesine bağlanmak için birden fazla başvurunun bulunması hâlinde başvurular arasından ilan edilen kapasite kadar sisteme bağlanacak olanları belirlemek için TEİAŞ tarafından, 5346 sayılı Kanun kapsamında YEK Destekleme Mekanizmasından yararlanabileceği sürelerde geçerli olmak ve aynı Kanuna ekli (II) sayılı cetvelde belirtilen hakları da saklı olmak üzere 5346 sayılı Kanuna ekli (I) sayılı cetvelde yer alan fiyatlar üzerinden en düşük fiyatın teklif edilmesi esasına dayanan yarışma yapılır. Eşitlik hâlinde uygulanacak hususlar ile yarışmaya ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından teklif edilen ve Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. Rüzgâr ve güneş enerjisi lisans başvurularının teknik değerlendirmesine ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 19 – 6446 sayılı Kanunun 9 uncu maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(14) Millî güvenliği ilgilendiren kurum ve kuruluşların mülkiyetinde olup bu kurum ve kuruluşların tesislerine elektrik enerjisi sağlayan orta gerilim seviyesinden bağlı hat ve tesislerin, dağıtım tesisi sınırından dağıtım transformatörü alçak gerilim pano girişine kadar olan bölümünün işletme, bakım ve onarımı, ilgili kurum ve kuruluşların talep etmesi hâlinde bölgede görevli dağıtım şirketi tarafından yapılır. Bu tesislerde yatırım gerekmesi durumunda bu yatırım ilgili kurum ve kuruluşlarca yapılır. Bu kapsamda verilecek hizmetlere ilişkin alınacak bedeller ile uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 20 – 6446 sayılı Kanunun 14 üncü maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(6) Birinci fıkranın (b) bendi kapsamında olan rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı enerji üretim tesisleri için başvuru tarihinden başvuruya konu üretim tesislerinin tamamının geçici kabulü yapılana kadar, Kurul tarafından yönetmelik ile belirlenen istisnalar dışında pay devri yapılamaz. Pay devri yapılması hâlinde ilgili tüzel kişiye ait bağlantı anlaşması çağrı mektubu iptal edilir.
(7) Dağıtım ve görevli tedarik şirketlerinin; doğrudan ve dolaylı ortakları, kontrolünde olan tüzel kişiler, bu tüzel kişilerin doğrudan ve dolaylı ortaklıklarında istihdam edilen kişiler ve bu kişilerin kontrolünde olan tüzel kişiler ilgili dağıtım şirketinin dağıtım bölgesi ve ilgili dağıtım şirketinin hissedarı olduğu dağıtım bölgesinde, bu madde kapsamında rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı üretim faaliyeti başvurusunda bulunamaz.”
MADDE 21 – 6446 sayılı Kanunun 17 nci maddesinin birinci, üçüncü ve dördüncü fıkraları ile altıncı fıkrasının (a), (ç), (d) ve (f) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) Bu Kanun kapsamında düzenlenen ve bir sonraki dönem uygulanması önerilen tarifeler, ilgili tüzel kişi tarafından Kurulca belirlenen usul ve esaslara göre, tarife konusu faaliyete ilişkin tüm maliyet ve hizmet bedellerini içerecek şekilde hazırlanır ve onaylanmak üzere Kuruma sunulur. Kurul, mevzuat çerçevesinde uygun bulmadığı tarife tekliflerinin revize edilmesini ister veya gerekmesi hâlinde resen revize ederek onaylar. İlgili tüzel kişiler Kurul tarafından onaylanan tarifeleri uygulamakla yükümlüdür.”
“(3) Onaylanan tarifeler içinde, söz konusu tüzel kişinin tarife konusu faaliyetine ilişkin tüm maliyet ve hizmet bedelleri dışında piyasa faaliyetleri ile doğrudan ilişkili olmayan hiçbir unsur yer alamaz. İletim ek ücreti bu hükmün istisnasını oluşturur.
(4) İlgili faaliyete ilişkin tüm maliyet ve hizmet bedellerini içeren Kurul onaylı tarifelerin hüküm ve şartları, bu tarifelere tabi olan tüm gerçek ve tüzel kişileri bağlar. Bir gerçek veya tüzel kişinin tabi olduğu tarifede öngörülen ödemelerden herhangi birini yapmaması hâlinde, söz konusu hizmetin durdurulabilmesini de içeren usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. Kurul tarafından tüketici özelliklerine göre abone grupları belirlenebilir. Kurulca düzenlemeye tabi tarifeler, doğrudan nihai tüketiciye veya nihai tüketiciye yansıtılmak üzere ilgili tüketiciye enerji tedarik eden lisans sahibi tüzel kişilere yansıtılır.”
“a) Bağlantı tarifeleri: Bağlantı tarifeleri, ilgili bağlantı anlaşmasına dâhil edilecek olan bir dağıtım sistemine bağlantı için eşit taraflar arasında ayrım yapılmaması esasına dayalı fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Bağlantı tarifeleri, şebeke yatırım maliyetlerini kapsamaz; bağlantı yapan kişinin iç tesisatının dağıtım şebekesine bağlanması için inşa edilen bağlantı hattı kapsamında katlanılan masraflar ile sınırlıdır. Bağlantı hattının tüketici tarafından tesis edilmesi hâlinde, bağlantı hattı işletme ve bakım sorumluluğu karşılığı dağıtım şirketine devredilir, bu tüketicilerden bağlantı bedeli alınmaz.”
“ç) Dağıtım tarifeleri: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanacak olan dağıtım tarifeleri, elektrik enerjisinin dağıtım sistemi üzerinden naklinden yararlanan tüm gerçek ve tüzel kişilere eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygulanacak hizmetlere ilişkin fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Dağıtım tarifeleri; dağıtım sistemi yatırım harcamaları, sistem işletim maliyeti, teknik ve teknik olmayan kayıp maliyeti, kesme-bağlama hizmet maliyeti, sayaç okuma maliyeti, reaktif enerji maliyeti gibi dağıtım faaliyetinin yürütülmesi kapsamındaki tüm maliyet ve hizmetleri karşılayacak bedellerden oluşur. Dağıtım şirketlerinin tarifelerine esas alınacak teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin hedef oranlar bu kayıpları düşürmeyi teşvik edecek şekilde Kurul tarafından belirlenir. Kurulca belirlenen hedef oranlarını geçmemek kaydı ile teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin maliyetler dağıtım tarifelerinde yer alır ve tüketicilere yansıtılır. Teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin hedef oranlarının tespiti ve değiştirilmesi ile oluşacak maliyetin tarifelerde yer alması ve tüketicilere yansıtılmasına ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından düzenlenir.
d) Perakende satış tarifeleri: Serbest tüketici niteliğini haiz olmayan tüketiciler için, eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygulanacak fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Serbest tüketici niteliğini haiz olmayan tüketicilere uygulanacak perakende satış tarifeleri, görevli tedarik şirketi tarafından önerilir ve Kurul tarafından incelenerek onaylanır. Tedarik lisansı sahibi şirketin lisansında, elektrik enerjisi tüketim miktarlarına göre değişen tipte tarifelerin veya fiyat aralıklarının uygulanmasına ilişkin yükümlülükler yer alabilir ve buna ilişkin hususlar Kurul tarafından düzenlenir. Perakende satış tarifeleri, aktif enerji maliyeti, faturalama ve müşteri hizmetleri maliyeti, perakende satış hizmet maliyeti gibi perakende satış faaliyetinin yürütülmesi kapsamındaki tüm maliyet ve hizmetleri karşılayacak bedellerden oluşur.”
“f) Son kaynak tedarik tarifesi: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilerin rekabetçi piyasaya geçmesini teşvik edecek ve son kaynak tedarikçisinin makul kâr etmesine imkân verecek düzeyde, yürürlükteki perakende satış tarifeleri ile piyasa fiyatları dikkate alınarak hazırlanır. Ancak, bu sınırlamalarla bağlı olmaksızın; Kurulca sosyal ve ekonomik durumlar gözetilerek belirlenecek bir miktarın altında elektrik enerjisi tüketen tüketiciler için ayrı tarife yapılabilir. Son kaynak tedarik yükümlülüğü kapsamında uygulanması öngörülen tarifeler tedarik lisansı sahiplerince ayrıca teklif edilir. Son kaynak tedarik tarifesi, aktif enerji maliyeti, faturalama ve müşteri hizmetleri maliyeti, perakende satış hizmet maliyeti gibi son kaynak tedariği kapsamındaki tüm maliyet ve hizmetleri karşılayacak bedellerden oluşur.”
“(10) Kurum tarafından gelir ve tarife düzenlemeleri kapsamında belirlenen bedellere ilişkin olarak yapılan başvurularda ve açılan davalarda; tüketici hakem heyetleri ile mahkemelerin yetkisi, bu bedellerin, Kurumun düzenleyici işlemlerine uygunluğunun denetimi ile sınırlıdır.”
MADDE 22 – 6446 sayılı Kanunun 18 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(5) Bakanlık tarafından, EÜAŞ ile bağlı ortaklıklarına ait varlıkların veya bu bağlı ortaklıkların hisselerinin yenilenebilir enerji kaynakları veya yerli kömüre dayalı elektrik üretim tesisi kurulması amacıyla özelleştirilmesinin talep edilmesi hâlinde, Özelleştirme İdaresi Başkanlığınca bu Kanun uyarınca gerçekleştirilecek özelleştirme işlemlerinde, 4046 sayılı Kanunun bu maddeye aykırı olmayan hükümleri ile birlikte bu fıkra hükümleri uygulanır. Bu fıkra kapsamında yapılacak özelleştirme ihalesine yönelik olarak varlıkların veya hisselerin değer tespiti yapılmaz. Özelleştirme ihalesi, bu madde kapsamında imzalanacak Elektrik Satış Anlaşması için geçerli olacak elektrik enerjisi satış fiyatının belirlenmesi amacıyla, 4046 sayılı Kanunda belirtilen pazarlık usulü uygulanmak suretiyle gerçekleştirilir. Pazarlık usulü eksiltmeye esas elektrik enerjisi başlangıç satış fiyatından eksiltme yapılmak suretiyle uygulanır ve ihale komisyonu tarafından gerekli görüldüğü takdirde ihale, pazarlık görüşmesine devam edilen teklif sahiplerinin katılımı ile açık eksiltme suretiyle sonuçlandırılabilir. Özelleştirme ihalesi sonucunda, varlıkların veya hisselerin devrine yönelik olarak, bedel alınmaksızın EÜAŞ ve ihale üzerinde kalan teklif sahibi arasında imzalanacak devir sözleşmesi ile eş zamanlı şekilde, kurulacak elektrik üretim tesisinde üretilecek elektrik enerjisinin satışına ilişkin olarak, ihale üzerinde kalan teklif sahibi veya bağlı ortaklık ile TETAŞ veya EÜAŞ arasında ihale sonucu belirlenen elektrik enerjisi satış fiyatı üzerinden, Elektrik Satış Anlaşması imzalanır. İhalede eksiltmeye esas olacak elektrik enerjisi başlangıç satış fiyatı ile Elektrik Satış Anlaşması fiyatının güncellenmesi dâhil diğer usul ve esaslar ihale ilanına çıkılmadan önce Bakanlık tarafından Özelleştirme İdaresi Başkanlığına bildirilir. Bu usul ve esaslar ihale şartnamesinde belirtilir.”
MADDE 23 – 6446 sayılı Kanunun 19 uncu maddesinin altıncı fıkrasında yer alan “kamulaştırma bedelleri” ibaresinden sonra gelmek üzere “ile ilgili diğer giderler” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 24 – 6446 sayılı Kanunun 27 nci maddesine altıncı fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiş ve mevcut yedinci fıkrası sekizinci fıkra olarak teselsül ettirilmiştir.
“(7) TETAŞ; üçüncü, beşinci ve altıncı fıkralarda belirtilen elektrik enerjisi miktarını, mevcut sözleşmeler kapsamında karşılayamaması durumunda yerli kömür yakıtlı elektrik üretim santrallerini işleten şirketlerden temin eder. Söz konusu teminle ilgili miktar, süre ve fiyat belirleme dâhil diğer usul ve esaslar Bakanlar Kurulu tarafından belirlenir.”
MADDE 25 – 6446 sayılı Kanunun Anayasa Mahkemesince iptal edilen geçici 8 inci maddesi aşağıdaki şekilde yeniden düzenlenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 8 – (1) EÜAŞ veya bağlı ortaklık, iştirak, işletme ve işletme birimleri ile varlıklarına ve 4046 sayılı Kanun kapsamında oluşturulacak kamu üretim şirketlerine ve kamu üretim şirketlerine ait üretim tesislerine, bunlardan bu maddede yapılan değişikliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce özelleştirilmiş olanlarla, yürürlük tarihinden sonra özelleştirilecek olanlar için de geçerli olmak üzere, çevre mevzuatına uyumuna yönelik yatırımların gerçekleştirilmesi ve çevre mevzuatı açısından gerekli izinlerin tamamlanması amacıyla 31/12/2019 tarihine kadar süre tanınır. Bu süre zarfında ve önceki dönemlere ilişkin olarak bu gerekçeyle, EÜAŞ veya bağlı ortaklık, iştirak, işletme ve işletme birimleri ile varlıklarında ve 4046 sayılı Kanun kapsamında oluşturulacak kamu üretim şirketlerinde ve kamu üretim şirketlerine ait üretim tesislerinde, bunlardan bu maddede yapılan değişikliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce özelleştirilmiş olanlarla, yürürlük tarihinden sonra özelleştirilecek olanlar için de geçerli olmak üzere, elektrik üretim faaliyeti durdurulamaz ve idari para cezası uygulanmaz. Çevre mevzuatına uyuma yönelik yatırımların gerçekleştirilmesi ve çevre mevzuatı açısından gerekli izinlerin tamamlanmasına ilişkin usul ve esaslar bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir yıl içinde Bakanlık tarafından çıkarılan yönetmelikle belirlenir.”
MADDE 26 – 6446 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 19 – (1) Bu maddeyi ihdas eden Kanunla öngörülen düzenlemeler yürürlüğe konuluncaya kadar, Kurul tarafından yürürlüğe konulan mevcut yönetmelik, tebliğ ve Kurul kararlarının bu Kanuna aykırı olmayan hükümlerinin uygulanmasına devam olunur.
GEÇİCİ MADDE 20 – (1) Kurul kararlarına uygun şekilde tahakkuk ettirilmiş dağıtım, sayaç okuma, perakende satış hizmeti, iletim ve kayıp-kaçak bedelleri ile ilgili olarak açılmış olan her türlü ilamsız icra takibi, dava ve başvurular hakkında 17 nci madde hükümleri uygulanır.”
MADDE 27 – 30/5/2013 tarihli ve 6491 sayılı Türk Petrol Kanununun 8 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(8) 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesine ait IV. Grup (b) bendinde belirtilen ve yer altı işletmesi gerektiren madenlerdeki metan gazı yeryüzünden veya ocak içerisinden üretilir. Üretilen metan gazı maden işletme ruhsat sınırları içerisinde kalmak kaydıyla, maden sahibine bu Kanun kapsamında işletme ruhsatı verilir. Ancak, işletme ruhsatının verilmesinde anılan madenlerin bünyesindeki metan gazı miktarının ton başına en az beş metreküp olması şartı aranır. Üretilen metan gazı 18/4/2001 tarihli ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu kapsamında lisanslandırılmak kaydıyla piyasada faaliyete konu edilebilir. Üretilecek metan gazından alınacak devlet hissesi 9 uncu maddede belirtilen oranda alınır. Bu oranı, dört katına kadar artırmaya veya yarısına kadar indirmeye Bakanlığın teklifi üzerine Bakanlar Kurulu yetkilidir.”
MADDE 28 – Bu Kanun yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 29 – Bu Kanun hükümlerini Bakanlar Kurulu yürütür.
16/06/2016 | ELEKTRİK PİYASASI KANUNU İLE BAZI KANUNLARDA
DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KANUN
Kanun No. 6719 Kabul Tarihi: 4/6/2016
MADDE 1 – 14/6/1935 tarihli ve 2804 sayılı Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü Kanununun ek 1 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“EK MADDE 1– Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü, 2 nci maddede belirtilen görevleri kapsamına giren iş ve hizmet konularında 11/9/1981 tarihli ve 2522 sayılı Kamu Kuruluşlarının Yurt Dışındaki İhalelere Katılması Hakkında Kanuna tabi olmaksızın, bağlı bulunduğu Bakanlık onayı ile; yurt dışında arama ve araştırma faaliyetleri yapmaya, bu faaliyetlerin yürütülmesi amacıyla yurt dışında şirket kurmaya, yerli ve/veya yabancı gerçek veya tüzel kişilerle yurt dışında şirket veya ortaklık kurmaya, imtiyazlı ortak olmaya, şirketler veya ortaklıklarla ilgili her türlü pay, hisse senedi ve diğer ortaklık paylarını alıp satmaya ve yurt dışında çalışma büroları açmaya yetkilidir.
Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğünün yurt dışı faaliyetleriyle ilgili yurt dışında çalıştırılacak personelin niteliği, görev süresi, bunlara ödenecek ücretler ile harcamalara ilişkin usul ve esaslar Bakanlar Kurulunca yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 2 – 18/12/1981 tarihli ve 2565 sayılı Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Kanununa 27 ncimaddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki 27/A maddesi eklenmiştir.
“MADDE 27/A – Askeri yasak bölgeler ve güvenlik bölgelerinde veya ülke güvenliği ile doğrudan ilgili Türk Silahlı Kuvvetlerine tahsisli ve fiilen kullanımında olan araziler, harekat ve savunma amaçlı yerlerdeki tesisler (konut ve sosyal tesisler hariç) ile özel güvenlik bölgesi ilan edilen yerlerdeki tesisler, rafineri, petrokimya tesisleri ve eklentileri ile nükleer santral projeleri kapsamında yapılması öngörülen tesis ve faaliyetler hakkında 4/4/1990 tarihli ve 3621 sayılı Kıyı Kanununun kıyılar, sahil şeritleri, doldurma ve kurutma yoluyla kazanılan arazilere ilişkin yapı ve yapılaşmaya dair sınırlayıcı hükümleri ile 3 üncü maddesi hükümleri ve nükleer santral projeleri kapsamında yapılması öngörülen tesis ve faaliyetler hakkında 26/1/1939 tarihli ve 3573 sayılı Zeytinciliğin Islahı ve Yabanilerinin Aşılattırılması Hakkında Kanunun sınırlayıcı hükümleri uygulanmaz.”
MADDE 3 – 9/7/1982 tarihli ve 2690 sayılı Türkiye Atom Enerjisi Kurumu Kanununa aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“Yapı denetimi
EK MADDE 1 – Nükleer santral sahalarında yapılacak yapılar hakkında 29/6/2001 tarihli ve 4708 sayılı Yapı Denetimi Hakkında Kanun hükümleri ile 3/5/1985 tarihli ve 3194 sayılı İmar Kanununun fenni mesuliyete ilişkin hükümleri uygulanmaz. Ancak bu yapıların yapı denetimi Türkiye Atom Enerjisi Kurumu tarafından yetkilendirilen tüzel kişiliğe sahip yapı denetimi kuruluşları tarafından, denetim kuruluşu ile nükleer santralin lisans sahibi arasında akdedilen hizmet sözleşmesi hükümlerine göre yapılır. Yapı denetiminin bu kuruluşlar tarafından yapılması nükleer santral lisans sahibinin münhasır ve kusursuz sorumluluğunu kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz. Bu yapılara ilişkin olarak yapılacak yetkilendirme ve denetimlerle ilgili usul ve esaslar ile yapı denetimi kuruluşu ile nükleer santral lisans sahibi arasında akdedilecek hizmet sözleşmesinin kapsamına ilişkin hususlar Çevre ve Şehircilik Bakanlığının görüşü alınarak Türkiye Atom Enerjisi Kurumu tarafından bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir yıl içinde çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 4 – 19/2/1985 tarihli ve 3154 sayılı Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 2 nci maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiştir.
“j) Elektrik üretim, iletim, dağıtım ve tüketim tesislerinin milli menfaatlere ve modern teknolojiye uygun şekilde kurulması ve işletilmesi için gerekli yükümlülükleri ile ilgili olarak inceleme, tespit, raporlama, proje onay ve kabul işlemleri yapmak üzere; ihtisas sahibi kamu kurum ve kuruluşlarını, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında dağıtım lisansı sahibi tüzel kişileri veya özel hukuk tüzel kişilerini görevlendirmek, yetkilendirmek veya bu tüzel kişilerden hizmet satın almak ve bu tüzel kişilerin nitelikleri, yetkilendirilmesi, hak ve yükümlülükleri ile bu tüzel kişilere uygulanacak yaptırımları ve diğer hususları yönetmelikle düzenlemek.”
MADDE 5 – 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesinin ikinci fıkrasının (IV) numaralı bendinin (b) alt bendinde yer alan “kömüre bağlı metan gazı,” ibaresi metinden çıkarılmıştır.
MADDE 6 – 3213 sayılı Kanuna aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“EK MADDE 12 – Bu Kanun uyarınca kamu kurum ve kuruluşlarına ait IV. Grup (b) bendi madenlere ilişkin ruhsatlar, rezerv kaybına sebep olmayacak şekilde, elektrik üretimine yönelik olmak üzere Bakanlık onayı ile ayrı ruhsatlara bağlanabilir.”
MADDE 7 – 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 5 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “dokuz” ibaresi “yedi” olarak değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Kurul, ilgili piyasa kanunlarında tanımlanan önlisans, lisans ve sertifikaların verilmesi, tadili, geçici olarak durdurulması ve iptali ile ön araştırma ve soruşturma işlemlerinin yürütülmesi hususunda ilgili kanunlar tarafından kendisine verilen yetkilerin bir kısmını veya tamamını Başkanlığa ve/veya ilgili hizmet birimine devredebilir.”
MADDE 8 – 18/4/2001 tarihli ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanununun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (13) numaralı bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“13) Şehir: Belediye veya büyükşehir belediyesine ait belediye sınırları ile mücavir alanların tamamını,”
MADDE 9 – 4646 sayılı Kanunun 4 üncü maddesinin dördüncü fıkrasının (a) bendinin (3) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı bende aşağıdaki paragraf eklenmiş ve (g) bendinin (5) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı bende aşağıdaki alt bent eklenmiştir.
“3) Her sene ithal edilecek doğal gazın Kurul tarafından belirlenen oranı kadar bir miktarı beş yıl içerisinde ulusal topraklarda yer altı depolama imkânına sahip olunması hususunda depolama faaliyeti yapacak tüzel kişilerden Kurumca belirlenen taahhüt ve garantilerin alınması,”
“Ülkedeki yer altı doğal gaz depolama kapasitesinin tüm ithalatçı şirketlerin her sene ithal edecekleri doğal gaz miktarının depolanmasına ilişkin yükümlülüklerinin yerine getirilmesine imkân verecek seviyede olmasına bağlı olarak Kurul, ithalatçı şirketlerin her sene ithal edecekleri doğal gazın beş yıl içerisinde ulusal topraklarda depolama yükümlülüklerine ilişkin oranını, ülkedeki mevcut yer altı depolama kapasitesini dikkate alarak yüzde yirmiden fazla olmamak üzere belirlemeye yetkilidir. İthalatçı şirketlerin depolama yükümlülüklerine ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından belirlenir.”
“5) Dağıtım şirketleri, yurt çapında sadece iki şehirde lisans sahibi olabilir. Ancak, bu sayı şehirlerin gelişmişlik durumu, tüketim kapasitesi ve kullanıcı sayısı gibi hususlar dikkate alınarak Kurul kararıyla artırılabilir. Dağıtım şirketlerinin belirlenmiş dağıtım bölgesi kapsamı, teknik ve ekonomik gerekler dikkate alınarak il sınırlarını aşmayacak şekilde Kurul tarafından ihale edilmeksizin yeniden belirlenebilir veya genişletilebilir. Dağıtım bölgesi kapsamında olmayan bir şehrin bulunduğu il sınırı içerisinde faaliyet gösteren dağıtım şirketlerinin ilgili şehir için dağıtım bölgesi genişletme talebi olmaması hâlinde, Kurul tarafından uygun görülmesi hâlinde ilgili şehir için dağıtım lisansı ihalesi yapılabilir. İlgili şehir için aynı il sınırı içerisinde faaliyet gösteren birden fazla dağıtım şirketinin genişleme talebinde bulunması hâlinde, Kurul tarafından dağıtım bölgesinin tamamındaki toplam abone sayısı daha fazla olan dağıtım şirketine öncelik verilir. Kurul, nüfus yoğunluğuna göre bir şehri, sınırları belirlenmiş birden fazla dağıtım bölgesine ayırabilir ve her bölgeyi ayrı ayrı ihale edebilir. Doğal gaz dağıtım şirketleri, lisanslarında belirtilen dağıtım bölgesi kapsamında doğal gaz dağıtım faaliyeti yapmakla yetkili olup, dağıtım bölgesi kapsamında bulunan şehirlerin imarlı alanlar bütününde dağıtım faaliyeti yapmakla yükümlüdür.”
“6) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin talep etmesi ve Kurulun teknik ve ekonomik olarak uygun bulması durumunda dağıtım bölgeleri tek bir lisans altında birleştirilebilir veya mevcut dağıtım bölgeleri birden fazla lisans sahasına bölünebilir. Dağıtım şirketlerinin birleşme taleplerine ilişkin başvuruların değerlendirilmesinde, işletme verimliliği açısından şebeke bütünlüğü ve bölgesel yakınlık dikkate alınır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 10 – 4646 sayılı Kanunun 7 nci maddesinin (a) bendinin (3) numaralı alt bendine aşağıdaki paragraf eklenmiştir.
“Ancak, belirli şartları sağlayan dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin teknik ve ekonomik gerekçeleri dikkate alınarak Kurul tarafından uygun bulunması hâlinde kendi faaliyet alanında faaliyet gösteren tüzel kişilerden sadece birine iştirak etmesi mümkündür. İştirake ilişkin şartlar ve uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından hazırlanan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 11 – 4/1/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanununun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (o) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“o) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının bağlı, ilgili veya ilişkili kurum veya kuruluşlarının, faaliyetleri ile ilgili olarak birbirlerinden veya diğer kamu kurum ve kuruluşlarından karşılanan enerji, yakıt, mal, hizmet, danışmanlık alımları ve büyük onarım işleri, TETAŞ tarafından tedarik amaçlı yapılacak elektrik enerjisi alımları,”
MADDE 12 – 2/3/2005 tarihli ve 5307 sayılı Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Kanunu ve Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanunun 17 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Kaçak veya menşei belli olmayan LPG ile piyasa faaliyetinde bulunan lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG’yi piyasa faaliyetine konu etme fiilini, lisans süresince, aynı lisansla üç defa işleyen lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG, mahkeme kararı ile müsadere edilir. Bu LPG’yi ikmal edenler zararı üç ay içinde tazmin etmekle yükümlüdür.”
MADDE 13 – 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (9) numaralı bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“9. Biyokütle: İthal edilmemek kaydıyla; kentsel atıkların yanı sıra bitkisel yağ atıkları, tarımsal hasat atıkları dâhil olmak üzere tarım ve orman ürünlerinden ve bu ürünler ile atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakları ve sanayi atık çamurları ile arıtma çamurlarını,”
MADDE 14 – 5346 sayılı Kanunun 6 ncı maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“YEK Destekleme Mekanizmasına tabi üretim tesislerinin iletim ve/veya dağıtım sistem güvenliği açısından uymaları gereken yükümlülükler ile bu üretim tesislerinden dengeleme güç piyasası ve/veya yan hizmetler piyasası dâhilinde faaliyette bulunacakların belirlenmesi ve bu piyasalarda faaliyette bulunacak tüzel kişilere ilişkin hak ve yükümlülükler EPDK tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 15 – 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“şş) Teknik ve teknik olmayan kayıp: Dağıtım sistemine giren enerji ile dağıtım sisteminde tüketicilere tahakkuk ettirilen enerji miktarı arasındaki farkı oluşturan ve maliyeti etkileyen; teknik kayıp ve/veya kaçak kullanım gibi sebeplerden kaynaklanan ve teknik bir sebebe dayanmayan kaybı,
tt) Dağıtım şebekesi: Tüketicilerin iç tesisatını dağıtım sistemine bağlamak üzere tesis edilen bağlantı hatları hariç dağıtım tesisini,”
MADDE 16 – 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(12) 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında belirlenecek yenilenebilir enerji kaynak alanlarını kullanacak tüzel kişilerde aranacak koşulların belirlenmesi, TEİAŞ tarafından bağlantı görüşü verilmesi ve kapasite tahsisi yapılması, yapılacak yarışma, yenilenebilir enerji kaynak alanı tahsisi, teminat alınması, yükümlülüklerin yerine getirilmemesi hâlinde teminatın irat kaydedilmesi, yurt içinde üretim ve/veya yerli malı kullanım şartı ile uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir. Yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesislerinde kullanılacak aksam için Bakanlık tarafından yönetmelikle belirlenecek şekilde yurt içinde üretim ve/veya yerli malı kullanım şartı aranır. Yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesisleri için 5346 sayılı Kanuna ekli (I) ve (II) sayılı cetvellere göre hesaplanan fiyatlar toplamını geçmemek üzere her bir yenilenebilir enerji kaynak alanı için Bakanlık tarafından belirlenecek tavan fiyatı üzerinden teklif edilecek en düşük fiyat o yenilenebilir enerji kaynak alanı için yarışma şartlarında belirlenecek süre boyunca uygulanır. Bu madde kapsamında kurulacak üretim tesisleri için önlisans ve lisans verme koşulları, iptali ve tadili ile ilgili hususlar Kurum tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.
(13) 5346 sayılı Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak belirlenecek kamu ve hazine taşınmazları ile özel mülkiyete konu taşınmazlarda, bu taşınmazların yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak kullanımını ve verimliliğini etkileyici imar planları düzenlenemez. Özel mülkiyete konu taşınmazların yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak belirlenmesi hâlinde, söz konusu alanlar üzerinde 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 27 ncimaddesi uyarınca acele kamulaştırma yapılabilir. 9/1/2002 tarihli ve 4737 sayılı Endüstri Bölgeleri Kanunu kapsamında belirlenen bölgelerin aynı zamanda bu Kanuna göre yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak da belirlenmesi hâlinde, bu alanların tahsis edileceği tüzel kişilerin belirlenmesi dışındaki diğer gerekli işlemler 4737 sayılı Kanuna göre yürütülür. Ancak bu alanları kullanacak tüzel kişiler, bu fıkra ile on ikinci fıkra hükümleri kapsamında Bakanlık tarafından belirlenir.
(14) Yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesisleri için gerekli enerji iletim tesisleri TEİAŞ tarafından santral ünitelerinin işletmeye giriş programına uygun olarak yapılır.”
MADDE 17 – 6446 sayılı Kanunun 6 ncı maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(3) Lisans alınıncaya kadar, Kurul tarafından yönetmelikle belirlenen istisnalar dışında önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, hisselerinin devri veya hisselerin devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması veya Kurum tarafından belirlenen yükümlülüklerin yerine getirilmemesi durumundaönlisans iptal edilir.”
“(10) Nükleer enerji üretim tesisleri için alınacak yapı ruhsatı ve diğer mevzuattan kaynaklanan inşaata ilişkin izin, onay, lisans, ruhsat ve benzeri belgeler ile üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edildiğine ilişkin belgeler üretim lisansı verilmesinden sonra olmak üzere, Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulur. Kurul tarafından belirlenen süre içinde istenen belgelerin mücbir sebepler veya lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında Kuruma sunulmaması hâlinde üretim lisansı iptal edilir. Bu üretim tesislerinde, diğer mevzuattan kaynaklanan yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla üretim lisansı alınmadan önce üretim tesisi ile doğrudan ilgili olmayan yapıların inşasına başlanabilir.”
MADDE 18 – 6446 sayılı Kanunun 7 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (b) ve (ç) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) Başvurularda kaynak bazında tesisin kurulacağı saha üzerinde ve/veya sahayı temsil edecek son beş yıl içinde elde edilmiş standardına uygun belirli süreli ölçüm verisi bulunması istenir. Sahanın belirlenmesi, ölçümler ve değerlendirilmesi, verilerin elde edilmesi ve güvenliği ile bunların belgelendirilmesi Bakanlık tarafından teklif edilen ve Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. 5346 sayılı Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında belirlenen yenilenebilir enerji kaynak alanlarında kurulacak üretim tesisleri açısından ölçüm verisi aranmaz.”
“ç) Değerlendirmede aynı bağlantı noktasına ve/veya aynı bağlantı bölgesine bağlanmak için birden fazla başvurunun bulunması hâlinde başvurular arasından ilan edilen kapasite kadar sisteme bağlanacak olanları belirlemek için TEİAŞ tarafından, 5346 sayılı Kanun kapsamında YEK Destekleme Mekanizmasından yararlanabileceği sürelerde geçerli olmak ve aynı Kanuna ekli (II) sayılı cetvelde belirtilen hakları da saklı olmak üzere 5346 sayılı Kanuna ekli (I) sayılı cetvelde yer alan fiyatlar üzerinden en düşük fiyatın teklif edilmesi esasına dayanan yarışma yapılır. Eşitlik hâlinde uygulanacak hususlar ile yarışmaya ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından teklif edilen ve Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. Rüzgâr ve güneş enerjisi lisans başvurularının teknik değerlendirmesine ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 19 – 6446 sayılı Kanunun 9 uncu maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(14) Millî güvenliği ilgilendiren kurum ve kuruluşların mülkiyetinde olup bu kurum ve kuruluşların tesislerine elektrik enerjisi sağlayan orta gerilim seviyesinden bağlı hat ve tesislerin, dağıtım tesisi sınırından dağıtım transformatörü alçak gerilim pano girişine kadar olan bölümünün işletme, bakım ve onarımı, ilgili kurum ve kuruluşların talep etmesi hâlinde bölgede görevli dağıtım şirketi tarafından yapılır. Bu tesislerde yatırım gerekmesi durumunda bu yatırım ilgili kurum ve kuruluşlarca yapılır. Bu kapsamda verilecek hizmetlere ilişkin alınacak bedeller ile uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 20 – 6446 sayılı Kanunun 14 üncü maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(6) Birinci fıkranın (b) bendi kapsamında olan rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı enerji üretim tesisleri için başvuru tarihinden başvuruya konu üretim tesislerinin tamamının geçici kabulü yapılana kadar, Kurul tarafından yönetmelik ile belirlenen istisnalar dışında pay devri yapılamaz. Pay devri yapılması hâlinde ilgili tüzel kişiye ait bağlantı anlaşması çağrı mektubu iptal edilir.
(7) Dağıtım ve görevli tedarik şirketlerinin; doğrudan ve dolaylı ortakları, kontrolünde olan tüzel kişiler, bu tüzel kişilerin doğrudan ve dolaylı ortaklıklarında istihdam edilen kişiler ve bu kişilerin kontrolünde olan tüzel kişiler ilgili dağıtım şirketinin dağıtım bölgesi ve ilgili dağıtım şirketinin hissedarı olduğu dağıtım bölgesinde, bu madde kapsamında rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı üretim faaliyeti başvurusunda bulunamaz.”
MADDE 21 – 6446 sayılı Kanunun 17 nci maddesinin birinci, üçüncü ve dördüncü fıkraları ile altıncı fıkrasının (a), (ç), (d) ve (f) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) Bu Kanun kapsamında düzenlenen ve bir sonraki dönem uygulanması önerilen tarifeler, ilgili tüzel kişi tarafından Kurulca belirlenen usul ve esaslara göre, tarife konusu faaliyete ilişkin tüm maliyet ve hizmet bedellerini içerecek şekilde hazırlanır ve onaylanmak üzere Kuruma sunulur. Kurul, mevzuat çerçevesinde uygun bulmadığı tarife tekliflerinin revize edilmesini ister veya gerekmesi hâlinde resen revize ederek onaylar. İlgili tüzel kişiler Kurul tarafından onaylanan tarifeleri uygulamakla yükümlüdür.”
“(3) Onaylanan tarifeler içinde, söz konusu tüzel kişinin tarife konusu faaliyetine ilişkin tüm maliyet ve hizmet bedelleri dışında piyasa faaliyetleri ile doğrudan ilişkili olmayan hiçbir unsur yer alamaz. İletim ek ücreti bu hükmün istisnasını oluşturur.
(4) İlgili faaliyete ilişkin tüm maliyet ve hizmet bedellerini içeren Kurul onaylı tarifelerin hüküm ve şartları, bu tarifelere tabi olan tüm gerçek ve tüzel kişileri bağlar. Bir gerçek veya tüzel kişinin tabi olduğu tarifede öngörülen ödemelerden herhangi birini yapmaması hâlinde, söz konusu hizmetin durdurulabilmesini de içeren usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. Kurul tarafından tüketici özelliklerine göre abone grupları belirlenebilir. Kurulca düzenlemeye tabi tarifeler, doğrudan nihai tüketiciye veya nihai tüketiciye yansıtılmak üzere ilgili tüketiciye enerji tedarik eden lisans sahibi tüzel kişilere yansıtılır.”
“a) Bağlantı tarifeleri: Bağlantı tarifeleri, ilgili bağlantı anlaşmasına dâhil edilecek olan bir dağıtım sistemine bağlantı için eşit taraflar arasında ayrım yapılmaması esasına dayalı fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Bağlantı tarifeleri, şebeke yatırım maliyetlerini kapsamaz; bağlantı yapan kişinin iç tesisatının dağıtım şebekesine bağlanması için inşa edilen bağlantı hattı kapsamında katlanılan masraflar ile sınırlıdır. Bağlantı hattının tüketici tarafından tesis edilmesi hâlinde, bağlantı hattı işletme ve bakım sorumluluğu karşılığı dağıtım şirketine devredilir, bu tüketicilerden bağlantı bedeli alınmaz.”
“ç) Dağıtım tarifeleri: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanacak olan dağıtım tarifeleri, elektrik enerjisinin dağıtım sistemi üzerinden naklinden yararlanan tüm gerçek ve tüzel kişilere eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygulanacak hizmetlere ilişkin fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Dağıtım tarifeleri; dağıtım sistemi yatırım harcamaları, sistem işletim maliyeti, teknik ve teknik olmayan kayıp maliyeti, kesme-bağlama hizmet maliyeti, sayaç okuma maliyeti, reaktif enerji maliyeti gibi dağıtım faaliyetinin yürütülmesi kapsamındaki tüm maliyet ve hizmetleri karşılayacak bedellerden oluşur. Dağıtım şirketlerinin tarifelerine esas alınacak teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin hedef oranlar bu kayıpları düşürmeyi teşvik edecek şekilde Kurul tarafından belirlenir. Kurulca belirlenen hedef oranlarını geçmemek kaydı ile teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin maliyetler dağıtım tarifelerinde yer alır ve tüketicilere yansıtılır. Teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin hedef oranlarının tespiti ve değiştirilmesi ile oluşacak maliyetin tarifelerde yer alması ve tüketicilere yansıtılmasına ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından düzenlenir.
d) Perakende satış tarifeleri: Serbest tüketici niteliğini haiz olmayan tüketiciler için, eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygulanacak fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Serbest tüketici niteliğini haiz olmayan tüketicilere uygulanacak perakende satış tarifeleri, görevli tedarik şirketi tarafından önerilir ve Kurul tarafından incelenerek onaylanır. Tedarik lisansı sahibi şirketin lisansında, elektrik enerjisi tüketim miktarlarına göre değişen tipte tarifelerin veya fiyat aralıklarının uygulanmasına ilişkin yükümlülükler yer alabilir ve buna ilişkin hususlar Kurul tarafından düzenlenir. Perakende satış tarifeleri, aktif enerji maliyeti, faturalama ve müşteri hizmetleri maliyeti, perakende satış hizmet maliyeti gibi perakende satış faaliyetinin yürütülmesi kapsamındaki tüm maliyet ve hizmetleri karşılayacak bedellerden oluşur.”
“f) Son kaynak tedarik tarifesi: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilerin rekabetçi piyasaya geçmesini teşvik edecek ve son kaynak tedarikçisinin makul kâr etmesine imkân verecek düzeyde, yürürlükteki perakende satış tarifeleri ile piyasa fiyatları dikkate alınarak hazırlanır. Ancak, bu sınırlamalarla bağlı olmaksızın; Kurulca sosyal ve ekonomik durumlar gözetilerek belirlenecek bir miktarın altında elektrik enerjisi tüketen tüketiciler için ayrı tarife yapılabilir. Son kaynak tedarik yükümlülüğü kapsamında uygulanması öngörülen tarifeler tedarik lisansı sahiplerince ayrıca teklif edilir. Son kaynak tedarik tarifesi, aktif enerji maliyeti, faturalama ve müşteri hizmetleri maliyeti, perakende satış hizmet maliyeti gibi son kaynak tedariği kapsamındaki tüm maliyet ve hizmetleri karşılayacak bedellerden oluşur.”
“(10) Kurum tarafından gelir ve tarife düzenlemeleri kapsamında belirlenen bedellere ilişkin olarak yapılan başvurularda ve açılan davalarda; tüketici hakem heyetleri ile mahkemelerin yetkisi, bu bedellerin, Kurumun düzenleyici işlemlerine uygunluğunun denetimi ile sınırlıdır.”
MADDE 22 – 6446 sayılı Kanunun 18 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(5) Bakanlık tarafından, EÜAŞ ile bağlı ortaklıklarına ait varlıkların veya bu bağlı ortaklıkların hisselerinin yenilenebilir enerji kaynakları veya yerli kömüre dayalı elektrik üretim tesisi kurulması amacıyla özelleştirilmesinin talep edilmesi hâlinde, Özelleştirme İdaresi Başkanlığınca bu Kanun uyarınca gerçekleştirilecek özelleştirme işlemlerinde, 4046 sayılı Kanunun bu maddeye aykırı olmayan hükümleri ile birlikte bu fıkra hükümleri uygulanır. Bu fıkra kapsamında yapılacak özelleştirme ihalesine yönelik olarak varlıkların veya hisselerin değer tespiti yapılmaz. Özelleştirme ihalesi, bu madde kapsamında imzalanacak Elektrik Satış Anlaşması için geçerli olacak elektrik enerjisi satış fiyatının belirlenmesi amacıyla, 4046 sayılı Kanunda belirtilen pazarlık usulü uygulanmak suretiyle gerçekleştirilir. Pazarlık usulü eksiltmeye esas elektrik enerjisi başlangıç satış fiyatından eksiltme yapılmak suretiyle uygulanır ve ihale komisyonu tarafından gerekli görüldüğü takdirde ihale, pazarlık görüşmesine devam edilen teklif sahiplerinin katılımı ile açık eksiltme suretiyle sonuçlandırılabilir. Özelleştirme ihalesi sonucunda, varlıkların veya hisselerin devrine yönelik olarak, bedel alınmaksızın EÜAŞ ve ihale üzerinde kalan teklif sahibi arasında imzalanacak devir sözleşmesi ile eş zamanlı şekilde, kurulacak elektrik üretim tesisinde üretilecek elektrik enerjisinin satışına ilişkin olarak, ihale üzerinde kalan teklif sahibi veya bağlı ortaklık ile TETAŞ veya EÜAŞ arasında ihale sonucu belirlenen elektrik enerjisi satış fiyatı üzerinden, Elektrik Satış Anlaşması imzalanır. İhalede eksiltmeye esas olacak elektrik enerjisi başlangıç satış fiyatı ile Elektrik Satış Anlaşması fiyatının güncellenmesi dâhil diğer usul ve esaslar ihale ilanına çıkılmadan önce Bakanlık tarafından Özelleştirme İdaresi Başkanlığına bildirilir. Bu usul ve esaslar ihale şartnamesinde belirtilir.”
MADDE 23 – 6446 sayılı Kanunun 19 uncu maddesinin altıncı fıkrasında yer alan “kamulaştırma bedelleri” ibaresinden sonra gelmek üzere “ile ilgili diğer giderler” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 24 – 6446 sayılı Kanunun 27 nci maddesine altıncı fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiş ve mevcut yedinci fıkrası sekizinci fıkra olarak teselsül ettirilmiştir.
“(7) TETAŞ; üçüncü, beşinci ve altıncı fıkralarda belirtilen elektrik enerjisi miktarını, mevcut sözleşmeler kapsamında karşılayamaması durumunda yerli kömür yakıtlı elektrik üretim santrallerini işleten şirketlerden temin eder. Söz konusu teminle ilgili miktar, süre ve fiyat belirleme dâhil diğer usul ve esaslar Bakanlar Kurulu tarafından belirlenir.”
MADDE 25 – 6446 sayılı Kanunun Anayasa Mahkemesince iptal edilen geçici 8 inci maddesi aşağıdaki şekilde yeniden düzenlenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 8 – (1) EÜAŞ veya bağlı ortaklık, iştirak, işletme ve işletme birimleri ile varlıklarına ve 4046 sayılı Kanun kapsamında oluşturulacak kamu üretim şirketlerine ve kamu üretim şirketlerine ait üretim tesislerine, bunlardan bu maddede yapılan değişikliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce özelleştirilmiş olanlarla, yürürlük tarihinden sonra özelleştirilecek olanlar için de geçerli olmak üzere, çevre mevzuatına uyumuna yönelik yatırımların gerçekleştirilmesi ve çevre mevzuatı açısından gerekli izinlerin tamamlanması amacıyla 31/12/2019 tarihine kadar süre tanınır. Bu süre zarfında ve önceki dönemlere ilişkin olarak bu gerekçeyle, EÜAŞ veya bağlı ortaklık, iştirak, işletme ve işletme birimleri ile varlıklarında ve 4046 sayılı Kanun kapsamında oluşturulacak kamu üretim şirketlerinde ve kamu üretim şirketlerine ait üretim tesislerinde, bunlardan bu maddede yapılan değişikliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce özelleştirilmiş olanlarla, yürürlük tarihinden sonra özelleştirilecek olanlar için de geçerli olmak üzere, elektrik üretim faaliyeti durdurulamaz ve idari para cezası uygulanmaz. Çevre mevzuatına uyuma yönelik yatırımların gerçekleştirilmesi ve çevre mevzuatı açısından gerekli izinlerin tamamlanmasına ilişkin usul ve esaslar bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir yıl içinde Bakanlık tarafından çıkarılan yönetmelikle belirlenir.”
MADDE 26 – 6446 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 19 – (1) Bu maddeyi ihdas eden Kanunla öngörülen düzenlemeler yürürlüğe konuluncaya kadar, Kurul tarafından yürürlüğe konulan mevcut yönetmelik, tebliğ ve Kurul kararlarının bu Kanuna aykırı olmayan hükümlerinin uygulanmasına devam olunur.
GEÇİCİ MADDE 20 – (1) Kurul kararlarına uygun şekilde tahakkuk ettirilmiş dağıtım, sayaç okuma, perakende satış hizmeti, iletim ve kayıp-kaçak bedelleri ile ilgili olarak açılmış olan her türlü ilamsız icra takibi, dava ve başvurular hakkında 17 nci madde hükümleri uygulanır.”
MADDE 27 – 30/5/2013 tarihli ve 6491 sayılı Türk Petrol Kanununun 8 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(8) 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesine ait IV. Grup (b) bendinde belirtilen ve yer altı işletmesi gerektiren madenlerdeki metan gazı yeryüzünden veya ocak içerisinden üretilir. Üretilen metan gazı maden işletme ruhsat sınırları içerisinde kalmak kaydıyla, maden sahibine bu Kanun kapsamında işletme ruhsatı verilir. Ancak, işletme ruhsatının verilmesinde anılan madenlerin bünyesindeki metan gazı miktarının ton başına en az beş metreküp olması şartı aranır. Üretilen metan gazı 18/4/2001 tarihli ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu kapsamında lisanslandırılmak kaydıyla piyasada faaliyete konu edilebilir. Üretilecek metan gazından alınacak devlet hissesi 9 uncu maddede belirtilen oranda alınır. Bu oranı, dört katına kadar artırmaya veya yarısına kadar indirmeye Bakanlığın teklifi üzerine Bakanlar Kurulu yetkilidir.”
MADDE 28 – Bu Kanun yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 29 – Bu Kanun hükümlerini Bakanlar Kurulu yürütür.
16/06/2016
|
docx
|
python-docx
|
8daa33b61d95
|
10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.
ELEKTRİK İLETİM SİSTEMİ
ARZ GÜVENİLİRLİĞİ ve KALİTESİ YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Hukuki Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
Madde 1- Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik iletim sisteminin güvenilir ve düşük maliyetli olarak planlanması, işletilmesi ve tüketicilere kaliteli, yeterli ve düşük maliyetli elektrik enerjisi arzedilebilmesi için uygulanacak arz güvenilirliği ve kalitesi koşullarına ilişkin usul ve esasların belirlenmesidir.
Kapsam
Madde 2- Bu Yönetmelik; elektrik iletim sistemine ilişkin tasarım esasları, arz kalitesi koşulları ve işletme esasları ile üretim şalt tesislerine ilişkin tasarım esasları hakkında TEİAŞ ve iletim sistemi kullanıcılarının uymaları gereken hususları kapsar.
Hukuki Dayanak
Madde 3- Bu Yönetmelik, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve Kısaltmalar
Madde 4- Bu Yönetmelikte geçen;
TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ENTSO-E: Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşletmecileri Birliğini,
Arz kapasitesi kaybı: Elektrik üretim ve iletim sisteminde, ortaya çıkan arz kapasitesindeki azalmayı,
Ayırıcı: Yüksüz elektrik devrelerini açıp kapayan cihazı,
Bağlantı noktası: Kullanıcıların bağlantı anlaşmaları uyarınca sisteme bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,
Bara: Aynı gerilimdeki fiderlerin bağlandığı iletkeni,
Bara kuplajı: Aynı gerilimdeki iki baranın kesici, ayırıcı, gerektiğinde seri reaktör yardımı ile birbirine bağlanmasını,
Birincil veya (N-1) kısıtlılık: İletim sisteminin herhangi bir ekipmanının veya birbirlerine bağımlı ekipman grubunun arıza nedeniyle devre dışı olması halini,
İkincil veya (N-2) kısıtlılık: İletim sisteminin birbirinden bağımsız iki ekipmanının arızalar nedeniyle aynı anda devre dışı olması halini,
Çaprazlama: İletim hattının faz empedanslarının dengelenebilmesi için iletkenlerin, hattın uzunluğunun yaklaşık 1/3 ve 2/3 oranındaki noktalarında birbirleri ile yer değiştirmesini,
Dalgalı yük: Farklı genliklerde kesintili akım çeken ve şebeke gerilim dalga şeklini bozan değişken empedanslı yükü,
Devre dışı olma: Tesis ve/veya teçhizatın bir parçasının bakım, onarım veya bir arıza nedeniyle otomatik veya elle devre dışı olmasını,
Fider: Bir merkez barasından müşteri veya müşteriler grubuna enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,
Frekans: Sistemdeki alternatif akımın Hertz olarak ifade edilen bir saniyedeki devir sayısını,
İletim devresi: İletim sisteminin iki ya da daha fazla kesici arasında kalan bölümünü,
İletim ekipmanı: İletim sistemine ait devre, bara ve şalt teçhizatını,
İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisanları,
Kesici: Yük altında veya arıza durumlarında elektrik devrelerini açıp kapamak için kullanılan cihazı,
Kısa devre gücü: Kısa devre edilen bir baradan ortaya çıkan en yüksek görünür gücü,
Kullanıcı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişileri, dağıtım şirketlerini, enerji ithal, ihraç eden tüzel kişileri ve serbest tüketicileri,
Kuranportör: Yüksek gerilim şebekesinde iki veya daha fazla istasyon arasında yüksek gerilim hatları üzerinden haberleşmeyi sağlamaya yönelik elektronik cihazı,
Normal işletme koşulu: Gerilim, frekans ve hat akışlarının belirlenen sınırlar içinde olduğu, yük taleplerinin karşılandığı, yan hizmetlerin sağlandığı ve sistemin kararlı bir şekilde çalıştığı işletme koşulunu,
Otomatik üretim kontrolü: Üretim veya talepteki bir değişime karşı sekonder frekans kontrolü sağlamak için üretim tesislerinin hız regülatörlerine gerekli sinyalleri gönderen ve jeneratörlerin MW çıkışlarını ayarlayan Milli Yük Tevzi Merkezindeki kontrol sistemi donanım ve yazılımı,
Seri kapasitör: Seri bağlı bulunduğu hatta, empedansı düşürerek sistem stabilitesini artırmak için kullanılan kapasitör grubunu,
Seri reaktör: Bağlı bulunduğu fiderde, akımı sınırlandırmak için kullanılan sargıyı,
Sistem acil durum şartları: Üretim, iletim, dağıtım tesis ve teçhizatının birden fazlasının devre dışı olması ile ortaya çıkan olağanüstü sistem işletme koşullarını,
Stratejik tesisler: Askeri tesisler ve havaalanı gibi tesisleri,
Şönt kapasitör: Reaktif güç üreten, sisteme paralel bağlı kondansatör grubunu,
Şönt reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,
Termik kapasite: Belirli koşullar altında bir devre üzerinden akmasına izin verilen enerji miktarını,
Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve/veya teçhizatı,
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,
Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
Yıllık yük faktörü: Bir üretim ünitesinin veya üretim tesisinin yıllık fiili enerji üretiminin, bu üretim ünitesinin veya üretim tesisinin üretebileceği yıllık azami enerji üretimine yüzde olarak ifade edilen oranını,
ifade eder.
İKİNCİ BÖLÜM
İletim Sisteminin Planlama ve Tasarım Esasları
İletim sisteminin planlama esasları
Madde 5- TEİAŞ, iletim sistemini ilgili mevzuatta yer alan usul ve esaslara göre planlar ve geliştirir.
İletim sistemi; sistemin normal çalışma koşullarında, santralların azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemdeki birincil veya (N-1) kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte ve Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği’nde belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır.
İletim sistemindeki ikincil veya (N-2) kısıtlılık hallerinde, sistemin oturmasını önlemek amacıyla üretim veya yük atma yöntemlerine başvurulabilir.
İletim sisteminin nominal gerilimleri; 380 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. İletim sistemi; arıza öncesi planlama gerilim sınırları 380 kV için 370 kV ile 420 kV, 154 kV için 146 kV ile 162 kV ve 66 kV için 62 kV ile 70 kV arasındadır. 380 kV’luk sistemin mevcut olmadığı bölgelerde 154 kV’luk sistem için bu limitlerin 140 ile 170 kV olduğu kabul edilir.
İletim sistemi, ilgili planlama yılı için, sistem puant yükünün %5 üzerindeki bir yüklenme durumunda, gerilimler bu maddenin 4 üncü fıkrasındaki limitler içerisinde kalacak şekilde planlanır.
ENTSO-E sistemiyle senkron paralel çalışmanın başladığı tarihten itibaren 380 kV gerilim seviyesi 400 kV’a yükseltilir.
Enterkonnekte şebekedeki indirici güç transformatörleri, bu Yönetmeliğin Ek-1’inde belirtilen karakteristikleri kullanır.
Kullanıcılara ait iletim tesisleri, iletim sisteminin bir parçası olup, bu tesislerde her türlü iletim yatırımı TEİAŞ’ın iznine bağlı olarak TEİAŞ ve ilgili kullanıcı tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde yapılır.
İletim sisteminin tasarım esasları
Madde 6- 380 kV ve 154 kV iletim sisteminin tasarımı ve geliştirilmesinde aşağıdaki hususlar dikkate alınır;
Bir transformatör merkezine bağlanacak 380 kV hat fiderlerin sayısı en fazla yedi, 154 kV hat fiderlerin sayısı en fazla on adet olarak tasarlanır. Ancak, kısa devre arıza akım seviyelerinin limitler dahilinde kalması, ekonomik durum ve sistem güvenliği dikkate alınarak daha fazla fiderin bağlantısı yapılabilir.
İletim sistemi; hidroelektrik ve termik üniteler eş zamanlı olarak maksimum üretimle çalışırken, birincil veya (N-1) kısıtlılık durumunda iletim kapasitesinin yeterli olmasını sağlayacak şekilde tasarlanır.
380 kV transformatör merkezlerinin 380 kV ve 154 kV kısımları, iki ana ve bir transfer bara düzeninde, transfer ve kuplaj fiderli veya tek kesicili transfer-kuplaj fiderli olarak tasarlanır.
Yeni kurulacak 380/154 kV transformatör merkezleri; 4x250 MVA veya 6x250 MVA, özel durumlarda ise 8x250 MVA transformatör düzeninde tasarlanır.
154 kV transformatör merkezleri, sistemin “bölgesel ada” veya “katlı” şebeke şeklinde işletilmesine imkan verecek şekilde iki ana bara düzeninde kuplaj fiderli olarak, ada besleme gerekliliğinin bulunmadığı durumlarda ise 154 kV transformatör merkezlerinin 154 kV kısmı ana+transfer bara veya iki ana baraya dönüştürülebilir ana+transfer bara düzeninde transfer fiderli olarak tasarlanır.
154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan yeni transformatör merkezleri 2x100 MVA, 3x100 MVA, 4x100 MVA şeklinde tasarlanır. Yeni transformatör merkezlerinde tasarım 100 MVA kurulu gücünde transformatöre göre yapılmakla birlikte fiili yüklere göre daha küçük kurulu güçte transformatörler kullanılabilir. Transformatörlerin fiili yükleri, kurulu gücünün %70’ine ulaştığı takdirde, kapasite artırımı planlanır. 100 MVA transformatör için 34,5 kV hat fiderlerinin sayısı, bir tanesi stratejik yükler için kullanılmak üzere, 8+1 olarak tasarlanır.
154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan bir transformatörün sekonder sargısının nötr noktası 1000 A’lik direnç üzerinden topraklanır.
Ark ocağı tesisleri; fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimini sınırlamak amacıyla, tesis edileceği yere ve gücüne bağlı olarak, uygun gerilim seviyesinden bağlanır. Sürekli işletmede kalacak, uzaktan erişimli mühürlenebilir tipte ölçüm sistemi ile fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimleri ölçülür.
Direkt transformasyonun gerekli olduğu hallerde, 380 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan transformatörler 380/33,6 kV ve 125 MVA olarak tasarlanır. Yıldız-üçgen bağlı 380/33,6 kV gerilim seviyeli bu transformatörler topraklama transformatörü kullanılarak topraklanır.
Tek faz alternatif akım ile beslenen yükler ve 3 faz dalgalı yükler, sistemin kısa devre gücünün yeterli yükseklikte olduğu noktalarına bağlanır. Tek faz alternatif akım yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim dengesizliklerini azaltmak için farklı faz çiftleri arasına bağlanır. Sistem kısa devre gücünün yeterli yükseklikte olmadığı noktalarda tek faz alternatif akım yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim dengesizliklerini azaltmak için sisteme üç faz olarak bağlanır.
İletim sistemi şalt teçhizatı için kısa devre arıza akımına dayanma kapasitesi 380 kV için 50 kA, 154 kV için 31,5 kA’dir. 33 kV gerilim seviyesinde de kısa devre arıza akımları 16 kA ile sınırlandırılır. Orta gerilimden sadece üretim tesislerinin bağlı olduğu 380/33 kV merkezlerde 33 kV gerilim seviyesinde kısa devre arıza akımı 25 kA ile sınırlandırılır.
380 kV ve 154 kV sistem tasarımlarında, TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe, toprak arıza faktörü 1,4 olarak kabul edilir.
İletim sistemine yapılacak bağlantılarda, özel bir topraklama sisteminin gerekmesi durumunda, topraklama için uyulması gereken teknik şartlar ve gerilim yükselmesi üzerinde yapılacak incelemenin sonuçları bağlantı yapılmadan önce TEİAŞ tarafından kullanıcıya bildirilir.
Primer tarafı 66 kV ve üzerinde olan transformatörlerin yüksek gerilim sargıları yıldız bağlı olarak ve yıldız noktasından topraklama bağlantısı yapılabilecek şekilde teşkil edilir. Transformatör merkezi primer topraklama hattı için en az 120 mm2 bakır kullanılır. Topraklama bağlantıları, TEİAŞ’ın onayladığı bağlantı sistemi ile yapılır.
Kısa devre gücünün yüksek olduğu merkezlerde, güç transformatörlerinin sekonder tarafının nötr noktası, faz-toprak arıza akımlarını sınırlamak amacıyla bir nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır. Ayrıca, bazı özel durumlarda dağıtım barasına nötr topraklama transformatörü tesis edilir.
380/154 kV yıldız-yıldız bağlı ototransformatörlerin primer ve sekonder sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır ve nötr noktaları şalt merkezinin topraklama şebekesine bağlanır. 380 kV’yi dağıtım sistemine bağlayan yıldız–üçgen transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısı ise topraklama transformatörü üzerinden topraklanır. 154 kV’yi dağıtım sistemine bağlayan yıldız–yıldız tersiyersiz transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısının nötr noktası ise topraklama direnci üzerinden topraklanır.
İletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin iletim sistemi tarafındaki sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır. Ancak üretimin yoğun olduğu bölgelerde, 154 kV sistemde faz toprak arıza akımlarının 3 faz toprak arıza akımlarından yüksek olduğu durumlarda, tek faz toprak arıza akımlarını sınırlayabilmek için ünite transformatörünün iletim sistemi tarafındaki sargısının nötr noktası tam olarak izole edilir.
Jeneratörlerin nötr noktası direnç üzerinden topraklanır. Jeneratör topraklama direnci, faz toprak arıza akımının rezistif ve kapasitif bileşenlerinin birbirine eşit olması şartına göre hesaplanarak tespit ve tesis edilir. Jeneratörlerin nötr noktası tam izole edilmez ve doğrudan veya reaktans üzerinden topraklanmaz.
380 kV uzun iletim hatlarında gerektiğinde hattın endüktif reaktansını düşürmek için seri kapasitörler kullanılır.
Sistemde şönt kompanzasyon, şönt reaktörler ve şönt kapasitörlerle yapılır. Şönt reaktörler hat fiderlerine, baralara ve 380/154 kV ototrafoların tersiyer sargılarına bağlanacak şekilde tasarlanır. Hat fiderlerine bağlanacak olan şönt reaktörlerin bağlantıları, reaktörlerin hem hat hem de sadece bara üzerinden servise alınmasına imkan verecek şekilde tasarlanır. Şönt kapasitörler ise baralara bağlanabilecek şekilde tasarlanır. Şönt reaktörler ve kapasitörler, bağlantı noktalarına kesici ve ayırıcı üzerinden bağlanır.
Şönt reaktörler 420 kV ve 170 kV sistem gerilimlerinde sürekli çalışabilecek şekilde tasarlanır.
154 kV transformatör merkezlerindeki transformatörlerin sekonder tarafındaki baraya gerekmesi halinde güç faktörünün düzeltilmesi amacıyla şönt kapasitör grupları tesis edilir. Şönt kapasitörler, transformatör kapasitesinin %20’sini geçmeyecek şekilde ve gerektiğinde ayrı fiderlere bağlı iki kapasitör grubu şeklinde tesis edilir.
İletim hatlarının güzergahlarının ve transformatör merkezlerinin yerlerinin seçiminde, teknik, ekonomik, sosyal ve çevrenin korunmasına yönelik hususlar ile ilgili mevzuat dikkate alınır. İletim sistemi master planlarının ilgili belediyelerin imar planlarında yer alması sağlanır, bu imar planlarına bağlı kalınıp kalınmadığı takip edilir ve iletim hatlarının kamulaştırma işlemleri en kısa sürede sonuçlandırılır.
Nüfusun yoğun olduğu yerleşim merkezlerinde ve sanayi bölgelerinde şartlar göz önünde bulundurularak, düşük kapasiteli iletim hatları aynı güzergah üzerinde yüksek kapasiteli çok devreli iletim hatları ile yenilenir.
Transformatör merkezleri, elektrik sistemi tesis ve teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarına uygun olarak uzaktan insansız çalıştırılabilecek şekilde gerekli altyapı ile tasarımlanır ve tesis edilir.
Uzunluğu 120 km’nin üzerindeki 380 kV hatlar için bu Yönetmeliğin Ek-2’sinde gösterilen şekilde hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır. 45 km’nin üzerindeki 154 kV hatlar için ise hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır.
380 kV iletim hatları, standart 954 MCM Cardinal (546 mm2) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm2) kesitli, her bir fazda iki, üç veya çoklu demet halinde çelik özlü (ACSR) alüminyum iletkenler veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak kaydıyla daha yüksek akım taşıma kapasiteli iletkenler kullanılarak tesis edilir. Uygun iklim ve hat profili/mekanik yüklenme şartlarına göre tasarlanan standart tek veya çok devre direkler üzerinde yukarıda tanımlanan iletken karakteristikli 380 kV hatlar kullanılır.
İstisnai veya aşırı buz yükünün olabileceği bölgelerde ilave emniyet gerektiren durumlar için özel tasarlanmış direkler üzerine, her demetteki iki, üç veya çoklu iletken yerine, akım taşıma kapasitesi bunlara eşdeğer olacak özelliklere sahip iletken tesis edilebilir.
Havai hatlar için güzergah temin edilemeyen yoğun yerleşim bölgelerinde 380 kV en az 2000 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
380 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken termik kapasiteleri ve sınırları bu Yönetmeliğin Ek-3’ünde düzenlenmiştir.
154 kV iletim hatları, standart 468 mm2 795 MCM Drake, 546 mm2 954 MCM Cardinal ve 726 mm2 1272 MCM Pheasant olan çelik özlü (ACSR) alüminyum iletkenler veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak kaydıyla daha yüksek akım taşıma kapasiteli iletkenler tek, çift veya çok devreli direkler kullanılarak tesis edilir. 154 kV hatlarda genellikle her fazda bir iletken bulunur. Çok yüksek talep bölgelerinde iletim hatlarının taşıma kapasitesini arttırmak için 154 kV çoklu demet iletkenli çok devreli hatlar tesis edilir.
Havai hatların güzergahının temin edilemediği yoğun yerleşim bölgelerinde standart olarak 154 kV, 630 mm2, 1000 mm2 veya 1600 mm2 kesitli XLPE bakır veya eşdeğer alüminyum iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
154 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken termik kapasiteleri ve sınırları ile yer altı güç kablolarının tipleri ve kapasiteleri bu Yönetmeliğin Ek-3’ünde düzenlenmiştir.
İletim hattını yıldırımdan korumak için faz iletkenlerine ilave olarak direklerin tepe noktalarına galvenize çelik toprak teli tesis edilir. Genel olarak, 380 ve 154 kV standart direklerde hatları yıldırım darbelerinden korumak için direk tasarımına bağlı olarak bir veya birden çok toprak teli kullanılır. Standart olarak, 380 kV ve 154 kV hatlarda sırasıyla 96 mm2 ve 70 mm2 koruma iletkenleri kullanılır.
Yeni tesis edilen iletim hatlarında standart çelik toprak tellerinden biri yerine ihtiyaç halinde, 380 kV ve 154 kV hatlarda 15,2 (±0,3) mm çaplı toprak iletkeni ve bunun içine yerleştirilmiş sayısı ihtiyaca göre belirlenen fiber optik lifler kullanılır.
İletim sisteminin işletimi ve enerji yönetiminin gereksinim duyduğu ses, bilgi ve koruma sinyalizasyon amaçlı iletişim için iletişim ortamı tesis edilir. İletişim ortamı, gerektiğinde diğer kamu ve özel iletişim gereksinimleri için de kullandırılabilir.
İşletmede olan iletim hatlarındaki koruma iletkenleri ihtiyaç duyulduğunda fiber optikli koruma iletkeni ile değiştirilir.
İletim hatlarının faz iletkenleri için uygun izolasyon seviyelerini sağlamak amacıyla zincir tipi porselen, cam veya kompozit silikon izolatörler kullanılır.
v) Transformatör merkezleri sistem tasarımında kullanılan 380 ve 154 kV ortam koşulları ve sistem bilgileri bu Yönetmeliğin Ek-4’ünde düzenlenmiştir. Anahtarlama aşırı gerilimlerinin sınırlandırılması amacıyla parafudr kullanıldığı durumlarda, bu uygulamaların teknik karakteristikleri ile ilgili olarak TEİAŞ ve kullanıcı arasında karşılıklı bilgi alışverişi yapılır. Planlanan sistemin bütünlüğünün ve tasarım uyumluluğunun sağlanması için her uygulamanın ayrıntıları üzerinde mutabakata varılır. Transformatör merkezleri şalt tesislerinin tasarımı bu Yönetmeliğin Ek-5’inde yer alan örnek tek hat şemalarına göre yapılır.
y) İletim sisteminde veri ve ses iletişimi kuranportör ve fiber optik iletişim sistemleri ile yapılır. Ayrıca, ihtiyaç duyulan durumlarda Türk Telekom A.Ş.’nin kiralık iletişim kanalları kullanılır. Yönetimsel Kontrol ve Veri Toplama Sistemi (SCADA) ile veri toplamak amacıyla, transformatör merkezleri ve üretim tesislerine Uzak Terminal Birimleri (RTU) konulur. TEİAŞ’ın transformatör merkezleri, üretim tesisleri ve Milli Yük Tevzi Merkezi/Bölgesel Yük Tevzi Merkezleri arasındaki ses iletişimi için özel bir telefon sistemi kullanılır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Üretim Şalt Tesisleri Tasarım Esasları
Üretim şalt tesisleri tasarım esasları
Madde 7- Üretim şalt tesislerinin tasarımı ve geliştirilmesinde aşağıdaki hususlar dikkate alınır;
Ünite ana güç transformatörleri yüksüz en az 5 kademeli kademe değiştiricili olarak tesis edilir ve regülasyon aralığı 2 x %2,5’dir. Yükte kademe değiştiricili transformatörlerde normal koşullarda 8 x %1,25’lik bir regülasyon aralığı uygulanır.
Toplam çıkış gücü 1500 MW’tan az olan üretim tesislerinin sisteme olan bağlantısı, bir iletim devresinin kaybı veya birincil veya (N-1) kısıtlılık durumunda hiçbir üretim kaybı olmayacak ve üretimin tamamı sisteme aktarılabilecek şekilde yapılır.
Toplam çıkış gücü 1500 MW’tan fazla olan üretim tesislerinin bağlantısı, iki iletim devresinin kaybı veya ikincil veya (N-2) kısıtlılık durumunda üretiminin en az %80’ini sisteme aktarabilecek şekilde yapılır.
Birbiriyle ilişkili iki iletim hattının kaybı veya ikincil veya (N-2) kısıtlılık durumunda ortaya çıkacak üretim kaybı 1200 MW’ı aşamaz.
İletim sistemi ve üretim şalt tesisleri; bir iletim devresi veya bara bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemdeki en büyük üretim ünitesinden daha fazla üretim kaybına yol açmayacak şekilde tasarımlanır ve tesis edilir.
Üretim tesisi şaltına bağlı üretim ünitelerinin havai hat bağlantılarının azami uzunluğu; yıllık yük faktörü %30’dan büyük veya eşit üretim üniteleri için 5 km’yi, diğer durumlarda ise 20 km’yi geçemez.
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantısı için belirlenen iletim kapasitesi, herhangi bir arızadan önce;
Teçhizatın kapasitesinin üzerinde yüklenmemesi,
Gerilimlerin normal işletme koşulları için belirlenen sınırların dışına çıkmaması ve gerilim regülasyonunun yetersiz kalmaması,
Sistemin kararlılığını kaybetmemesi,
şartları sağlanacak şekilde planlanır.
Üretim tesisi ve iletim sistemi arasındaki bağlantının kapasitesi, aynı zamanda;
Bir iletim devresi ile bir kompansatör veya bir reaktif güç sağlayıcısının,
İki iletim devresi veya bir iletim devresi ile daha önce devre dışı olmuş diğer bir iletim devresinin,
Baranın birinin,
Bir iletim devresi ile daha önce devre dışı olmuş bir üretim ünitesi, bir kompansatör veya bir reaktif güç sağlayıcının,
herhangi birinin arıza nedeniyle devre dışı olması durumları dikkate alınarak planlanır. Bu bentte belirtilen arızalardan dolayı devre dışı olmalarda iletim sistemi; sistem kararsızlığı gerçekleşmeyecek şekilde planlanır.
Talep bağlantıları ile üretim tesislerinin bağlantıları bu Yönetmeliğin Ek-6’sında yer alan örnek tek hat şemalarına göre tasarımlandırılır.
ı) Bir bağlantı noktasında, Sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kurulu gücü, TS EN 61400 serisi standartlarına göre yapılacak olan teknik analiz sonuçlarının, Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinin ilgili maddelerinde belirtilen kabul edilebilir güç kalitesi, yük akışı, kısıtlılık, kısa devre ve diğer sistem etütleri limitleri dahilinde değerlendirilmesi neticesinde belirlenir. Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerinin sisteme bağlantısında Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinin EK-18 hükümleri uygulanır.
i) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerinin bağlantısı, iki iletim devresinin kaybı veya ikincil veya (N-2) kısıtlılık durumunda üretiminin tamamını sisteme aktarabilecek şekilde yapılır.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Arz Kalitesi Koşulları ve İşletme Esasları
Gerilim
Madde 8- İletim sisteminin nominal gerilimleri 380 kV, 154 kV ve 66 kV’dir.
Normal işletme koşullarında; 380 kV’lik iletim sistemi 340 kV ile 420 kV, 154 kV’lik iletim sistemi ise 140 kV ile 170 kV aralıklarında çalıştırılır. 66 kV ve altındaki iletim sistemi için gerilim değişim aralığı % 10’dur. Ayrıca, iletim sistemi içerisindeki mevcut dağıtım seviyesi ve iç ihtiyaçlar için gerilim seviyeleri 34.5 kV, 33 kV, 31.5 kV, 15.8 kV, 10.5 kV ve 6.3 kV’dir.
380 kV ve 154 kV sistemler, bu Yönetmeliğin Ek-8’inde yer alan gerilim sınır değerlerine göre planlanır ve işletilir. İşletme gerilim sınırları, arıza sonrası ünite ana güç transformatörünün kademe ayarları değiştirilmeden veya şönt kompanzasyon anahtarlaması yapılmadan önceki değerler olarak uygulanır.
Frekans
Madde 9- Sistemin nominal frekansı TEİAŞ tarafından 50 Hertz (Hz) etrafında 49.8 - 50.2 Hz aralığında kontrol edilir. İşletme sınırı 10 dakikadan daha uzun süre geçilemez.
Normal sistem işletmesi ve otomatik üretim kontrolü için hedef sistem frekansı 49.95 - 50.05 Hz arasındadır.
Çeşitli üretim ve/veya talep kaybı durumları için frekans sapmaları;
200 MW’ı geçmeyen üretim veya talep değişimlerinde 0.2 Hz’den,
200 MW’tan 600 MW’a kadar olan üretim veya talep değişimlerinde 0.5 Hz’den,
Puant yükte 600 MW’tan 770 MW’a kadar olan üretim veya talep değişimlerinde 0.8 Hz’den,
daha fazla olamaz ve bu limitler 60 saniyeden daha uzun bir süre ile aşılamaz.
Üretim tesisleri; bu maddede tanımlananlardan daha ağır bir kısıtlılık olayının gerçekleşmesi, elektrik sisteminin tamamen veya kısmen istem dışı enerjisiz kalması gibi durumlarda, frekansın 52.0 Hz’e yükselebileceği veya 47 Hz’e düşebileceği göz önünde bulundurularak, Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde tasarımlandırılır.
Akım harmonikleri
Madde 10- Kabul edilebilir akım harmonik limitleri bu Yönetmeliğin Ek-9’unda düzenlenmiştir.
Elektriğin kalitesini belirleyen diğer kriterler Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği’nde belirlendiği şekilde uygulanır.
Reaktif enerjinin kompanzasyonu
Madde 11- İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından; iletim sistemine bağlantıyla ilgili her bir ölçüm noktasında ve her bir uzlaşma periyodunda, sistemden çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı yüzde yirmiyi, sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı ise yüzde onbeşi geçemez. Bu oranlar TEİAŞ tarafından uygun görülen iletim sistemine bağlı tüketiciler için farklı olarak uygulanabilir.
İletim sisteminin her bir ölçüm noktasında öngörülen orana uyulmaması durumunda kullanıcılara uygulanacak yaptırımlar bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında düzenlenir. TEİAŞ tarafından iletim sistemine bağlı tüketicilere farklı oranlar uygulanmasının uygun görülmesi halinde, buna ilişkin uygulanacak oranlar, yaptırımlar ve diğer hükümler bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında ayrıca özel hükümler olarak düzenlenir.
Oranların kontrolü ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde yapılır.”
Kısıtlılık durumları
Madde 12- İletim sisteminde olasılığı en yüksek iletim kısıtlılık durumları;
Birincil veya (N-1) kısıtlılık:
Bir iletim devresinin,
Bir üretim ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından birinin,
Senkron kompansatör, statik Var kompansatör, şönt reaktör, kapasitör gibi bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Bir transformatör ünitesinin,
Bir harici enterkonneksiyonun,
gibi açma işlemi sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
İkincil veya (N-2) kısıtlılık:
İletim devresi ile buna bağımlı olmaksızın açan ikinci bir iletim devresinin,
İletim devresi ile bir transformatör ünitesinin,
İletim devresi ile üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından birinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir transformatör ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile ikinci bir transformatör ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Şönt kompanzasyon ünitesi ile ikinci bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
İletim devresi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir iletim devresinin,
Bir üretim ünitesi ile bir transformatör ünitesi,
Bir üretim ünitesi ile ikinci bir üretim ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir iletim devresi ve bu devre ile ilişkili diğer bir hattın seri kompanzasyon ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Aynı direkteki çift devre hattın,
gibi açma işlemleri sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
İletim sisteminde olasılığı düşük kısıtlılıklar ise:
Bara arızası,
Bara kuplaj kesicisi arızası,
Kesici arızası,
Koruma sistemi arızası,
İletişim koruma kanalı arızası,
Beklenmedik ikincil veya (N-2) kısıtlılık durumlarını,
kapsar.
İşletme güvenliği esasları
Madde 13- İşletme güvenliği esasları; sistemin gerçek zaman şartları altında gerilim, frekans ve güç akışlarının belirlenen limitler içerisinde kararlılığını kaybetmeden işletilmesi için alınması gereken tedbir, önlem ve işletme prensiplerini kapsar. Sistemin aylık, haftalık ve günlük işletme programları; fiili çalışma koşulları, iklim değişimleri, bakım onarım programları ile birlikte işletmede gerçek zamanda ortaya çıkacak program dışı üretim ve iletim devre dışı olmaları, beklenmedik talep ve hava koşulları gibi olaylar dikkate alınarak belirlenir. İşletme güvenliği esasları kapsamında, fiili işletme şartları altında sistemin işletilebilmesi için işletme zaman çizelgelerine uygun olarak alınması gereken önlemler yer alır.
İletim sistemi; arz kapasitesi kaybı, herhangi bir ana iletim ekipmanının kabul edilemez derecede aşırı yüklenmesi, kabul edilemez gerilim koşulları ya da yetersiz gerilim performansı yedekleri ile sistem kararsızlığının olmadığı ve;
Tek bir iletim devresi, bir reaktif kompansatör ya da diğer reaktif güç sağlayıcısının,
Arızanın sistemin birbirinden uzak noktalarında olması veya söz konusu hatların kapasitelerinin altında yüklendiği durumlarda iki iletim devresinin veya tek bir iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış diğer bir iletim devresinin,
Baranın birinin,
Tek bir iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış bir üretim ünitesi, bir reaktif kompansatör ya da diğer reaktif güç sağlayıcısının,
arızalanması durumlarında güvenli olarak işletilir.
Aşağıdaki durumlar için ikinci fıkradaki işletme esasları dikkate alınmaz:
İletim sisteminin bir parçasını oluşturan saplama bağlantılı devrelerden oluşan transformatör merkezlerinde herhangi bir fider veya hat arızasında devrelerin açılması ile birlikte transformatörlerin bağlantılarının kesilmesi durumunda,
Arıza riskinin arttığı yıldırım, buzlanma, kar, tipi, sel, aşırı rüzgar gibi kötü hava koşullarının ortaya çıkması durumunda TEİAŞ tarafından, bu risklerin azaltılması için sistemin yedek kapasitesinin arttırılması, jeneratörlerin otomatik olarak devre dışı olmalarını sağlayan koruma sistemlerinin kurulması, (N-1) ve (N-2) kısıtlılık durumlarına karşı, uygun işletme alternatif stratejilerinin oluşturulması veya sistemin sıcak yedek kapasitesinin arttırılarak iletim ekipmanları üzerindeki güç akış yükünün azaltılması gibi önlemlerin alınması durumunda,
Arz veya talep kaybına ilişkin risklerin artması durumunda,
daha ekonomik olması kaydıyla, sistem işletme prensipleri bakımından birincil kısıtlılık durumunda ikincil kısıtlılık durumunun işletme kurallarına geçilebilir. Bu şekildeki işletme durumuna hava şartları tekrar elverişli hale gelinceye ve sistem tekrar güvenli hale getirilinceye kadar devam edilir. Bu durumda, birincil kısıtlılığa yol açan arıza; bir iletim ekipmanının aşırı yüklenmesine, frekans veya gerilimlerin belirlenen limitler dışına çıkmasına veya sistemin kararsızlığına neden olamaz.
İkincil kısıtlılıklara yol açan arızalarda ana iletim ekipmanlarının aşırı yüklenmelerini ve talep kaybının engellenebilmesi için gecikmeden yeni bir üretim programı hazırlanır. Bu programın uygulanamaması durumunda, arıza sonrası önlem olarak kısa dönem talep kontrolü uygulanır.
Ekonomik gerekçelerle talep kontrolü yapılamaz.
Arıza sonrası alınan tüm önlemler ve gerekçeleri, üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişiler ile etkilenmesi muhtemel tüm serbest tüketicilere bildirilir. Bu durumda, Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinin acil durum, elle talep kontrolü, üretim tesislerinin ve etkilenmesi muhtemel tüm serbest tüketicilerin yeni üretim programı hakkında bilgilendirilmesi ve/veya kısa dönem acil durum aşırı yüklenme işletme şartları ile ilgili hükümleri uygulanır. İlgili sistem işletmecisi veya üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi ve iletim sistemine bağlı etkilenmesi muhtemel tüketiciler ile mutabakata varılması şartı ile arıza sonrasında, Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği hükümlerinde yer almayan ek önlemler de uygulanabilir. Birincil veya (N-1) kısıtlılığa yol açan arızanın ardından, mümkün olan en kısa süre içerisinde sistemi tekrar normal işletme koşullarına geri döndürmek için gerekli önlemler alınır.
İşletme güvenliği usul ve esasları; dağıtım şirketlerine, iletim sistemine doğrudan bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve iletim sistemine bağlı tüketicilere uygulanır. Ancak, sistemin işletme güvenliğinin ve bütünlüğünün tehlikeye girmesi durumunda, taraflarla müzakere edilerek, bu hükümlerin dışında birtakım özel işletme usul ve esasları da uygulanabilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Bildirimler, Anlaşmazlıkların Çözümü, Geçici ve Son Hükümler
Bildirimler
Madde 14- Bu Yönetmelik uyarınca yapılacak tüm bildirimler 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır.
Anlaşmazlıkların çözümü
Madde 15- Bu Yönetmeliğin uygulanmasında ortaya çıkan anlaşmazlıkların TEİAŞ ve ilgili taraflar arasında çözümlenememesi halinde anlaşmazlığın çözümü konusunda Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna yazılı olarak başvurulur. Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun bu konuda vereceği karar tarafları bağlar.
Geçici Madde 1- TEİAŞ’a, Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ile bu Yönetmeliğe uyumu konusunda, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna sunulan iletim sistemi on yıllık gelişim raporunda yer alan iletim sisteminin performansına ilişkin gerekçeler dikkate alınarak, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren üç yıl muafiyet tanınır.
Geçici Madde 2- TEİAŞ, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun yayımından önce harici bir elektrik sistemi ile yapılmış sözleşmeler için, sözleşme süresi boyunca bu Yönetmelik hükümlerinden muaf tutulur.
Geçici Madde 3- 1/1/2007 tarihinden itibaren iletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler için iletim sisteminin her bir ölçüm noktasında aylık çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı yüzde otuzüç, aylık sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı yüzde yirmi olarak uygulanır. 1/1/ 2008’den itibaren bu oranlar sırasıyla yüzde yirmi ve yüzde onbeş olarak uygulanır.
1/1/2007 tarihinden itibaren dağıtım ına sahip tüzel kişiler için, iletim sisteminin her bir ölçüm noktasında aylık çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı yüzde elli olarak uygulanır. 1/1/ 2008’den itibaren dağıtım ına sahip tüzel kişiler için, iletim sisteminin her bir ölçüm noktasında aylık çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı yüzde otuzüç, aylık sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı yüzde yirmi olarak uygulanır.
1/1/2009 tarihinden itibaren ise bu oranlar, bu Yönetmeliğin 11 inci maddesi hükümlerinde yer alan esaslara göre tespit edilir.
Geçici Madde 4 –
Yürürlük
Madde 16- Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
Madde 17- Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
EK 1
ENTERKONNEKTE ŞEBEKEDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ
EK 3
380 kV İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s
2B ve 3B sırasıyla ikili ve üçlü iletken demetlerini temsil eder.
154 kV İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s
2B ikili iletken demetini temsil eder.
380 kV İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN YERALTI GÜÇ KABLOLARININ TiPLERİ VE KAPASİTELERİ
380 kV VE 154 kV İZOLASYON SEVİYELERİ
*) Kesiciler ve Ayırıcı anahtarlar için uygulanır.
EK 4
ORTAM KOŞULLARI VE SİSTEM BİLGİLERİ
Malzemeler, aksi belirtilmedikçe aşağıda belirtilen servis koşullarında çalıştırılacaktır.
Deniz Seviyesinden Yükseklik : maksimum 1000 metre
Çevre Sıcaklığı
Dahili tip : -5°C/45°C
Harici tip : -25°C/(*) 45°C
24 saatte ortalama maksimum : 35°C
1 yıllık sürede ortalama : 25°C
Rüzgar basıncı : 70 kg/m2 (yuvarlak yüzeylerde)
Rüzgar basıncı : 120 kg/m2 (düz yüzeylerde)
Maksimum güneş ışınımı : 500 W/m2
Buzlanma : 10 mm, sınıf 10
Endüstriyel kirlenmeye açıklık
Dahili tip : Az miktarda
Harici tip : Var
Yıldırım darbesine açıklık : Evet
Depreme maruz kalma
Yatay ivme : 0.5g (toprak seviyesinde)
Düşey ivme : 0.25 g
Çevre kirlenmesi
Dahili tip : Az miktarda
Harici tip : Var
İzolatörler için minimum kaçak mesafesi
Dahili tip : 12 mm/kV (**)
Harici tip : 25mm/kV
(*) Doğu Anadolu Bölgesinde yer alan merkezlerde –40°C
(**) Dahili tip ölçü trafolarında bu şart aranmayacak olup, diğer teçhizatta aranacaktır.
EK 5
EK 7
EK 8
SİSTEM GERİLİM SINIRLARI
|
docx
|
python-docx
|
5a8ed8e0a439
|
24 EYLÜL 2008 ÇARŞAMBA-RESMÎ GAZETE-SAYI : 27007
YÖNETMELİK
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK İLETİM SİSTEMİ ARZ GÜVENİLİRLİĞİ VE KALİTESİ
YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA
DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği 7 nci maddesinin birinci fıkrasının (ı) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı fıkraya aşağıdaki (i) bendi eklenmiştir.
"ı) Bir bağlantı noktasında, sistemin kısa devre gücünün en fazla %5’i kadar kurulu güçte rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi bağlantısına izin verilir. Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinin sisteme bağlantısında Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği’nin EK-18 hükümleri uygulanır."
"i) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerinin bağlantısı, iki iletim devresinin kaybı veya ikincil veya (N-2) kısıtlılık durumunda üretiminin tamamını sisteme aktarabilecek şekilde yapılır."
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
"GEÇİCİ MADDE 4 – 31/12/2008 tarihi itibarıyla geçici kabulü yapılmış rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinin arıza ve arıza sonrası performansı bu Yönetmeliğin Ek-7’sinde sunulan grafiğe uygun olarak tasarımlandırılabilir."
MADDE 3 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 4 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
97055e1db955
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA LİSANSSIZ ELEKTRİK ÜRETİM YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 12/5/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 7 nci maddesinin on ikinci fıkrasına aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“Ancak geçici abonelikler kapsamındaki tüketimler, aynı gerçek veya tüzel kişiye ait ve aynı abone grubunda bulunan işletmedeki üretim tesisleriyle mahsuplaşmaya dâhil edilebilir.”
MADDE 2- Aynı Yönetmeliğin 10 uncu maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“Elektronik ortamda alınan başvurular için belge iadesi yapılmaz.”
MADDE 3- Aynı Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin üçüncü fıkrasına aşağıdaki cümleler eklenmiştir.
“Rüzgar enerjisine dayalı başvurularda teknik etkileşim izninin olumsuz sonuçlanması durumunda başvuru sahibine, dağıtım seviyesinden bağlantılarda aynı trafo merkezinden, iletim seviyesinden bağlantılarda aynı iletim bölgesinden bağlanmak şartıyla, altmış gün içerisinde saha değişikliği veya revizyonu için ilgili şebeke işletmecisine başvurma hakkı verilir. Ancak her bir değişiklik veya revizyon için altmış gün içerisinde saha değişikliğini veya revizyonunu ilgili şebeke işletmecisine sunmaması halinde başvuru reddedilir.”
MADDE 4- Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinin birinci ve dördüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, ikinci fıkrasının (c) bendi ve üçüncü fıkrası yürürlükten kaldırılmış ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) Kendisine bağlantı anlaşmasına çağrı mektubu tebliğ edilenlere, bağlantı anlaşmasına çağrı mektubunun tebliğ tarihinden itibaren bir yıl süre verilir. Bağlantı anlaşmasına çağrı mektubu sahiplerinin, söz konusu süre içerisinde üretim tesisi ve varsa bağlantı hattı projesini Bakanlık veya Bakanlığın yetki verdiği kurum ve/veya tüzel kişilere onaylatması zorunludur.”
“(4) Birinci fıkrada tanımlanan süre içerisinde söz konusu belgeleri ilgili şebeke işletmecisine sunamamaları halinde ilgili gerçek veya tüzel kişiler, bağlantı anlaşması imzalama hakkını kaybeder ve mevcut belgeleri kendilerine iade edilir.”
“(7) 12/5/2019 tarihinden önce bağlantı anlaşmasına çağrı mektubu almaya hak kazanan üretim tesisleri için talep edilen mekanik kurulu güç artışı, elektriksel kurulu gücün yüzde yirmisinden fazla olamaz. 12/5/2019 tarihinden sonra bağlantı anlaşmasına çağrı mektubu almaya hak kazanan üretim tesisleri için talep edilen mekanik kurulu güç, elektriksel kurulu gücün iki katını aşamaz.”
MADDE 5- Aynı Yönetmeliğin 19 uncu maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) Bu Yönetmelik hükümlerine göre şebekeye bağlanacak üretim tesislerinin yatırıma başlanması için gerekli olan ÇED, imar ve diğer izin ve onayların alınması ile kabul işlemlerinin, bağlantı anlaşmasının imza tarihinden itibaren, 30 uncu maddenin yedinci fıkrası hükmü saklı kalmak kaydıyla;
a) İlgili şebeke işletmecisine ait dağıtım trafosunu kullanan tüm üretim tesislerinde bir yıl,
b) İlgili şebeke işletmecisine ait dağıtım trafosunu kullanmayan,
1) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde üç yıl,
2) Diğer kaynaklara dayalı üretim tesislerinde iki yıl.
c) İletim şebekesine bağlanacak üretim tesislerinde 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği çerçevesinde aynı niteliklere sahip üretim tesisleri için öngörülen süre,
içerisinde tamamlanması zorunludur. Bu maddenin yürürlüğe girmesinden sonra imzalanacak bağlantı anlaşmalarında bu sürelere de yer verilir. Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 35 inci maddesinde belirtilen mücbir sebepler ve Kurul tarafından uygun bulunan haller dışında, bu sürelerin sonunda üretim tesisinin tamamlanmaması halinde bağlantı anlaşması, tahsis edilen kapasite, teknik etkileşim izni ile su kullanım haklarına ilişkin izin belgeleri kendiliğinden hükümsüz hale gelir. Lisanssız üretim tesislerinde 17 nci maddenin altıncı fıkrası kapsamında gerçekleştirilen güç artışı işlemleri hariç olmak üzere tek bir kabul yapılabilir. Bununla birlikte her bir seferinde 10 MWe gücünden aşağı olmamak üzere kısmi kabul de yapılabilir. Ancak kabulü yapılan kısım dışında kalan gücün, süresi içerisinde kabulünün yapılmaması halinde, söz konusu bağlantı anlaşması kabulü yapılan kısım esas alınmak suretiyle güncellenir.”
“(4) Kabulü tamamlanarak işletmeye alınan üretim tesislerinde, tesisin ticari faaliyete başladığı tarihi izleyen bir ay içerisinde taraflarca sistem kullanım anlaşmasının imzalanmaması durumunda, ilgili şebeke işletmecisi tarafından üretim tesisinin şebekeden ayrılma işlemleri yapılıncaya kadarki süreçte üretilen enerjinin, görevli tedarik şirketi tarafından üretilerek sisteme verilmiş olduğu kabul edilerek YEKDEM’e bedelsiz katkı olarak dikkate alınır. Bu fıkra kapsamında YEKDEM’e bedelsiz katkı olarak dikkate alınan enerji miktarı için oluşacak sistem kullanım bedeli, görevli tedarik şirketi aracılığıyla ilgili şebeke işletmecisine ödenir ve YEKDEM’e bedelsiz katkı olarak dikkate alınan enerji için lisanssız üretim tesisi sahibi kişilere herhangi bir fatura tebliğ edilmez.”
MADDE 6- Aynı Yönetmeliğin 24 üncü maddesinin sekizinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(8) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (d) bendi kapsamında kurulu üretim tesisleriyle, aynı veya farklı dağıtım bölgesinde ve farklı ölçüm noktasında olmak ve 5 inci maddenin birinci fıkrasının (d) bendi kapsamındaki üretim tesisinden şebekeye enerji verilmemesi kaydıyla, aynı fıkranın (h) bendi kapsamında üretim tesislerinin birlikte kurulması halinde, yapılacak aylık mahsuplaşma sonrasında şebekeye verilen ihtiyaç fazlası enerji ilgili mevzuat uyarınca, YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvelde lisanssız üretim tesisleri için belirlenen fiyat üzerinden YEKDEM kapsamında değerlendirilir.”
MADDE 7- Aynı Yönetmeliğin 26 ncı maddesinin on dördüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(14) Bünyesinde lisanslı üretim tesisi bulunduran tüketim tesisleri için, farklı ölçüm noktasında olmak kaydıyla, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamında üretim tesisi kurulması halinde, tüketim tesisinin tüketimi ile 5 inci maddenin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamında kurulan tesis için yapılacak aylık mahsuplaşma sonrasında şebekeye verilen ihtiyaç fazlası enerji ilgili mevzuat uyarınca, YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvelde lisanssız üretim tesisleri için belirlenen fiyat üzerinden YEKDEM kapsamında değerlendirilir. Bu fıkra kapsamında yer alan tüketim tesislerinin ayrıca tüketim aboneliğinin bulunmaması halinde, bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücü olarak, ilgili üretim tesisi için imzalanmış olan bağlantı anlaşmalarında yer alan çekiş yönlü güç esas alınır.”
“(17) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamında yer alan, bu madde ile 30 uncu madde kapsamında işlemleri yürütülen tesislerde, üretim ve/veya tüketim tesislerinin farklı dağıtım ya da görevli tedarik şirketi bölgesi sınırları içinde olması halinde, piyasa işletmecisi tarafından yürütülecek mahsuplaşma işlemlerine ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından belirlenir.”
MADDE 8- Aynı Yönetmeliğin 30 uncu maddesinin yedinci fıkrasına aşağıdaki cümleler eklenmiştir.
“Bununla birlikte her bir seferinde 10 MWe gücünden aşağı olmamak üzere kısmi kabul de yapılabilir. Ancak kabulü yapılan kısım dışında kalan gücün, süresi içerisinde kabulünün yapılmaması halinde, söz konusu bağlantı anlaşması kabulü yapılan kısım esas alınmak suretiyle güncellenir.”
MADDE 9- Aynı Yönetmeliğin 37 nci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, yedinci fıkrasına “mer’i mevzuat kapsamında gerçekleştirilir” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve ilgili şebeke işletmecisi, birleşme veya bölünme bilgilerini görevli tedarik şirketine bildirir” ibaresi eklenmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(3) Bu Yönetmeliğin 19 uncu maddesinin birinci fıkrası ve 30 uncu maddesinin yedinci fıkrası kapsamında kısmi kabul yapılan tesisler hariç olmak üzere, kendisine bağlantı anlaşmasına çağrı mektubu verilen kişiler tarafından, talep edilmesi halinde bir defaya mahsus olmak üzere bağlantı anlaşmasına çağrı mektubunda ve bağlantı anlaşmasında yer alan kurulu güçten en fazla yüzde on oranında eksiltme yapılabilir.”
“(12) Bağlantı anlaşmasına çağrı mektubu düzenlenen, bağlantı anlaşması imzalanan ve kabulü tamamlanarak işletmeye geçen üretim tesisleri için mücbir sebep hallerinde Kurul Kararı ile ve dağıtım seviyesinden bağlantılarda aynı trafo merkezinden, iletim seviyesinden bağlantılarda aynı iletim bölgesinden bağlanmak şartıyla saha değişikliği yapılabilir.
(13) Kabul işlemleri yapılmadan bir üretim tesisinin kurularak işletmeye alındığının tespit edilmesi durumunda, herhangi bir bildirime gerek kalmaksızın ilgili şebeke işletmecisi tarafından üretim tesisi şebekeden ayrılır. Tespitin yapılmasını takip eden altmış gün içerisinde, üretim tesisi ile ilgili olan tüm ekipman demonte edilerek tesisin bulunduğu parselin dışına, tesis sahibi tarafından çıkartılır. Mevcut olması durumunda bağlantı anlaşmasına çağrı mektubu ve bağlantı anlaşması iptal edilir. Üretim tesisini kuran gerçek veya tüzel kişi üç yıl boyunca bu Yönetmelik kapsamında başvuru yapamaz.”
MADDE 10- Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“Bağlantı anlaşmasına çağrı mektubuna ilişkin işlemler
GEÇİCİ MADDE 10- (1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla, 17 nci madde kapsamındaki bir yıllık süre, kalan süreleri bakımından mevcut bağlantı anlaşmasına çağrı mektupları için de uygulanır. Ancak bu sürenin yüz seksen günden az olması halinde, kalan süre yüz seksen gün olarak uygulanır.
MADDE 11- Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 12- Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
a2fb462a1dfe
|
11/10/2004 tarihli ve 25610 sayılı Resmi Gazetede Yayımlanmıştır
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
K U R U L K A R A R I
Karar No: 371 Karar Tarihi: 05/10/2004
Enerji Piyasası Düzenleme unun 05/10/2004 tarihli toplantısında, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 13 üncü Maddesi uyarınca; 1/10/2004 tarihinden geçerli olmak üzere, piyasasında Türkiye Elektrik Ticaret Taahhüt Anonim Şirketi (TETAŞ) tarafından uygulanacak toptan satış tarifeleri hakkında aşağıdaki Karar alınmıştır.
Madde 1- Türkiye Elektrik Ticaret Taahhüt Anonim Şirketi tarafından TEDAŞ ve Bağlı Ortaklıkları için, 1 Ekim 2004 tarihinden itibaren geçerli olmak üzere aşağıda yer alan tarife tablosu uygulanacaktır.
Madde 2- Kayseri ve Civarı Elektrik T.A.Ş. ye uygulanacak tarife, mevcut sözleşme koşullarına göre Türkiye Elektrik Ticaret Taahhüt Anonim Şirketi tarafından belirlenecektir.
Madde 3- Türkiye Elektrik Ticaret Taahhüt Anonim Şirketi, tarafından iletim sistemine doğrudan bağlı tüketicileri için tarife teklifinde bulunacaktır.
Madde 4- Nahçivan’a enerji satışına ilişkin olarak 21/3/2003 tarihli ve 120 sayılı Kurul Kararı’nın (e) bendi hükmü uygulanacaktır.
Madde 5- Hazine Müsteşarlığının 2004 yılına ait Genel Yatırım ve Finansman Kararnamesinde esas alınan makroekonomik göstergelerde meydana gelebilecek değişikliklerden veya sair nedenlerden dolayı Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketi tarafından Kuruma tarife değişikliği teklifinde bulunulması durumunda, Kurum tarafından yapılacak inceleme ve değerlendirme sonucu alınan Kurul Kararı çerçevesinde tarife değişikliği yapılabilecektir.
|
docx
|
python-docx
|
a93ed1ee5e70
|
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMUNDAN:
K U R U L K A R A R I
Karar No:332/14 Karar Tarihi: 22/06/2004
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 22/06/2004 tarihli toplantısında; mevcut sözleşmeleri kapsamında lisans başvurusunda bulunarak otoprodüktör lisansı almış olan tüzel kişilere lisanslarında 31/12/2003 tarihine kadar elektrik enerjisi nakletmelerine izin verilen ve 26/12/2003 tarihli ve 262-7 sayılı Kurul Kararı ile nakil izni 30/6/2004 tarihine kadar uzatılan abonelikler için, ilgili tüzel kişilerin lisanslarında tadil yapılmaksızın elektrik enerjisi nakil izninin 31/12/2004 tarihine kadar uzatılmasına,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
400f253472c2
|
16 Nisan 2016 Tarihli ve 29686 Sayılı Resmî Gazete'de yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No: 6199 Karar Tarihi: 07/04/2016
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 07/04/2016 tarihli toplantısında, 01/05/2016 tarihinden itibaren uygulanmak üzere aşağıdaki Sayaç Kontrol Bedellerine İlişkin Usul ve Esasların kabul edilerek yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
SAYAÇ KONTROL BEDELLERİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
MADDE 1- (1) Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin (Yönetmelik) 41 inci maddesi kapsamında, sökme işlemi yapılan sayacın doğru çalıştığının tespit edilmesi halinde talep sahibine sayaç kontrol bedeli uygulanır.
MADDE 2- (1) Yönetmeliğinin 41 inci maddesi kapsamındaki uygulamalar için 01/05/2016 tarihinden itibaren elektrik piyasasında uygulanacak sayaç kontrol bedelleri aşağıdaki şekilde belirlenmiştir:
MADDE 3- (1) Kontrol için sayacın sökülmesi halinde, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından geçici olarak asgari sökülen sayacın fonksiyonlarını yerine getirecek nitelikte bir sayaç takılır.
MADDE 4- (1) Sayaç kontrol bedelleri, işlem sonrasında ilk ödeme bildiriminde talep sahibine fatura edilmek üzere, talep sahibinin tedarikçisine faturalanır.
MADDE 5- (1) 2 nci maddede yer alan sayaç kontrol bedelleri her yıl, T.C. Başbakanlık Türkiye İstatistik Kurumu tarafından ilan edilen 2003=100 Temel Yıllı Tüketici Fiyatları Genel İndeksi’ndeki Kasım ayı 12 aylık TÜFE değişim oranı ile güncellenir. Bu şekilde güncellenen bedeller dağıtım şirketleri tarafından yürürlüğe girmeden önce internet sitesinde yayımlanır ve geçerli olduğu dönem boyunca internet sitesinde duyurulur.
MADDE 6- (1) Bu Kararda belirlenen bedellere, Katma Değer Vergisi dâhil değildir.
MADDE 7- (1) Bu Kararda düzenlenen tarifelerde, belirtilenlerin dışında herhangi bir unsur yer alamaz.
MADDE 8- (1) Bu Karar 01/05/2016 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 9- (1) Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
ae41a2019c43
|
12/02/2011 tarihli ve 27844 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
K U R U L K A R A R I
Karar No: 3070-1 Karar Tarihi: 01/02/2011
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 1/2/2011 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin Geçici 5 inci Maddesi uyarınca Gün Öncesi Piyasasının işlerlik kazanacağı tarihin 01/05/2011 olarak belirlenmesine ve söz konusu tarihe kadar Gün Öncesi Piyasasının sanal olarak işletilmesine ve Kurul Kararının Kurum internet sayfasında ilan edilerek piyasa katılımcılarına duyurulmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
37b12bf234d9
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (ııı) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı fıkraya aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“ııı) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri: Rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, dalga, akıntı ve gel-git ile kanal tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesislerini,”
“dddd) Depolamalı elektrik üretim tesisi: Kanunun 7 nci maddesinin onuncu ve on birinci fıkraları kapsamında kurulan üretim tesisini,
eeee) Elektrik depolama kapasitesi: Elektrik depolama ünitesinin megavat-saat cinsinden depolayabileceği toplam elektrik enerjisi miktarını,
ffff) Elektrik depolama ünitesi kurulu gücü: Elektrik depolama ünitesinin anlık olarak sisteme verebileceği megavat cinsinden azami gücü,”
MADDE 2- Aynı Yönetmeliğin 5 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı maddenin üçüncü fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiştir.
“(1) Piyasada faaliyet göstermek isteyen tüzel kişi, faaliyetine başlamadan önce; bu Yönetmelik kapsamındaki istisnalar hariç, her faaliyet için ve söz konusu faaliyetlerin birden fazla tesiste yürütülecek olması hâlinde, her tesis için ayrı lisans almak zorundadır. Bağlantı noktası ve tesisin fiziki durumuna göre, Kurul, birden fazla projeye konu üniteleri, tek bir önlisans veya lisans kapsamında değerlendirebilir. Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesindeki elektrik depolama ünitesi, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde kullanılan yardımcı kaynak ünitesi, ana kaynağa dayalı tesisin ünitesi olarak kabul edilir ve tesis tek bir önlisans veya lisans kapsamında değerlendirilir.”
“d) İcra takibi sonucu üretim tesisinin satışının kesinleşmesi üzerine satışa konu üretim tesisini satın alan tüzel kişinin başvurması ve başvuru kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmesi hâlinde bu tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir ve söz konusu lisans, devir işlemlerinin tamamlanması ve eski lisansın sona ermesi ile yürürlüğe girer.”
MADDE 3- Aynı Yönetmeliğin 10 uncu maddesinin yedinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(7) Tedarik lisansında, varsa müstakil elektrik depolama tesis veya tesislerine; önlisans veya üretim lisansında varsa üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesine, depolamalı elektrik üretim tesisinde ise elektrik depolama ünitesine ilişkin hükümlere de yer verilir.”
“(8) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişilerin dolaylı pay sahipleri arasında yabancı uyruklu ortakların bulunması halinde, söz konusu ortakların lisansa nasıl dercedileceği Kurul kararı ile belirlenir.”
MADDE 4- Aynı Yönetmeliğin 12 nci maddesinin beşinci fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiş, yedinci fıkrasında yer alan “YEKA için yapılacak başvurular” ibaresinden sonra gelmek üzere “ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında yapılacak başvurular” ibaresi eklenmiş, on birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“f) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki önlisans başvurularında, bu fıkranın (a) ve (b) bentleri kapsamındaki yükümlülüklerin belirlenmesinde, rüzgar veya güneş enerjisine dayalı mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesinin kapasitesine denk gelen bedeller toplanarak birlikte değerlendirilir.”
“(11) YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında yapılacak başvurular hariç rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları açısından beşinci fıkranın (ç) bendinde aranan yükümlülükler ile Kurul kararı ile belirlenen bilgi ve belgelerin Kuruma sunulmasına ilişkin yükümlülükler söz konusu tüzel kişinin 15 inci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi uyarınca bağlantı görüşünü kabul ve taahhüt etmesini veya etmiş sayılmasını müteakip tanınacak doksan günlük süre içerisinde yerine getirilir.”
“(14) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında önlisans başvurusunda bulunulması halinde, bu maddede belirtilen hükümlere ek olarak;
a) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesisinin elektriksel kurulu gücünün, kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesi kurulu gücüne oranının azami 1 olması,
b) Başvuruların, rüzgar enerjisine dayalı başvurular için asgari 20 MWe, güneş enerjisine dayalı başvurular için ise asgari 10 MWe kurulu güçte olması ve 250 MWe’yi aşmaması,
c) Taahhüt edilen elektrik depolama kapasitesinin söz konusu elektrik depolama ünitesi kurulu gücüne oranının asgari 1 olması,
ç) Taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin başvuruya konu santral sahası sınırları içerisinde olması,
zorunludur.
(15) Önlisans başvurularında talep edilen mekanik kurulu güç, elektriksel kurulu gücün iki katını aşamaz.”
MADDE 5- Aynı Yönetmeliğin 13 üncü maddesinin üçüncü fıkrasına aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“Depolamalı elektrik üretim tesisleri için 15 inci maddenin dokuzuncu fıkrasında belirtilen usulde duyuru yapılır.”
MADDE 6- Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı” ibaresi “Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki başvurular hariç rüzgar veya güneş enerjisine dayalı” şeklinde değiştirilmiş, sekizinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(8) Depolamalı elektrik üretim tesisleri dahil, önlisans başvurusu kapsamında kurulması planlanan elektrik üretim tesisinde, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi de kurulmak istenmesi hâlinde elektrik depolama ünitesinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş istenir.”
“(9) Depolamalı elektrik üretim tesisi için yapılan önlisans başvuruları aşağıdaki usule göre değerlendirilir:
a) Başvurular 13 üncü madde hükümleri kapsamında değerlendirmeye alınır.
b) Değerlendirmeye alınan başvurular, değerlendirmeye alınma sırasına göre, bağlantı görüşlerinin oluşturulması için TEİAŞ’a gönderilir. TEİAŞ, Kurum tarafından gönderilen sıraya uygun olarak, bağlantı bölgesi kapasitesine ulaşıncaya kadar Kanunun 23 üncü maddesi kapsamında bağlantı görüşü verir. Sıralanan başvurular içinde bağlantı bölgesi kapasitesini aşan ilk başvuru sahibi tüzel kişiden, proje kurulu gücünü, kalan kapasite için revize etmesi talep edilir. Bu fıkra kapsamındaki değerlendirmeler sonucunda hesaplanan kapasitenin 12 nci maddenin on dördüncü fıkrasında belirtilen asgari limitlerin altında olması halinde TEİAŞ tarafından olumsuz görüş verilir. TEİAŞ tarafından verilen bağlantı görüşleri için ikinci fıkranın (c) bendi uygulanır.
c) TEİAŞ tarafından olumlu bağlantı görüşü verilen önlisans başvuruları, Kurum internet sayfasında duyurulur. Duyurusu yapılan başvuruya, üçüncü şahıslar tarafından on iş günü içerisinde ve sadece kişisel hak ihlali açısından yazılı olarak itirazda bulunulabilir. Olumlu bağlantı görüşü verilen önlisans başvuruları teknik değerlendirme yapılmak üzere, Kurum tarafından TEİAŞ’a bildirilen sıraya uygun olarak, Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir. Enerji İşleri Genel Müdürlüğü, Kurum tarafından bildirilen sıraya uygun olarak teknik değerlendirmeyi tamamlayarak Kuruma bildirir. Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından santral sahalarında kesişme veya çakışma tespit edilmesi halinde, Kurum tarafından sonraki başvuru veya başvurulardan santral sahalarını revize etmesi talep edilir. Bu kapsamda yapılan değerlendirme sonucunda, sahası değişen başvuru veya başvurular, yeniden teknik değerlendirme yapılmak üzere Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir.”
MADDE 7- Aynı Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin dördüncü fıkrasının (a), (ç) ve (d) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“a) TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi tarafından uygun bağlantı görüşü verilmeyen başvurular ile 15 inci maddenin dokuzuncu fıkrası kapsamında yapılan değerlendirmede kalan kapasiteyi kabul etmeyen başvurular.”
“ç) Ana kaynağı veya yardımcı kaynağından biri rüzgar, güneş, biyokütle veya jeotermal olan tesisler ile depolamalı elektrik üretim tesisleri için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunmayan başvurular.
d) YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında yapılacak başvurular hariç Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından ölçüm istasyonunun, üretim tesisine ilişkin bilgi formunda verilen koordinatlara göre üretim tesisinin kurulacağı önlisans başvurusu yapılan santral sahası alanında yer almadığı bildirilen başvurular.”
MADDE 8- Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinin beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(5) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi ve üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi kurmak amacıyla başvuruda bulunan önlisans sahibi tüzel kişiler ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında başvuruda bulunan önlisans sahibi tüzel kişiler, birinci ve ikinci fıkralardaki yükümlülüklerini yerine getirir. Bu yükümlülükler, kaynak bazında ayrı ayrı veya birlikte yerine getirilebilir.”
MADDE 9- Aynı Yönetmeliğin 18 inci maddesinin altıncı fıkrasının (c) bendi, on ikinci fıkrasının (ç) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“c) Rüzgâr veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı önlisanslar için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun bulunması, hidroelektrik kaynaklara dayalı önlisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,”
“ç) Yardımcı kaynağı rüzgar veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı olan önlisanslar için yardımcı kaynaklara ilişkin Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması,”
MADDE 10- Aynı Yönetmeliğin 20 nci maddesinin altıncı fıkrasına aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki lisans başvurularında, bu fıkranın (b) ve (d) bendi kapsamındaki yükümlülüklerin belirlenmesinde, rüzgar veya güneş enerjisine dayalı mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesinin kapasitesine denk gelen bedeller toplanarak birlikte değerlendirilir.”
MADDE 11- Aynı Yönetmeliğin 24 üncü maddesinin beşinci fıkrasının (c) bendi, altıncı fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, on dokuzuncu fıkrasına aşağıdaki cümle eklenmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“c) Hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesisleri için DSİ’den uygun görüş alınması, rüzgâr veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı üretim tesisleri için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması,”
“(6) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansları kapsamında,
a) Lisansta belirlenen sahanın dışına çıkılmaması,
b) İşletme anında sisteme verilen gücün lisansta belirtilen kurulu gücü aşmaması,
c) Rüzgâr veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı lisanslar için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun bulunması, hidroelektrik kaynaklara dayalı lisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,
kaydıyla mekanik kapasite tadili uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren ilgili işlemde belirlenen süre içerisinde dördüncü fıkranın (a), (b), (c) ve (ç) bentleri kapsamında belirlenen ilgili yükümlülüklerin yerine getirilmesi ile rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren yüz seksen gün içerisinde Kuruma sunulması kaydıyla mekanik kapasite tadili yapılabilir. Söz konusu yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, tadil başvurusu reddedilmiş sayılır. Bu fıkra kapsamındaki mekanik kapasite artışları, elektriksel kurulu güç artışı olarak değerlendirilmez. Mekanik kapasite artışı kapsamında ilave edilecek toplam mekanik güç miktarı, işletmede olanlar dahil, lisansa dercedilmiş elektriksel kurulu güç miktarından fazla olamaz.”
“Tedarik lisanslarına eklenecek her bir müstakil elektrik depolama tesisi için ayrı lisans tadili başvurusunda bulunulur.”
“(21) Kısmen veya tamamen işletmede bulunan üretim tesislerinden, elektrik depolama ünitesi kurmayı taahhüt eden rüzgar veya güneş enerjisine dayalı elektrik üretim lisansı sahibi tüzel kişilere, kurmayı taahhüt ettikleri elektrik depolama ünitesi kurulu gücüne kadar kapasite artışına, bu maddenin beşinci fıkrasında belirtilen koşullara uyulması kaydıyla, izin verilir. Bu kapsamdaki tadil başvurusunun, 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası hükmüne uygun olarak yapılması zorunludur. Söz konusu tadil talepleri için bağlantı görüşlerinin oluşturulması 15 inci maddenin dokuzuncu fıkrasının (b) bendi kapsamında yürütülür. Bu kapsamda kapasite artış talebinde bulunan tesisler için ilave edilen elektrik depolama ünitesi ile rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üniteler, depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında değerlendirilir.
(22) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişilerin unvan değişikliği, Kurul onayına tabidir.”
MADDE 12- Aynı Yönetmeliğin 27 nci maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(8) Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesindeki elektrik depolama ünitelerinin işletmede olmadığı uzlaştırma dönemlerinde, söz konusu depolamalı elektrik üretim tesislerinin sisteme veriş miktarları, ilgili mevzuat uyarınca uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz.
(9) 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası kapsamında kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin, mücbir sebepler dışında, Kurul kararı ile belirlenen sürede işletmeye alınmaması halinde lisans iptal edilir. 24 üncü maddenin yirmi birinci fıkrası kapsamında kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin, mücbir sebepler dışında, Kurul kararı ile belirlenen sürede işletmeye alınmaması halinde bu kapsamda tahsis edilen kurulu güç, lisanstan terkin edilerek tadil kapsamında Kuruma sunulmuş olan teminat irat kaydedilir.”
MADDE 13- Aynı Yönetmeliğin 29 uncu maddesinin üçüncü fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiş ve aynı fıkranın sonuna aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“k) Bu Yönetmelik kapsamında tesis edeceği kojenerasyon ve trijenerasyon tesisleri ile kabulü yapılan üniteler için bakım-onarım kapsamında tedarik edilen ekipmanlar hariç; elektrik üretim tesisi ve 9/5/2021 tarihli ve 31479 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Depolama Faaliyetleri Yönetmeliği kapsamında tesis edeceği elektrik depolama tesisi veya ünitesinde, ilgili mevzuat ve standartlara göre imal edilmiş, garanti kapsamında yer alan ve son beş yıl içerisinde üretilmiş türbin, jeneratör, kanat, panel, invertör, buhar kazanı, motor, batarya gibi ana ekipmanları kullanmak,”
“Bu fıkranın (k) bendi, yurt içinde imal edilmiş ekipman kullanacak lisans sahipleri için uygulanmaz.”
MADDE 14- Aynı Yönetmeliğin 30 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (ı) bendinde yer alan “bir” ibaresi “iki” şeklinde değiştirilmiş, aynı fıkraya aşağıdaki bent eklenmiş, aynı maddenin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“i) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler; 9/7/2020 tarihli ve 31180 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Düşey Engel Verilerini Toplama ve Sunma Yönetmeliğine uygun olarak, üretim lisansları kapsamında düşey engel niteliğindeki her türlü tesis ve yapıya ilişkin bilgiyi, yetkili fen adamları vasıtasıyla tespit etmek, söz konusu yönetmelik ekinde bulunan tabloları belirtilen süreler içinde, tarif edilen nitelikte, tam, doğru, zamanında toplamak ve doğruluğunu teyit ederek Harita Genel Müdürlüğü’ne göndermek ve bu bilgiyi güncel tutmak, üretim lisansı sahibi şirket yetkilisinin adı-soyadı imzası ile yetkili/sorumlu mühendis onayı olacak şekilde, hem yazılı olarak hem de elektronik ortamda Harita Genel Müdürlüğü’ne iletmek, bu kapsamdaki işlemlerin yerine getirilmesinde Harita Genel Müdürlüğü tarafından verilen talimatları yerine getirmek,”
“(3) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesislerinde sisteme verilebilecek aktif çıkış gücü, ana kaynağa dayalı geçici kabulü yapılmış olan ünitelerin toplam elektriksel kurulu gücünü aşamaz. Üretim miktarının ana kaynağa dayalı geçici kabulü yapılmış ünitelerin kurulu gücüne karşılık gelen enerji miktarından fazla olması halinde, söz konusu fazla enerji, ilgili mevzuat kapsamında uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz. Ancak bu durum katılımcının ilgili mevzuattaki yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.”
“(8) Depolamalı elektrik üretim tesislerinde rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üniteler bakımından elektrik depolama ünitesinin işletmeye alınan kurulu gücü kadar kapasite işletmeye alınabilir. Söz konusu elektrik depolama ünitesinin tamamı işletmeye geçmeden; elektriksel kapasite artışı veya birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında tadil başvurusu yapılamaz.”
MADDE 15- Aynı Yönetmeliğin 37 nci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki başvurular hariç olmak üzere rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans başvurularında, tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Bölüm kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak son sekiz yıl içinde elde edilmiş en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunludur. YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki başvurular hariç olmak üzere güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans başvurularında, tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Bölüm kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak son sekiz yıl içinde elde edilmiş, 6 ayı yerinde olmak üzere, en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunludur. Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları esnasında; “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da yer alan Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu ve Ölçüm Sonuç Raporu MGM veya ilgili akredite kuruluş tarafından elektronik ortamda Kuruma sunulur.”
MADDE 16- Aynı Yönetmeliğin 43 üncü maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(18) Depolamalı elektrik üretim tesislerinde; önlisans süresinin uzatılması ile üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılması kapsamındaki tadillerde lisans tadil bedellerinin belirlenmesinde, üretim tesisinin toplam mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesi kurulu gücü toplanarak birlikte değerlendirilir.
(19) Tedarik lisansına eklenecek her bir müstakil elektrik depolama tesisi için ayrı tadil bedeli alınır.”
MADDE 17- Aynı Yönetmeliğin 45 inci maddesinin üçüncü fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“d) Depolamalı elektrik üretim tesislerinde, kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin lisansında belirlenen sürede kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi,”
“(7) Depolamalı elektrik üretim tesisi için önlisans başvuru aşamasında Kuruma sunulan teminat, lisans alınıncaya kadar iade edilmez. Depolamalı elektrik üretim tesisinin elektrik depolama ünitesine ilişkin lisans başvurusunda sunulan teminat, söz konusu elektrik depolama ünitesinin tamamı işletmeye geçinceye kadar iade edilmez.”
MADDE 18- Aynı Yönetmeliğin 46 ncı maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesinde kurulan elektrik depolama ünitesi ile üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama üniteleri dahil, elektrik piyasasında üretim faaliyetinde bulunan önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişilerinin, önlisans ve lisansa konu faaliyetleri için gerekli olan ve kişilerin özel mülkiyetinde bulunan taşınmazlara ilişkin kamulaştırma talepleri Kurum tarafından değerlendirilir ve uygun görülmesi hâlinde Kurul tarafından karar alınır. Söz konusu karar çerçevesinde gerekli kamulaştırma işlemleri Kanunun 19 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde sonuçlandırılır. Müstakil elektrik depolama tesisleri ile bu tesislerin bağlantısına ilişkin tesisler için arazi edinimi veya kullanım hakkı tesisine ilişkin Kanunun 19 uncu maddesi hükümleri uygulanmaz.”
MADDE 19- Aynı Yönetmeliğin 57 nci maddesinin birinci fıkrasının (g) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, ikinci fıkrasında yer alan “edilmesi,” ibaresi “edilmesi ile kefalet verilmesi” şeklinde değiştirilmiştir.
“g) Önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrol değişikliği oluşturmayacak şekilde yapılan doğrudan veya dolaylı pay değişikliklerine,”
MADDE 20- Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“Düşey engel verileri
GEÇİCİ MADDE 35- (1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla kabulü yapılarak kısmen veya tamamen işletmeye geçen rüzgâr enerjisine dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, Düşey Engel Verilerini Toplama ve Sunma Yönetmeliğine uygun olarak, üretim lisansları kapsamında düşey engel niteliğindeki her türlü tesis ve yapıya ilişkin bilgiyi, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay içerisinde Harita Genel Müdürlüğüne sunmak zorundadır.
Biyokütle ve jeotermal enerjisine dayalı elektrik üretim tesislerinde teknik değerlendirme yapılması
GEÇİCİ MADDE 36- (1) Biyokütle ve jeotermal enerjisine dayalı elektrik enerjisi üretim tesisleri için yapılan önlisans başvuruları ile önlisans ve lisans tadil başvurularının sonuçlandırılmasında, Kanunun 7 nci maddesinin dokuzuncu fıkrası kapsamında Bakanlık/Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirme yapılmasına ilişkin usul ve esaslara ilişkin düzenlemenin yürürlük tarihine kadar bu Yönetmeliğin ilgili maddeleri uygulanmaz.
Müstakil elektrik depolama tesisi başvuruları
GEÇİCİ MADDE 37- (1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla, lisansına müstakil elektrik depolama tesisi dercedilmesi uygun bulunan tedarik lisansı sahibi tüzel kişilerin, depolamalı elektrik üretim tesisi kurmak için bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 3 ay içerisinde önlisans başvurusunda bulunmaları hâlinde, söz konusu müstakil elektrik depolama tesisleri için verilmiş olumlu bağlantı görüşleri, bu tüzel kişiler tarafından yapılacak önlisans başvuruları için de geçerlidir. Ancak, önlisans başvuruları için geçerli olacak güç, her bir tedarik lisansı kapsamında;
250 MW ve altında olan müstakil elektrik depolama tesisleri için, olumlu görüş verilen kurulu gücü,
250 MW’ın üstünde olan müstakil elektrik depolama tesislerinde, 250 MW güce, olumlu görüş verilen toplam kurulu gücün 250 MW’ı aşan kısmının yarısına tekabül eden güç ilave edilerek bulunacak toplam gücü,
aşamaz. Bu fıkra kapsamında önlisans başvuruları için geçerli olan güç, her hâlde 500 MW’ı geçemez.
Depolamalı elektrik üretim tesisi önlisans başvurularının değerlendirilmesi
GEÇİCİ MADDE 38- (1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten 30/6/2023 tarihine kadar, 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası ile geçici 37 nci maddesi kapsamında yapılacak önlisans başvuruları için; söz konusu başvuruların 13 üncü madde hükümleri kapsamında değerlendirmeye alınması aşamasında, asgari sermaye ve teminat sunulmasına ilişkin yükümlülükler başvuru aşamasında aranmaz. Ancak bu kapsamda yapılan başvurunun değerlendirmeye alındığı tarihten itibaren 90 gün içeresinde teminatın, önlisans verilmesine ilişkin Kurul kararının bildirim tarihinden itibaren 90 gün içeresinde de asgari sermaye yükümlülüklerinin yerine getirilmesi zorunludur. Bu süreler içerisinde söz konusu yükümlülüklerin yerine getirilmemesi halinde; önlisans başvurusu Kurul kararı ile reddedilir, önlisans verilmiş ise Kurul kararı ile sonlandırılır.
MADDE 21- Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 22- Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
215ff7599297
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4804-14 Karar Tarihi : 26/12/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2013 tarihli toplantısında; Ankara Sanayi Odası 2. ve 3. Organize Sanayi Bölgesi Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2014 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
6be46d2e28cb
|
3 EKİM 2013 TARİHLİ VE 28784 SAYILI RESMİ GAZETE'DE YAYINLANMIŞTIR.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4605-2 Karar Tarihi : 12/09/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 12/09/2013 tarihli toplantısında; TEİAŞ tarafından önerilen Primer Frekans Kontrol Birim Hizmet Bedelinin 2013 yılı 4. çeyreği için 2,03 TL/MWh olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
7c15d758c93d
|
7 Nisan 2012 CUMARTESİ Resmî Gazete Sayı : 28257
YÖNETMELİK
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI SERBEST TÜKETİCİ YÖNETMELİĞİNDE
DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 4/9/2002 tarihli ve 24866 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliğinin 7 nci maddesinin beşinci fıkrası aşağıda şekilde değiştirilmiştir.
“Tedarikçisini değiştirmek isteyen bir serbest tüketici ikili anlaşma yapmadan önce bir önceki tedarikçisine olan yükümlülüklerini yerine getirdiğini yeni tedarikçisine belgelemek zorundadır. Başvuru sahibinin bir önceki tedarikçisinden, borcu olmadığına ilişkin belge talep etmesi halinde söz konusu belge, başvuru tarihini izleyen iki iş günü içerisinde başvuru sahibine verilir.”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
920ffb484693
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 133 üncü maddesinin beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(5) Fatura tebliğ tarihinden itibaren 60 gün içinde yazılı olarak yapılmayan ve başvuru tarihi itibarıyla en fazla 12 ay önceki fatura dönemine ait itiraz başvuruları itiraz başvurusunu takip eden 3 ay içerisinde Piyasa İşletmecisi tarafından değerlendirilerek sonuçlandırılması veya Piyasa İşletmecisi tarafından diğer hataların tespit edilmesi durumunda, gerekli düzeltme işlemi gerçekleştirilir. Yapılan düzeltme piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir.”
MADDE 2- Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
1910fd8e348a
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ORGANİZE SANAYİ BÖLGELERİNİN VE ENDÜSTRİ BÖLGELERİNİN ELEKTRİK PİYASASI FAALİYETLERİNE İLİŞKİN YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Başlangıç Hükümleri
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; 12/4/2000 tarihli ve 4562 sayılı Organize Sanayi Bölgeleri Kanununa göre kurularak tüzel kişilik kazanan organize sanayi bölgeleri ile 9/1/2002 tarihli ve 4737 sayılı Endüstri Bölgeleri Kanunu (Endüstri Bölgeleri Kanunu ve Organize Sanayi Bölgeleri Kanununda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun)’na göre kurularak tüzel kişilik kazanan endüstri bölgesi ile özel endüstri bölgesinden sorumlu tüzel kişilerin dağıtım ve/veya üretim lisansı alarak elektrik piyasasında faaliyette bulunmak istemeleri halinde, organize sanayi bölgesinin ve/veya onaylı sınırları içerisindeki katılımcıların ya da endüstri bölgesi ile özel endüstri bölgesinin ve/veya bunların içerisindeki yatırımcıların ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 13 üncü maddesi ile Endüstri Bölgeleri Kanunu (Endüstri Bölgeleri Kanunu ve Organize Sanayi Bölgeleri Kanununda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun)’nun 4/A maddesi kapsamında gerçekleştirecekleri faaliyetlere ilişkin usul ve esasları belirlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; Organize Sanayi Bölgeleri Kanununa göre kurulan organize sanayi bölgeleri ile Endüstri Bölgeleri Kanunu (Endüstri Bölgeleri Kanunu ve Organize Sanayi Bölgeleri Kanununda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun)’na göre kurulan endüstri bölgesi ile özel endüstri bölgesinden sorumlu tüzel kişilerin, dağıtım ve/veya üretim lisansı alarak elektrik piyasasında faaliyette bulunmak istemeleri halinde, Elektrik Piyasası Kanununun 13 üncü maddesi ile Endüstri Bölgeleri Kanunu (Endüstri Bölgeleri Kanunu ve Organize Sanayi Bölgeleri Kanununda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun)’nun 4/A maddesi kapsamında yürütecekleri faaliyetlere ilişkin hak ve yükümlülüklerinin belirlenmesi, organize sanayi bölgelerinin veya endüstri bölgesi ile özel endüstri bölgesinden sorumlu tüzel kişilerin ürettiği ve/veya serbest tüketici sıfatıyla temin ettiği elektrik enerjisinin katılımcıları veya yatırımcılarının kullanımına sunulması, organize sanayi bölgelerine veya endüstri bölgesi ile özel endüstri bölgesinden sorumlu tüzel kişilere önlisans veya lisans verilmesi ve lisans sahibi organize sanayi bölgelerinin veya endüstri bölgesi ile özel endüstri bölgesinden sorumlu tüzel kişilerin uygulayacakları bedellerin belirlenmesi ve yürütülecek diğer faaliyetlerle ilgili hususları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 13 üncü maddesi ile 9/1/2002 tarihli ve 4737 sayılı Endüstri Bölgeleri Kanunu (Endüstri Bölgeleri Kanunu ve Organize Sanayi Bölgeleri Kanununda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun)’nun 4/A maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bağlantı anlaşması: Bir üreticinin ya da tüketicinin OSB veya EB dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan, genel ve özel hükümleri içeren, standart nitelikteki anlaşmayı,
b) Bağlantı bedeli: Katılımcıların veya yatırımcıların dağıtım sistemine bağlantı yapmalarına ilişkin olarak yapılan masrafların karşılanmasını esas alan bedeli,
c) Bağlantı gücü: Bir kullanım yerinin elektrik projesinde belirtilen kurulu gücün, kullanma faktörü ile çarpılması suretiyle hesaplanan güç miktarını,
ç) Bağlantı hattı: Katılımcıların veya yatırımcıların iç tesisatını ve/veya şalt sahasını OSB veya EB dağıtım şebekesine bağlamak için gerekli olan, mülkiyeti katılımcıya veya yatırımcıya ve işletmesi OSB veya EB’ye ait olan dağıtım şebekesine kadar olan hattı,
d) Bağlantı varlıkları: Herhangi bir gerçek veya tüzel kişinin, OSB veya EB dağıtım sistemine bağlantı yapması durumunda, sadece o bağlantıya münhasır olmak üzere tesis edilmesi zorunlu olan iletken veya kablo, klemens, izolatör ve gerekli olması halinde travers gibi varlıkları,
e) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
f) Bildirim Sistemi: İlgili mevzuat uyarınca Kurumun gerekli gördüğü bildirimlerin elektronik ortamda sunulduğu sistemi,
g) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
ğ) Dağıtım bedeli: Dağıtım sistemi kullanıcısı niteliğinde olan katılımcı veya yatırımcıların dağıtım sisteminden çektikleri veya dağıtım sistemine verdikleri birim enerji için ödeyecekleri bedeli,
h) Dağıtım lisansı: Dağıtım faaliyeti ve bu faaliyet ile ilişkili diğer hizmetler için Kurumdan alınan lisansı,
ı) Dağıtım sistemi: Elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
i) Dağıtım sisteminin kullanımına ilişkin bedeller: OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde dağıtım hizmeti sunulabilmesi amacıyla dağıtım sistemine ilişkin yatırım harcamaları, işletme ve bakım giderleri ile diğer hizmetlerin maliyetleri dikkate alınarak hesaplanan bedelleri,
j) Dağıtım şebekesi: Katılımcıların veya yatırımcıların iç tesisat veya şalt sahalarını dağıtım sistemine bağlamak üzere tesis edilen, bağlantı hatları hariç, genel aydınlatma tesisleri dahil olmak üzere, ortak kullanıma konu dağıtım tesisini,
k) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
l) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
m) Diğer hizmetler: Katılımcıların veya yatırımcıların elektrik üretimi veya tüketimine ilişkin olarak OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından sunulan sayaç okuma, faturalama ve tahsilat hizmetleri ile bu kapsamda oluşabilecek üreticilere ve/veya tüketicilere yönelik hizmetleri,
n) EB: Endüstri bölgesi ile özel endüstri bölgesini,
o) EB’den sorumlu tüzel kişi: Endüstri bölgesinin veya özel endüstri bölgesinin yönetilmesi ve işletilmesinden sorumlu tüzel kişiyi,
ö) EB üretim lisansı: EB’den sorumlu tüzel kişinin ve/veya EB içerisindeki yatırımcıların elektrik enerjisi ihtiyacını karşılamak amacıyla üretim faaliyeti göstermek üzere EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından kurulacak, kiralanacak veya finansal kiralama yoluyla edinilecek üretim tesisleri için Kurumdan alınan lisansı,
p) Elektrik enerjisi tedarik sözleşmesi: Katılımcılar veya yatırımcılar ile yapılacak elektrik enerjisi veya kapasitesi temini ile diğer hizmetlere ilişkin koşul ve hükümleri kapsayan standart nitelikteki sözleşmeyi,
r) Emreamade kapasite bedeli: OSB veya EB bünyesinde faaliyet gösteren üreticiler ile müşterileri ve/veya iştirakleri ve/veya serbest tüketiciler arasında özel direkt hat tesis edilmesi halinde tüketiciler adına üreticilere uygulanan bedeli,
s) Endüstri bölgesi: Ülke ekonomisini uluslararası rekabet edebilir bir yapıya kavuşturmak, teknoloji transferini sağlamak, üretim ve istihdamı artırmak, yabancı sermaye girişini hızlandırmak ve özellikle üretim maliyetleri açısından büyük ölçekli yatırımlar için uygun sanayi alanı oluşturmak üzere Endüstri Bölgeleri Kanunu (Endüstri Bölgeleri Kanunu ve Organize Sanayi Bölgeleri Kanununda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun) uyarınca kurulacak üretim bölgelerini,
ş) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
t) Gelir farkı düzeltme bileşeni: İlgili uygulama yılına ait dağıtım sisteminin kullanımına ilişkin bedellere esas olmak üzere, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi için gerçekleşen maliyet ile gerçekleşen gelir arasındaki farkı düzeltmek için kullanılan bileşeni,
u) Güç aşım bedeli: OSB veya EB dağıtım sistemine bağlı kullanıcılardan çift terimli tarife sınıfına tabi olanlar için bağlantı anlaşmasında belirtilen gücü aşmaları halinde, aşılan güç miktarı üzerinden aylık olarak alınan kW başına birim bedeli,
ü) Güç bedeli: OSB veya EB dağıtım sistemine bağlı kullanıcılardan çift terimli tarife sınıfına tabi olanlar için bağlantı anlaşmasında belirtilen güç üzerinden aylık olarak alınan kW başına birim bedeli,
v) Güvence bedeli: Elektrik enerjisi tedarik sözleşmesi kapsamında, katılımcıların veya yatırımcıların ödeme yükümlülüklerinin teminat altına alınması amacıyla, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından 30/5/2018 tarihli ve 30436 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği kapsamında katılımcılardan veya yatırımcılardan talep edilen bedeli,
y) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi veya kapasitesinin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
z) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, lisans, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
aa) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
bb) Katılımcı: OSB onaylı sınırları içerisinde faaliyet gösteren ve 17/4/1957 tarihli ve 6948 sayılı Sanayi Sicili Kanunu gereğince verilen sanayi sicil belgesi dikkate alınarak sanayi katılımcısı ve sanayi harici katılımcı olmak üzere iki ayrı gruba ayrılan gerçek veya tüzel kişiyi,
cc) Kesme-bağlama bedeli: Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri uyarınca Kurul tarafından belirlenen veya onaylanan ve elektriğin bağlanma aşamasında uygulanan bedeli,
çç) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
dd) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
ee) Lisans: Tüzel kişilere piyasada faaliyet gösterebilmeleri için Kanun uyarınca verilen izni,
ff) Onaylı sınırlar: Organize Sanayi Bölgeleri Kanununa göre Sanayi ve Teknoloji Bakanlığı tarafından belirlenmiş sınırları,
gg) Organize sanayi bölgesi (OSB): Organize Sanayi Bölgeleri Kanununa göre kurularak tüzel kişilik kazanmış bulunan organize sanayi bölgelerini,
ğğ) OSB üretim lisansı: OSB’nin ve/veya onaylı sınırları içerisindeki katılımcıların elektrik enerjisi ihtiyacını karşılamak amacıyla üretim faaliyeti göstermek üzere OSB tarafından kurulacak, kiralanacak veya finansal kiralama yoluyla edinilecek üretim tesisleri için Kurumdan alınan lisansı,
hh) Önlisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye, üretim tesisi yatırımlarına başlaması amacıyla gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için belirli süreli verilen izni,
ıı) Reaktif enerji: Reaktif gücün zamanla çarpımından elde edilen ve kVARh birimi ile ölçülen enerjiyi,
ii) Reaktif enerji bedeli: OSB veya EB dağıtım sistemi kullanıcılarından reaktif enerji uygulamasına tabi olanlar için ilgili mevzuatta belirlenen şartlar dahilinde uygulanan bedeli,
jj) Sanayi harici katılımcı veya yatırımcı: OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde faaliyet gösteren ve Sanayi Sicili Kanunu gereğince sanayi sicil belgesine sahip olmayan katılımcı veya yatırımcıyı,
kk) Sanayi katılımcısı veya yatırımcısı: OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde faaliyet gösteren ve Sanayi Sicili Kanunu gereğince sanayi sicil belgesine sahip olan katılımcı veya yatırımcıyı,
ll) Tedarikçi: Elektrik enerjisi veya kapasitesi sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketi,
mm) TEDAŞ: Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketini,
nn) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
oo) Yatırımcı: EB içerisinde faaliyet gösteren ve Sanayi Sicili Kanunu gereğince verilen sanayi sicil belgesi dikkate alınarak sanayi yatırımcısı ve sanayi harici yatırımcı olmak üzere iki ayrı gruba ayrılan gerçek veya tüzel kişiyi,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer kavram ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Genel Esaslar, Önlisans ve Lisans İşlemleri ve Lisans Kapsamındaki Faaliyetler
Genel esaslar ve lisans kapsamındaki faaliyetler
MADDE 5 – (1) Organize Sanayi Bölgeleri Kanununa göre kurulan OSB’lerden bu Yönetmelikte belirtilen şartları sağlayanlar; 13/1/2011 tarihli ve 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümlerine göre şirket kurma şartı aranmaksızın, Kurumdan OSB üretim ve/veya OSB dağıtım lisansı alarak onaylı sınırları içerisinde üretim ve/veya dağıtım faaliyetlerinde bulunabilir.
(2) Endüstri Bölgeleri Kanunu (Endüstri Bölgeleri Kanunu ve Organize Sanayi Bölgeleri Kanununda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun)’na göre kurularak tüzel kişilik kazanan EB’den sorumlu tüzel kişilerden bu Yönetmelikte belirtilen şartları sağlayanlar, Kurumdan EB üretim ve/veya EB dağıtım lisansı alarak EB içerisinde üretim ve/veya dağıtım faaliyetlerinde bulunabilir.
(3) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye verilecek lisanslar bir defada en çok kırk dokuz yıl en az on yıl için verilir. OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, Kurumdan her bir faaliyet ve aynı faaliyetin yürütüldüğü her bir tesis için ayrı lisans alır.
(4) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde mülkiyeti kendisine ait elektrik tesislerinin işletmesi lisans sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye aittir. OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, hizmet alımı yoluyla elektrik tesislerinin işletmesini diğer gerçek veya tüzel kişilere yaptırabilir. Ancak bu durum, OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin lisanstan kaynaklanan yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.
(5) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye uygulanacak önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili ve önlisans ve lisans sureti çıkartma bedelleri, her yıl için Kurul tarafından belirlenerek Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
(6) Organize Sanayi Bölgeleri Kanununun geçici 8 inci maddesi kapsamında ıslah komisyonunun belirlediği ıslah şartlarını yerine getirerek Sanayi ve Teknoloji Bakanlığı tarafından tüzel kişilik verilen organize sanayi bölgeleri, bulundukları bölgelerdeki işletme hakkı devir sözleşmesi süresi sona erene kadar dağıtım lisansı başvurusunda bulunamazlar. Islahtan dönüşen organize sanayi bölgeleri tarafından tesis edilen ve bedelsiz olarak veya sembolik bedelle devredilen dağıtım tesislerinin mülkiyeti, işletme hakkı devir sözleşmesi süresi sonunda ilgili organize sanayi bölgesine bedelsiz veya sembolik bedelle devredilir. İlgili OSB devir gerçekleşmeden dağıtım lisansı başvurusunda bulunamaz.
(7) Dağıtım lisansı sahibi olmayan OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin, OSB onaylı sınırları veya EB içerisindeki dağıtım faaliyeti, bölgedeki dağıtım şirketi tarafından yürütülür. Bu kapsamdaki OSB’ler veya EB’den sorumlu tüzel kişiler, katılımcılarından veya yatırımcılarından dağıtım bedeli talep edemez, katılımcılarının veya yatırımcının serbest tüketici olmaktan kaynaklanan haklarını kullanmalarına ve elektrik piyasalarında faaliyet göstermelerine engel olamaz.
(8) Dağıtım lisansının Kurul tarafından sona erdirilmesi halinde, OSB onaylı sınırları veya EB içerisindeki tesislerin işletme hakkı bölgedeki dağıtım şirketine eş zamanlı olarak devredilir. Devre ilişkin usul ve esaslar ilgili Kurul kararında düzenlenir. Bu durumdaki OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, yeniden dağıtım lisansı alarak dağıtım faaliyeti yürütene kadar, OSB onaylı sınırları veya EB içerisindeki dağıtım faaliyeti bölgedeki dağıtım şirketi tarafından yürütülür.
(9) Dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, katılımcılarının veya yatırımcılarının elektrik enerjisi veya kapasitesi ihtiyacını karşılamak amacıyla serbest tüketici sıfatıyla elektrik enerjisi temin edebilir.
(10) Dağıtım lisansı sahibi olmayan OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde yer alan ve katılımcıların veya yatırımcıların elektrik enerjisi üretimi ve/veya tüketimi için kullanılan dağıtım tesislerini devralmadan ya da katılımcıya veya yatırımcıya ait dağıtım tesislerinin kullanım hakkını elde etmeden dağıtım lisansı başvurusunda bulunamaz.
(11) Dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’ye ilave edilecek alanlarda dağıtım şirketinin işletmesindeki dağıtım tesislerinden bağlı kullanıcıların bulunması halinde, OSB ilave alanı veya EB ilave alanı içerisinde yer alan dağıtım tesislerinin devralınması kaydıyla OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından dağıtım faaliyetinde bulunulabilir.
(12) OSB üretim lisansı veya EB üretim lisansı kapsamındaki üretim faaliyeti, OSB’nin ve/veya onaylı sınırları içerisindeki katılımcıların ya da EB’den sorumlu tüzel kişinin ve/veya içerisindeki yatırımcıların elektrik enerjisi ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde üretim tesisi kurulması, işletmeye alınması, elektrik enerjisi üretimi, üretilen elektrik enerjisi veya kapasitesinin OSB onaylı sınırları veya EB içerisindeki satışını kapsar. OSB üretim lisansı ve EB üretim lisansı kapsamında kurulacak üretim tesisleri, OSB onaylı sınırları ve EB dışında kurulamaz. OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişinin, OSB veya EB üretim lisansı kapsamında üretim tesisi kurması durumunda, üretim tesisi ilgili mevzuat çerçevesinde iletim sistemine veya OSB ya da EB dağıtım sistemine bağlanır.
(13) OSB üretim lisansı veya EB üretim lisansı kapsamında kurulacak üretim tesislerinde üretilen enerji, ancak OSB ve katılımcıları tarafından veya EB’den sorumlu tüzel kişi ve yatırımcıları tarafından OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde tüketilir. Sisteme enerji verilmesi durumunda, OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde bulunan lisanslı ve/veya lisanssız elektrik üretim tesislerinden üretilen enerji, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişinin sisteme veriş miktarı olarak kabul edilerek OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişinin uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınır. Söz konusu üretim miktarını aşan sisteme veriş miktarının ise OSB üretim lisansı veya EB üretim lisansı kapsamında kurulan üretim tesislerinde üretildiği kabul edilerek bu enerji için herhangi bir bedel ödenmez ve bu enerji Yenilenebilir Enerji Kaynaklarını Destekleme Mekanizmasına (YEKDEM) bedelsiz katkı olarak dikkate alınır.
(14) OSB dağıtım lisansı veya EB dağıtım lisansı kapsamında yürütülebilen dağıtım faaliyeti, elektrik enerjisinin veya kapasitesinin OSB katılımcılarının ya da EB yatırımcılarının kullanımına sunulması ve bu faaliyetlere ilişkin diğer hizmetlerin yürütülmesini kapsar.
Önlisans ve lisans başvurularına ilişkin esaslar
MADDE 6 – (1) 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin sermaye, esas sözleşme ve pay sahipliğine ilişkin kayıtlar hariç olmak üzere;
a) Önlisans ve üretim lisansı verilmesine ilişkin hükümleri ile önlisans ve üretim lisansı tadil işlemleri, önlisans ve lisansın sona ermesi ile iptali ve tesis devrine ilişkin hükümleri,
b) Dağıtım lisansı verilmesine ilişkin hükümleri ile dağıtım lisansı tadil işlemleri, dağıtım lisansının sona ermesi ve iptaline ilişkin hükümleri,
önlisans, üretim lisansı ve dağıtım lisansı başvurusunda bulunan OSB ve EB’den sorumlu tüzel kişi için de uygulanır.
(2) Dağıtım faaliyetinde bulunmak isteyen OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, Kuruma dağıtım lisansı başvurusunda bulunmak zorundadır. OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, dağıtım lisansı almak için Kurul tarafından belirlenen ve Kurum internet sayfasında yayımlanan OSB veya EB Dağıtım Faaliyeti İçin Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi uyarınca sunulması gereken belgeleri ibraz etmek suretiyle Kuruma başvurur.
(3) Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen dağıtım lisansı sahibi OSB veya dağıtım lisansı sahibi EB’den sorumlu tüzel kişi, Kuruma önlisans başvurusunda bulunmak zorundadır. Önlisans süresi içerisinde yerine getirilmesi gereken yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgelerin başvuru aşamasında sunulması koşuluyla, önlisans almaksızın doğrudan OSB üretim veya EB üretim lisansı başvurusunda bulunulabilir.
(4) OSB dağıtım ve EB dağıtım lisansı sahipleri, önlisans veya üretim lisansı almak için Kurul tarafından belirlenen ve Kurum internet sayfasında yayımlanan OSB veya EB Üretim Faaliyeti İçin Önlisans ve Lisans Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi uyarınca sunulması gereken belgeleri ibraz etmek suretiyle Kuruma başvurur.
(5) Önlisans ve lisans başvuruları ve bunların tadili ile sona erdirilmesine ilişkin başvurular ilgili usul ve esaslar hükümleri çerçevesinde yazılı olarak yapılır.
(6) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, OSB dağıtım veya EB dağıtım lisansı başvurusunda, içinde bulunulan yıl için uygulanmak üzere 16 ncı maddenin birinci fıkrası kapsamındaki bedellere ilişkin önerisini de Kuruma sunar. Kurul tarafından onaylanan bedeller lisansın yürürlük tarihinden itibaren uygulanmaya başlanır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Önlisans ve Lisans Kapsamındaki Hak ve Yükümlülükler
OSB dağıtım ve EB dağıtım lisansı kapsamındaki hak ve yükümlülükler
MADDE 7– (1) OSB dağıtım veya EB dağıtım lisansı, sahibine;
a) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde dağıtım faaliyetinde bulunma,
b) Onaylı sınırları veya EB içerisinde, ilgili yönetmelik çerçevesinde genel aydınlatma ve bunlara ait gerekli ölçüm sistemlerinin tesis edilmesi ve işletilmesi,
c) İkili anlaşmalar veya son kaynak tedariği kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi temin etme,
ç) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde son kaynak tedarikçisi sıfatıyla elektrik enerjisi tedarik etme,
d) 9/5/2021 tarihli ve 31479 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Depolama Faaliyetleri Yönetmeliği kapsamında depolama faaliyetinde bulunma,
hakkını verir.
(2) OSB dağıtım veya EB dağıtım lisansı sahibi;
a) Bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümlerine uymak,
b) Lisansı kapsamındaki faaliyetinin gerektirdiği diğer mevzuat hükümlerine uymak,
c) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde dağıtım sistemi yatırım planını yapmak, yatırım planı uyarınca yatırım programına alınan dağıtım tesislerinin projelerini hazırlamak, yeni dağıtım tesislerini kurmak, gerekli iyileştirme, yenileme ve kapasite artırımı yatırımlarını yapmak, ilgili mevzuat çerçevesinde dağıtım sistemini çevreyle uyumlu bir şekilde işletmek, bakım ve onarımını yapmak, sahip olduğu ve işletmekte olduğu tesislerde gerekli güvenlik tedbirlerini almak,
ç) OSB onaylı sınırları veya EB içerisindeki dağıtım gerilim seviyesinden bağlı katılımcıların veya yatırımcıların sayaçlarının kurulumu, bakımı ve işletilmesi hizmetlerini yürütmek, söz konusu bölgede yer alan sayaçları okumak ve elde edilen verileri ilgili tedarikçilerle ve piyasa işletmecisiyle paylaşmak,
d) Mevcut kullanıcıların mülkiyetinde olan sayaçları devralmak,
e) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde bulunan serbest olmayan tüketiciler ile başka bir tedarikçiden elektrik enerjisi veya kapasitesi tedarik etmeyen serbest tüketici olan katılımcılara veya yatırımcılara elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi tedarik etmek,
f) Katılımcılarına veya yatırımcılarına, eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin bağlantı ve sistem kullanım hizmetlerinden oluşan dağıtım hizmetlerini sunmak ve dağıtım sistemine bağlantı ve sistem kullanım taleplerini, sisteme erişim hakkını gözeterek karşılamak,
g) Tedarik şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirebilmesi için gerekli olan bilgileri, talep edilmesi halinde sağlamak,
ğ) 7/5/2016 tarihli ve 29705 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Talep Tahminleri Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde, OSB veya EB’ye ilişkin talep tahminlerini hazırlamak ve dağıtım şirketi veya TEİAŞ’a bildirmek,
h) OSB veya EB dağıtım sisteminden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden ve/veya kesintilerinden doğduğu tespit edilen zarar ve hasarları tazmin etmek,
ı) Dağıtım lisansı kapsamında yürüttüğü faaliyetlere ilişkin olarak 16 ncı maddenin birinci fıkrası kapsamındaki bedellere ilişkin önerisini Kurumca istenen formatta hazırlamak ve Kurumun onayına sunmak,
i) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde yürütülen perakende satış faaliyetlerinde, tüm tedarik lisansı sahibi tüzel kişilere eşit taraflar arasında ayrım gözetmeden dağıtım hizmeti sağlamak,
j) Yatırımcılarına veya katılımcılarına 14 üncü maddede sayılan bedelleri uygulamak ve tahsil etmek,
k) Kullanıcısı olduğu sistem işletmecisine ilişkin olarak Kurul tarafından onaylanan tarifeler kapsamındaki bedelleri ilgili sistem işletmecisine ödemek,
l) Kurulacak olan üretim tesisinin dağıtım sistemine bağlantısının mümkün olup olmadığı hakkında Kurum tarafından istenen görüşü gerekçeleri ile birlikte 45 gün içerisinde vermek,
m) Dağıtım sistemi kayıplarını asgari seviyeye indirmek,
n) Lisanssız elektrik üretim faaliyetine ilişkin olarak ilgili mevzuat kapsamında belirtilen görevleri yerine getirmek,
o) OSB onaylı sınırları veya EB içerisindeki katılımcıların veya yatırımcıların ve diğer tedarikçilerden elektrik enerjisi veya kapasitesi temin eden serbest tüketicilerin kayıtlarını tutmak, puant taleplerini kaydetmek, sayaç kayıtlarını izlemek ve 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği çerçevesindeki gerekli bilgi ve belgeleri ilgili mevzuatın gerektirdiği formatta piyasa işletmecisine vermek,
ö) Katılımcılarına veya yatırımcılarına standart bağlantı ve sistem kullanım anlaşması ile elektrik enerjisi tedarik sözleşmesi sunmak,
p) Serbest tüketici hakkını kazanmış katılımcılarının veya yatırımcılarının tedarikçilerini değiştirmek istemeleri durumunda gerekli yardım, hizmet ve bilgileri sağlamak; serbest tüketici hakkını kazanmış katılımcıları veya yatırımcıları herhangi bir tedarikçiye yönlendirmemek, tedarikçiler tarafından yapılacak sorgulamalarda ilgili katılımcıların veya yatırımcıların iletişim bilgilerine erişimini temin etmek,
r) OSB veya EB dağıtım sistemine bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki olumsuz görüş gerekçelerinin Kurum tarafından yapılan veya yaptırılan inceleme sonucunda, objektif teknik kriterlere dayanmaması nedeniyle Kurul tarafından uygun görülmemesi halinde, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzalamak,
s) OSB veya EB dağıtım sistemine erişilebilirlik hususunda ve elektrik enerjisi kesintileri veya kısıntıları ile ilgili olarak yanlış ve yanıltıcı bilgi vermemek,
ş) Serbest tüketici sıfatıyla temin ettiği elektrik enerjisini katılımcılarının veya yatırımcılarının kullanımına sunmak ve buna ilişkin diğer hizmetleri yürütmek,
t) OSB üretim veya EB üretim lisansına sahip olması halinde, üretim faaliyeti kapsamında üretilen elektrik enerjisinin OSB’nin veya EB’nin ihtiyacını karşılayamaması halinde, eksik kalan miktarı ilgili mevzuat çerçevesinde temin etmek,
u) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde kurulacak üretim ve tüketim tesislerinin karakteristikleri açısından elektrik enerjisini bozucu etkilerinin olup olmadığını incelemek ve diğer katılımcıların veya yatırımcıların verimli, istikrarlı elektrik enerjisi temini için tesislerin bağlantı görüşlerinde koruma sistemlerinin yapılmasına ilişkin görüş bildirmek,
ü) Katılımcılara ve yatırımcılara yapılan satışlar açısından, elektrik enerjisi veya kapasite alımlarını basiretli bir tacir olarak yapmak,
v) Lisansı kapsamındaki yapım, mal ve hizmet alım ihalelerini; rekabet ortamında, şeffaf ve eşitlik ilkesi çerçevesinde yapmak,
y) Kurum tarafından istenen her türlü bilgi ve belgeyi zamanında, tam ve doğru olarak Kuruma vermek,
z) Katılımcılarına veya yatırımcılarına 29/12/2020 tarihli ve 31349 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Dağıtım Sisteminin Teknik Kalitesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca elektrik enerjisi ve kapasitesi sunmak,
aa) Teknik ve teknik olmayan kayıpları asgari seviyeye indirmek,
bb) Ölçü devrelerini kontrol etmek, sayaç endekslerini okumak, dağıtım lisansı kapsamında ortaya çıkan bedelleri tahakkuk ettirmek ve tahsil etmek,
cc) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde ilgili mevzuat çerçevesinde sayaçları tesis etmek,
çç) Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında belirlenen yükümlülükleri yerine getirmek,
ile yükümlüdür.
Önlisans kapsamındaki hak ve yükümlülükler
MADDE 8– (1) Önlisans, sahibine lisansına konu üretim tesisi yatırımına başlamada mevzuattan kaynaklanan izin, onay, ruhsat ve benzeri belgeleri edinebilmek ve üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde edebilmek için ilgili kurum ve kuruluşlar nezdinde girişimde bulunma hakkını verir.
(2) Önlisans sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanı sıra;
a) Kurumun faaliyetlerini yerine getirebilmesi için ihtiyaç duyacağı her türlü bilgi ve belgeyi istenilen zamanda Kuruma vermek,
b) Önlisansa konu proje kapsamında olan veya önlisansa konu projeden doğrudan etkilenen ancak kullanım hakkı elde edilmeyen gayrimenkulleri kullanmamak,
c) Önlisans kapsamında ve önlisans süresi içerisinde yatırıma başlanabilmesi için gerekli izin ve onaylar ile arazinin kullanım haklarını elde etmek,
ile yükümlüdür.
OSB üretim ve EB üretim lisansı kapsamındaki hak ve yükümlülükler
MADDE 9– (1) OSB üretim ve EB üretim lisansı, sahibine;
a) OSB onaylı sınırları veya EB sınırları içerisinde üretim tesisini kurma ve işletme,
b) Üretim tesisinde ürettiği elektrik enerjisini veya kapasitesini;
1) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde tüketilmek kaydıyla, OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin elektrik enerjisi ihtiyacını karşılama amacıyla kullanma,
2) OSB onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına veya EB içerisindeki yatırımcılarına kâr amacı gütmeksizin satma,
hakkını verir.
(2) OSB üretim lisansı veya EB üretim lisansı sahibi ilgili mevzuatta sayılanların yanı sıra;
a) Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında belirlenen yükümlülükleri yerine getirmek,
b) Lisansı kapsamındaki tesislerini mevzuat hükümlerine uygun olarak işletmek,
c) Lisansı kapsamındaki hizmetin teknik gereklere göre yapılmasını sağlamak,
ç) Kurum tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde verilen tüm talimatlara uymak,
d) Tesislerini, yasal defter ve kayıtlarını Kurum denetimine hazır bulundurmak, Kurum tarafından talep edildiğinde denetime açmak,
e) Kurum tarafından istenen her türlü bilgi ve belgeyi zamanında, tam ve doğru olarak Kuruma vermek,
f) Kurum tarafından talep edilen veya Kuruma sunulacak olan bildirim, rapor ve diğer evrakları, ilgili mevzuatta düzenlenen usul ve esaslara uygun olarak Kuruma sunmak,
g) Lisansına dercedilmiş olan hükümlere uymak,
ğ) Lisans kapsamındaki faaliyetlerin yerine getirilebilmesini teminen gerçek ve tüzel kişiler tarafından verilen veya edinilen bilgileri gizli tutmak ve amacı dışında kullanmamak,
h) Lisans işlemleri ile ilgili bedeller ile varsa yıllık lisans bedellerini zamanında ve eksiksiz olarak Kuruma ödemek,
ı) Lisans almanın yanı sıra faaliyet alanlarına göre ilgili diğer mevzuatın gereklerini yerine getirmek,
i) Lisans kapsamında faaliyette bulunduğu konuda yaptığı iş ve işlemlere ilişkin veri işleme veya veri depolama amacıyla kurdukları ve/veya hizmet aldıkları bilgi işlem merkezlerinde üçüncü kişilerin söz konusu verilere hukuka aykırı erişimini ve bu verileri hukuka aykırı işlemesini önlemek, verilerin gizliliğini, bütünlüğünü ve erişilebilirliğini sağlamak üzere uygun güvenlik seviyesini temin etmeye yönelik gerekli her türlü teknik ve idari tedbiri almak,
j) Bu Yönetmelik kapsamında tesis edeceği kojenerasyon ve trijenerasyon tesisleri ile kabulü yapılan üniteler için bakım-onarım kapsamında tedarik edilen ekipmanlar hariç; elektrik üretim tesisinde ve Elektrik Piyasasında Depolama Faaliyetleri Yönetmeliği kapsamında tesis edeceği elektrik depolama tesisi veya ünitesinde, ilgili mevzuat ve standartlara göre imal edilmiş, garanti kapsamında yer alan ve son beş yıl içerisinde üretilmiş türbin, jeneratör, buhar kazanı, motor, batarya gibi ana ekipmanları kullanmak,
k) Mücbir sebepler ile yıllık programlı bakım takvimi dışında, üstlenilmiş bulunan yükümlülükleri yerine getirecek şekilde üretim tesisini işler halde tutmak,
l) Yıllık programlı bakım takvimlerini, TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye bildirmek,
m) Elektrik enerjisi alışverişi yapılabilmesi için ilgili mevzuatın gerektirdiği sayaçları tesis etmek,
n) Üretim tesisinin lisansa dercedilen tesis toplam kurulu gücünün tamamının kabulünün yapıldığı tarihe kadar, gerçekleştirilen faaliyetler hakkında her yılın Ocak ve Temmuz ayları içerisinde Kuruma, usulüne uygun olarak ilerleme raporu sunmak,
o) Önlisans veya lisansa konu proje kapsamında olan ancak kullanım hakkı elde edilmeyen gayrimenkulleri kullanmamak,
ö) Atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünleri kullanacak biyokütleye dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, bahse konu tesislerinde kullanacakları yan ürünleri lisansı kapsamındaki tesis bünyesinde kuracakları piroliz tesislerinden karşılamak,
p) Kabulü yapılarak işletmeye geçen biyokütleye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin lisans sahibi tüzel kişiler için, 10/9/2014 tarihli ve 29115 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevre İzin ve Lisans Yönetmeliği kapsamında Çevre, Şehircilik ve İklim Değişikliği Bakanlığından alınması gereken belgeyi kabul tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde Kuruma sunmak,
r) Lisans verilmesine esas olan gerekli izin, onay, ruhsat ve benzerlerinin geri alınması, kaldırılması, sonlandırılması, yürütmesinin durdurulması veya iptal edilmesi durumlarını en geç iki ay içerisinde Kuruma bildirmek,
s) Lisans kapsamındaki faaliyetlerin sürdürülmesini engelleyen veya aksatan olayları, bu olayların lisans kapsamındaki faaliyetler üzerindeki etkilerini, bu etkileri azaltmak veya ortadan kaldırmak için alınan önlemleri ve etkilerin hangi koşullarda ve sürede tamamen giderilebileceğini, olayın ortaya çıkmasından itibaren yedi iş günü içerisinde yazılı olarak Kuruma bildirmek,
ş) Mücbir sebepler, yıllık programlı bakım takvimleri ve programsız bakımlar dışında, üretim faaliyetinin durdurulmasının talep edilmesi halinde, faaliyetin durdurulmasının talep edildiği tarihten en az yüz yirmi gün önce onay alabilmek üzere Kuruma yazılı olarak başvuruda bulunmak,
t) Üretim faaliyeti kapsamında ihtiyaç fazlası üretilen elektrik enerjisinin OSB onaylı sınırları veya EB sınırları dışındaki dağıtım veya iletim sistemine verilmesi halinde mahsuplaşma da dahil, herhangi bir bedel talebinde bulunmamak,
u) 28/5/2014 tarihli ve 29013 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve diğer ilgili mevzuat çerçevesinde; sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumlar ile acil durumlarda Milli Yük Tevzi Merkezinin, sistem güvenilirliği açısından üstlendiği yükümlülükleri yerine getirebilmesini teminen verdiği tüm talimatlara uymak,
ü) Elektrik enerjisi veya kapasitesini sadece OSB onaylı sınırlar veya EB içerisinde, OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin ihtiyacı ile katılımcıların veya yatırımcıların ihtiyacını karşılamak amacıyla kullanmak,
v) Mücbir sebepler dışında, önceden öngörülemeyen arızalar sonucu veya arızaya yol açacağı açık olan durumlarda, ivedi olarak TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketine bilgi vermek,
y) Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği kapsamında gerekli bilgi ve belgeleri TEİAŞ’a ve EPİAŞ’a vermek,
ile yükümlüdür.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
OSB veya EB’nin Sisteme Bağlantısı, Sistem Kullanımı, Veri Paylaşımı ve Teknik Kaliteye Uygunluk
OSB veya EB’nin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı
MADDE 10 – (1) Dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi;
a) Mülkiyeti, işletme ve bakımı kendisine ait transformatör merkezi üzerinden iletim sistemine iletim gerilim seviyesinden,
b) TEİAŞ’ın transformatör merkezlerinin şalt sahalarının orta gerilim barasına müstakil fiderle kendisine veya ilgili dağıtım şirketine ait hatlarla ya da,
c) Dağıtım şirketine ait bir dağıtım merkezine (DM),
bağlanır.
(2) TEİAŞ, dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’lerin iletim sistemine doğrudan veya transformatör merkezlerinin orta gerilim baralarına bağlantı ile ilgili taleplerinin karşılanmasında, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişileri dağıtım şirketi gibi değerlendirir.
(3) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi ile Kurul tarafından onaylanmış bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzalar.
OSB veya EB’nin veri paylaşımı
MADDE 11 – (1) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, OSB onaylı sınırları veya EB içerisindeki üretim ve tüketim tesislerine ilişkin olarak TEİAŞ ve EPİAŞ ile ilgili mevzuatta belirtilen kamu kurum ve kuruluşları tarafından talep edilen verileri, 28/1/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinde düzenlenen gizlilik esasları çerçevesinde, istenilen şekilde, tam ve doğru olarak vermekle yükümlüdür.
(2) Onaylı sınırları veya bölgesi içerisinde üretim tesisi bulunan OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi tarafından talep edilmesi halinde, üretim tesislerinin üretimlerine ilişkin verileri otomatik olarak paylaşacak bir sistem altyapısını kurmakla yükümlüdür. OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, talep edilen verileri istenilen sıklık ve formatta TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi ile paylaşır.
(3) İkinci fıkra kapsamında tesis edilecek teknik altyapının tesisi ve işletmesi kapsamında ortaya çıkan maliyetler, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından karşılanır. Bu kapsamda ortaya çıkan maliyetler, altyapının bağlı olduğu üretim tesisi sahibi katılımcılardan veya yatırımcılardan tahsil edilir.
Teknik kaliteye uygunluk
MADDE 12- (1) OSB veya EB elektrik dağıtım sisteminde elektrik enerjisinin teknik kalitesinin belirlenmesi, teknik kalitenin belirlenmesine esas teknik kalite ölçümleri, teknik kaliteye uygunluk değerlendirmesi Elektrik Dağıtım Sisteminin Teknik Kalitesine İlişkin Usul ve Esaslarda belirtilen kurallar ve standartlara uygun olarak gerçekleştirilir.
(2) Teknik kalite sorunlarına ilişkin dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye başvuru yapan katılımcılara veya yatırımcılara, başvuruya ilişkin değerlendirme ile birlikte, teknik kalite parametreleri ve sınır değerleri, teknik kalite ölçümü için başvuru hakkı, talebe konu teknik kalite problemine veya problemlerine dair A ve S sınıfı cihazların ölçüm aralığı, teknik kalite ölçüm bedelinin karşılanması ve ölçüm sonuçlarına ilişkin dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişinin düzeltici işlem yükümlülüklerini içeren cevap verilir.
(3) Katılımcının veya yatırımcının teknik kalite ölçümü talep etmesi durumunda; ölçümde kullanılacak uygun standartlardaki cihazı katılımcının veya yatırımcının tedarik etmesi halinde talep tarihini takip eden beş iş günü içerisinde, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından tedarik edilen cihazın kullanılması halinde talep tarihini takip eden on iş günü içerisinde, teknik kalite ölçümüne başlanır ve asgari bir haftalık ölçüm yapılır.
(4) Katılımcı veya yatırımcı tarafından A sınıfı cihaz ile ölçüm yapılmasının talep edilmemesi ve şikâyete konu teknik kalite parametresi için yeterli olması durumunda, teknik kalite ölçümleri S sınıfı cihazlar ile yapılır.
(5) Katılımcı veya yatırımcı talepli teknik kalite ölçümleri sonucunda, ölçüm sonuçlarının ilgili standartta belirtilen teknik kalite parametreleri sınır değerlerine uygun olup olmadığı, haftalık ölçüm raporu, ölçüm ham verisi ve sınır değerlerin aşıldığı ölçüm sonuçlarında teknik kalitenin sağlanması için yapılacak düzeltici işlem veya işlemler OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından katılımcıya veya yatırımcıya bildirilir.
(6) Ölçüm sonucunun ilgili standarda uygun olması durumunda katılımcının veya yatırımcının talebi üzerine yapılan teknik kalite ölçümlerinin bedeli, katılımcı veya yatırımcı tarafından karşılanır.
(7) Bu madde kapsamında yapılan ölçümler sonucunda, OSB veya EB dağıtım sisteminden kaynaklandığı ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden ve/veya kesintilerinden doğduğu tespit edilen zarar ve hasarlar OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından karşılanır. Bu kapsamda doğan anlaşmazlıklar görevli ve yetkili mahkemelerde çözülür.
Erişim ve müdahale hakkı
MADDE 13 – (1) Katılımcı veya yatırımcı, mülkiyetin gayri ayni haklar da dahil olmak üzere, bağlantı ve dağıtım sistemi varlıklarının tesisi, işletmesi, bakımı, kontrolü, test edilmesi, sökülmesi ve sayaçlara zaman sınırlaması olmaksızın erişim amacıyla lisans sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye gerekli izni sağlar.
(2) Katılımcı veya yatırımcı yukarıda sayılan hakları tapu siciline masraflarını kendisi karşılayarak lisans sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi lehine tescil ettirebilir. Bağlantı anlaşmasında bir hüküm yoksa kira için bedel alınmaz.
(3) Bir bağlantı anlaşması tarafı, temsilcileri, çalışanları ve davet ettiği sair kimseler hiçbir şekilde bağlantı anlaşmasının diğer tarafının tesis ve teçhizatına, aşağıdaki haller dışında, ilgili tarafın izni olmaksızın müdahalede bulunamaz:
a) Can ve mal emniyetinin sağlanması için yapılması gereken acil durum müdahaleleri.
b) Lisans sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişinin, dağıtım sistemini ilgili mevzuat uyarınca işletebilmek amacıyla yapacağı müdahaleler.
(4) İlgili mevzuat uyarınca TEİAŞ'a ait trafo merkezlerinde lisans sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından yapılacak enerji analizörü ve kompanzasyon tesisleri için TEİAŞ tarafından uygun bulunması koşuluyla tesislere erişim için gerekli izin verilir.
(5) TEİAŞ’a ait trafo merkezlerinde bulunan dağıtım fiderlerinde arıza durumlarına münhasır olmak üzere lisans sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından açma kapama talep edilmesi halinde, bu talep şebeke güvenliğini sekteye uğratmayacak şekilde yazılı, elektronik imza, faks gibi yöntemlerden herhangi biriyle karşılanabilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
OSB’nin veya EB’den Sorumlu Tüzel Kişinin Katılımcılarına veya Yatırımcılarına Uygulayacağı Bedeller ile Bu Bedellerin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar
OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin katılımcılarına veya yatırımcılarına uygulayacağı bedeller
MADDE 14 – (1) OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin katılımcılarına veya yatırımcılarına uygulayacağı bedeller şunlardır:
a) Elektrik enerjisi bedeli.
b) Dağıtım bedeli.
c) Emreamade kapasite bedeli.
ç) TEİAŞ’a ve/veya dağıtım şirketine ödenen, sistem kullanım ve sistem işletimi ile ilgili bedeller.
d) Bağlantı bedeli.
e) Güvence bedeli.
f) Kesme-bağlama bedeli.
g) Güç bedeli.
ğ) Güç aşım bedeli.
h) Reaktif enerji bedeli.
ı) Sistem işletme ve kullanımı ile elektrik enerjisi veya kapasitesi temini kapsamında ortaya çıkan teminat giderleri.
i) Veri paylaşımı kapsamında ortaya çıkan giderler.
(2) Birinci fıkrada yer alan bedellerin, katılımcılara veya yatırımcılara uygulanmasına ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından belirlenir.
(3) Birinci fıkrada sayılan bedellerden Kurul tarafından onaylananlar, şeffaflık ve eşit taraflar arasında ayrım gözetmeme ilkeleri doğrultusunda Kurumun, OSB’nin ve EB’den sorumlu tüzel kişinin internet sayfalarında yayımlanır.
(4) Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği hükümlerine uygun olarak düzenlenecek faturalarda, birinci fıkrada sayılan bedeller ayrı olarak gösterilir. Bu bedellerin hesaplanmasında OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin diğer faaliyetleriyle ilgili hiçbir maliyet unsuru yer alamaz.
OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından uygulanacak birim elektrik enerjisi bedeli
MADDE 15 – (1) Serbest tüketici hakkını kullananlar dışındaki katılımcıların veya yatırımcıların kullanımına sunulan elektrik enerjisi veya kapasitesi için uygulanacak OSB veya EB elektrik enerjisi bedeli sadece elektrik enerjisi teminine ve/veya üretimine ilişkin maliyetleri içerir ve katılımcılara veya yatırımcılara doğrudan yansıtılır. OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, uyguladığı birim elektrik enerjisi bedelini, aldığı tarife tipine göre katılımcılarına veya yatırımcılarına kâr amacı gütmeksizin aynen yansıtır ve söz konusu bedeli sadece katılımcılarının veya yatırımcılarının erişebileceği şekilde internet sayfasında yayımlar.
(2) Elektrik enerjisi veya kapasitesi bedeli, sanayi katılımcısı veya yatırımcısı ve sanayi harici katılımcı veya yatırımcı arasında ayrım gözetmeksizin tüm katılımcılara veya yatırımcılara eşit olarak uygulanır.
Dağıtım sisteminin kullanımına ilişkin bedeller
MADDE 16 – (1) Lisans sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından, OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde bir sonraki yıl için uygulanacak dağıtım bedeli, güç bedeli, güç aşım bedeli ve emreamade kapasite bedeli önerisi, 27/5/2014 tarihli ve 29012 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Yönetmeliği hükümleri kapsamında Bildirim Sistemi üzerinden her yıl Ekim ayı sonuna kadar hazırlanarak Kurul onayı alınmak üzere Kuruma sunulur. Kurul, söz konusu bedellere ilişkin öneriyi inceler, gerekli görmesi halinde her türlü ek bilgi ve belge isteyebilir ve uygun bulması halinde 31 Aralık tarihine kadar onaylar.
(2) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, birinci fıkrada sayılan bedelleri sanayi katılımcıları veya yatırımcıları ile sanayi harici katılımcılar veya yatırımcılar bazında, eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygular. Mevcut ve yeni katılımcıların veya yatırımcıların sanayi sicil belgelerinin sunulmasına ilişkin işlemler 31/12/2015 tarihli ve 29579 dördüncü mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Dağıtım Lisansı Sahibi Tüzel Kişiler ve Görevli Tedarik Şirketlerinin Tarife Uygulamalarına İlişkin Usul ve Esaslar çerçevesinde yerine getirilir.
(3) Dağıtım bedelinin belirlenmesinde aşağıdaki maliyet bileşenleri dikkate alınır:
a) OSB veya EB dağıtım sistemi için gerekli olan yatırımlara ilişkin giderler.
b) OSB veya EB dağıtım faaliyeti için gerekli personel giderleri.
c) OSB veya EB dağıtım faaliyeti için gerekli işletme ve bakım-onarım giderleri.
ç) Gelir farkı düzeltme bileşeni.
d) OSB veya EB dağıtım faaliyetinin hizmet alımı yolu ile sağlanması halinde hizmet alımına ilişkin giderler.
e) OSB veya EB içi dağıtım kayıplarının maliyeti.
f) Diğer hizmetlerin sunulması kapsamında ortaya çıkan maliyetler.
g) Genel aydınlatma tüketim giderleri.
(4) Dağıtım bedeli içerisinde OSB veya EB dağıtım sistemi ile ilgili olmayan hiçbir maliyet unsuru yer alamaz.
(5) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından yürütülen dağıtım faaliyeti kapsamında, gerçekleşen maliyet ile gerçekleşen gelir arasındaki fark, gelir farkı düzeltme bileşeni olarak takip eden yılın/yılların bedellerinin hesaplanmasında dikkate alınır. Bu hesaplama için, Bildirim Sistemi üzerinden sunulan formda gelir farkı düzeltme bileşeninin hesaplanmasına esas olmak üzere önceki yıllara ait fiili gerçekleşmeleri gösteren bilgiler de sunulur.
(6) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, ilgili mevzuat uyarınca, dağıtım şirketleri için geçerli kurallar çerçevesinde katılımcılarına veya yatırımcılarına reaktif enerji tarifesi uygular. Reaktif enerji tarifesi uygulamasından elde edilecek gelir yine reaktif enerji giderleri ya da dağıtım faaliyeti ile ilgili giderlerin karşılanması amaçları için kullanılır.
(7) Birinci fıkra kapsamındaki bedellere ilişkin önerisini ilgili uygulama yılının Ekim ayı sonuna kadar bu madde çerçevesinde hazırlayarak Kuruma sunmayan veya önerileri Kurul tarafından uygun bulunmayarak 31 Aralık tarihine kadar onaylanmayan OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, Kurul tarafından belirlenen dağıtım sisteminin kullanımına ilişkin bedelleri uygular.
(8) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi her bir ilave alan için farklı bir OSB veya EB dağıtım bedeli önerisinde bulunabilir.
Bağlantı, güvence ve kesme-bağlama bedelleri
MADDE 17 – (1) Bağlantı bedeli, bağlantı yapan katılımcının veya yatırımcının iç tesisatının ve/veya şalt sahasının dağıtım şebekesine bağlanması için inşa edilen ve Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinde tanımlanan bağlantı hattı kapsamında katlanılan masraflar ile sınırlı olup dağıtım şebekesi yatırım maliyetlerini içeremez.
(2) OSB veya EB dağıtım şebekesine bağlantısı yapılmış olan katılımcılar veya yatırımcılar ile bağlantı bedeli tahsil edilen ve bağlantısı yapılarak elektrik enerjisi verilen tesis ve/veya kullanım yerlerindeki katılımcı veya yatırımcı değişikliklerinde yeni katılımcılardan veya yatırımcılardan bağlantı bedeli alınmaz.
(3) Bağlantı hattının katılımcı veya yatırımcı tarafından tesis edilecek olması halinde, dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi ile kullanıcı arasında, bağlantı hattının tesisine, kullanım haklarına ve devrine ilişkin bir tesis yapım sözleşmesi imzalanır. Bağlantı hattı enerjilendirme tarihinde herhangi bir işleme gerek kalmaksızın işletme ve bakım sorumluluğu karşılığında OSB’ye veya EB’den sorumlu tüzel kişiye devredilmiş kabul edilir. Bu katılımcılardan veya yatırımcılardan bağlantı bedeli alınmaz. Tesis yapım sözleşmesinde buna ilişkin hükme yer verilir. Bağlantı hattına ilişkin projeyi hazırlama sorumluluğu katılımcıya veya yatırımcıya aittir, bununla birlikte OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından hazırlanarak kullanıcıya verilebilir.
(4) Bağlantı bedeli, güvence bedeli ve kesme-bağlama bedeline ilişkin olarak, Kurul tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde onaylanan bedeller, OSB veya EB için farklı bir Kurul kararı alınmadığı sürece, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından katılımcılarına veya yatırımcılarına da aynı şekilde uygulanır.
TEİAŞ’a, dağıtım şirketlerine ve tedarikçilere ödenen bedeller ve teminatlar
MADDE 18 – (1) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, şebeke bağlantısı dikkate alınarak TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketi ile yaptığı bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları kapsamında ortaya çıkan bedeller ve teminatları öder. OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından ödenen söz konusu bedeller ve teminatlar eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin katılımcılara veya yatırımcılara sözleşme gücü ve/veya enerji miktarına göre doğrudan yansıtılır.
(2) TEİAŞ’a ve/veya dağıtım şirketlerine ödenen;
a) Sabit sistem kullanım ve sistem işletimine ilişkin bedeller, her bir katılımcı veya yatırımcıya anlaşma güçleri oranında çekiş veya veriş yönünde kW bazında,
b) Değişken sistem kullanım ve sistem işletimine ilişkin bedeller her bir katılımcı veya yatırımcıya sistemden çektikleri veya sisteme verdikleri enerji oranında kWh bazında,
yansıtılır.
(3) Birinci fıkra kapsamındaki anlaşmalar kapsamında, anlaşma hükümlerinin ihlalinden doğan cezai şartlardan kaynaklanan ödemelerden OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi sorumludur. Cezai şartlardan kaynaklanan veya reaktif enerji bedeli ile ilgili ödemelerin belirli bir katılımcı veya yatırımcının ihmal veya kusuru nedeni ortaya çıktığının belirlenmesi halinde, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi söz konusu bedelleri ilgili katılımcıdan veya yatırımcıdan rücuan tahsil eder.
(4) Sistem işletim ve kullanımı ile elektrik enerjisi veya kapasitesi temini kapsamında ortaya çıkan teminat giderleri eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin katılımcılara veya yatırımcılara yansıtılır.
(5) Teminat giderleri, teminat ödeme yükümlülüğünün kaynaklandığı yatırımcılara veya katılımcılara, teminatın niteliğine göre kW veya kWh bazında oransal olarak yansıtılır.
ALTINCI BÖLÜM
Katılımcıların veya Yatırımcıların Serbest Tüketici Hakkını Kullanması ve
Serbest Tüketici Uygulaması
Katılımcıların veya yatırımcıların serbest tüketici hakkını kullanması
MADDE 19 – (1) Dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi katılımcılarından veya yatırımcılarından serbest tüketici limitini aşan tüketiciler, OSB’ye veya EB’den sorumlu tüzel kişiye bu Yönetmelik hükümlerine göre tespit edilen dağıtım bedelini ödemek kaydıyla başka bir tedarikçiden elektrik enerjisi veya kapasitesi temin edebilir.
(2) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, ilgili mevzuatta dağıtım şirketlerinin serbest tüketicilere karşı üstlendikleri yükümlülükleri yerine getirir.
(3) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, serbest tüketici olma hakkını kullanmak isteyen katılımcılarına veya yatırımcılarına elektrik enerjisi nakledilebilmesi için gerekli tedbirleri alır.
(4) Serbest tüketici niteliğini haiz katılımcının veya yatırımcının tedarikçi seçme süreci, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümlerine göre gerçekleştirilir.
(5) Talep edilmesi halinde OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından katılımcıya veya yatırımcıya serbest tüketici olduğunu gösterir belge verilir.
Serbest tüketici uygulaması
MADDE 20 – (1) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde serbest tüketici hakkını kazanan katılımcıların veya yatırımcıların bu haklarını kullanması halinde;
a) Bu katılımcıların veya yatırımcıların enerji tüketim miktarlarına ayrıca OSB veya EB içi kayıp miktarı eklenmez.
b) TEİAŞ’a veya dağıtım şirketine ilgili serbest tüketici olan katılımcısı veya yatırımcısı için ödenen, sistem kullanım ve sistem işletim bedellerinden OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişinin yönetimi sorumludur. OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi bu tarifelerden kaynaklanan bedelleri öder ve ilgili serbest tüketiciden uygulayacağı dağıtım bedeli ile birlikte tahsil eder. Tedarikçisini seçen serbest tüketicinin kendisi ya da tedarikçisi TEİAŞ’a veya dağıtım şirketine ayrıca bir bedel ödemez.
c) Söz konusu serbest tüketicinin sayaçları OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından okunur, kontrol edilir, ilgili mevzuat çerçevesinde gereken bilgiler EPİAŞ’a ve diğer ilgili kurumlara iletilir.
ç) Tedarikçisini seçen serbest tüketicilerin Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği kapsamındaki teminatlarından OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi sorumlu değildir.
d) Dağıtım sisteminin kullanımına ilişkin bedeller serbest tüketici hakkını kullanan katılımcılara veya yatırımcılara, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından fatura edilir. Aktif elektrik enerjisi bedeli, tahsiline aracı olunan ilgili mevzuat gereği alınan fon, pay ve vergiler ile Kurulca onaylanmış ve tahsiline aracı olunan bedeller dahil edilmek suretiyle, serbest tüketicinin tedarikçisi tarafından fatura edilir.
(2) Dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye ait bütün ölçüm noktaları için elektrik enerjisi aynı tedarikçiden temin edilmek zorundadır. Bu kapsamda, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 30/A maddesi çerçevesinde dağıtım lisansı sahibi bir OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye ait ana sayaçlar portföye birlikte eklenebilir ya da portföyden birlikte çıkarılabilir. OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye ait yeni bir ana sayaç piyasa yönetim sistemine kaydedilirken bu sayaç mevcut tedarikçisinin portföyüne eklenir.
(3) Dağıtım lisansı sahibi OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin bağlantı ve sistem kullanımına ilişkin bedeller TEİAŞ ve/veya dağıtım şirketi tarafından OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye fatura edilir. Bu bedeller OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından katılımcılardan veya yatırımcılardan tahsil edilerek TEİAŞ’a ve/veya dağıtım şirketine ödenir. Dağıtım şirketi, bağlantı ve sistem kullanımına ilişkin bedelleri, bağlantı ve sistem kullanım anlaşması imzalamış olan dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişiye fatura eder. Bu bedeller OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından katılımcılardan veya yatırımcılardan tahsil edilerek dağıtım şirketine ödenir.
(4) Son kaynak tedariğinin neden olduğu maliyetler, bu maliyetlerin doğmasına sebep olan katılımcılara veya yatırımcılara yansıtılır.
YEDİNCİ BÖLÜM
Bağlantı Başvurusu, Sisteme Bağlantı, Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmaları ile
Elektrik Enerjisi Tedarik Sözleşmesi
Bağlantı başvurusu
MADDE 21 – (1) OSB onaylı sınırları veya EB içerisinde kurulan yeni bir tesis ya da kullanım yeri için OSB veya EB dağıtım sistemine bağlanmak suretiyle elektrik enerjisi temin etmek isteyen katılımcı veya yatırımcı, OSB’ye veya EB’den sorumlu tüzel kişiye yazılı olarak başvuruda bulunur.
(2) Başvuruda bulunan katılımcı veya yatırımcı, OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde talep ettiği belgeleri ibraz eder.
(3) Kullanım amacıyla sınırlı bir süre için, OSB veya EB dağıtım sistemine geçici bağlantı yaparak elektrik enerjisi temin etmek isteyen katılımcı veya yatırımcı, elektrik projesini ve kullanım amacının gerektirdiği belgeleri ibraz etmek kaydıyla OSB’ye veya EB’den sorumlu tüzel kişiye başvuruda bulunur.
(4) OSB onaylı sınırları veya EB dışında yer alan aboneliklerle ilgili yapılacak bağlantı başvuruları, Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin 11 inci maddesi kapsamında Kurum tarafından değerlendirilir.
Başvurunun değerlendirilmesi ve bağlantı anlaşması
MADDE 22 – (1) Katılımcının veya yatırımcının, OSB veya EB dağıtım sistemine bağlantı talebinin, dağıtım lisansı sahibi OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde karşılanması ve bağlantı anlaşması yaparak hizmet verilmesi esastır.
(2) Bağlantı için yapılan başvuru, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından dağıtım sisteminin mevcut durumu çerçevesinde genişleme yatırımı veya yeni yatırımın gerekli olması hususları da dikkate alınarak değerlendirilir.
(3) Gerçek veya tüzel kişilerin, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından işletilmekte olan dağıtım sistemlerine bağlantısına ilişkin olarak;
a) Bağlantı yapılması öngörülen tarihte, bağlantı yapılmak istenen noktada şebekenin teknik özelliklerinin yetersiz olması,
b) Bağlantı yapılması öngörülen tesisin projesinde, sisteme bağlantıyla ilgili olarak Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve ilgili diğer mevzuatta yer alan standartların sağlanamaması,
c) Bağlantı yapılması öngörülen tesisin projesi için gerekli olması durumunda, gerilim düşümü, harmonik, elektromanyetik girişim, fliker seviyesi gibi değerlerin, şebekeye giriş veya çıkış noktasında ve iletim ve dağıtım kademelerinde, ilgili mevzuatta belirlenen sınırları karşılamaması durumu,
ç) Bağlantı yapılması öngörülen tesisin, sistem elektrik enerjisinin kalitesini, ilgili mevzuatta yer alan standartların dışına çıkarması durumu,
hariç olumsuz görüş verilemez.
(4) OSB dağıtım veya EB dağıtım sistemine bağlanmak ve dağıtım sistemini kullanmak suretiyle elektrik enerjisi üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişinin dağıtım sistemine bağlantısı hakkındaki bağlantı görüşü, önlisans süreci kapsamında Kurum tarafından yazılı olarak istenmesi üzerine Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği ile Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde oluşturularak bildirilir.
(5) OSB dağıtım veya EB dağıtım sistemine bağlanmak için başvuru yapan tüketim tesisi sahibi kişilerin başvuruları, Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ilgili hükümleri çerçevesinde değerlendirilerek sonuçlandırılır.
(6) OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin, sisteme bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki olumsuz görüşlerinin gerekçelendirilmesi zorunludur. Sisteme bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki olumsuz görüş gerekçelerinin Kurum tarafından yapılan veya yaptırılan inceleme sonucunda Kurum veya Kurul tarafından uygun bulunmaması halinde, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi başvuru sahibi ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzalamakla yükümlüdür. Üretim tesislerine ilişkin itirazlar Kurul kararıyla sonuçlandırılır.
(7) Bağlantı başvurusunun değerlendirilmesinin ardından;
a) OSB veya EB dağıtım sisteminin mevcut durumunun bağlantı talebinin karşılanması için uygun olması halinde, OSB ile katılımcı veya EB’den sorumlu tüzel kişi ile yatırımcı arasında bağlantı anlaşması imzalanır.
b) OSB veya EB dağıtım sisteminin mevcut durumunun bağlantı talebinin karşılanması için uygun olmaması ve genişleme yatırımı veya yeni yatırımın gerekli olması durumunda; saha etüdü gerektirmeyen hallerde başvuru tarihinden itibaren on iş günü, saha etüdü gerektiren hallerde ise başvuru tarihinden itibaren yirmi iş günü içerisinde, bağlantı talebinin karşılanabileceği makul bir süre, gerekçeleri ile birlikte başvuru sahibine yazılı olarak bildirilir. Başvuru sahibinin bağlantı talebinin karşılanabilmesi için OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından bildirilen sürenin uzun bulunması ve bağlantı talebinin dağıtım sisteminde tadilat veya tevsii yapılarak karşılanabilir olması halinde, bağlantıyı gerçekleştirecek tesislerin yapımını Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin 21 inci maddesindeki yönteme göre yapılacak sözleşme çerçevesinde başvuru sahibi üstlenebilir.
c) OSB veya EB dağıtım şebekesi dışında, yeni bir yatırımın bir veya birden fazla katılımcı veya yatırımcı için gerekli olması ve OSB veya EB dağıtım sisteminin mevcut durumunun bağlantı talebinin karşılanması için uygun olmaması durumunda, söz konusu yatırım OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi ya da katılımcılar veya yatırımcılar tarafından yapılabilir. Yatırımın OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından yapılması halinde yatırım bedelleri ile finansman giderleri dahil tüm bedeller ilgili katılımcılardan veya yatırımcılardan tahsil edilir. Yatırımın katılımcılar veya yatırımcılar tarafından yapılması halinde, yapılan dağıtım tesisinin sonradan başka katılımcılar veya yatırımcılar tarafından kullanılması durumunda, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından yeni katılımcılardan veya yatırımcılardan yatırım katılım bedeli tahsil edilerek söz konusu yatırımı yapan veya finanse eden katılımcılara veya yatırımcılara payları oranında ödeme yapılır.
(8) Dağıtım sistemine geçici bağlantı yaparak elektrik enerjisi temin etmek isteyen katılımcı veya yatırımcı ile OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi arasında kullanım amacıyla sınırlı bir süreyi içeren bağlantı anlaşması imzalanır.
(9) Bağlantı anlaşmasının imzalanmasını takiben ve anlaşmada yer alan süre içerisinde gerekli bağlantı varlıkları tesis edilerek, bu Yönetmeliğe uygun olarak belirlenen bağlantı bedeli, başvuru sahibi tarafından OSB’ye veya EB’den sorumlu tüzel kişiye ödenir.
(10) Bağlantı bedeli, bir defaya mahsus olmak üzere ve ilk bağlantı anlaşması yapılması esnasında tahsil edilir ve geri ödenmez.
Proje onayı ile kabul işlemleri
MADDE 23 – (1) OSB veya EB dağıtım tesisi projeleri, Bakanlık tarafından yayımlanan mevzuat hükümlerine uygun olarak hazırlanır ve bu projelerin onayı ile kabul işlemleri Bakanlık veya Bakanlıkça yetkilendirilen kurum ya da kuruluşlar tarafından yapılır.
Sisteme bağlantı
MADDE 24 – (1) Bağlantı anlaşması yapmış olan katılımcının veya yatırımcının OSB veya EB dağıtım sistemine bağlantısının yapılabilmesi için, katılımcı veya yatırımcı tarafından tesis edilen ölçü cihazları ve devrelerinin ilgili bölümleri OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından mühürlenir ve OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından tesis edilen sayacın okuması yapılarak tespit edilen ilk endeks değeri alınarak sisteme bağlantı yapılması hakkında tutanak düzenlenmek suretiyle katılımcının veya yatırımcının dağıtım sistemine bağlantısı gerçekleştirilir.
(2) Katılımcının veya yatırımcının sisteme bağlanmasından sonra her türlü dağıtım hizmeti, OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından, bağlantı anlaşması ve bu Yönetmelik ile ilgili diğer mevzuat hükümleri çerçevesinde karşılanır.
Elektrik enerjisi tedarik sözleşmesi
MADDE 25 – (1) Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri uyarınca görevli tedarik şirketleri ile tüketiciler arasında imzalanan ve Kurul tarafından onaylanan standart perakende satış sözleşmesi hükümleri ile OSB ile katılımcıları veya EB’den sorumlu tüzel kişi ile yatırımcıları arasında imzalanan elektrik enerjisi tedarik sözleşmesi hükümleri birbiriyle uyumlu olmak zorundadır.
(2) OSB ile katılımcısı veya EB’den sorumlu tüzel kişi ile yatırımcısı arasında elektrik enerjisi tedarik sözleşmesi imzalanabilmesi için söz konusu katılımcının veya yatırımcının tesislerine ilişkin mülkiyetin edinimi, kullanımı veya kiralamasının OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından uygun bulunarak onaylanması esastır.
Bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları
MADDE 26 – (1) Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği hükümleri uyarınca dağıtım şirketleri ile dağıtım sistemi kullanıcıları arasında imzalanan ve Kurul tarafından onaylanan bağlantı anlaşması ile sistem kullanım anlaşmasının hükümleri ile dağıtım lisansı sahibi OSB ile katılımcıları veya EB’den sorumlu tüzel kişi ile yatırımcıları arasında imzalanan bağlantı ve sistem kullanımına ilişkin anlaşmaların hükümleri birbiriyle uyumlu olmak zorundadır.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Mali belgeler
MADDE 27 – (1) OSB veya EB’den sorumlu tüzel kişi, tahsilatına aracı oldukları tüm vergileri ve kanuni kesintileri katılımcılara veya yatırımcılara hitaben düzenleyecekleri faturalarda ayrı olarak gösterir.
Denetim
MADDE 28 – (1) OSB’nin veya EB’den sorumlu tüzel kişinin piyasa faaliyetlerinin, ilgili mevzuata uygun olarak gerçekleştirilip gerçekleştirilmediği Kurum tarafından denetlenir.
Anlaşmazlıkların giderilmesi
MADDE 29 – (1) Bu Yönetmeliğin uygulanmasından doğan anlaşmazlıklarda, anlaşmazlığın çözümü için Kuruma başvuruda bulunulabilir.
(2) Bağlantı anlaşması ve sistem kullanım anlaşmasının uygulanmasından doğan anlaşmazlıklar görevli ve yetkili mahkemelerde çözülür.
Hüküm bulunmayan haller
MADDE 30 – (1) Bu Yönetmelikte hüküm bulunmayan hallerde ilgili mevzuat hükümleri uygulanır.
(2) Elektrik piyasasına ilişkin diğer mevzuatta EB’ye/EB’den sorumlu tüzel kişiye ilişkin hüküm bulunmaması halinde, OSB için geçerli olan düzenlemeler mahiyetine uygun olduğu ölçüde EB/EB’den sorumlu tüzel kişi için de uygulanır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 31 – (1) 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik yürürlükten kaldırılmıştır.
Tek bir tedarikçiden enerji tedariği
GEÇİCİ MADDE 1- (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren birden fazla tedarikçiden enerji tedarik eden OSB’lerin en geç 1/1/2025 tarihine kadar enerji tedariğini 20 nci maddenin ikinci fıkrasına uygun hale getirmeleri esastır. Bu kapsamda tedarikçi değişikliğine ilişkin piyasa işletmecisine başvuru yapılmaması durumunda, piyasa işletmecisi tarafından OSB ana sayaçları, re’sen mevcut tedarikçisinin portföyünden çıkarılır.
Yürürlük
MADDE 32 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 33– (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
7b988c114165
|
(30 Mayıs 2018 Tarihli ve 30436 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI TÜKETİCİ HİZMETLERİ YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; serbest, serbest olmayan ve son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilere elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı ile buna ilişkin hizmetlerin sunulmasında tüketici, tedarikçiler ve/veya dağıtım şirketleri arasındaki iş ve işlemlere esas asgari standart, usul ve esasların belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik, tüketicilere hizmetlerin yeterli, kaliteli ve sürekli olarak sunulması için;
a) Tedarikçiler ile tüketimi düşük serbest tüketiciler arasında yapılacak ikili anlaşmada yer alacak asgari usul ve esaslara,
b) Görevli tedarik şirketleri ile serbest olmayan tüketiciler ya da son kaynak tedariki kapsamındaki tüketiciler arasında yapılacak perakende satış sözleşmesinde yer alacak asgari usul ve esaslara,
c) Dağıtım şirketleri ile tüketiciler ve tedarikçiler arasında;
1) Sayaç ve sayaca erişim, okunmasına ve kontrolüne,
2) Kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanımının tespiti ve bu kapsamda yapılacak iş ve işlemlere,
3) Elektriğin kesilmesi ve bağlanmasına,
ç) Tüketici şikâyetlerinin yapılması, bu şikâyetlerin değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması ile tüketicilerin bilgilendirilmesine yönelik usul ve esaslara,
d) Tüketicilerin hak ve yükümlülüklerine,
ilişkin hükümleri kapsar.
(2) Tedarikçiler ile tüketimi düşük serbest tüketiciler arasında 4/1/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanunu ile 5/1/2002 tarihli ve 4735 sayılı Kamu İhale Sözleşmeleri Kanunu kapsamında yapılacak ikili anlaşmalarda düzenlenmeyen hususlar hakkında işbu Yönetmeliğin üçüncü bölüm hükümleri uygulanır.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Aktif enerji: Aktif gücün zamanla çarpımından elde edilen ve kWh birimi ile ölçülen enerjiyi,
b) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
c) Bağlantı gücü: Bir kullanım yerinin elektrik projesinde belirtilen kurulu gücün, kullanma faktörü ile çarpılması suretiyle hesaplanan güç miktarını,
ç) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
d) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
e) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım şirketinin lisansında tanımlanan bölgeyi,
f) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
g) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
ğ) DBS: Doğrudan Borçlandırma Sistemini,
h) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
ı) Enerji Tanımlama Kodu (EIC): Oluşturulmasına ilişkin usul ve esasları ENTSO-E tarafından belirlenip kuruluşun resmi internet sitesinde duyurulan ve ENTSO-E’ye bağlı tüm ülkelerde kullanılan, enerji tanımlama kodlama sistemini,
i) Gecikme zammı: 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammını,
j) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariği yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
k) İkili anlaşma: Gerçek veya tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
l) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, lisans, genelge ve Kurul kararlarını,
m) İlgili tüzel kişi: İlgisine göre, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi ve/veya tedarikçiyi,
n) Kalıcı veri saklayıcısı: Tüketicinin gönderdiği veya kendisine gönderilen bilgiyi, bu bilginin amacına uygun olarak incelemesine elverecek şekilde kaydedilmesini ve değiştirilmeden kopyalanmasını sağlayan ve bu bilgiye aynen ulaşılmasına imkân veren kısa mesaj, elektronik posta, internet, disk, CD, DVD, hafıza kartı ve benzeri her türlü araç veya ortamı,
o) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
ö) Kesme-bağlama bedeli: Tüketicinin elektriğinin bağlanması aşamasında uygulanan ve Kurul tarafından belirlenen bedeli,
p) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
r) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
s) Mühürleme: Sayaç ve ölçü devresi elemanlarına dışarıdan yapılacak müdahaleyi önlemek amacıyla dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından ilk enerji verme, sayaç ve ölçü devresi elemanlarını kontrol ve durumunu tespit etme, enerji kesme ve açma gibi işlemler yapıldıktan sonra mühür ile ölçü düzeneğini muhafaza altına alma ya da aldırma yöntemini,
ş) Ortak sayaç: Aynı tüketici grubunda birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişinin elektrik enerjisi tüketimlerini ölçmek amacıyla tesis edilen tek bir sayacı,
t) Perakende satış: Elektriğin tüketicilere satışını,
u) Perakende satış sözleşmesi: Bağlantı anlaşması mevcut olan kullanım yeri için, görevli tedarik şirketi ile tüketiciler arasında ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, perakende satış tarifesi veya son kaynak tedarik tarifesinden elektrik enerjisi ve/veya kapasite temini ile hizmet alımına yönelik olarak yapılan faaliyetlere ilişkin koşul ve hükümleri kapsayan sözleşmeyi,
ü) Piyasa Yönetim Sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, piyasa işletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
v) Reaktif güç: Elektrik akımının gerilime göre 90 derece faz farklı, iş görmeyen ve kVAr birimi ile ölçülen gücü,
y) Tüketimi düşük serbest tüketici: Yıllık elektrik enerjisi tüketimi 100.000 kWh’tan düşük olan serbest tüketiciyi,
z) Tüketici grubu: Benzer özelliklere sahip olmaları sebebiyle bir grup olarak dikkate alınan tüketicileri,
aa) Reaktif enerji: Reaktif gücün zamanla çarpımından elde edilen ve kVArh birimi ile ölçülen enerjiyi,
bb) Sayaç: Tüketicinin, elektrik enerjisi tüketimini ölçmek amacıyla ilgili mevzuat hükümlerine uygun olarak tesis edilen cihazı,
cc) Serbest olmayan tüketici: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını sadece, bölgesinde bulunduğu görevli tedarik şirketinden yapabilen gerçek veya tüzel kişiyi,
çç) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunması veya iletim sistemine doğrudan bağlı olması veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
dd) Son kaynak tedarikçisi: Son kaynak tedariği kapsamındaki tüketicilere enerji temin etmekle görevlendirilmiş olan tedarik lisansı sahibi şirketi,
ee) Son kaynak tedariği: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilere elektrik enerjisi tedariğini,
ff) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyatları, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
gg) Tedarik: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan veya perakende satışını,
ğğ) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri,
hh) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
ıı) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ii) Tekil kod: Dağıtım şirketleri tarafından dağıtım bölgelerindeki her bir tüketim noktası için belirlenen ve tüketim noktasının Piyasa Yönetim Sistemine kaydı için de kullanılan münhasır kayıt kodunu,
jj) TÜİK: Türkiye İstatistik Kurumunu,
kk) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
ll) Yeraltısuyu Kullanma Belgesi: 16/12/1960 tarihli ve 167 sayılı Yeraltı Suları Hakkında Kanunda belirtilen Kullanma Belgesini,
mm) Dönemsel kullanım: Okuma bölgesinde yıl içinde ardışık olmak üzere altı ay ve üzeri hiç tüketim olmayan kullanım yerlerindeki tüketim ile tarımsal sulama amaçlı tüketimleri,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Elektrik Enerjisi ve/veya Kapasite Tedariği, Serbest Tüketici ve Serbest Olmayan Tüketici
Elektrik enerjisi ve/veya kapasite tedariki
MADDE 5 – (1) Tüketici; serbest tüketici, serbest olmayan tüketici ya da son kaynak tedariki kapsamındaki tüketici statüsünde elektrik enerjisi ve/veya kapasiteyi tedarikçilerden temin eder.
Serbest tüketici kapsamı ve elektrik tedariki
MADDE 6 – (1) Aşağıdaki koşulları sağlayan tüketiciler serbest tüketici olarak kabul edilir;
a) İletim sistemine doğrudan bağlı olan gerçek veya tüzel kişiler,
b) Organize sanayi bölgesi tüzel kişilikleri,
c) Bir önceki takvim yılında veya içinde bulunulan yılda serbest tüketici limitini aşan miktarda elektrik tüketilen kullanım yerinin kullanım hakkına sahip ya da kullanım hakkını edinen tüketiciler.
(2) Elektrik enerjisi tüketimleri tek bir ortak sayaç ile ölçülebilen birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişinin tükettiği toplam elektrik enerjisi miktarının serbest tüketici limitini geçmesi durumunda, bu kişilerin birlikte serbest tüketici niteliği kazandığı kabul edilir.
(3) Serbest tüketiciler elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını tedarikçi ile ikili anlaşma yaparak temin edebilirler.
(4) Serbest tüketiciler, ikili anlaşmalarının herhangi bir şekilde sona ermesi veya talep etmeleri halinde, bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, bölgelerindeki görevli tedarik şirketinden son kaynak tedariki kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın alabilir.
(5) Serbest tüketici kapsamında yer alan tüketicilerin tedarikçisini seçme hakkını kullanmaları halinde; sayaçların Kurum tarafından yayımlanan düzenlemelere uygun çok zaman dilimli ölçüm yapabilen elektronik sayaçlar olması zorunludur. Dağıtımdan bağlı tüketiciler için uygun olmayan sayaçlar dağıtım şirketi tarafından ilgili ay içerisinde değiştirilir ve sayacın uygun olmaması, tedarikçi seçme hakkının kullanılmasına engel teşkil etmez.
(6) Serbest tüketici niteliği ile birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişinin aralarından yetkilendirdiği bir tüketici adına satın alınan tek bir ortak sayaç ile ölçülebilen elektrik enerjisinin, kâr amaçlı olarak tekrar satışı yapılamaz.
(7) Aynı gerçek veya tüzel kişinin aynı tüketici grubunda bulunan kullanım yerlerinin yıllık toplam elektrik enerjisi tüketim miktarının sözleşmenin kurulduğu tarihte 100.000 kWh ve üzerinde olması ve her birinin yıllık tüketiminin serbest tüketici limitini geçiyor olması halinde Üçüncü Bölüm hükümleri uygulanmaz.
Serbest olmayan tüketici kapsamı ve elektrik tedariki
MADDE 7 – (1) Aşağıdaki koşullara sahip tüketiciler serbest olmayan tüketici olarak kabul edilir;
a) Bir önceki takvim yılında ve içinde bulunulan yılda, kullanım hakkına sahip olduğu ya da kullanım hakkını edindiği kullanım yerindeki elektrik tüketimi serbest tüketici limitini aşmayan tüketici,
b) Serbest tüketici olup da bir önceki takvim yılına ait toplam elektrik enerjisi tüketiminin cari takvim yılı için belirlenmiş serbest tüketici limitinin altında kalan tüketici,
c) İlk defa bağlantı anlaşması yapılmış kullanım yerinde elektrik enerjisi tüketen tüketici.
(2) Serbest olmayan tüketiciler elektrik enerjisi ve/veya kapasiteyi sadece bulunduğu dağıtım bölgesindeki görevli tedarik şirketi ile perakende satış sözleşmesi yaparak temin eder.
(3)
Son kaynak tedariki kapsamında tüketici ve elektrik tedariki
MADDE 8 – (1) Aşağıdaki koşullara sahip tüketiciler son kaynak tedariki kapsamındaki tüketici olarak kabul edilir;
a) Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketici,
b) İkili anlaşma ile elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın almakta olan bir serbest tüketicinin ikili anlaşmasının herhangi bir nedenle sona ermesi nedeniyle ilgili görevli tedarik şirketinden elektrik alan tüketici.
(2) İlgili görevli tedarik şirketi bu madde kapsamında yer alan tüketicilere son kaynak tedariği kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlamakla yükümlüdür.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İkili Anlaşma
İkili anlaşmanın tarafları
MADDE 9 – (1) Bu bölümde yer alan ikili anlaşmaya ilişkin usul ve esaslar, tüketimi düşük serbest tüketicilerle tedarikçiler arasında yapılan ikili anlaşmaları kapsar.
İkili anlaşma türleri ve genel esaslar
MADDE 10 – (1) Tedarikçiler tüketimi düşük serbest tüketicilere belirli süreli ya da belirsiz süreli ikili anlaşma önerebilir.
(2) Belirli süreli ikili anlaşmaların süresi üç yıldan fazla olamaz.
(3) İkili anlaşma ve ekleri ile Tüketici Hakları Bilgilendirme Formu (EK-1), İkili Anlaşma Ön Bilgilendirme Formu (EK-2-A) ve İkili Anlaşma Değişiklik Bildirimi (EK-3) en az on iki punto büyüklüğünde, anlaşılabilir bir dilde, açık, sade ve okunabilir bir şekilde düzenlenir.
(4) Tedarikçinin ikili anlaşmanın kurulmasına, yenilenmesine ve ikili anlaşmada değişiklik yapılmasına ilişkin önerisi karşısında tüketicinin susması veya açıkça reddetmemesi önerinin kabulü olarak yorumlanamaz ve aksi hükme ikili anlaşmada yer verilemez.
İkili anlaşmanın kapsamı
MADDE 11 – (1) İkili anlaşmada asgari aşağıdaki hususların yer alması zorunludur;
a) Tedarikçinin adı, unvanı, adresi, MERSİS numarası, vergi kimlik numarası, lisans numarası, tüketici hizmetleri merkezlerinin telefon ve faks numaraları ile internet ve elektronik posta adresleri,
b) Tüketicinin adı, soyadı, unvanı, adresi, T.C. kimlik veya vergi kimlik numarası, Türk vatandaşı olmayan kişiler için pasaport numarası veya uluslararası geçerliliği olan muadili belge numarası, bulunması halinde tüketicinin telefon numarası veya e-posta adresi,
c) İkili anlaşmanın kurulma tarihi ile elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışının başlangıç tarihi,
ç) İkili anlaşmanın süresi,
d) Elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışına esas fiyatlandırma,
e) Tahsilatında aracı olunan iletim ya da dağıtım bedeli ile uygulanan fon, pay ve vergiler,
f) Güvence bedeli/teminat alımı ve uygulaması,
g) Faturanın zamanında ödenmemesi durumuna ilişkin uygulanması öngörülen gecikme faizi ile tarafların temerrüde düşmesinin hukuki sonuçları,
ğ) Faturalarda ve faturalandırmaya esas unsurlarda hata tespiti durumunda eksik veya fazla bedelin tahsili veya iadesine ilişkin hükümler,
h) İkili anlaşma kapsamında cayma hakkının kullanılmasına ve/veya ceza koşulunun uygulanmasına ilişkin şartlar, süre ve cayma bedeli ve/veya ceza koşulunun tutarı,
ı) İkili anlaşmanın yenilenmesi ya da süre uzatımı,
i) İkili anlaşmanın hükümlerinde değişiklik yapma,
j) İkili anlaşmanın sonlandırılması,
k) Tedarikçinin hak ve yükümlülükleri,
l) Tüketicilerin hak ve yükümlülükleri,
m) İkili anlaşmanın feshine ilişkin koşullar,
n) Şikâyetlerin çözümü,
o) İkili anlaşma uyuşmazlıklarında yetkili çözüm mercii.
(2) İkili anlaşma kapsamındaki hususlara ilişkin işbu Yönetmelikte düzenlenen cayma hakkı, haklı fesih sebepleri, anlaşmanın yenilenmesi gibi hükümlere ikili anlaşmada açıkça yer verilir. İkili anlaşmada ve eklerinde ilgili mevzuata aykırı hükümlere yer verilemez. İkili anlaşmada yer alan ilgili mevzuata aykırı hükümler geçersizdir.
İkili anlaşma kurma
MADDE 12 – (1) Tedarikçi ikili anlaşma kurulmadan önce EK-1 ve EK-2’de yer alan standart formlarla açık ve anlaşılabilir bir şekilde kayıt altına almak suretiyle kağıt üzerinde veya kalıcı veri saklayıcısı ile tüketiciyi bilgilendirmek ve tüketicinin söz konusu bilgileri edindiğini teyit etmesini sağlamak zorundadır. Söz konusu bilgilendirmenin yapıldığına ve tüketici tarafından teyit edildiğine ilişkin ispat yükü tedarikçiye aittir. Bilgilendirmenin gereği gibi ya da hiç yapılmamış olması tüketici için haklı fesih sebebidir.
(2) İkili anlaşmalar yazılı veya mesafeli olarak kurulabilir. Yazılı olarak kurulan ikili anlaşma el yazısıyla atılan imza veya güvenli elektronik imza ile imzalanır. Tedarikçi tarafından ikili anlaşma ve eklerinin “aslının aynıdır” onaylı bir örneğinin anlaşmanın kurulduğu gün kağıt üzerinde veya kalıcı veri saklayıcısı ile tüketimi düşük serbest tüketiciye verilmesi zorunludur.
(3) Tedarikçi ikili anlaşma ve ekleri ile EK-1 ve EK-2’de dahil olmak üzere ikili anlaşmanın kurulmasına ilişkin bilgi ve belgeleri kâğıt üzerinde veya kalıcı veri saklayıcısı ile ikili anlaşmanın sonlanmasını izleyen 3 yıl süresince saklar ve istendiğinde Kuruma ve yıl içerisinde bir defadan fazla olmamak üzere tüketiciye sunar. Tedarikçi bu kapsamda tüketiciden herhangi bir ücret talep edemez.
Cayma hakkı
MADDE 13 – (1) Tüketimi düşük serbest tüketici, ikili anlaşmanın kurulduğu ya da yenilendiği tarihten itibaren 14 gün içerisinde herhangi bir gerekçe göstermeksizin ve cayma bedeli ödemeksizin telefonla, e-postayla veya yazılı olarak bildirim yapmak suretiyle anlaşmadan cayma hakkına sahiptir.
Belirli süreli ikili anlaşmanın süre bitiminde sona ermesi ve yenilenmesi
MADDE 14 – (1) Belirli süreli ikili anlaşma, anlaşmada belirlenen sürenin sonunda kendiliğinden sona erer. Tedarikçi ikili anlaşmanın sona ereceği tarihten en az 60 gün önce tüketiciyi ikili anlaşmanın sona ereceği tarih ve tüketicinin kendi portföyünden çıkartılacağı tarih konusunda kayıt altına almak suretiyle bilgilendirir.
(2) Belirli süreli ikili anlaşmada ikili anlaşmanın belirlenen süre kadar kendiliğinden yenileneceğine veya uzayacağına ilişkin hükümler konulamaz.
(3) Belirli süreli ikili anlaşmanın yenilenmesinde tedarikçi tarafından 12 nci madde hükümlerine göre işlem tesis edilir.
İkili anlaşma hükümlerinde değişiklik yapma
MADDE 15 – (1) Belirli süreli ikili anlaşmalarda anlaşma süresince anlaşma ve eklerinde tüketici aleyhine değişiklik yapılamaz.
(2) İkili anlaşmada tedarikçiye tüketici aleyhine tek taraflı değişiklik yapma yetkisi veren hükme yer verilemez. Tedarikçi ikili anlaşmaya ilişkin değişiklik önerisini kayıt altına almak suretiyle değişikliğin yürürlüğe gireceği tarihten en az 15 gün önce EK-3 formunu ve değişikliği içeren ikili anlaşmayı kayıt altına almak suretiyle tüketiciye iletir.
(3) Değişiklik önerisi, tüketicinin kabulüyle EK-3 formunda belirtilmiş olan tarihte yürürlüğe girer.
(4) İkili anlaşma hükümlerinde değişiklik yapma işleminin bu maddede düzenlenen şekilde yapıldığına ilişkin ispat yükü tedarikçiye aittir. Aksi takdirde söz konusu değişiklik yapılmamış sayılır.
Haklı fesih sebepleri
MADDE 16 – (1) Tüketimi düşük serbest tüketici, belirli süreli ikili anlaşmayı süresi sona ermeden önce aşağıda sayılanlarla sınırlı olmamakla birlikte aşağıdaki haklı sebeplerden bir veya birkaçına dayanarak cayma bedeli ve/veya ceza koşulu ödemeksizin önceden bildirim yapmak suretiyle feshedebilir;
a) İkili anlaşmanın kurulması, yenilenmesi ve ikili anlaşmada değişiklik yapma süreçlerinde tedarikçi tarafından yapılması gereken bilgilendirme veya bildirimler gereği gibi ya da hiç yapılmadığında,
b) Tedarikçi tüketimi düşük serbest tüketicinin ikili anlaşma kapsamında doğan alacağını işbu Yönetmelikte özel olarak düzenlenen süre içerisinde, diğer hallerde alacağın muaccel olduğu tarihten itibaren en geç 5 iş günü içerisinde ödemezse,
c) İkili anlaşmada belirtilen tedarikçinin portföyüne geçiş tarihinde tedarikçiden kaynaklanan nedenlerle tüketici tedarikçinin portföyüne geçirilmezse,
ç) Tüketimi düşük serbest tüketicinin başka bir kullanım yerine taşınması ya da başka bir kullanım yerine taşınmaksızın kullanım yerini tahliye etmesi halinde,
d) İlgili mevzuat kapsamında tedarikçi temerrüde düştüğünde,
e) İkili anlaşma kapsamındaki fatura, 32 nci maddenin üçüncü fıkrası hariç olmak üzere, dağıtım şirketince okunarak PYS’ye girilen endeks değerlerine göre düzenlenmezse.
(2) Tedarikçi, ikili anlaşmayı aşağıda sayılanlarla sınırlı olmamakla birlikte aşağıdaki haklı sebeplerden bir veya birkaçına dayanarak cayma bedeli ve/veya ceza koşulu ödemeksizin feshedebilir;
a) Tüketimi düşük serbest tüketici ikili anlaşmada belirlenen güvence bedelini süresi içerisinde ödemediğinde,
b) Kullanım yerinde usulsüz ya da kaçak elektrik enerjisi tüketildiğinde,
c) Tüketiciye ilişkin iflasının kesinleşmesi ve tasfiye memuru atanması hallerinde.
(3) Tüketimi düşük serbest tüketici belirsiz süreli ikili anlaşmayı herhangi bir gerekçe göstermeksizin ve cayma bedeli ve/veya ceza koşulu ödemeksizin istediği zaman feshedebilir.
İkili anlaşmanın sonlandırılmasına ilişkin süreç
MADDE 17 – (1) 16 ncı madde kapsamında feshe ilişkin bildirim 13/1/2011 tarihli 6102 sayılı Türk Ticaret Kanununun 18 inci maddesinin üçüncü fıkrası saklı kalmak kaydıyla, kayıt altına alınmak suretiyle telefonla, e-postayla veya yazılı olarak yapılabilir. Bildirimlerin tedarikçi tarafından alındığı tarih bildirim yapma tarihidir.
(2) İkili anlaşmanın tahliye nedeniyle sonlandırılması halinde tedarikçi dağıtım şirketini bilgilendirir. Dağıtım şirketi kentsel ve kentaltı dağıtım bölgesinde bildirimi izleyen en geç 1 gün içerisinde, kırsal dağıtım bölgesinde bildirimi izleyen en geç 2 gün içerisinde son endeks değerlerini alarak kullanım yerinin elektriğini keser. Endeks değerlerinin alınmasını izleyen gün içerisinde bu değerler tedarik şirketine bildirilir.
İkili anlaşma kapsamında yer alacak bedeller
MADDE 18 – (1) İkili anlaşma kapsamında elektrik enerjisi ve kapasite satışına ilişkin aktif enerji bedeli ile tahsilatına aracı olunan ilgili mevzuat gereği uygulanan dağıtım sistem kulanım bedeli ve diğer mevzuat gereği fon, pay ve vergiler ile bunun dışında Kurulca onaylanmış ve tahsilinde aracı olunan bedeller de yer alır. Tahsilatına aracı olunan bu bedellerin neler olduğu ile bunların anlaşmanın düzenlendiği tarihteki tutarı ve değişmesi durumunda yeni tutarların tüketiciye ne şekilde bildirileceğine ilişkin bilgiye ikili anlaşmada yer verilir. (EK-2-B)
(2) Tedarikçi ikili anlaşma kapsamında yapacağı elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı için tek ya da çok zamanlı dilimlerinde olmak üzere aktif enerji bedelini kr/kWh olarak fiyatlandırır. Fiyatlandırma yönteminde düzenlemeye tabi fiyatlarla mukayese edebilirlik esas alınır.
Güvence bedeli
MADDE 19 – (1) Tedarikçi, tüketimi düşük serbest tüketiciden elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışına ait ödeme yükümlülüğünü yerine getirmeme riskine karşılık güvence bedelini anlaşma yapılırken nakit ya da teminat mektubu olarak talep edebilir. Güvence bedelinin peşin ya da taksitlendirme yoluyla alınıp alınmayacağı ve ne zaman talep edileceğine ilişkin hususlar ikili anlaşmada açıkça ifade edilir.
(2) Güvence bedeli talebinde aşağıda belirtilen hususlar dikkate alınabilir. Tüketicinin;
a) Geçmiş 12 aylık fatura dönemine ait ödeme bilgisinin olmaması,
b) Fatura ödemelerinin düzensiz olması,
c) Zamanında ödenmeyen borçtan elektriğinin kesilmiş olması.
(3) Güvence bedelinin iadesinde; kullanım yerinin son endeks okuma bilgileri tedarikçiye bildirildikten sonra, nakit tahsil edilen güvence bedeli asgari TÜFE oranı dikkate alınarak güncellenir. Güncelleme yapılmasını takiben, tüketimi düşük serbest tüketicinin söz konusu ikili anlaşmasına ilişkin tedarikçiye olan tüm borçlarının ödenmesinden sonra varsa güncellenmiş güvence bedelinin bakiyesi, anlaşmanın sona erme tarihinden itibaren en geç 5 iş günü içerisinde tüketicinin talep ettiği ödeme şekline göre iade edilir. İade için, borcun ödenmesi dışında, herhangi bir koşul ileri sürülemez ve belge istenemez. Zamanında iade edilmeyen güvence bedeli için bu Yönetmelikte belirtilen gecikme faizi uygulanır.
(4) Nakit güvence bedeli tahsili, şirket vezneleri ve müşteri hizmet merkezleri dışında elden yapılamaz.
Ceza koşulu/cayma bedeli
MADDE 20 – (1) Belirli süreli ikili anlaşmada tedarikçi ya da tüketimi düşük serbest tüketici aleyhine ceza koşulu ancak haksız fesih işlemleri için kararlaştırılabilir. Haksız fesih, haklı bir sebebe dayanmaksızın yapılan fesihtir.
(2) 7/11/2013 tarihli ve 6502 sayılı Tüketicinin Korunması Hakkında Kanun ve ilgili ikincil mevzuat kapsamındaki tüketiciler hariç, tüketimi düşük serbest tüketicinin ödeyeceği cayma bedeli ve/veya ceza koşulu cayma tarihi ya da fesih tarihi öncesi tüketicinin son 12 aylık tüketim toplamı ile cayma tarihinde ya da fesih tarihinde uygulanan fiyat esas alınarak hesaplanan toplam tutarın % 10’unu geçemez.
(3) Tedarikçi tarafından anlaşmanın haksız feshedilmesi durumunda tedarikçi tüketimi düşük serbest tüketiciye ikinci fıkra kapsamında belirlenen tutarda ceza koşulu öder.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Perakende Satış Sözleşmesi
Perakende satış sözleşmesi başvurusu
MADDE 21 – (1) Perakende satış tarifesi veya son kaynak tedarik tarifesinden elektrik enerjisi ve/veya kapasite almak isteyen gerçek veya tüzel kişiler, ilgili görevli tedarik şirketine yazılı veya şirketin kurumsal iletişim kanalları ya da e-Devlet kapısı aracılığıyla başvuruda bulunur. Başvuru sırasında bu madde hükümlerince belirlenen bilgi ve belgeler sunulur. Sözleşmeye konu kullanım yeri için görevli tedarik şirketinde ve dağıtım şirketinde mevcut olan bilgi ve belgeler, başvuru sahibinden ayrıca istenmez. Görevli tedarik şirketince istenmesi halinde dağıtım şirketi kullanım yeri ile sayaç ve ölçü sistemlerine ilişkin bilgileri vermek zorundadır. Kullanım yerinde geçerli bir perakende satış sözleşmesi bulunan yerler için şirketin kurumsal iletişim kanalları ya da e-Devlet kapısı aracılığıyla başvuru yapılamaz.
(2) Birinci fıkra kapsamındaki tüm başvurular kayıt altına alınır. Görevli tedarik şirketi usulüne uygun olarak yapılan başvuruları, şirketin mesai saatleri dışında yapılması halinde en geç takip eden ilk iş günü, diğer hallerde aynı gün içerisinde sonuçlandırır.
(3) Birinci ve ikinci fıkra kapsamında yapılan başvuruda, başvuru sahibinden, perakende satış sözleşmesinde yer verilmek üzere;
a) Başvuru sahibinin gerçek kişi olması halinde T.C. kimlik numarasını, Türk vatandaşı olmayan kişiler için pasaport numarasını veya uluslararası geçerliliği olan muadili belge numarasını, kimlik bilgilerini, elektrik kullanılacak yerin adresi ile mülkiyetinin kime ait olduğunu ve kullanım yerini hangi sıfatla kullandığını,
b) İşyeri açan gerçek ve tüzel kişilerden, (a) bendine ek olarak, ayrıca ticaret unvanlarını, vergi kimlik numaralarını, bağlı bulundukları vergi dairesini, ticaret sicil numaralarını ve ticaret sicil kaydını yaptıkları ticaret sicil memurluğunun adını,
beyan etmesi istenir. Perakende satış sözleşmesi başvurusu yapan gerçek ve tüzel kişilerden kimlik fotokopisi, ikametgâh belgesi, tapu fotokopisi, kira sözleşmesi, daha önce kullanımda bulunduğu yerde elektrik borcunun olmadığını gösterir “borcu yoktur” belgesi, ticaret sicil gazetesi, vergi levhası veya vergi numarasını gösterir belge istenmez. Perakende satış sözleşmesinde bahsi geçen binanın veya tesisin mülkiyetinin kime ait olduğu konusunda da tüketicinin beyanı esas alınır ve bu hususta ayrıca bir belge istenmez.
(4) Üçüncü fıkra kapsamında beyan edilen kimlik bilgileri, Nüfus ve Vatandaşlık İşleri Genel Müdürlüğünün kurumsal internet sitesi üzerinden T.C. kimlik numarası doğrulaması yoluyla veya başvuru sahibinin nüfus cüzdanı istenip doğrudan kontrol edilerek teyit edilebilir. İşyeri açan talep sahiplerinin vergi kimlik numaraları Gelir İdaresi Başkanlığının kurumsal internet sitesi üzerinden e-vergi levhası sorgulaması yoluyla ticaret sicil bilgileri ise Ticaret Sicil Gazetesi Müdürlüğünün kurumsal internet sitesi üzerinden ticaret sicil sorgulaması yoluyla teyit edilir.
(5) Tedarikçisi ve tüketici grubu aynı kalmak kaydıyla perakende satış sözleşmesi kapsamında elektrik enerjisi tedarik etmekteyken, kullanım yerini değiştiren tüketicinin bir önceki kullanım yerine ait elektrik enerjisi tüketiminden kaynaklanan yükümlülüklerini yerine getirmesi zorunludur. Bu yükümlülükler yerine getirilmeden yeni bir perakende satış sözleşmesi imzalanamaz.
(6) Perakende satış sözleşmesi imzalandıktan sonra, bu madde kapsamında beyan edilen bilgilerin doğruluğuna ilişkin üçüncü bir şahıs tarafından görevli tedarik şirketine bir şikâyette bulunulması halinde, görevli tedarik şirketi tarafından tüketiciye perakende satış sözleşmesi yapıldığı tarihteki beyanını kanıtlayıcı bir belgeyi, bildirim tarihinden itibaren 10 iş günü içerisinde sunması gerektiği ve aksi halde sözleşmesinin iptal edilerek elektriğinin kesileceği bildirilir. Tüketicinin perakende satış sözleşmesi yapıldığı tarihteki beyanını kanıtlayıcı bir belgeyi bu süre içerisinde görevli tedarik şirketine sunmaması halinde, tüketicinin gerçeğe aykırı beyanda bulunduğu kabul edilir ve söz konusu tüketicinin perakende satış sözleşmesi iptal edilir.
(7) Sekizinci maddenin birinci fıkrasının (b) bendi kapsamındaki serbest tüketici ile görevli tedarik şirketi arasındaki perakende satış sözleşmesi son kaynak tedariki kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite temininin başladığı tarihte kurulur ve yürürlüğe girer. Görevli tedarik şirketinin veya tüketicinin isteği halinde perakende satış sözleşmesi el yazısıyla atılan imza veya güvenli elektronik imza ile imzalanabilir.
a) Görevli tedarik şirketi son kaynak tedariki kapsamında tüketiciye elektrik teminine başladığı tarihten itibaren 2 iş günü içinde kayıt altına almak suretiyle kısa mesaj, telefon, e-posta veya posta yoluyla aşağıda belirtilen hususlarda bildirimde bulunur;
1) Son kaynak tedariki kapsamında elektrik tedarikinin görevli tedarik şirketince yapılacağı ve görevli tedarik şirketine ait unvan, adres ve iletişim bilgileri,
2) Son kaynak tedarikinin başladığı tarih,
3) Tüketicinin son kaynak tedariki kapsamında elektrik tedarikinin başladığı tarih itibarıyla perakende satış sözleşmesinin tarafı olduğu,
4) Kurul onaylı son kaynak tarifesine tabi tutulacağı,
5) Güvence bedelini ödemek ve perakende satış sözleşmesine esas güncel kimlik, adres ve iletişim bilgilerini bildirmek üzere bu bildirimin yapıldığı tarihten itibaren 10 iş günü içinde görevli tedarik şirketine başvurmak zorunda olduğu aksi takdirde elektriğin kesilebileceği,
6) Tüketicinin perakende satış sözleşmesini herhangi bir gerekçe göstermeksizin ve ceza koşulu ödemeksizin istediği zaman feshedebileceği.
b) Tüketicinin ilgili görevli tedarik şirketine öngörülen süreler içinde başvurarak güvence bedeli ödeme ile kimlik, adres ve iletişim bilgilerini bildirmeye ilişkin yükümlülüğünü yerine getirmemesi halinde elektriği kesilebilir.
c) Perakende satış sözleşmesinin “aslının aynıdır” onaylı bir örneği perakende satış sözleşmesi yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 15 iş günü içerisinde tüketiciye verilir.
ç) Bu madde kapsamında yapılan işlemler ayrı maliyet tabloları oluşturularak izlenir.
Perakende satış sözleşmesinin imzalanması
MADDE 22 – (1) Perakende satış sözleşmesi yazılı veya mesafeli olarak kurulabilir. Kurulan sözleşmenin “aslının aynıdır” onaylı bir nüshası, sözleşmenin kurulduğu gün kağıt üzerinde veya kalıcı veri saklayıcısıyla ilgili tüketiciye verilir veya gönderilir. Yazılı olarak kurulan perakende satış sözleşmesi, el yazısıyla atılan imza veya güvenli elektronik imza ile imzalanır. Sözleşmenin kurulmasına dair ispat yükümlülüğü görevli tedarik şirketine aittir. Görevli tedarik şirketi kurulan sözleşmeleri kayıt altına almak suretiyle aynı gün içerisinde dağıtım şirketine bildirir. Tüketici hizmetleri merkezine yapılan yazılı başvurularda, tüketicinin kabul etmesi halinde, imzalanan sözleşme örneği e-posta aracılığıyla gönderilebilir.
Perakende satış sözleşmesinin kapsamı
MADDE 23 – (1) Perakende satış sözleşmesi, görevli tedarik şirketlerinin görüşleri alınmak suretiyle bu Bölüm hükümleri uyarınca standart sözleşme olarak Kurul tarafından belirlenir ve Kurul onayı alınmaksızın bu sözleşmede değişiklik yapılamaz. Standart sözleşme, görevli tedarik şirketleri ile Kurumun internet sitesinde yayımlanır. Perakende satış sözleşmesinde asgari aşağıdaki hususlara yer verilir;
a) Tüketicinin adı soyadı, unvanı, adresi, T.C. kimlik veya vergi kimlik numarası, ticaret siciline kayıtlı tüzel kişiyse MERSİS numarası, tekil kod veya EIC, Türk vatandaşı olmayan kişiler için pasaport numarası veya uluslararası geçerliliği olan muadili belge numarası,
b) Tüketici numarası,
c) Bağlantı anlaşmasında yer alan anlaşma gücü,
ç) Tüketici grubu,
d) Tarife sınıfı,
e) Sayaç ve ölçüm sistemi bilgileri,
f) Sözleşmenin kuruluş ve yürürlüğe giriş tarihi,
g) Ödemeye ilişkin bilgiler,
ğ) Güvence bedeline ilişkin bilgiler,
h) Tarafların hak ve yükümlülükleri,
ı) Bağlantı anlaşmasında yer alan tesisat numarası,
i) Sözleşmenin süresi,
j) Sözleşmenin feshine ilişkin hükümler,
k) Perakende satış sözleşmesinde yer verilen ve tüketicinin beyanına dayanan bilgiler ile ilgili olarak, gerçeğe aykırı beyanda bulunulduğunun tespit edilmesi halinde, sözleşmenin iptal edileceği hususu,
l) Bulunması halinde, ilgili gerçek veya tüzel kişinin telefon numarası ile e-posta adresi.
(2) Perakende satış sözleşmesinde ilgili mevzuata aykırı hükümlere yer verilemez.
Perakende satış sözleşmesinin süresi ve sona erme
MADDE 24 – (1) Geçici kullanım amaçlı bağlantılar için yapılan perakende satış sözleşmeleri hariç olmak üzere, perakende satış sözleşmesinde süre sınırı bulunmaz.
(2) Perakende satış sözleşmesi sonlandırma başvurusu şirketin kurumsal iletişim kanalları ya da e-Devlet kapısı aracılığıyla, güvenli elektronik imzayla ya da yazılı olarak EK-4/B formu kullanılarak yapılır. EK-4/B formu, el yazısıyla atılan imza veya güvenli elektronik imza ile imzalanır. Şirketin kurumsal iletişim kanalları veya e-Devlet kapısı aracılığıyla yapılan başvurularda EK-4/B formunda imzaya yer verilmez; doğrulama kodu kullanılarak işlem yapılır. Görevli tedarik şirketi, perakende satış sözleşmesi sonlandırma başvurusunu şirketin mesai saatleri içerisinde yapılması halinde aynı gün içerisinde, şirketin mesai saatleri dışında yapılması halinde en geç izleyen iş günü içerisinde dağıtım şirketine bildirir. Dağıtım şirketi kentsel ve kentaltı dağıtım bölgesinde bildirimi izleyen en geç bir gün içerisinde, kırsal dağıtım bölgesinde bildirimi izleyen en geç 2 gün içerisinde son endeks değerlerini alarak kullanım yerinin elektriğini keser. En geç, endeks değerlerinin alınmasını izleyen gün içerisinde bu değerler görevli tedarik şirketine bildirilir. Sözleşme, elektriğin kesildiği tarihte sona erer.
(3) Tüketicinin 5 günden az olmamak üzere ileri tarihli sonlandırma talebi olması halinde görevli tedarik şirketi perakende satış sözleşmesinin sona erdirileceği tarihin en az 2 gün öncesinden, ilgili dağıtım şirketine, kayıt altına alınmak suretiyle, bilgi vermekle yükümlüdür. Dağıtım şirketi, ilgili kullanım yerinin sayaç değerlerini okuyarak, sözleşmenin sona erdirilmesinin talep edildiği tarihte kullanım yerinin elektrik enerjisini keser. Endeks değerlerinin alınmasını izleyen gün içerisinde bu değerler görevli tedarik şirketine bildirilir.
(4) Tedarikçi değişikliği yapmak isteyen tüketiciler tarafından doldurulan EK-4/A formu tüketicinin yeni tedarikçisi veya tüketici tarafından PYS kesinleşme tarihinden itibaren 10 gün içerisinde görevli tedarik şirketine sunulur. EK-4/A formunu tedarikçinin sunması durumunda tüketicinin mevcut tedarikçisine bildirim ispatı yeni tedarikçiye aittir. Perakende satış sözleşmesi elektrik enerjisinin ve/veya kapasite temininin başladığı tarihte sona erdirilir. EK-4/A formunun görevli tedarik şirketine sunulmamasına karşın PYS üzerinden yeni tedarikçiye geçişin gerçekleşmesi halinde perakende satış sözleşmesi elektrik enerjisinin ve/veya kapasite temininin başladığı tarihte sona ermiş sayılır. İkili anlaşmanın mesafeli olarak kurulması halinde EK-4/A formunda imza şartı aranmaz. EK-4/A formu yazılı ya da kalıcı veri saklayıcısıyla görevli tedarik şirketine gönderilir.
(5) Bir önceki tüketicinin perakende satış sözleşmesini sonlandırmadan veya sonlandırarak ayrılması ve farklı bir gerçek veya tüzel kişinin, aynı kullanım yeri için yeni bir perakende satış sözleşmesi ya da ikili anlaşma başvurusunda bulunması halinde görevli tedarik şirketi tarafından;
a) Önceki tüketicinin ödenmemiş borçlarının bulunması halinde, söz konusu borçlar, ilgili tüketicinin güvence bedelinden düşülmek suretiyle karşılanır ve ilgili sözleşme sona erdirilir.
b) Güvence bedelinin ödenmemiş borçları karşılamaması halinde, (a) bendi kapsamında işlem yapılır ve kalan borç önceki tüketiciden tahsil edilir.
c) Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca gerekli olan bilgi ve belgelerin sunulması kaydıyla, yeni başvuru sahibiyle perakende satış sözleşmesi düzenlenir.
(6) Beşinci fıkra kapsamında, bir önceki tüketicinin perakende satış sözleşmesini sonlandırmadan kullanım yerinden ayrılması halinde, görevli tedarik şirketi, yeni başvuru sahibinden söz konusu kullanım yerinin kullanım hakkına sahip olduğunu belgelemesini ister.
(7) Bu maddede belirtilen hususlar dışında, sözleşmenin hangi hallerde sona erdirileceği, perakende satış sözleşmesinde düzenlenir.
Güvence bedelinin talep edilmesi
MADDE 25 – (1) Görevli tedarik şirketi, kullanım yerinin değişmesi ve/veya perakende satış sözleşmesinin sona ermesi veya sözleşmenin feshi halinde, tüketicinin elektrik enerjisi tüketim bedelini ödememesi ihtimaline karşılık olarak, borcuna mahsup etmek üzere güvence bedeli talep eder.
(2) 30 uncu maddede sayılanlar hariç olmak üzere, yapılacak yeni perakende satış sözleşmelerinde tüm tüketiciler güvence bedeli kapsamına dahildir.
Güvence bedelinin hesaplanması
MADDE 26 – (1) Görevli tedarik şirketi ile sözleşme imzalayan tüketicinin güvence bedeli, tesisin veya kullanım yerinin gücü dikkate alınarak, tüketici grupları itibarıyla kW başına belirlenen birim bedel üzerinden hesaplanır.
(2) Tüketicinin güvence bedelinin hesaplanmasına esas olacak güç (kW) miktarı, tüketicinin tabi olduğu tarife sınıfına göre;
a) Tek terimli tarife sınıfına tabi tüketicilerde bağlantı gücü,
b) Çift terimli tarife sınıfına tabi tüketicilerde ise sözleşme gücü (talep edilen güç),
dikkate alınarak belirlenir.
(3) İkinci fıkra kapsamında yapılan hesaplamalarda;
a) Kurulu güç, bir kullanım yerinin elektrik projesinde belirtilen toplam güçtür. Özel transformatörlü tüketicilerde transformatörlerin toplam gücüdür.
b) Bağlantı gücü, kurulu gücün kullanma faktörü ile çarpılması suretiyle hesaplanan güçtür. Kullanma faktörü 0,60 olarak alınır. Özel transformatörlü tüketicilerde cos φ=1 kabul edilir.
c) Kurulu güç ile bağlantı gücündeki ondalık kısımdaki 2 basamağa kadar olan kesirli sayılar da dikkate alınır.
ç) Bağlantı gücü, 5 kW’nın altında olamaz.
(4) Güvence bedelleri, TÜİK tarafından yayımlanan TÜFE değişim oranları da dikkate alınarak, Kurul kararı ile belirlenir. Kurul gerekli görmesi halinde, her bir görevli tedarik şirketi için farklı güvence bedelleri belirleyebilir.
(5) Sözleşme gücü veya bağlantı gücü 100 kW’nın altında olup borcunu ödemediği için perakende satış sözleşmesi feshedilmiş olan tüketicilerden yeniden perakende satış sözleşmesi imzalayarak elektrik enerjisi satın alacaklara, içinde bulundukları yıla ait güvence bedelinin yüzde elli fazlası uygulanır.
(6) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten sonra sözleşme gücü veya bağlantı gücü 100 kW ve üzerinde olan mesken tüketici grubu dışındaki tüketicilerle;
a) İlk defa perakende satış sözleşmesi yapılması,
b) Borcunu ödemediği için perakende satış sözleşmesinin sona erdirilmesi nedeniyle yeniden perakende satış sözleşmesi yapılması,
c) İkili anlaşması herhangi bir nedenle sona eren tüketicilerle son kaynak tedariki kapsamında perakende satış sözleşmesi yapılması,
hallerinde uygulanacak güvence bedeli için, ilgili tüketicinin varsa sözleşme tarihinden önceki yoksa sözleşme tarihinden sonraki son 12 aydaki en yüksek 2 aylık tüketiminin günlük tüketim ortalaması hesaplanır. Toplam 60 günlük ortalama tüketim miktarı ve perakende satış sözleşmesinin kurulduğu tarihe ait düzenlemeye tabi tarifeler kapsamında onaylanan tek zamanlı birim fiyatlar kullanılarak, güvence bedeli bir kereye mahsus yeniden belirlenir. Tüketicinin sözleşme tarihinden önceki son 12 aydaki tüketim miktarına ilişkin bilgilerin görevli tedarik şirketinde bulunmaması halinde söz konusu bilgiler ilgili dağıtım şirketinden temin edilir. İlgili şirket, görevli tedarik şirketi tarafından kendisine iletilen talebi, 3 iş günü içerisinde cevaplamakla yükümlüdür. Tüketim bilgisinin 12 ayı içermemesi ya da ilk defa perakende satış sözleşmesi yapılması halinde güvence bedeli, tüketim bilgisinin temin edilmesine kadar birinci fıkraya göre belirlenir. Hesaplanan fark tutar, tüketim faturasından bağımsız olarak yazılı ve kalıcı veri saklayıcısıyla yapılan bildirimi takip eden 15 gün içerisinde tüketici tarafından görevli tedarik şirketine ödenir. Daha önce birinci fıkraya göre hesaplanarak tahsil edilmiş nakit güvence bedeline dair TÜFE güncellemesi söz konusu tutarın tüketiciye ödenmesi durumunda yapılır.
Güvence bedelinin verilme şekli
MADDE 27 – (1) Güvence bedeli, nakit ya da Bankacılık Düzenleme ve Denetleme Kurumu tarafından teminat vermesi uygun bulunmuş finans kuruluşlarınca düzenlenen süresiz ve kesin teminat mektubu olarak verilebilir. Ancak mesken tüketici grubundaki tüketiciler güvence bedelini sadece makbuz karşılığında nakit olarak verir. Fatura ödemelerini DBS ile ödemek üzere görevli tedarik şirketinin anlaşmalı olduğu bankalarla sözleşme yapan tüketicilerden güvence bedeli istenmez. Tüketicinin DBS sözleşmesinin sonlanması halinde tüketici tarafından sonlanma tarihinden itibaren 15 gün içerisinde 26 ncı maddeye göre hesaplanan güvence bedeli nakit ya da teminat mektubu olarak görevli tedarik şirketine verilir.
(2) Nakit olarak verilecek güvence bedelinin tamamının peşin olarak verilmesi esastır. Ancak tüketicinin talebi halinde, güvence bedeli mesken tüketici grubunda bulunan tüketiciler için faturaya yansıtılmak üzere iki eşit taksitte, diğer tüketici grupları için ilk taksit peşin ikinci taksit faturaya yansıtılmak üzere tahsil edilir. Görevli tedarik şirketi, bu fıkra kapsamında taksit talebinin olup olmadığını tüketiciye sormakla yükümlüdür.
(3) Nakit olarak verilecek güvence bedeli tahsilatı şirket veznesi, posta, elektronik fon transferi, havale ve benzeri yollarla ödenebilir.
(4) Mesken tüketici grubu dışındaki tüketicilerden, güvence bedelini daha önce nakit olarak vermiş olanların, talep etmeleri halinde, nakit güvence bedelleri teminat mektubuyla değiştirilir ve güncelleştirilen güvence bedeli 5 iş günü içerisinde tüketiciye iade edilir. Birinci fıkra kapsamında DBS sözleşmesi bulunan tüketicilere talep etmeleri halinde 5 iş günü içerisinde teminat mektubu iade edilir ya da güncelleştirilen güvence bedeli aynı süre içerisinde geri ödenir.
(5) Güvence bedelini teminat mektubu olarak veren tüketicilerin tüketici gruplarına ait güvence birim bedellerinde değişiklik olması halinde, değişikliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren şirketçe güvence bedelleri yeni birim bedeller ve bağlantı veya sözleşme gücü dikkate alınarak yeniden hesaplanır. Tüketiciler, tercihlerine göre, hesaplanan fark tutarı ya da toplam tutarı yazılı ve kalıcı veri saklayıcısıyla yapılan bildirimi takip eden 15 gün içerisinde nakit ya da teminat mektubu olarak görevli tedarik şirketine verir.
(6) Bu madde kapsamında güvence bedelinin ya da fark güvence bedelinin süresi içerisinde ödenmemesi halinde gecikme zammı işletilmez; 35 inci madde hükümlerine göre işlem tesis edilir.
Güç değişikliğinde fark güvence bedelinin verilmesi
MADDE 28 – (1) 25 inci ve 26 ncı madde hükümleri dikkate alınarak kullanım yerindeki güç artırımı karşılığında alınması öngörülen fark güvence bedeli tüketicinin bağlı olduğu tüketici grubunun yürürlükteki güvence birim bedeli üzerinden hesaplanır.
(2) 26 ncı maddenin altıncı fıkrası kapsamındaki kullanım yerleri için yapılan güç artırımı sonrasında fark güvence bedeli, güç artırımı sonrasındaki ilk on iki aydaki en yüksek 2 aylık tüketimin ortalama günlük tüketimine göre 26 ncı maddenin altıncı fıkrasında belirtilen yöntem dikkate alınarak yeniden hesaplanır.
(3) Güç artırımı yapıldığının dağıtım şirketi tarafından görevli tedarik şirketine bildirilmesi halinde, hesaplanan fark güvence bedeli, yapılacak bildirimi takip eden otuz gün içerisinde tüketici tarafından görevli tedarik şirketine verilir.
(4) Çift terimli tarifeye tabi tüketicinin;
a) Sözleşme gücünü düşürmesi durumunda fark güvence bedeli iadesi yapılmaz.
b) Sözleşme gücünü düşürdükten sonra tekrar sözleşme gücünü ilk değerine yükseltmesi halinde, bu değişiklikten dolayı fark güvence bedeli talep edilemez.
(5) Mesken tüketici grubundaki tüketiciler fark güvence bedelini nakit olarak verir. Diğer tüketici gruplarındaki tüketiciler tercihlerine göre, hesaplanan fark tutar ya da toplam tutarı yazılı ve kalıcı veri saklayıcısıyla yapılan bildirimi takip eden 15 gün içerisinde nakit ya da teminat mektubu olarak görevli tedarik şirketine verir.
Güvence bedelinin iadesi
MADDE 29 – (1) Perakende satış sözleşmesinin feshi veya sona ermesi veya eski sayacın ön ödemeli sayaçla değiştirilmesi durumunda güvence bedeli iade edilir ve iade işlemini gerçekleştirmek üzere tüketiciden kimlik bilgileri, güncel iletişim bilgileri ve tüketicinin iadenin elden yapılmasını tercih etmemesi halinde güvence bedelinin iade edileceği hesap bilgileri istenir. Bu kapsamda;
a) Güvence bedelinin tespitinde, görevli tedarik şirketinin işletme kayıtları veya tüketicinin güvence bedeli makbuzu esas alınır. Söz konusu kayıt veya belgenin bulunmadığı hallerde; sözleşmenin güvence bedeli alınmadan yapıldığına dair somut bulgu ve belgenin bulunması haricinde, kullanım yerinin işletme kayıtlarındaki bağlantı gücü ve sözleşme başlangıç tarihi dikkate alınarak tespit edilir. İşletme kayıtlarında projenin ya da bağlantı gücünün bulunmaması halinde; kullanım yerinin mevcut bağlantı gücü ile sözleşmenin başlangıcındaki birim bedeller göz önünde bulundurulmak suretiyle belirlenir. Sözleşme başlangıç tarihi tespit edilemeyen tüketiciler için 31/12/2006 tarihi, sözleşme başlangıcı olarak kabul edilir.
b) Tespit edilen nakit güvence bedeli, güncelleme oranı kullanılarak güncellenir. Güncelleme yapılmasını takiben, tüketicinin sonlandırılan perakende satış sözleşmesi kapsamında görevli tedarik şirketine olan tüm borçların ödenmesinden sonra varsa güncellenmiş güvence bedelinin bakiyesi, sözleşmenin sona erme tarihinden itibaren en geç 5 iş günü içerisinde şirket veznesi, posta, elektronik fon transferi veya havale gibi tüketicinin talep ettiği ödeme şekline göre iade edilir. İade için, borcun ödenmesi dışında, herhangi bir koşul ileri sürülemez ve belge istenemez.
c) Güncelleme oranının hesaplanmasında, başlangıç endeksi olarak güvence bedelinin tahsil edildiği aydan iki önceki ay için TÜİK tarafından açıklanan TÜFE, sonlandırma endeksi olarak ise sözleşmenin feshedildiği, sona erdiği veya ön ödemeli sayacın takıldığı günün içinde bulunduğu aydan iki önceki aya ilişkin TÜİK tarafından açıklanmış olan TÜFE dikkate alınır. Güncelleme oranı; sonlandırma endeksi, başlangıç endeksine bölünerek bulunur.
(2) 1/1/2007’den önce sözleşme yapmış ve güvence bedeli ödemiş olan tüketicilerin güvence bedellerinin iadesinde 1/1/2007 tarihindeki güncellenmiş güvence bedelleri dikkate alınır. 1/1/2007 tarihli güncellenmiş güvence bedelleri, söz konusu tarihten iade tarihine kadar olan süre dikkate alınmak suretiyle, TÜFE oranında güncellenerek iade edilir.
(3) Güvence bedeli, banka teminat mektubu olarak alınmış ise, sözleşmenin feshi veya sona ermesi veya ön ödemeli sayaç takılma tarihi itibariyle, tüketicinin görevli tedarik şirketine olan tüm borçlarının ödenmesi halinde, teminat mektubu tüketiciye iade edilir.
(4) Birinci fıkra kapsamında EK-4/A ve EK-4/B formunda güncel iletişim bilgileri alınan ya da perakende satış sözleşmesi sonlandırılan tüketicilere güvence bedelinin ödenmesine ilişkin kalıcı veri saklayıcısıyla söz konusu bedelin tüketiciye iade edilmek üzere hazır olduğuna ve tutarına dair bilgilendirme yapılır.
(5) Görevli tedarik şirketleri güvence bedeli iadesini almayan tüm tüketiciler için internet sitesinde kolayca görülebilecek ve ön planda olacak şekilde, T.C. kimlik numarasıyla ya da vergi numarasıyla sorgulanabilen güvence bedeli iadesini almayan tüketiciler başlıklı güvence bedeli sorgulama alanı oluşturur. Söz konusu sorgulama alanında iadenin nasıl alınabileceğine dair ayrıntılara yer verilir. Perakende satış sözleşmesi devam eden tüketiciler için süre sınırı olmaksızın, sözleşmesi sona eren tüketiciler için ise en az 10 yıl boyunca sorgulama yapılması sağlanır.
Güvence bedeli alınmayan tüketiciler
MADDE 30 – (1) Bu Bölüm hükümleri çerçevesinde;
a) Ön ödemeli sayaç tesis eden tüketicilerden,
b) 27/7/2013 tarihli ve 28720 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Genel Aydınlatma Yönetmeliği kapsamında olan yerler ile 12/4/2002 tarihli ve 2002/4100 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı kapsamındaki ibadethanelere ilişkin sözleşme yapan tüketicilerden,
c) 10/12/2003 tarihli ve 5018 sayılı Kamu Malî Yönetimi ve Kontrol Kanununa ekli (I) sayılı cetvelde yer alan kamu idarelerinden, bu kamu idarelerinin dinlenme tesisleri, misafirhaneleri ile iktisadi ve ticari amaçla işletilen tesisleri hariç,
güvence bedeli alınmaz.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önceki mevzuat gereği güvence bedeli alınmadan sözleşmesi yapılmış olup, bu Bölüm hükümlerine göre güvence bedeli alınacaklar kapsamına dahil edilenlere ilişkin güvence bedeli uygulaması, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra perakende satış sözleşmesi yapılacak tüketicileri kapsar.
(3) Bu maddenin birinci fıkrasının (c) bendinde tanımlanan tüketicilerden bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra yapacakları perakende satış sözleşmeleri kapsamında güvence bedeli alınmaz.
Perakende satış sözleşmesi taraflarının diğer hak ve yükümlülükleri
MADDE 31 – (1) Tüketici, perakende satış sözleşmesi kapsamındaki haklarını veya yükümlülüklerini önceden görevli tedarik şirketinin yazılı onayını almaksızın başkalarına devir, temlik ve rehin edemez.
(2) Perakende satış sözleşmesi taraflarından herhangi biri; perakende satış sözleşmesi ile bu Yönetmelik kapsamındaki herhangi bir yükümlülüğünü 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde düzenlenen mücbir sebepler nedeniyle yerine getiremediği takdirde, mücbir sebep olayının ya da etkilerinin devam ettiği ve yükümlülüğün yerine getirilmesini engellediği süre boyunca, etkilenen yükümlülükler askıya alınır.
(3) Perakende satış sözleşmesinin tarafları, bu Yönetmelik hükümlerinin uygulanması sonucu sahip oldukları bilgilerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almak ve söz konusu bilgileri, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde düzenlenen hususlar dışında kullanmamak ve açıklamamak ile yükümlüdür.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Sayaç Okuma ve Faturalama
Sayaç okuma ve okuma bildiriminin içeriği
MADDE 32 – (1) Sayaçlar, en az 25 en fazla 35 günlük dönemlerle dağıtım şirketi tarafından her takvim ayında bir defa okunur. Bu okuma aylık okuma olarak değerlendirilir.
(2) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 35 inci maddesinde belirtilen mücbir sebep halleri ile ağır mevsim şartları, dönemsel kullanım ve benzeri nedenlerle okuma yapılamaması ve Kurul tarafından uygun görülen haller dışında, dağıtım bölgesinin genelinde ya da belli bir bölgesinde birinci fıkraya aykırı genel uygulamalar yapılamaz. Bu fıkra kapsamındaki kullanım yerlerinde sayaçlar yılda en az iki defa okunur.
(3) Tedarikçi değiştirme ve serbest tüketici olma sürecinde ay sonu endeks değerinin okunamadığı hallerde eski tedarikçi için son endeks değeri, yeni tedarikçi için ilk endeks değeri Tahmini Tüketim Değeri Belirleme Metodolojisi çerçevesinde belirlenen değerdir.
(4) Serbest tüketiciler için, okunan endeks değerlerinin okuma tarihi bilgisi ile birlikte en geç 3 gün içerisinde PYS’ye girişi yapılır.
(5) Tüketicilere dağıtım şirketi tarafından okuma bildirimi bırakılır ya da tüketicilerin dağıtım şirketinden talep etmesi halinde okuma bildirimi elektronik ortamda tüketiciye gönderilir. Tedarik şirketi, dağıtım şirketinden fatura/ödeme bildirimi tebliği hizmeti alımı yapabilir. Okuma bildirimi içerisinde yer alan bilgiler fatura/ödeme bildirimi içerisinde de düzenlenebilir.
(6) Okuma bildirimlerinde asgari olarak aşağıdaki bilgiler yer alır;
a) Tüketicinin adı-soyadı veya unvanı, adresi, serbest tüketici tekil kodu veya EIC, uygulanıyorsa profil tipi,
b) Sayaç veya sayaçlara ait marka, tip ve seri numarası, çarpan, varsa akım ve/veya gerilim trafo oranları,
c) Aktif ve reaktif tüketime ilişkin ilk ve son endeksler ile okuma tarihleri,
ç) Tüketilen elektrik enerjisi miktarı,
d) Değiştirilen sayaç var ise sayaçlara ait endeks değerleri detayı,
e) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin tüketici hizmetleri merkezlerinin telefon ve faks numaraları ile internet ve elektronik posta adresleri, arıza ve acil durumlarda aranabilecek telefon numarası.
(7) Okuma bildirimi yazılı olarak düzenlenir. Tüketicinin tercih etmesi halinde, okuma bildirimi tüketiciye kalıcı veri saklayıcısı ile de gönderilebilir.
Faturalama esası ve dönemi
MADDE 33 – (1) Faturalamada, dağıtım şirketi tarafından okunan birbirini takip eden iki dönem arasındaki endeks farkının çarpan faktörü ile çarpımı sonucu bulunan değer tüketicinin elektrik enerjisi tüketimi olarak kabul edilir.
(2) Ön ödemeli sayaç kullanılması gibi haller dışında, perakende satış sözleşmesi kapsamında fatura dönemi okuma dönemi esas alınarak belirlenir. Aynı ay içerisinde;
a) Serbest olmayan tüketicilerin ya da son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilerin, enerjinin borçtan dolayı kesilmesi, sözleşmenin sona ermesi veya feshi ya da tedarikçi değişikliği,
b) Tüketimi düşük serbest tüketicinin ikili anlaşmasının sona ermesi veya feshi ya da tedarikçi değişikliği,
nedenleriyle yapılacak faturalamalar gibi mevzuatta özel olarak tanımlanan haller dışında birden fazla faturalama yapılamaz.
(3) 32 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında dönemsel kullanım hariç olmak üzere aylık okuma yapılamayan okuma dönemindeki ay sayısı kadar vade farkı uygulanmaksızın eşit tutarda taksitlendirme yapılır. Dönemsel kullanım bölgesinde olduğu halde yıl içerisinde sürekli tüketimi bulunan kullanım yerleri için okuma yapılamayan okuma dönemindeki ay sayısı kadar vade farkı uygulanmaksızın eşit tutarda taksitlendirme yapılır. Tüketicinin talebi olması halinde peşin ödeme yapılır. Mesken tüketici grubunda bulunan tüketicilerin kullanım yerlerinde, tüketici kaynaklı okuma yapılamadığının dağıtım şirketi tarafından kullanım yerinin fotoğraflanması yöntemiyle tutanakla kayıt altına alınması durumunda taksitlendirme yapılmaz. İlgili tutanağın bir örneği aynı gün tedarikçiye gönderilir.
(4) Fatura dönemi ikili anlaşmada taraflarca belirlenir. Aksi durumda, fatura dönemi okuma dönemi olarak esas alınır.
Ödeme bildirimi/faturalama içeriği, gönderimi, süresi ve yöntemi
MADDE 34 – (1) Tüketimi düşük serbest tüketicilere, serbest olmayan tüketicilere ve son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilere tedarikçiler tarafından düzenlenen fatura/ödeme bildiriminde asgari olarak aşağıdaki bilgiler yer alır;
a) Tüketicinin adı-soyadı veya unvanı, adresi, tüketici numarası, tüketici grubu,
b) Sayaç veya sayaçlara ait marka, tip ve seri numarası, çarpan, varsa akım ve/veya gerilim trafo oranları,
c) Son kaynak tarifelerinden elektrik alan serbest tüketici, ikili anlaşma ile elektrik alan serbest tüketici ya da serbest olmayan tüketici sınıflarından hangisine girildiğine dair bilgi,
ç) Tüketime esas ilk ve son endeksler ile okuma tarihleri,
d) Tüketilen elektrik enerjisi miktarı,
e) Günlük enerji tüketim ortalaması,
f) Ödeme bildirimi tarihi itibariyle tüketim noktasının cari yıl ile bir önceki takvim yılı tüketim miktarları,
g) Tüketimin fiyatlandırılmasına esas enerji ve kapasite bilgileri,
ğ) Elektrik enerjisi birim fiyatları ve tüketim bedeli ile ilgili mevzuat kapsamında faturalarda yer alması öngörülen diğer bedeller,
h) Vergi, yasal kesinti ve borçlar,
ı) Son ödeme tarihi, ödeme şekilleri ve merkezleri,
i) Tedarikçiler ile dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin telefon ve faks numaraları ile internet ve elektronik posta adresleri, arıza ve acil durumlarda aranabilecek dağıtım şirketinin telefon numarası,
j) Varsa geçmiş dönemlere ilişkin borç veya alacak,
k) Kesme-bağlama bedeli,
l) Bulunması halinde otomatik ödeme talimatı bilgisi,
m) EIC.
(2) Ödeme bildiriminde yer alan bilgilerin okunaklı olması zorunludur.
(3) Tüketimi düşük serbest tüketicilere gönderilecek ödeme bildirimi veya faturalarda varsa taahhüdün süresi, sürenin kaçıncı ayında bulunulduğu, taahhüdün sona erme tarihi ile taahhüdün bozulması halinde uygulanacak cayma bedelinin ve/veya ceza koşulunun uygulama esaslarına ilişkin bilginin bulunması zorunludur.
(4) Görevli tedarik şirketleri tarafından düzenlenen ödeme bildirimlerinde serbest tüketici hakkını elde eden tüketicileri belirli bir tedarikçiye yönlendirici herhangi bir bilgiye yer verilemez.
(5) Tüketimi düşük serbest tüketicilere, serbest olmayan tüketicilere ve son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilere tedarikçi tarafından düzenlenen ödeme bildirimi/fatura, son ödeme tarihinden en az 10 gün önce yazılı olarak gönderilir. Fatura/ödeme bildirimi tüketiciler tarafından talep edilmesi halinde elektronik posta yoluyla da gönderilebilir. Tüketicinin, diğer haberleşme kanallarından en az biri kullanılarak fatura/ödeme hakkında bilgilendirilmesi zorunludur.
a) Ödeme bildirimi/faturalar, kredi kartı ile ödenebilir. Ödeme şekli tek çekim ya da taksitli olabilir. Ödeme şekli kaynaklı masraflar tüketiciye aittir. Ödemenin tek çekim şeklinde yapılması halinde masraf alınmaz. Tedarikçiler, kredi kartı ödemelerine ilişkin masraflara ait bilgilere faturalarda yer verir. Ödeme bildirimi üzerinde ayrıntılı bilginin internet sitesinde yer aldığı bilgisine yer verilir.
b) Görevli tedarik şirketleri veya hizmet alımı yapılan kişiler tarafından faturaların tahsilat işlemi sebebiyle tüketicilerden herhangi bir ad altında bedel talep edilemez.
(6) Tüketicinin talebi üzerine tedarikçi son iki yıla ait fatura dönemleri itibarıyla tüketici ödeme durumunu gösteren belgeyi 5 iş günü içerisinde herhangi bir bedel talep etmeden sunar.
(7) Fatura ödemeleri; şirket veznesi, hizmet alımı yapılan tahsilat merkezleri, telefon, posta, otomatik ödeme, elektronik fon transferi veya bankalardan biri aracılığıyla gerçekleştirilir.
(8) Ödeme bildirimi veya fatura tutarına itiraz öncelikle tedarikçiye yapılır.
Zamanında ödenmeyen borçlar
MADDE 35 – (1) Zamanında ödenmeyen borçların tahsiline ilişkin hususlar serbest olmayan tüketicilere ve son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilere uygulanır.
(2) Tüketicinin elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ödemelerini son ödeme tarihine kadar yapmaması durumunda görevli tedarik şirketi tüketiciye yazılı olarak en az 5 iş günü ödeme süresini içeren ikinci bildirimde bulunur. Görevli tedarik şirketi yazılı bildirimle birlikte kalıcı veri saklayıcılarından en az birini kullanarak tüketiciyi bilgilendirmek zorundadır.
(3) İkinci bildirimde ödeme yükümlülüğünün belirtilen sürede yerine getirilmemesi halinde elektrik enerjisinin kesileceği de belirtilir. Kalıcı veri saklayıcılarından en az biriyle ve yazılı olarak bildirimde bulunulmamış kullanım yerinin elektriği kesilemez.
(4) Tüketicinin öngörülen ödemelerini, ikinci bildirimde belirtilen süre içerisinde de yapmaması halinde, görevli tedarik şirketinin bildirimi üzerine, bildirim tarihinden itibaren en geç 5 iş günü içerisinde dağıtım şirketi tarafından kesme bildirimi düzenlenmek suretiyle kullanım yerinin elektriği kesilir ve yerinde yapılan kesme bildiriminin bir örneği kullanım yerine bırakılır. Kesme bildiriminde, kesme tarihine, saatine, mühür veya zaman damgası bilgilerine, endeks değerlerine ve kesmeyi yapan çalışana ait sicil numarasına veya şirket tarafından belirlenen koda yer verilmesi zorunludur. Kesme bildirimi ayrıca kalıcı veri saklayıcısıyla tüketiciye ve tedarikçisine bildirilir. Kesme işleminin sayacın fotoğraflanması ya da sayaç iç bilgileri raporuyla ispatlanması dağıtım şirketinin sorumluluğundadır.
(5) İkinci bildirim sonrası kullanım yerinin elektriği kesilen tüketicinin borçlarına ilişkin;
a) Tüketicinin birikmiş borçlarını gecikme zamlarıyla birlikte 30 gün içinde ödememesi veya tedarikçi tarafından belirlenen takvim dahilinde ödemeyi taahhüt etmemesi halinde, tedarikçi borcun güvence bedelinden mahsup edileceğine ilişkin yazılı ya da kalıcı veri saklayıcılarından en az birini kullanarak tüketiciyi bilgilendirmek zorundadır. Zamanında ödemenin yapılmaması halinde;
1) Güncellenmiş güvence bedeli, son ödeme tarihinden itibaren uygulanan gecikme zammını içeren toplam fatura tutarına eşit veya yüksek ise güncellenmiş güvence tutarı fatura tutarına mahsup edilir. Mahsup edilen güvence bedeli tutarı ile bu tutarı ödeme yükümlülüğünü yerine getirdiği tarihten itibaren kullanım yerinin elektriğinin bağlanacağına ilişkin bildirim kalıcı veri saklayıcılarından en az birini kullanarak ya da yazılı olarak tüketiciye aynı gün içerisinde yapılır.
2) Güncellenmiş güvence bedeli, son ödeme tarihinden itibaren uygulanan gecikme zammını içeren toplam fatura tutarından düşük ise güncellenmiş güvence bedeli toplam fatura tutarına mahsup edilir ve tüketiciye aynı gün içerisinde yazılı ve kalıcı veri saklayıcılarından en az biri kullanılarak bildirimde bulunulur. Bildirimde güncellenmiş güvence bedelinin toplam fatura tutarını karşılamadığı, fark tutarın ve güvence bedelinin bildirim tarihinden itibaren 15 gün içerisinde ödenmesi durumunda elektriğin bağlanacağı, borcun ödenmemesi durumunda sözleşmenin fesih edilebileceği ve muaccel hale gelmiş borcun yasal yollarla tahsiline gidileceğine ilişkin hususlar belirtilir.
b) Tüketicilerin zamanında ödenmeyen borçlarına ilişkin olarak yasal yollara başvurabilmek için elektriğin fiilen kesilmesi ve güvence bedelinin muaccel borçlara mahsup edilmiş olması zorunludur. Bu hükme aykırı olarak yasal yollara başvurulması halinde, yapılan işlemler sonlandırılır. Oluşan masraf ve giderler tüketiciden talep ve tahsil edilemez.
(6) Tüketicilerin zamanında ödenmeyen borçlarına, görevli tedarik şirketi tarafından bu Yönetmelikte belirlenen oranı aşmamak üzere, gecikme zammı uygulanır. Gecikme zammı günlük olarak uygulanır.
(7) Borcun zamanında ödenmemesi nedeniyle elektrik enerjisi kesilmiş olan tüketicinin, birikmiş borçlarını gecikme zamları ile birlikte peşin ödeyerek veya görevli tedarik şirketi tarafından belirlenen takvim dahilinde ödemeyi taahhüt ederek görevli tedarik şirketine başvurması halinde tüketicinin elektrik enerjisi yeniden bağlanır.
(8) Aynı kullanım yerine ait başka tüketicilerin önceki dönemlere ilişkin tüketimlerinden kaynaklanan borçları, yeni tüketicinin üstlenmesi talep edilemez.
(9) Tüketicinin borcu nedeniyle, aynı tüketicinin başka bir perakende satış sözleşmesine konu kullanım yerinin elektriği kesilemez.
(10) Bu madde kapsamında yapılan işlemler, toplam borç tutarı ilgili yıla ilişkin Kurul Kararıyla belirlenen kesme bağlama bedelinden düşük olan tüketicilere uygulanmaz.
Faturalarda ve faturalandırmaya esas unsurlarda hata tespiti
MADDE 36 – (1) Bu madde kapsamındaki hatalar; çarpan hatası, sayacın hatalı okunması ve tüketim miktarının hatalı hesaplanmasına bağlı dağıtım şirketi kaynaklı ya da yanlış tarife ile diğer bedellerin hatalı hesaplanmasına bağlı tedarikçi kaynaklı hatalardır. Mükerrer ödeme bildirimi de bu fıkra kapsamında değerlendirilir.
(2) Bu madde kapsamındaki hatalara karşı, tüketici tarafından ödeme bildiriminin yapıldığı tarihten itibaren bir yıl içerisinde tedarikçiye itiraz edilebilir. İtirazın yapılmış olması ödeme yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz. İtiraza konu tüketim bedeli ile tüketicinin bir önceki tüketim döneminde ödemiş olduğu tüketim bedeli arasındaki farkın yüzde otuzdan fazla olması durumunda tüketici, bir önceki dönem tüketim bedeli kadarını son ödeme tarihine kadar ödeyebilir. Bu durumda tüketiciye 35 inci madde hükümleri uygulanmaz.
(3) İtiraz, tedarikçi tarafından başvuru tarihini izleyen en geç 10 iş günü içerisinde incelenerek sonuçlandırılır.
(4) İtirazın dağıtım şirketini ilgilendiren hususlarla ilgili olduğunun tespit edilmesi halinde, itiraz tedarikçi tarafından geliş tarihinden itibaren 2 iş günü içerisinde dağıtım şirketine iletilir. Dağıtım şirketi itirazın kendisine ulaştığı tarihten itibaren 5 iş günü içerisinde inceleme sonuçlarını tedarikçiye bildirir. İnceleme sonuçları tedarikçi tarafından 3 iş günü içerisinde tüketiciye yazılı olarak bildirilir.
(5) Bu madde çerçevesinde dağıtım şirketi veya ilgili tedarikçi tarafından hatalı tespitte bulunulduğu sonucuna varılması halinde;
a) Yapılan hatalı tespitin giderilmesine ilişkin yapılacak işlemin dağıtım şirketinin ve/veya tedarikçinin lehine olması durumunda;
1) Tüketim miktarının hesabında esas alınacak süre; doğru bulgu ve belgenin bulunması halinde 180 günü, bulunmaması halinde ise 90 günü aşamaz.
2) Tüketici tarafından ödenecek tutar, tüketim miktarının hesabında esas alınacak süre içerisindeki ay sayısı kadar eşit taksitler halinde ödenir. Taksitlendirme yapılması halinde vade farkı alınmaz. Tüketicinin talebi olması halinde peşin olarak ödeme yapılabilir. Bu bent kapsamında yapılacak hesaplamalarda ve taksitlendirmede gecikme zammı uygulanmaz.
b) Yapılan hatalı tespitin giderilmesine ilişkin yapılacak işlemin tüketicinin lehine olması durumunda; tüketimdeki farklar, gecikme zammı ile birlikte, tüketicinin talebi halinde nakden ve defaten en geç 3 iş günü içerisinde, diğer hallerde mahsuplaşmak suretiyle ilgili tüketiciye tedarikçi tarafından iade edilir. Mahsuplaşmayı içeren ödeme bildiriminin düzenlenme tarihine kadar gecikme zammı uygulanır. Gecikme zammına hatalı tespitte bulunan taraf katlanır. Dağıtım şirketi tarafından hatalı tespitte bulunulması halinde dağıtım şirketi gecikme zammını tüketiciye ödenmek üzere tedarikçiye öder.
c) Tüketimdeki farklar, kullanım dönemindeki tarifeler üzerinden hesaplanır.
ç) Yapılan tüketim hesabı dönemi içinde kalan, varsa daha önce yapılmış tüketim miktarları tenzil edilir. Önceden ödenmiş olan bedeller, faturaya yansıtılmaz.
(6) Bu madde kapsamında, dağıtım şirketi kaynaklı hatalar nedeniyle tüketicilere yapılacak iadeler 37 nci maddenin dokuzuncu fıkrasına göre yapılır.
(7) Bu madde kapsamında düzenlenecek olan faturalarda hatanın nedenine ve tutarına dair ayrıntılı bilgilere yer verilir ve tüketiciler kısa mesajla bilgilendirilir.
Sayacın doğru tüketim kaydetmemesi halinde tüketim miktarının tespiti
MADDE 37 – (1) Sayacın arızalanması veya ölçme hassasiyetinden şüphe edilmesi halinde, tüketici veya dağıtım şirketi tarafından sayacın kontrolü talep edilebilir. Bu kapsamda sayacın, tüketicinin kusuru dışında herhangi bir nedenle eksik veya fazla tüketim kaydettiğinin ya da hiç tüketim kaydetmediğinin;
a) Sayaç dışı bir unsurdan kaynaklanması ve bu durumun dağıtım şirketince yerinde yapılan incelemede teknik olarak tespit edilmesi,
b) Sayaçtan kaynaklanması ve bu durumun sanayi ve teknoloji il müdürlüğünden alınan sayaç muayene raporunda teknik olarak tespit edilmesi,
durumlarında eksik veya fazla tüketime ilişkin hesaplama yapılır.
(2) Bu madde kapsamında yapılan hesaplamalarda; öncelikle varsa tüketicinin aynı döneme ait sağlıklı olarak ölçülmüş geçmiş dönem tüketim değerleri yoksa sayaç değişim tarihinden sonraki ödeme bildirimine esas ilk iki tüketim dönemine ait günlük ortalama tüketim değerleri dikkate alınarak hesaplama yapılır. Bu iki tespitin yapılamaması durumunda benzer özelliklere sahip kullanım yerlerinin tüketimleri dikkate alınarak geçmiş dönem tüketimleri hesaplanır. Kullanım amacı tarımsal sulama olan tüketicilerin hesaplamalarında, tarım il/ilçe müdürlükleri ve resmî kurumlardan alınan belgeler ile yerinde yapılan tespitlere göre ürün belirlenerek, ürün karakteristiğine uygun hesaplama yapılabilir.
(3) Bu madde kapsamında düzenlenen faturaya esas süre, dağıtım şirketinin ve/veya tedarikçinin lehine olması ve doğru bulgu ve belgenin bulunması halinde, 180 günü geçemez. Söz konusu bulgu ve belgelerin bulunmaması halinde ise faturaya esas sürenin başlangıcı olarak, sayaç mahallinde dağıtım şirketince gerçekleştirilmiş olan sayaç kontrol, mühürleme, kesme-bağlama, sayaç değiştirme işlemlerinden en son işlem tarihi esas alınır. Ancak bu süre hiçbir şekilde 90 günü geçemez.
(4) Bu madde kapsamında, sayaç, sayaç değiştirme tutanağı düzenlenerek değiştirildiği tarihten itibaren en geç 10 iş günü içerisinde ilgili Bilim Sanayi İl Müdürlüğüne gönderilir. Bilim Sanayi İl Müdürlüğünden alınan rapora istinaden 10 iş günü içerisinde ilgili dağıtım şirketi tarafından eksik veya fazla tüketime ilişkin fark ve bu farka ilişkin belgeler ilgili tedarikçiye gönderilir. İkinci fıkra kapsamında sayaç değişim tarihinden sonraki ödeme bildirimine esas ilk iki dönem tüketim miktarının ortalaması alınarak hesaplama yapılması gerekiyorsa ilgili belgeler bu sürenin bitiminden itibaren 10 iş günü içerisinde tedarikçiye gönderilir. Tedarikçi eksik veya fazla tüketime ilişkin bildirimi 3 iş günü içerisinde faturalandırarak tüketiciye gönderir.
(5) Bu madde kapsamında faturalamaya esas sürenin başlangıcı, ikili anlaşma veya perakende satış sözleşmesinin imzalandığı tarihten önceki bir tarih olamaz.
(6) Bu madde kapsamında yapılan faturalama işleminde sayacın eksik tüketim kaydettiği dönem birim fiyatları kullanılır ve gecikme zammı uygulanmaz. Söz konusu miktar, faturaya esas alınan tüketim döneminin içerisindeki ay sayısı kadar eşit taksitler halinde ödenir. Taksitlendirme yapılması halinde vade farkı alınmaz. Yapılan tüketim hesabı dönemi içinde kalan, varsa daha önce yapılmış tüketim miktarları tenzil edilir. Eksik tüketim kaydedilen durumlarda, önceden ödenmiş olan bedeller, faturaya yansıtılmaz.
(7) Bu madde kapsamındaki hesaplamalar sonucunda, fazla tüketim kaydedildiğinin tespit edilmesi halinde tüketimdeki farklar, kullanım dönemi birim fiyatlarıyla ve gecikme zammı ile birlikte, tüketicinin talebi halinde ve tercih ettiği ödeme yöntemine göre nakden ve defaten 3 iş günü içerisinde, ilgili tüketiciye tedarikçi tarafından iade edilir. Diğer hallerde mahsuplaşmak suretiyle ilgili tüketiciye iade edilir. Mahsuplaşmayı içeren ödeme bildiriminin düzenlenme tarihine kadar gecikme zammı uygulanır. Bu fıkra kapsamında hesaplanan gecikme zammı dağıtım şirketi tarafından tedarikçiye ödenir.
(8) Bu madde kapsamındaki hesaplamalara ilişkin EK-7’de yer alan form düzenlenir ve EK-7 formu ilgili tedarik şirketi tarafından ödeme bildirimi/fatura ile birlikte ya da ödeme bildirimi/fatura gönderilmeden önce tüketiciye gönderilir. Sayaç muayene raporunun ya da teknik tespit raporunun bir örneği de EK-7 formuyla birlikte tüketiciye gönderilir. Ayrıca tedarikçi tarafından kalıcı veri saklayıcısı ile de tüketiciler bilgilendirilir.
(9) Bu madde kapsamında tüketicilere yapılacak iadelere ilişkin olarak Dengeleme ve Uzlaştırmaya ilişkin mevzuat hükümleri uyarınca yapılması mümkün olmayan düzeltmeler ve faturalama işlemleri dağıtım şirketi tarafından yerine getirilir. Dağıtım şirketi, iadeye esas tüketim miktarını kullanım dönemindeki düzenlemeye tabi tarifeler kapsamında ilgili tüketici grubu için onaylanan fiyatlarla ve gecikme zammı ile birlikte hesaplayarak tüketicinin tercih ettiği ödeme yöntemine göre nakden ve defaten 3 iş günü içerisinde ilgili tüketiciye iade eder.
(10) Periyodik bakım kapsamında değiştirilen sayaçlara ilişkin fark veya iade hesaplaması yapılmaz.
(11) Bu madde kapsamında düzenlenecek olan faturalar normal tüketim faturasından ayrı olarak düzenlenir.
ALTINCI BÖLÜM
Tedarikçi ve Tüketicilerin Hak ve Yükümlükleri, Serbest Tüketici Limitinin Belirlenmesi
Tedarikçilerin yükümlülükleri
MADDE 38 – (1) Tedarikçi aşağıda belirtilen yükümlülükleri yerine getirir;
a) Elektrik kesintileri hariç anlaşma koşulları çerçevesinde taahhüt ettiği elektrik enerjisi ve/veya kapasiteyi kesintisiz olarak sağlar.
b) Tedarikçi tüketicinin yazılı talebi üzerine son on iki aya ait faturalarını zamanında ödeyip ödemediğini gösteren belgeyi 5 iş günü içerisinde herhangi bir bedel talep etmeden takvim yılında en fazla 2 kez tüketiciye sunmakla yükümlüdür. Ödeme durumuna ilişkin bilgi tüketiciye internet üzerinden indirilebilecek şekilde de sunulur.
c) Tedarikçiye iletilen tüketici başvuru sayısı, başvuru konusu ve sonucuna ilişkin raporu aylık olarak Kuruma belirlenen formatta sunar ve ilk 5 sırada yer alan şikayetlere ilişkin özet raporu internet sitesinde yayımlar.
(2) Tedarikçiler tüketimi düşük serbest tüketiciler, serbest olmayan ve son kaynak tedariği kapsamındaki tüketiciler için internet sitelerinde;
a) Tüketiciye sunduğu mevcut tarife bilgilerini ve çeşitlerini,
b) Tüketicinin kendisiyle yapılan ikili anlaşma ve/veya perakende satış sözleşmesi ve ilişkili formlara ilişkin erişimi,
c) Kolayca görülebilecek ve erişilebilecek şekilde “İtiraz veya Şikâyet Başvurusu” hizmetini,
ç) Şikâyetlerin incelenmesi ve anlaşmazlıkların çözümüne ilişkin süreci,
d) Bir önceki yıla ait satışları içerisindeki yenilenebilir enerji kaynaklarından olan alıma ilişkin bilgileri,
sunmakla yükümlüdür.
İkili anlaşma kapsamında yer alan tüketicilerin hak ve yükümlülükleri
MADDE 39 – (1) Serbest tüketiciler, tüketim miktarı serbest tüketici limitini geçen her bir ölçüm noktası için ayrı bir tedarikçi ile ikili anlaşma yapabilir.
(2) Tüketici veya tüketicinin onayının ibraz edilmesi şartıyla tedarikçi, ikili anlaşma imzalamadan önce, serbest tüketicinin bulunduğu dağıtım bölgesindeki dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden; mevcut olması halinde önceki iki takvim yılına, mevcut olmaması halinde içerisinde bulunulan yıla ait tüketim miktarlarını, tüketim yük eğrisini ve usulsüz ve/veya kaçak elektrik kullanıp kullanmadığını gösteren belgeleri talep edebilir. Söz konusu talebin ilgili tüzel kişi tarafından 10 iş günü içerisinde karşılanması zorunludur.
(3) Serbest tüketiciler, ikili anlaşmalarının herhangi bir şekilde sona ermesi veya talep etmeleri halinde, bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, bölgelerindeki görevli tedarik şirketinden son kaynak tedariği kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın alabilir.
(4) Tüketimi düşük serbest tüketici ikili anlaşma kapsamında kendisine ait bilgileri tam ve doğru bir şekilde vermekle yükümlüdür. Bu bilgilerde değişiklik olması halinde tedarikçiye bildirmekle mükelleftir.
Tüketici şikayetleri çözüm mekanizması
MADDE 40 – (1) Tedarikçiler; tüketicinin şikâyetlerinin iletildiği, kaydedildiği ve tüketici tarafından takip edilebildiği iletişim kanallarını tesis etmekle ve kendisine iletilen talepleri 15 iş günü içerisinde sonuçlandırarak tüketiciyi bilgilendirmekle yükümlüdür.
(2) Bu kapsamda oluşturulan kayıtlar güvenlik tedbirleri alınarak 2 yıl süreyle muhafaza edilir.
Serbest tüketici limitindeki indirimin belirlenmesi
MADDE 41 – (1) Serbest tüketici limitine ilişkin indirimler Kurul tarafından;
a) Rekabetin gelişimi,
b) Ölçme-iletişim-kontrol alt yapısının yeterliliği,
c) Piyasa işletmecisinin işlem kapasitesi,
ç) Piyasada serbestçe müzakere edilerek ikili anlaşmalara bağlanabilecek üretim kapasitesi,
d) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından serbest tüketicilere ilişkin olarak sağlanan istatistiki bilgiler,
dikkate alınmak suretiyle her yılın 1 Ocak tarihine kadar belirlenir. Bu indirimlere göre hesaplanan yeni serbest tüketici limitleri Ocak ayı sonuna kadar Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sitesinde duyurulur.
YEDİNCİ BÖLÜM
Kaçak ve Usulsüz Elektrik Enerjisi Tüketimi
Kaçak elektrik enerjisi tüketimi halleri
MADDE 42 – (1) Gerçek veya tüzel kişinin kullanım yerine ilişkin olarak;
a) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşma olmaksızın dağıtım sistemine müdahale ederek elektrik enerjisi tüketmesi,
b) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması mevcutken ayrı bir hat çekmek suretiyle dağıtım sistemine müdahale ederek sayaçtan geçirilmeksizin elektrik enerjisi tüketmesi,
c) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması mevcutken sayaçlara veya ölçü sistemine müdahale ederek, tüketimin doğru tespit edilmesini engellemek suretiyle, eksik veya hatalı ölçüm yapılması veya hiç ölçülmeden veya yasal şekilde tesis edilmemiş sayaçtan geçirilerek, mevzuata aykırı bir şekilde elektrik enerjisi tüketmesi,
ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin ilgili mevzuata uygun olarak kestiği elektrik enerjisini, mücbir sebep halleri dışında açması,
kaçak elektrik enerjisi tüketimi olarak kabul edilir.
Kaçak elektrik enerjisi tespit süreci
MADDE 43 – (1) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (a) ve (b) bendi kapsamında doğrudan dağıtım sistemine yapılan müdahalelerde dağıtım sistemine olan bağlantılar ortadan kaldırılır. Kullanım yerinde EK-5’te yer alan kaçak elektrik tespit tutanağı düzenlenir ve kullanım yerinin elektriği kesilir.
(2) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi kapsamında sayaca müdahale edildiğine ilişkin şüpheye sebep olacak bir bulguya rastlanılması halinde aşağıda belirtilen kaçak tespit süreci başlatılır;
a) Sayaç sökülerek yerine uygun bir sayaç takılmak sureti ile mevcut sayaç incelemeye alınır.
b) Sökülen ve takılan sayaçlarla ilgili EK-6’ da yer alan bilgilerin tamamını içeren sayaç değiştirme tutanağı düzenlenir ve bu tutanağın bir örneği kullanım yerine bırakılır. İletişim bilgilerinin bulunması halinde tüketiciler kısa mesajla bilgilendirilir. Ayrıca yedinci fıkra kapsamında sayaçlar seri numaraları görülecek şekilde fotoğraflanır.
c) İnceleme sonucunda sayaca müdahale edilerek tüketimin doğru tespit edilmesinin engellenmesi suretiyle elektrik enerjisinin eksik veya hatalı ölçülerek veya hiç ölçülmeden tüketildiğinin laboratuvar raporu ile tespiti halinde EK-5’te yer alan kaçak tespit tutanağı düzenlenir.
ç) Laboratuvar raporu, kaçak elektrik tespit tutanağı ve ödeme bildirimi beraber tüketiciye bildirilir ve aynı süre içerisinde kesme bildirimi düzenlenmek suretiyle kullanım yerinin elektriği kesilir.
(3) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi kapsamında kullanım yerinde EK-5’te yer alan kaçak elektrik tespit tutanağı düzenlenir ve kullanım yerinin elektriği kesilir.
(4)Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi 42 nci maddenin birinci fıkrasının (b) ve (c) bentleri kapsamındaki tüm tespitler için, (a) ve (ç) bentleri kapsamında ise tüketimin doğru tespit edilmesinin engellendiğinin tespiti halinde kaçak elektrik enerjisi tüketimi tespit edilen gerçek veya tüzel kişiler hakkında Cumhuriyet Savcılığına suç duyurusunda bulunabilir.
(5) Kaçak elektrik enerjisi tüketiminin tespit edilmesinde, ilgili tüzel kişinin tespitini doğru bulgu ve belgelere dayandırması ve tüketici haklarının ihlal edilmemesi esastır.
(6)
(7) Bu madde kapsamında yapılan tespit ve işlemler kullanım yerini de içerecek şekilde fotoğraflanır.
Kaçak elektrik tüketim miktarının hesaplanması
MADDE 44 – (1) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (a) ve (c) bendi kapsamındaki kaçak olarak tüketilen elektrik enerjisi miktarı, tüm tüketiciler için;
a) Öncelikle tüketimi doğru olarak kaydetmiş olan yasal şekilde tesis edilmiş sayaç değerine göre,
b) Tüketimi doğru olarak kaydetmiş yasal şekilde tesis edilmiş sayaç değerinin bulunmaması durumunda, ihtilafsız aynı dönemki tüketim miktarına göre,
hesaplanır. (b) bendi kapsamında, kaçak kullanım tespitinin yapıldığı tarihten geriye dönük olarak yapılan incelemeler sonucunda, tüketim değerlerinin düşmeye başladığı tarih tespit edilebiliyorsa, bu tarihten önceki aynı dönem, ihtilafsız dönem olarak kabul edilir.
(2) Birinci fıkra kapsamında doğru tespit edilmiş tüketim değeri yoksa, kullanım yerinin müstakil trafolu olup olmamasına bakılmaksızın;
a) Meskenlerde, proje varsa projesinde belirtilen gücün kullanma faktörü olan 0,60’ı, projesi yok ise, basit yapılarda 3 kW, diğerlerinde 5 kW’nın altında olmamak üzere bağlantı gücüne ve ortalama günlük çalışma saatine göre, yöresel özellikler ve benzer yapılar göz önüne alınarak,
b) Diğer tüketici gruplarında, tespit edilen kurulu gücün kullanma faktörü olarak alınan 0,60 ile çarpımı sonucu bulunan değer bağlantı gücü olarak kabul edilir ve bu değer 3 kW’nın altında olmamak üzere ortalama günlük çalışma saatlerine göre, hesaplanır. Bu tür hesaplamaların yapılamaması durumunda, tüketilen elektrik enerjisi miktarı aynı yörede bulunan benzer kullanım yerlerinin ortalama tüketimlerine göre hesaplanarak tespit edilir
(3) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (b) bendi kapsamında, mühürlenmiş sayaçtan geçirilmeksizin ayrı bir hat çekilerek birtakım cihazlar kaçak olarak beslenmiş ise, tüketilen elektrik enerjisi sadece bu hat üzerindeki cihazların kurulu gücü dikkate alınarak hesaplanır.
(4) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi çerçevesindeki tespitlerde; elektrik enerjisinin kesildiği tarihteki endeks değeri ile kaçak tespitinin yapıldığı tarihteki endeks değeri arasındaki fark dikkate alınarak hesaplama yapılır.
Kaçak elektrik enerjisi tüketim miktarının hesaplanmasında ve faturalanmasında esas alınacak süre
MADDE 45 – (1) Kaçak elektrik enerjisi tükettiği tespit edilen tüketiciye yapılacak faturalandırmada, aşağıda yer alan süreler esas alınır;
a) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (a) bendi çerçevesindeki tespitlerde; doğru bulgu ve belgelere dayandırılması kaydıyla kaçak elektrik enerjisi kullanılmaya başlandığı tarih ile kaçak tespitinin yapıldığı tarih arasındaki süre olup bu süre 12 ayı geçemez. Doğru bulgu ve belgelerin bulunmaması halinde bu süre 90 gün olarak alınır.
b) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (b) bendi çerçevesindeki tespitlerde; kaçak elektrik enerjisi kullanımına ilişkin olarak yapılacak hesaplamada kullanım süresi esas alınır, bu süre 180 günü geçemez.
c) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi çerçevesindeki tespitlerde; son endeks okuma ile tutanak düzenlenmiş olması kaydıyla kontrol, mühürleme, kesme-bağlama, sayaç değiştirme işlemleri gibi, sayaç mahallinde dağıtım şirketince gerçekleştirilmiş olan en son işlem tarihi ile kaçak tespitinin yapıldığı tarihe kadar olan süredir ve bu süre 90 günü geçemez.
ç) Birinci fıkranın (b) ve (c) bentlerinde belirtilen sürenin dışında, tüketicinin kaçak elektrik enerjisi kullanım başlangıç tarihinin doğru bulgu ve belgelerle tespit edilmesi halinde, kaçak tüketime ek olarak birinci fıkranın (b) ve (c) bentlerinde belirlenen başlangıç tarihinden itibaren, doğru bulgu ve belgelerle tespit edilmiş kaçak elektrik enerjisi kullanımı başlangıç tarihine kadar geriye dönük normal tüketim hesabı yapılır.
1) Kaçak tüketimi ile kaçağa ilişkin normal tüketim hesabında esas alınacak sürelerin toplamı, 12 ayı geçemez. Yapılacak hesaplamada tüketimin yapıldığı kabul edilen dönemlerdeki birim fiyatlar dikkate alınır ve gecikme zammı alınmaz.
(2) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi çerçevesindeki tespitlerde; kaçak elektrik enerjisi kullanımına ilişkin olarak yapılacak hesaplamada esas alınacak süre, tüketicinin tespite konu elektrik enerjisinin kesildiği tarih ile kaçak tespitinin yapıldığı tarih arasındaki süredir.
(3) Kaçak elektrik enerjisi tüketim miktarının hesaplanmasında ortalama günlük çalışma saatleri;
a) Meskenlerde; 5 saat,
b) Tarımsal sulama tüketici grubunda yer alan tüketicilerde; ilgili Tarım İl Müdürlüğünden ürün bazında alınacak sulama sezonu saati bilgisi çerçevesinde belirlenen saat,
c) Sanayi tüketici grubundan enerji alanlar ile turistik tesisler, akaryakıt istasyonları, hastaneler, alışveriş merkezleri gibi vardiyalı hizmet veren tüketicilerden, tek vardiyalı çalışanlar için 7 saat, iki vardiya çalışanlar için 14 saat, üç vardiya çalışanlar için 21 saat,
ç) Diğer tüketicilerde; 8 saat,
olarak kabul edilir.
(4) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması olmayanlara, çalışma saatleri % 20 oranında artırılarak uygulanır. Üç vardiya çalışanlar için bu süre 24 saat olarak kabul edilir.
(5) Üçüncü fıkranın (c) bendinin uygulanmasında, vardiya sayısının tespitinde kaçak tespiti yapan kuruluşun görevlilerinin tespiti ve şirket kayıtları, bunun mümkün olmaması halinde kamu kurum ve kuruluşları tarafından verilen resmi belgeler göz önüne alınır. Çalışma saatlerinin üçüncü fıkranın (c) bendinde belirtilenlerden daha fazla olmasının tespiti durumunda ise, tespit edilen saatler esas alınır.
Kaçak elektrik enerjisi tüketiminin faturalandırılması
MADDE 46 – (1) Tüm kaçak kullanımlara ilişkin hesaplamalar Kurul onaylı tarife tablolarındaki ilgili tüketicinin tüketici grubuna ilişkin tek terimli, tek zamanlı aktif enerji ve dağıtım tarifesi üzerinden yapılır. Yapılan hesaplamalarda reaktif enerjiye ve trafo kayıplarına ilişkin bedeller dikkate alınmaz.
(2) Kaçak elektrik enerjisi tükettiği tespit edilen tüketicinin, 44 üncü madde çerçevesinde hesaplanan tüketimi, dahil olduğu tüketici grubuna kaçak elektrik enerjisi tükettiği dönemde uygulanmakta olan ve birinci fıkrada kapsamı belirtilen tarifenin 1,5 katı ile çarpılarak, kaçak enerji tüketim bedeli hesaplanır ve bu bedel fatura edilir.
(3) Tüketicinin aynı veya başka bir kullanım yerinde mükerrer kaçak elektrik enerjisi tükettiğinin tespiti edilmesi durumunda, kaçak elektrik enerjisi tüketiminin tespit edildiği tarihte yürürlükte olan ve birinci fıkrada kapsamı belirtilen tarifenin 2 katı göz önüne alınarak hesaplama yapılır.
(4) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması olmayanlara ilişkin kaçak elektrik enerjisi tüketimindeki hesaplamalar, ticarethane tüketici grubuna uygulanan birinci fıkrada kapsamı belirtilen tarife üzerinden yapılır.
Ödeme
MADDE 47 – (1) Kaçak elektrik tüketim faturası kaçak elektrik tespit tarihinden itibaren en geç 3 iş günü içerisinde tüketicilere gönderilir. 42 nci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi ve aynı fıkranın (a) bendi kapsamında sayaç değerleri kullanılarak düzenlenen kaçak elektrik faturaları hariç olmak üzere kaçak elektrik faturaları iadeli taahhütlü posta yoluyla gönderilir. Ayrıca iletişim bilgilerinin bulunması halinde fatura hakkında tüketiciler kısa mesajla bilgilendirilir. Kaçak elektrik enerjisi tükettiği tespit edilen tüketici, kendisine fatura edilen bedeli son ödeme tarihine kadar ödemekle yükümlüdür. Fatura kredi kartı ile ödenebilir. Tüketiciye gönderilen faturada ödeme için en az 10 gün süre verilir. İtirazın yapılmış olması ödeme yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz. İadeli taahhütlü posta yoluyla gönderilen faturalara dair masraf ilgili tüketici tarafından karşılanır. Söz konusu masraf ilgili tüketiciye gönderilen faturaya ilave edilir.
(2) Tüketici, söz konusu kaçak faturasına ilişkin gönderilen ödeme bildirimine, kaçak elektrik enerjisi tüketmediği veya hesaplamalara esas miktar ve sürenin 44 ve 45 inci maddeler dışında olduğu veya uygulanan tarife ve diğer parametrelerde yanlışlık olduğuna ilişkin hususlara ait kanıt ve belgeleri ile birlikte, bildirim tarihinden itibaren 6 ay içerisinde itiraz edebilir. Bu itiraz en geç 10 iş günü içerisinde sonuçlandırılır. İnceleme sonucuna göre; tüketicinin haklı olduğunun anlaşılması ve tüketicinin gönderilen ödeme bildiriminde yer alan tutarı ödemiş olması halinde, dağıtım şirketince iade edilecek tutara, tüketicinin ödeme tarihinden itibaren geçerli olmak üzere, gecikme zammı, günlük olarak uygulanarak iade işlemi gerçekleştirilir.
(3) İkinci fıkra kapsamında yapılan itiraz sonuçlandırılıncaya kadar tüketicinin mağduriyetinin önlenmesi bakımından itiraza esas tutarın teminata bağlanması şartıyla elektrik enerjisi bağlanabilir.
Usulsüz elektrik enerjisi tüketimi
MADDE 48 – (1) Tüketicinin;
a) İlgili tüzel kişilere yapılmış başvuru olmaksızın, bulunduğu tüketici grubunun kapsamı dışında elektrik enerjisi tüketmesi,
b) Kendi adına perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması olmadan daha önceki tüketici adına düzenlenen ödeme bildirimlerini ödemek suretiyle elektrik enerjisi tüketmesi,
c) 6 ncı maddenin altıncı fıkrası hükmü dışında, ölçme noktasından sonraki kendi elektrik tesisatından üçüncü şahıslara elektrik enerjisi vermesi,
ç) Güç trafosunu değiştirdiği halde ilgili tüzel kişilere durumu yazılı olarak 15 gün içerisinde bildirmemesi,
d) Mesken tüketici grubunda yer alan tüketiciler hariç, kendisine ait tesis veya tesislerdeki bağlantı gücünün yüzde yirmiden daha fazla artması halinde, ilgili mevzuat çerçevesinde ilgili lisans sahibi tüzel kişiye başvurmaması veya başvurmuş olmasına rağmen ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmemesi,
hallerinde, usulsüz elektrik enerjisi tüketmiş sayılır.
(2) Birinci fıkra ile ilgili olarak; (a), (b) ve (c) bentlerinde tanımlanan hallerde, usulsüz elektrik enerjisi tüketimi tespitinden önce ilgili tüzel kişilere başvuruda bulunulmuş olması ve bunun belgelenmesi durumunda, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin hükümler uygulanmaz.
(3) Birinci fıkra kapsamında tanımlanan usulsüz elektrik enerjisi kullanımlarına ilişkin tespitlerde;
a) Birinci fıkranın (b) bendinde belirtilen halde tedarikçiler tarafından (a) bendinde belirtilen halde ise görevli tedarik şirketi tarafından,
b) (c), (ç) ve (d) bentlerinde belirtilen hallerde ise dağıtım şirketi tarafından,
tüketiciye yükümlülüklerini yerine getirmesi için 15 gün süre verildiğini belirten kesme ihbarı bırakılır. Yükümlülüklerini yerine getirmeyen tüketicinin dahil olduğu tüketici grubundan ait olduğu yıla ilişkin Kurul Kararı ile belirlenen kesme-bağlama bedelinin 5 katı ücret tahsil edilerek, bu fıkranın (b) bendinde belirtilen hallerde doğrudan, (a) bendinde belirtilen hallerde ise görevli tedarik şirketinin bildirimi üzerine dağıtım şirketi tarafından elektriği kesilir. Bu madde kapsamında yapılan kesintiler hakkında dağıtım şirketi tarafından ilgili tedarikçiye 2 gün içerisinde bilgi verilir.
(4) 12/10/2013 tarihli ve 28793 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü Yeraltısuyu Ölçüm Sistemleri Yönetmeliği uyarınca; DSİ tarafından verilen Yeraltısuyu Kullanma Belgesinde belirtilen, yeraltısuyundan çekilebilecek azami su için gerekli yıllık elektrik enerjisi tüketim miktarını aşan tüketicinin elektrik enerjisi, DSİ’nin bildirimi üzerine dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından en geç yedi gün içerisinde kesilir. 167 sayılı Yeraltı Suları Hakkında Kanun hükümleri uyarınca yeraltısuyundan çekilebilecek azami su için gerekli yıllık elektrik enerjisi tüketim miktarını gösterir Yeraltısuyu Kullanma Belgesi alınmadan elektrik enerjisi bağlanamaz. Mevcut yeraltısuyu kullanıcılarının elektrik enerjisi; kullanıcıların, 167 sayılı Yeraltı Suları Hakkında Kanunda ölçüm sistemi kurulması için öngörülen süre sonuna kadar elektrik enerjisi tüketim limitini gösteren Yeraltısuyu Kullanma Belgesini ibraz edememesi halinde, DSİ’nin bildirimine müteakip dağıtım şirketince en geç yedi gün içerisinde kesilir.
(5) Tüketicinin elektrik enerjisinin DSİ’nin bildirimi üzerine kesilmesi halinde doğabilecek ihtilaflarda sorumluluk DSİ’ye aittir.
Elektriğin kesilmesi ve bağlanması
MADDE 49 – (1) Aşağıda belirtilen hallerde dağıtım şirketi tarafından;
a) Kullanım yerinin tahliye edilmesi nedeniyle ikili anlaşma veya perakende satış sözleşmesi sona erdirilerek elektrik tüketilmeyen,
b) İkili anlaşması ve perakende satış sözleşmesi bulunmayan,
c) Kaçak elektrik tespiti ile kaçak elektrik ve usulsüz elektrik enerjisi kullanımı sonucunda yükümlülükleri yerine getirilmemiş,
ç) 35 inci madde kapsamında ödeme yükümlülüğü yerine getirilmeyen,
kullanım yerlerinin elektriği kesilir.
(2) Tüketicilerin ikili anlaşmalarından kaynaklı borçları nedeniyle elektriği kesilemez. Ancak tedarikçi değişikliği gerçekleşmiş olsa bile, düzenlemeye tabi tarifeler yoluyla görevli tedarik şirketinden elektrik enerjisi ve/veya kapasite alan gerçek veya tüzel kişilerin bu kapsamdaki borçları nedeniyle elektriği kesilebilir.
(3) Bu madde kapsamında elektriği kesilmiş olan kullanım yerine ilişkin ilgili yükümlülüklerin yerine getirilmesi üzerine tedarikçiyi ilgilendiren hallerde tedarikçi tarafından aynı gün içerisinde dağıtım şirketine bildirimde bulunulur. Bildirimin yapıldığı andan itibaren veya dağıtım şirketine ilişkin yükümlülüğün yerine getirildiği andan itibaren dağıtım şirketi;
a) Kentsel ve kentaltı dağıtım bölgesinde 24 saat içerisinde,
b) Kırsal dağıtım bölgesinde 48 saat içerisinde,
elektrik enerjisini bağlar. Yapılacak bağlama işleminden sonra tüketiciye yazılı olarak bağlama bildirimi bırakılır. Bağlama bildiriminde, bağlama tarihi ile saatine ve son endeks değerine yer verilmesi zorunludur. Ayrıca, bulunması halinde kısa mesaj ile de bildirim yapılır.
(4) Elektrik enerjisinin bağlanması için, tüketici tarafından ödenecek kesme-bağlama bedeli, kesme-bağlamanın dağıtım şirketi tarafından tedarik şirketine bildirimini takip eden bir sonraki döneme ait ödeme bildirimine yansıtılır. Bu kapsamda;
a) Fiilen elektriği kesilmeyen kullanım yerinde tüketiciden kesme-bağlama bedeli talep edilmez.
b) Görevli tedarik şirketinin dağıtım şirketine elektriğin kesilmesi bildiriminde bulunmasından sonra, tüketicinin yükümlülüklerini yerine getirmesine rağmen bu durumun söz konusu görevli tedarik şirketi tarafından ilgili dağıtım şirketine bildirilmemesi ve dağıtım şirketinin yükümlülüklerin yerine getirildiğini kesme-bağlama işleminin uygulanması için varmış olduğu kullanım yerinde öğrenmesi halinde, söz konusu kesme-bağlama bedeli oranında bir bedelin, ilgili görevli tedarik şirketi tarafından ilgili dağıtım şirketine ödenmesi zorunludur. Ödenen bu bedel tüketicinin ödeme bildirimine yansıtılamaz.
(5) Bu madde kapsamında kesme işlemine esas veriler kesme işleminin akabinde TÜBİTAK Kamu Sertifikasyon Merkezi tarafından sağlanan zaman damgası ile saklanır.
(6) Zamanında ödenmeyen borçlar kapsamında uygulanan kesme işlemi; Pazartesi, Salı, Çarşamba, Perşembe günleri 08:00-15:00 saatleri arasında yapılır. Resmî, dini bayram günleri, genel tatil günleri ile bunların bir önceki günlerinde kesme işlemi yapılmaz.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Sayaçlar
Sayaç ve sayaca erişim
MADDE 50 – (1) Tüketicinin aktif ve reaktif elektrik enerjisi tüketimi ile güç ölçümleri; ilgili mevzuat uyarınca tesis edilen sayaçlar ve uygun şekilde tesis edilmiş ölçüm sistemleri kurulmak suretiyle ölçülür.
(2) Tüketici, kullanım yerine ait sayaç ve/veya ölçüm sistemlerine müdahale etmemek, dağıtım şirketin sayaç ve/veya ölçüm sistemlerine erişimini engellememekle mükelleftir.
Sayaç kontrolü
MADDE 51 – (1) Sayacın arızalanması veya ölçme hassasiyetinden şüphe edilmesi halinde, ilgili tüzel kişi veya tüketici tarafından sayacın kontrolü talep edilebilir. Bu talep, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından 11/1/1989 tarihli ve 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanunu hükümleri çerçevesinde karşılanır. Sayacın doğru tüketim kaydettiğinin tespiti halinde sayaç kontrol bedeli talep sahibi tarafından karşılanır. Tüketicinin sayaç kontrol talebinden itibaren 10 iş günü içerisinde ilgili dağıtım şirketi tarafından sayaç sökülerek değiştirilir. Sayaç değiştirme tutanağının bir örneği kullanım yerine bırakılır ve iletişim bilgilerinin bulunması halinde tüketiciler kısa mesajla bilgilendirilir.
(2) 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanunu ve bu Kanuna ilişkin ikincil mevzuat çerçevesinde periyodik muayene sebebiyle değiştirilmesi gereken tüketici mülkiyetindeki sayaç, dağıtım şirketi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen standartları taşıyan ve dağıtım şirketi mülkiyetinde olan bir sayaç ile değiştirilir. Eski sayacın ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen standartları taşıması halinde, söz konusu sayacın dağıtım şirketince tekrar kullanılabilmesi için periyodik muayeneden geçirilmesi zorunludur.
(3) Arızalanan, hasar gören veya ilgili mevzuat çerçevesinde değiştirilmesi gereken sayaç yerine dağıtım şirketi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen standartları taşıyan ve dağıtım şirketinin mülkiyetinde olan bir sayaç takılır.
(4) Birinci fıkra kapsamında belirtilen bedeller dışında, bu madde kapsamında yapılacak sayaç değişimi ve diğer işlemler ile ilgili olarak, tüketiciden herhangi bir ad altında bedel talep edilemez ve tüm maliyetler ilgili dağıtım şirketi tarafından karşılanır.
(5) Bu madde çerçevesinde yapılan işlemlerde kesme bağlama bedeli alınmaz.
(6) Bu madde çerçevesinde sayacın yerinden sökülmesi durumunda; sökülen sayacın yerine dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından, asgari sökülen sayacın fonksiyonlarını yerine getirecek nitelikte bir sayaç takılır. Sökülen ve takılan sayaçlarla ilgili EK-6’da yer alan bilgileri içeren sayaç değiştirme tutanağı düzenlenir. Bu madde kapsamında tüketicinin mülkiyetindeki sayacın değiştirilmesi halinde, eski sayaç dağıtım şirketince, işletme ve bakım hizmetleri karşılığında, iz bedelle tüketiciden devralınır.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Tüketicilerin Korunması ve Desteklenmesi
Tüketicilerin korunması
MADDE 52 – (1) Dağıtım şirketleri elektrikle çalışan diyaliz destek ünitesi, solunum cihazı ve benzeri mahiyette yaşam destek cihazlarına bağımlı olan ve destekleyici belgelere sahip tüketicilerin yazılı başvurusu halinde bu tüketicilerin yaşadığı kullanım yerlerine ait perakende satış sözleşmeleri ve ikili anlaşmaları kayıt altına alır.
(2) Geçerli sağlık raporunu dağıtım şirketine ibraz eden söz konusu tüketicilerin usulüne uygun elektrik tüketimi nedeniyle oluşabilecek borçlarından dolayı elektrikleri kesilmez ve borcun ödenmesine ilişkin taksitlendirme talep edilmesi halinde taksitlendirme tedarikçiler tarafından yapılır. Taksitlendirme süresi azami dört aydır.
(3) İlgili dağıtım şirketi tüketicinin elektriğinin kesilmemesi için tüketicinin tedarikçisi olan şirkete, raporun kendisine ibraz tarihinden itibaren 3 iş günü içinde bilgi vermekle yükümlüdür.
(4) Dağıtım şirketi tüketiciye sağlık raporunun süresinin sona ereceğine ilişkin bilgilendirmeyi sağlık raporunun süresinin sona erme tarihinden en az 20 gün önce yapar. Tüketici ibraz ettiği sağlık raporunun süresinin sona erme tarihinden itibaren 30 gün içinde, geçerli raporunu dağıtım şirketine bildirmekle yükümlüdür. Söz konusu sürenin dolmasına rağmen raporunu ibraz etmeyen tüketiciler ilgili dağıtım şirketince tüketicinin tedarikçisine tüketiciye tanınan 30 günlük süreyi takip eden 3 iş günü içerisinde bildirilir ve tüketicinin elektriği mevzuatın düzenlediği hallerde kesilebilir.
(5) Planlı elektrik kesintileri söz konusu olması durumunda bu tüketiciler elektrik dağıtım şirketleri tarafından tüketicinin belirlediği iletişim aracıyla öncelikle bilgilendirilirler.
(6) Plansız elektrik kesintileri söz konusu olması durumunda bu tüketiciler kesinti ile ilgili durum hakkında elektrik dağıtım şirketleri tarafından tüketicinin belirlediği iletişim aracıyla bilgilendirilirler.
(7) Kendi adına perakende satış sözleşmesi olan mesken tüketici grubunda bulunan, 65 yaş üstü tüketicilerin, yüzde 40’ın üzerinde engelli olduğuna dair sağlık kurulu raporunu görevli tedarik şirketine ibraz eden engelli tüketicilerin ve Şehit Aileleri ve Muharip/Malul Gaziler mesken alt tüketici grubunda bulunan tüketicilerin elektriği, tek bir kullanım yerine ait faturaların aralıksız olarak yıl içerisinde en az üç dönem boyunca zamanında ödenmemesi ve tüketicinin kesme yapılacağı hakkında görevli tedarik şirketi tarafından bilgilendirildiğinin ispatı hallerinde kesilebilir. Borcun ödenmesine ilişkin taksitlendirme talep edilmesi halinde taksitlendirme tedarikçiler tarafından yapılır. Taksitlendirme süresi azami dört aydır.
Kamuoyunun bilgilendirilmesi
MADDE 53 – (1) Bir önceki takvim yılına ait olmak üzere;
a) TEİAŞ, iletim sistemine doğrudan bağlı olup tedarikçisini seçme hakkını kullanan serbest tüketiciler tarafından tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
b) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler;
1) Bölgelerinde tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
2) Tedarikçisini seçme hakkını kullanan serbest tüketiciler tarafından tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
3) Serbest tüketici limitini geçtikleri halde tedarikçisini seçme hakkını kullanmayan tüketiciler tarafından tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
her yıl Şubat ayı içerisinde Kuruma bildirmek ve internet sitesinde yayımlamak suretiyle kamuoyuna duyurmak zorundadır.
Tüketici hizmetleri merkezi
MADDE 54 – (1) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, faaliyet konuları ile ilgili olarak arıza bildirimi, kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanım ihbarları, ödeme bildirimlerine ilişkin itirazlar, şikâyetler ve benzeri konularda yapılan başvuruların cevaplandırılması için, yeterli donanım ve personele sahip tüketici hizmetleri merkezleri kurulur.
(2) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, tüketici hizmetleri merkezlerinin bünyesinde, tüketicilere yönelik 24 saat kesintisiz hizmet verecek şekilde çağrı merkezi kurulur. Çağrı merkezi hizmet kalitesi standartlarına ilişkin usul ve esaslar Kurul Kararı ile belirlenir. Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri ile ilgili olarak birbirlerinden veya aynı kaynaktan hizmet alımı yapabilirler. Bu kapsamdaki hizmet alımı, süre sınırlamasına tabi değildir.
(3) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketlerinin internet sitelerinde, kolayca görülebilecek ve erişilebilecek şekilde “İtiraz veya Şikâyet Başvurusu” erişimine yer verilmesi zorunludur.
İhbar ve şikâyet başvuruları
MADDE 55 – (1) Arıza bildirimleri ile kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanım ihbarları, şikayetler ve bilgi edinmeye ilişkin tüm başvurular ilgili tüzel kişiye yazılı, telefonla veya internet aracılığıyla yapılabilir.
(2) Tüketici hizmetleri merkezi tarafından kaydedilen başvurular, 15 iş günü içerisinde sonuçlandırılarak öngörülen işlem, başvuru sahibinin talebine uygun olarak yazılı olarak ya da kalıcı veri saklayıcısıyla bildirilir.
(3) Tüketici hizmetleri merkezine yapılan başvuruya ilişkin olarak, ilgili tüzel kişi tarafından öngörülen işlem hakkında başvuru sahibi ile ilgili tüzel kişi arasında bir anlaşmazlığın söz konusu olması halinde; başvuru sahibi tarafından Kuruma, ancak öngörülen işlemin ilgili mevzuata aykırılık teşkil ettiği iddiasıyla başvurulabilir. Kurum, gerekli gördüğü hallerde inceleme yapar veya yaptırır.
(4) Kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanımına ilişkin ihbarları yapan kişilerin kimlikleri gizli tutulur.
(5) Tüketici hizmetleri merkezine ulaşan tüm başvuru, ihbar ve şikâyetlerin; ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, ilgili tüzel kişiler tarafından kayıt altına alınmak suretiyle Kurum tarafından istenilen zamanda ve formatta raporlanması zorunludur.
Tüketicilerin bilgilendirilmesi ile tüketici hakları ve zararların tazmini
MADDE 56 – (1) Dağıtım şirketi ile görevli tedarik şirketleri, tüketicilerin yeterli, güvenli, sürekli ve kolay bir şekilde hizmet almalarını ve hizmet seçeneklerini öğrenmelerini teminen, gerekli bilgilendirme faaliyetini, yerine getirmekle yükümlüdür.
(2) Tüketicilerin bilgilendirilmesi görevi, ilgili tüzel kişinin tüketici hizmetleri merkezleri tarafından yürütülür. İlgili tüzel kişiler, tüketicilere ücretsiz olarak broşür, katalog gibi araçlar dağıtabilir ve/veya elektronik posta veya kısa mesaj gönderebilir. Bu madde kapsamında yapılacak bilgilendirmeler, ayrıca internet sitesi üzerinden de kolayca ulaşılabilecek bir biçimde yayımlanır.
(3) Dağıtım şirketi, tüketicinin talebi halinde ve her takvim yılı içerisinde iki defadan fazla olmamak üzere, tüketicinin geçmiş 24 aya yönelik elektrik enerjisi tüketimini tek zamanlı veya çok zamanlı olarak kWh cinsinden gösteren belgeyi ücretsiz olarak sunmakla yükümlüdür.
(4) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, tüketicileri dağıtım veya iletim sisteminde programlanmış bir müdahale nedeniyle meydana gelecek programlı kesintiler hakkında yazılı, işitsel veya görsel basın yayın kuruluşları aracılığıyla ve internet sitesinde, ayrıca isteyen kullanıcılara kısa mesaj ve/veya elektronik posta gönderilmesi suretiyle kesintinin tarih, başlangıç ve sona erme zamanının, kesintinin başlama zamanından en az kırk sekiz saat önce nihai tüketicilere bilgilendirmekle yükümlüdür.
(5) Tüketiciler Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi tarafından oluşturulmuş tüketici portalını kullanarak asgari aşağıdaki bilgilere ulaşabilir;
a) Tüketim noktasının açık adresi,
b) Tüketici grubu ve belirlenmişse tüketici alt grubu,
c) Tüketim noktasına profil uygulanıp uygulanmadığı,
ç) Tüketim noktasının sözleşme gücü,
d) Aktif ve reaktif endeks değerleri, sayaç çarpanı ve okuma tarihi,
e) Tüketim noktasına ilişkin geçmişe dönük düzeltme bilgisi,
f) Tedarikçisinin unvanı,
g) Halihazırda tedarikçisini seçme hakkını kullanıp kullanmadığına ilişkin bilgi.
(6) Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca elektrik enerjisi hizmeti alan tüketicilerin hakları ve zararlarının tazmini konusunda, 6502 sayılı Tüketicinin Korunması Hakkında Kanun hükümleri ile ilgili diğer mevzuat hükümleri uygulanır.
Bilgilerin gizliliğini koruma
MADDE 57 – (1) Tedarikçi, bu Yönetmelik kapsamında düzenlenen her bir işleme ilişkin bilgi ve belgeyi; perakende satış sözleşmesi için sözleşmenin sonlanmasını izleyen 10 yıl süresince, ikili anlaşma için ise anlaşmanın sonlanmasını izleyen 3 yıl süresince saklamak zorundadır.
(2) Tedarikçi, tüketiciye ait bilgileri başka bir amaçla kendisinin ilişkide bulunduğu faaliyetlerde kullanamaz, aksi belirtilmemiş hususlar dışında diğer tedarikçilerle paylaşamaz.
İkili anlaşma uyuşmazlıklarında yetkili çözüm mercii
MADDE 58 – (1) İkili anlaşmayla veya müstakil bir yetki sözleşmesiyle, mahkemelerin ve icra dairelerinin yetkisi tüketicinin hak arama özgürlüğünü ve savunma hakkını kullanmasını güçleştirecek şekilde belirlenemez ve 12/1/2011 tarihli ve 6100 sayılı Hukuk Muhakemeleri Kanunu ve 9/6/1932 tarihli ve 2004 sayılı İcra ve İflas Kanunu hükümlerince yetkili sayılan mahkemelerin ve icra dairelerinin yetkisi kaldırılamaz. 6502 sayılı Tüketicinin Korunması Hakkında Kanun hükümleri saklıdır.
ONUNCU BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Bildirimler
MADDE 59 – (1) Bu Yönetmelik uyarınca yapılan bildirimlerde perakende satış sözleşmesinde veya aksine hüküm olmaması halinde, ikili anlaşmada yer alan adresler kullanılır.
(2) Taraflardan birinin bildirim adresinde bir değişiklik olması durumunda, adres değişikliği, adres değişikliğini takip eden en az 3 iş günü içerisinde diğer tarafa yazılı olarak bildirilir.
(3) Dağıtım şirketi ile tedarikçinin bildirim adresindeki değişiklik, ayrıca ödeme bildirimlerinde belirtilir ve söz konusu şirketin internet sitesinde de yayımlanır.
(4) Yukarıda belirtilen şekillerde adres değişikliğinin bildirilmemesi durumunda mevcut en son adrese yapılmış bildirimler geçerlidir.
Atıflar
MADDE 60 – (1) 25/9/2002 tarihli ve 24887 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği, 4/9/2002 tarihli ve 24866 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliği ve 08/5/2014 tarihli ve 28994 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğine yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 61 – (1) 08/05/2014 tarihli ve 28994 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 22 nci, 23 üncü ve 24 üncü maddeleri 01/07/2018 tarihinde, diğer hükümleri bu Yönetmeliğin yayımı tarihinde yürürlükten kalkar.
Talep birleştirme suretiyle serbest tüketici niteliği kazanma
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 16/3/2013 tarihinden önce, aynı tüzel kişilik ya da doğrudan veya dolaylı olarak sermayesinin yarısından fazlası aynı tüzel kişiye ait olan tüzel kişi altında talep birleştirme suretiyle serbest tüketici niteliği kazanarak tedarikçisini seçenlerin, bu haklarını kullanmalarına serbest tüketici limitinin sıfır olarak belirlendiği ayın sonuna kadar izin verilir. Ancak serbest tüketici hakkını bu şekilde kullanmakta olan tüketim noktalarından herhangi birisinin, Kurul onaylı perakende satış tarifesi kapsamında elektrik enerjisi temin etmeye başlaması halinde, yeniden ilgili tüzel kişi altında talep birleştirme kapsamına dönmesine izin verilmez.
Yürürlük
MADDE 62 – (1) Bu Yönetmeliğin Üçüncü Bölüm ve Altıncı Bölüm hükümleri 01/07/2018 tarihinde, diğer hükümleri yayımlandığı tarihte yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 63 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
EK-1
Tüketici Hakları Bilgilendirme Formu
Okudum Anladım : Tüketici İmzası:
Tarih :
Şirket Yetkilisinin Adı Soyadı
Unvanı
(İmza)
Bu belge Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği’nde yer almaktadır. İki nüsha olarak düzenlenecek olup, bir nüshası tüketiciye teslim edilecektir.
EK-2-A
EK-2/B
Fiyat Karşılaştırma Tablosu
İkili anlaşma aktif enerji bedeli ile Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından belirlenen ve aynı tüketici grubuna uygulanan fiyat ve mukayesesi aşağıda verilmiştir.
Tüketici grubu………………………..
Tahsilatına aracı edilen fon, pay vergi ayrıca ilave edilecektir.
Anlaşma süresince uygulanan fiyatı EPDK adresinde http://www.epdk.gov.tr yer alan Fatura Hesaplama Modülü Kullanarak mukayese edebilirsiniz.
Okudum Anladım : Tüketici İmzası:
Tarih :
Şirket Yetkilisinin Adı Soyadı
Unvanı
(İmza)
Bu belge iki nüsha düzenlenecek, bir nüshası imza anında teslim alan imzası ile birlikte tüketiciye teslim edilecektir.
EK-3
Tarih :
Şirket Yetkilisinin Adı Soyadı
Unvanı
(İmza)
EK-4/A
TEDARİKÇİ DEĞİŞİKLİĞİ NEDENİYLE PERAKENDE SATIŞ SÖZLEŞMESİ SONA ERDİRME TALEP FORMU
…………………………………………………. ANONİM ŞİRKETİNE
Aşağıda bilgileri verilen kullanım yerine ilişkin perakende satış sözleşmemin yeni tedarikçimin elektrik enerjisinin ve/veya kapasite teminin başladığı tarih itibariyle sonlandırılması ve güvence bedelimin belirtilen şekilde tarafıma iade edilmesi için gereğini rica ederim.
(İmza)
Adı SOYADI
Şirket adına teslim alan
(İmza)
Adı SOYADI
Yukarıda bilgileri verilen tüketiciye elektrik enerjisinin ve/veya kapasite teminin başladığı 01/…/20… tarihi itibariyle Şirketinizle olan perakende satış sözleşmesinin sona erdirilmesini rica ederiz.… / … / 20…
Şirket Yetkilisinin Adı Soyadı Unvanı
(İmza)
Ek: Tüzel kişiler için temsile yetkili olduğuna dair yetki belgesi sureti.
Bu belge iki nüsha düzenlenecek, bir nüshası imza anında teslim alan imzası ile birlikte tüketiciye teslim edilecektir. Bu formun şirketin kurumsal iletişim kanalları veya e-devlet aracılığıyla doldurulması halinde imza şartı aranmaz.
EK-4/B
PERAKENDE SATIŞ SÖZLEŞMESİ SONA ERDİRME TALEP FORMU
…………………………………………………. ANONİM ŞİRKETİNE
Aşağıda bilgileri verilen kullanım yerine ilişkin perakende satış sözleşmemin …………………….tarih itibariyle sonlandırılması ve güvence bedelimin belirtilen şekilde tarafıma iade edilmesi için gereğini rica ederim.
(İmza)
Adı SOYADI
Şirket adına teslim alan
(İmza)
Adı SOYADI
Bu belge iki nüsha olarak düzenlenecek, bir nüshası imza anında teslim alan imzası ile birlikte tüketiciye teslim edilecektir.
Bu formun şirketin kurumsal iletişim kanalları ve e-devlet aracılığıyla doldurulması halinde imza şartı aranmaz.
EK-5
EK-6
EK-7
EK TAHAKKUK BİLGİLENDİRME FORMU
Sayın………………………………………………….
………… no’lu tesisata kayıtlı ………………no’lu perakende satış sözleşmesi/ikili anlaşmaya ilişkin ……………. tarihleri arasındaki dönem için ………………..aşağıda yer alan açıklama çerçevesinde ek tahakkukta bulunulmuştur.
……………….tarihinde …………no’lu sayacınız hiç/doğru tüketim kaydetmediği tespit edilmiştir. ………no’lu yeni sayaç, sayaç değiştirme tutanağı ile ………….tarihinde takılmıştır.
Perakende Satış Sözleşmesi/İkili Anlaşma Başlangıç Tarihi:
Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 37 nci maddesi uyarınca;
Hata tespitinde;
Yerinde yapılan teknik inceleme baz alınmıştır. (örneği ekte yer almaktadır)
Sayaç muayene raporu baz alınmıştır. (örneği ekte yer almaktadır)
Hata tespitine dair açıklama (Açık olarak yazılacak ve hataya ilişkin bilgiler form ekine konulacaktır):
Miktar tespitinde;
Tüketicinin aynı döneme ait sağlıklı olarak ölçülmüş geçmiş dönem tüketimleri dikkate alınmıştır.
Tespit tarihinden sonraki tüketicinin ödeme bildirimine esas ilk 2 tüketim dönemine ait tüketimlerinin ortalaması dikkate alınmıştır.
Süre tespitinde;
…… gün (Doğru bulgu ve belgenin bulunması halinde. Bu süre 180 günü geçemez)
90 gün (Doğru bulgu ve belgenin bulunmaması halinde kontrol, mühürleme, kesme-bağlama, sayaç değiştirme işlemlerine ilişkin en son işlem tarihi esas alınır. Bu süre 90 günü aşamaz)
dikkate alınmıştır.
Hesaplamaya İlişkin Ayrıntılı Açıklama:
Yukarıda hesaplanan tutarı peşin (gecikme cezası uygulanmaz) ya da taksitlendirme (Taksitlendirme süresi tüketim dönemi ay sayısı geçemez ve gecikme cezası uygulanmaz) yaparak ödeyebilirsiniz.
Bu formun ilgili alanları dağıtım şirketi tarafından doldurulur ve ilgili belgelerle birlikte tedarikçiye gönderilir.
|
docx
|
python-docx
|
ed344c730e20
|
T.C
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO : 9040-2
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; kesme bağlama bedellerinin 3/11/2010 tarihli ve 2862 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen Kesme Bağlama Bedellerine İlişkin Usul ve Esasların 2 nci maddesi uyarınca 1/1/2020 tarihinden itibaren kesme bağlama bedellerinin aşağıdaki şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
4e6fec40f53a
|
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMUNDAN:
K U R U L K A R A R I
Karar No:893 Karar Tarihi: 24/8/2006
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 24/8/2006 tarihli toplantısında, 5496 sayılı Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun ile 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa eklenen geçici 9 uncu madde uyarınca TEDAŞ tarafından sunulan tarife tekliflerine istinaden Boğaziçi Elektrik Dağıtım A.Ş. için;
1) Ekli “Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlenmesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ Eki RAG Tablolarının” teklif edildiği şekliyle onaylanmasına ve RAG tablolarındaki değerlere istinaden dağıtım ve perakende satış lisanslarına aşağıdaki parametrelerin 31/12/2010 tarihinde sona erecek ilk uygulama döneminin her yılı için derç edilmesine,
DAĞITIM LİSANSI- - - - -
-2006-2007-2008-2009-2010
Dağıtım Sistemi Gelir Gereksinimi (YTL)-111.109.360-134.104.756-168.601.252-203.560.778-241.466.619
EPE0 (Haziran 2006 TÜFE değeri)-128,63
X-0,00-0,00-0,00-0,00-0,00
KKH (%)-15,84-13,09-12,03-11,05-10,15
Uygulama Dönemi-1/9/2006-31/12/2010
PERAKENDE SATIŞ LİSANSI- - - - -
-2006-2007-2008-2009-2010
Perakende Satış Hizmeti Gelir Tavanı (YTL)-16.972.871-17.202.653-18.009.937-18.855.104-19.739.934
EPE0 (Haziran 2006 TÜFE değeri)-128,63
HKKO (%)-17,39-14,50-13,30-12,19-11,18
BKMT (%)-2,33-2,33-2,33-2,33-2,33
Uygulama Dönemi-1/9/2006-31/12/2010
Dağıtım faaliyeti için hesaplanan verimlilik faktörü (X) yalnızca dağıtım faaliyeti işletme giderlerine uygulanmıştır.
2) Ekli, “Maliyet Tabanlı Tarifenin” 2006-2010 yılları için teklif edildiği şekliyle onaylanmasına,
3) Ekli, “Uyum Bileşeni Uygulamalarından Sonra Elde Edilen Uygulanabilir TEDAŞ Geneli Ortalama Tarifeleri”nin 2006-2010 yılları için teklif edildiği şekliyle uygulanmasına,
2006 yılının gelir düzeltmesi ve eşitleme mekanizmasının dışında bırakılmasına ve eşitleme mekanizması ile gelir düzeltmesinin 2007-2010 yıllarını kapsayan tarife teklifleri için uygulanmasına,
karar verilmiştir.
EKLER:
EK-1 RAG Tabloları
EK-2 Maliyet Tabanlı Tarife
EK-3 Uyum Bileşeni Uygulamalarından Sonra Elde Edilen Uygulanabilir TEDAŞ Geneli Ortalama Tarifeleri
|
docx
|
python-docx
|
da8cf9b13b03
|
14 Haziran 2005 tarihli ve 25845 sayılı resmi gazetede yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
K U R U L K A R A R I
Karar No: 491/13 Karar Tarihi: 02/06/2005
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 02/06/2005 tarihli toplantısında; Dağıtım sistemini kullanan üreticilere uygulanacak dağıtım sistemi sistem kullanım fiyatlarının belirlenmesine ilişkin aşağıdaki Karar alınmıştır.
Madde-1: Dağıtım sistemi kullanıcısı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, tercih etmeleri halinde, sadece üretim faaliyetleri için, iletim sistemi sistem kullanım tarifeleri metodolojisinin iletim bölgeleri bazındaki fiyatları aynı şekilde uygulanır.
Madde-2: Birinci maddedeki uygulamayı tercih eden, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler için, 24 Haziran 2005 tarihine kadar ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye başvurmaları halinde uygulama, 1 Temmuz 2005 tarihinden itibaren başlatılır. Bu tarihten sonra tarife değiştirmek isteyen tüzel kişiler için, tarife değişikliği başvuru tarihinden sonraki fatura döneminin başında yapılır.
Madde-3: Birinci maddedeki uygulamayı tercih etmeyen, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, halihazırda uygulanmakta olan dağıtım sistemi sistem kullanım tarifelerinin uygulanmasına devam edilir.
Madde-4: Dağıtım sistemi kullanıcısı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilerin ölçüm noktaları itibariyle tükettikleri enerjisi için dağıtım sistemi sistem kullanım tarifeleri uygulanır.
Madde-5: Bu Karar kapsamındaki tarifelerin uygulanması sonucu tahakkuk edecek bedel, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından tahsil edilir.
Madde-6: Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Madde-7: Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
50b6f7812926
|
10 KASIM 2013 TARİHLİ VE 28817 SAYILI RESMİ GAZETEDE YAYINLANMIŞTIR.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4669-20 Karar Tarihi : 22/10/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 22/10/2013 tarihli toplantısında;
a) Osmangazi Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi’nin; 27/12/2012 tarih ve 4212 sayılı Kurul kararı ile onaylanan, 27/03/2013 tarih ve 4333 sayılı Kurul kararı ile revize edilen 2013 yılı dağıtım, iletim ve sayaç okuma gelir tavanlarının, 26/09/2013 tarih ve 4632 sayılı Kurul kararı ile revize edilen dağıtım gelir gereksinimi dikkate alınarak aşağıdaki şekilde revize edilmesine,
b) Osmangazi Elektrik Ticaret Anonim Şirketi’nin; 27/12/2012 tarih ve 4212 sayılı Kurul kararı ile onaylanan 2013 yılı perakende satış hizmeti gelir tavanının, 26/09/2013 tarih ve 4632 sayılı Kurul kararı ile revize edilen perakende satış hizmeti gelir gereksinimi dikkate alınarak aşağıdaki şekilde revize edilmesine,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
af1034818c52
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4804-5 Karar Tarihi : 26/12/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2013 tarihli toplantısında; Akhisar OSB Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2014 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
7426515d1a55
|
18 Aralık 2015 Tarihli ve 29566 Sayılı Resmî Gazete de yayımlanmıştır
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 5917-1 Karar Tarihi: 16/12/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 16/12/2015 tarihli toplantısında; Perakende Enerji Satış Fiyatlarının Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ uyarınca 2016-2020 yıllarında geçerli olacak Brüt Kâr Marjı Tavanının % 2,38 olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
878be1ffef19
|
11 Eylül 2014 tarihli ve 29116 tarihli Resmi Gazete'de yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 5194 Karar Tarihi : 27/08/2014
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/08/2014 tarihli toplantısında; ekteki “Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği Uyarınca Uzlaştırma Hesaplamalarında Kullanılacak Profil Uygulamasına İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılması Hakkında Karar”ın onaylanmasına,
karar verilmiştir.
EK
11 Eylül 2014 tarihli ve 29116 tarihli Resmi Gazete'de yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİ UYARINCA UZLAŞTIRMA HESAPLAMALARINDA KULLANILACAK PROFİL UYGULAMASINA İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASI HAKKINDA KARAR
MADDE 1- 11/6/2009 tarihli ve 27255 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği Uyarınca Uzlaştırma Hesaplamalarında Kullanılacak Profil Uygulamasına İlişkin Usul ve Esaslar’ın 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) ve (f) bendleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“a) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,”
“f) Gün Tipi: Pazartesi, Salı, Çarşamba, Perşembe, Cuma, Cumartesi ve Pazar ile Kılavuz uyarınca belirlenen bayram ve diğer gün tipleri olmak üzere profil değerlerinin ait olduğu güne ilişkin karakter etiketini”
MADDE 2- Aynı Usul ve Esaslar’ın 5 inci maddesinin dördüncü fıkrasının a) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(a) Dağıtım bölgesi içerisindeki tedarikçisini seçmiş ve dağıtım sistemine bağlı olan serbest tüketicilere ait sayaçlardan okunan uzlaştırma dönemleri bazındaki tüm tüketim verilerinin kullanılması esastır. Ancak ilgili abone grubu veya alt grubu profilini yansıtmayan verilerin varlığı halinde, bu durum açıklama dosyasında detaylı olarak gösterilmek kaydı ile, söz konusu veriler dağıtım şirketince profil hesaplamalarında kullanılmaz.”
MADDE 3- Aynı Usul ve Esaslar’ın 5 inci maddesinin beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(5) Kılavuzda yer alan kurallar çerçevesinde; sunulan profillere ilave olarak, hesaplamaya esas tüketim verileri, veri kaynakları ve veri yeterliliğine ilişkin tablolar ile hesaplama detaylarının ve gerekli beyanların yazılı olarak yapıldığı açıklama dosyası ve Kılavuzda istenen diğer hususlar Kuruma sunulur.”
MADDE 4- Aynı Usul ve Esaslar’ın 8 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Her yıl 15 Ekim tarihine kadar dağıtım şirketleri bir sonraki yıl için geçerli olacak profilleri bu usul ve esaslarda yer alan düzenlemeler çerçevesinde Kuruma sunar. Kurum sunulan profilleri inceleyerek, gerekli görmesi halinde düzeltme yapılmasını isteyebilir. Dağıtım şirketlerince 5 inci madde kapsamında belirlenerek Kurum’a sunulan profiller Kurul tarafından uygun bulunması halinde 24 Aralık tarihine kadar onaylanarak yürürlüğe girer.”
MADDE 5- Aynı Usul ve Esaslar’ın 8 inci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(3) Bu madde doğrultusunda Kuruma süresi içerisinde profil sunmayan dağıtım şirketleri hakkında Kanun’un 16 ıncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.”
MADDE 6- Aynı Usul ve Esaslar’ın 9 uncu maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Dağıtım şirketlerince Kuruma sunulan ve Kurul tarafından onaylanan profiller, üzerlerinde belirtilen yıl ve ay için geçerlidir. Dağıtım şirketlerince sunulan profillerin Kurul tarafından onaylanmaması halinde uygun bulmama kararı gerekçeleri ile birlikte dağıtım şirketlerine bildirilir. Dağıtım şirketleri bu bildirimin kendilerine tebliğ tarihinden itibaren 15 gün içerisinde istenen düzeltmeleri yaparak profilleri Kuruma sunmakla yükümlüdürler. Söz konusu yükümlülüğünü yerine getirmeyen dağıtım şirketleri hakkında Kanun’un 16 ıncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.”
MADDE 7 - Bu Karar alındığı tarihte yürürlüğe girer.
MADDE 8- Bu Karar hükümlerini Başkan yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
c72177c02725
|
ELEKTRİK PİYASASI KANUNU
Kanun No : 6446
Kabul Tarihi : 14/3/2013
Yayımlandığı Resmi Gazete : 30/3/2013 - 28603
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Kanunun amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için, rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet gösteren, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik enerjisi piyasasının oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin yapılmasının sağlanmasıdır.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Kanun; elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı, toptan veya perakende satışı, ithalat ve ihracatı, piyasa işletimi ile bu faaliyetlerle ilişkili tüm gerçek ve tüzel kişilerin hak ve yükümlülüklerini kapsar.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 3 – (1) Bu Kanunun uygulanmasında;
a) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
b) Bakan: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanını,
c) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
ç) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
d) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
e) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
f) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
g) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
ğ) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
h) EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketini,
ı) Genel aydınlatma: Otoyollar ve özelleştirilmiş erişme kontrollü karayolları hariç, kamunun genel kullanımına yönelik bulvar, cadde, sokak, alt-üst geçit, köprü, meydan ve yaya geçidi gibi yerler ile halkın ücretsiz kullanımına açık ve kamuya ait park, bahçe, tarihî ve ören yerlerinin aydınlatılması ile trafik sinyalizasyonunu,
i) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariği yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
j) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
k) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
l) İletim ek ücreti: İletim tarifesi üzerinden Kurum adına tahsil edilebilecek ücreti,
m) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
n) İletim tesisi: Üretim veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dâhil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
o) İmdat grupları: Can ve mal kaybını önlemek amacıyla sadece elektrik enerjisi kesilmelerinde kullanılan elektrojen gruplarını,
ö) İştirak: Kamu iktisadi teşebbüsü olanlar hariç olmak üzere; doğrudan veya dolaylı olarak tek başına veya başka şirket ve şirketler veya gerçek kişi ve kişilerle birlikte piyasada faaliyet gösteren herhangi bir tüzel kişiyi kontrol eden şirket veya doğrudan ya da dolaylı olarak, tek başına veya birlikte, başka herhangi bir şirket ve şirketler veya gerçek kişi ve kişiler tarafından kontrol edilen, piyasada faaliyet gösteren tüzel kişiyi ve bu şirketlerin ve/veya piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin birinin diğeriyle veya birbirleriyle olan doğrudan veya dolaylı ilişkisini,
p) Kojenerasyon: Isı ve elektrik ve/veya mekanik enerjinin aynı tesiste eş zamanlı olarak üretimini,
r) Kontrol: Bir tüzel kişi üzerinde ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan hakları, sözleşmeler veya başka araçlarla ve özellikle bir tüzel kişinin malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkıyla veya bir tüzel kişinin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları,
s) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
ş) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
t) Lisans: Tüzel kişilere piyasada faaliyet gösterebilmeleri için bu Kanun uyarınca verilen izni,
u) Merkezî uzlaştırma kuruluşu: Piyasa katılımcıları arasındaki ilgili yönetmelikle belirlenecek olan mali işlemleri yürütmek üzere kullanılan, 6/12/2012 tarihli ve 6362 sayılı Sermaye Piyasası Kanununa göre merkezî takas kuruluşu olarak kurulan kuruluşu,
ü) Mevcut sözleşmeler: 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun yürürlüğe girdiği tarihten önce, 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında Kanun, 8/6/1994 tarihli ve 3996 sayılı Bazı Yatırım ve Hizmetlerin Yap-İşlet-Devret Modeli Çerçevesinde Yaptırılması Hakkında Kanun, 16/7/1997 tarihli ve 4283 sayılı Yap-İşlet Modeli ile Elektrik Enerjisi Üretim Tesislerinin Kurulması ve İşletilmesi ile Enerji Satışının Düzenlenmesi Hakkında Kanun, 21/1/2000 tarihli ve 4501 sayılı Kamu Hizmetleri ile İlgili İmtiyaz Şartlaşma ve Sözleşmelerinden Doğan Uyuşmazlıklarda Tahkim Yoluna Başvurulması Halinde Uyulması Gereken İlkelere Dair Kanun hükümleri ve ilgili yönetmeliklere göre imzalanan sözleşmeleri, imtiyaz sözleşmelerini ve uygulama sözleşmelerini,
v) Mikrokojenerasyon tesisi: Elektrik enerjisine dayalı kurulu gücü 100 kilovat ve altında olan kojenerasyon tesisini,
y) Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
z) Önlisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere, üretim tesisi yatırımlarına başlamaları için gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için belirli süreli verilen izni,
aa) Perakende satış: Elektriğin tüketicilere satışını,
bb) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, piyasa işletimi, toptan satış, perakende satış, ithalat ve ihracat faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin iş ve işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını,
cc) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
çç) Sistem kontrol anlaşması: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi veya dağıtım şirketi ile özel direkt hattın mülkiyet sahibi veya işletmecisi olan özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişi arasında, iletim ve dağıtım sistemlerinin kararlılığının ve işletme bütünlüğünün korunmasını sağlayan hükümleri içeren ve özel hukuk hükümlerine göre yapılan anlaşmaları,
dd) Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı,
ee) Son kaynak tedariği: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilere elektrik enerjisi tedariğini,
ff) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyat, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
gg) Tedarik: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan veya perakende satışını,
ğğ) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketi,
hh) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
ıı) TEDAŞ: Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketini,
ii) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
jj) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı faaliyeti yürütülen veya yürütülmeye hazır tesis, şebeke veya teçhizatı,
kk) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
ll) Toptan satış: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin tekrar satışı için satışını,
mm) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
nn) Türev piyasalar: İleri bir tarihte teslimatı veya nakit uzlaşması yapılmak üzere elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin, bugünden alım satımının yapıldığı piyasaları,
oo) Uluslararası enterkonneksiyon: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla işletilmesini esas alan enterkonneksiyonu,
öö) Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
pp) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı üretim tesisi ya da tesislerinde elektrik enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışıyla iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiyi,
rr) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
ss) Yan hizmetler: İletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere ilgili yönetmelikte ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
ifade eder.
İKİNCİ BÖLÜM
Elektrik Piyasası Faaliyetleri ve Lisanslar
Elektrik piyasası faaliyetleri
MADDE 4 – (1) Piyasada, bu Kanun hükümleri uyarınca lisans almak koşuluyla yürütülebilecek faaliyetler şunlardır:
a) Üretim faaliyeti
b) İletim faaliyeti
c) Dağıtım faaliyeti
ç) Toptan satış faaliyeti
d) Perakende satış faaliyeti
e) Piyasa işletim faaliyeti
f) İthalat faaliyeti
g) İhracat faaliyeti
(2) Piyasada faaliyet gösterecek tüzel kişilerin faaliyetlerinde uymaları gereken usul ve esaslar yönetmelikle düzenlenir.
(3) Piyasada faaliyet gösterecek özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilerin, ilgili mevzuat hükümlerine göre anonim şirket veya limited şirket olarak kurulması ve anonim şirketlerin sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının nama yazılı olması şarttır. Bu şirketlerin ana sözleşmelerinde bulunması gereken hususlar yönetmelikle düzenlenir.
Lisans esasları
MADDE 5 – (1) Lisans, bu Kanun hükümleri uyarınca üzerinde kayıtlı piyasa faaliyetlerinin yapılabilmesi için tüzel kişilere verilen izin belgesidir. 11 inci maddenin onuncu fıkrasında belirtilen piyasalara ilişkin hükümler saklı kalmak üzere, lisanslara ilişkin olarak aşağıdaki hususlar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir:
a) Başvuru ve değerlendirme usul ve esasları ile lisansların verilmesi, tadili, sona erdirilmesi, iptali, süreleri, süre uzatımı, yenilenmesi ve lisans kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin belirli bir süre askıya alınmasına ilişkin usul ve esaslar
b) Faaliyetin türü ve işin niteliğine göre belirlenecek lisans bedelleri
c) Lisans sahibi tüzel kişilerin lisansları kapsamında sahip oldukları hakları, yükümlülükleri, görevleri, sermaye yeterlilikleri, istihdam edilmesi gereken nitelikli personele ilişkin hükümler ile tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahiplerinin haklarının temlikine ilişkin usul ve esaslar
(2) Bu Kanun kapsamında verilecek lisansların tabi olacağı ve lisans sahiplerinin uymakla yükümlü olduğu esaslar şunlardır:
a) Bu Kanundaki istisnalar hariç piyasa faaliyetleri ile iştigal edecek tüzel kişiler, faaliyetlerine başlamadan önce, her faaliyet için ve söz konusu faaliyetlerin birden fazla tesiste yürütülecek olması hâlinde, her tesis için ayrı lisans almak zorundadır.
b) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet gösteren tüzel kişiler, tarifesi düzenlemeye tabi her faaliyet ve bu faaliyetin lisansı kapsamında sınırlandığı her bölge için ayrı hesap ve kayıt tutmakla yükümlüdür.
c) Lisanslar, en çok kırk dokuz yıl için verilir. Üretim, iletim ve dağıtım lisansları için geçerli olan asgari süre on yıldır.
ç) Tüzel kişiler, Kurul tarafından belirlenen lisans alma, lisans yenileme, lisans tadili, lisans sureti çıkartma ve yıllık lisans bedellerini Kuruma ödemek zorundadır.
d) Lisans sahibi tüzel kişiler; tesislerini, yasal defter ve kayıtlarını Kurum denetimine hazır bulundurmak, Kurum tarafından talep edildiğinde denetime açmak ve Kurumun faaliyetlerini yerine getirebilmesi için ihtiyaç duyacağı her türlü bilgi ve belgeyi zamanında, tam ve doğru olarak Kuruma vermek zorundadır.
e) Tüzel kişiler lisans almanın yanı sıra faaliyet alanlarına göre mevzuatın gereklerini yerine getirmekle yükümlüdür.
f) Birden çok yapı veya müştemilatının yüzeylerinde tesis edilen aynı tür yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim tesisleri sisteme aynı noktadan bağlanmak kaydıyla tek üretim lisansı kapsamında değerlendirilebilir. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından belirlenir.
(3) Piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin aşağıda belirtilen işlemleri Kurul iznine tabidir. Kurul izni alınmasına dair usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
a) Halka açık şirketlerde yüzde beş, diğerlerinde yüzde on ve üzerindeki sermaye payı değişiklikleri
b) Kontrol değişikliği sonucunu doğuracak her türlü işlem
c) Tesislerin mülkiyetinin veya kullanım hakkının değişmesi sonucunu doğuran iş ve işlemler
(4) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi tüzel kişiler için aşağıda belirtilen hususlara ilişkin hükümler Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikte yer alır:
a) Lisans kapsamında hizmet verilecek gerçek ve tüzel kişiler ile yürütülecek faaliyet türlerini belirleyen hükümler
b) Bir dağıtım ya da iletim lisansı sahibinin, gerçek ve tüzel kişilere, eşitler arasında ayrım gözetmeksizin sisteme erişim ve sistemi kullanım imkânını sağlayacağına dair hükümler
c) Bu Kanunda yer alan fiyatlandırma esaslarını tespit etmeye, piyasa ihtiyaçlarını dikkate alarak son kaynak tedariği kapsamında ve/veya serbest olmayan tüketicilere yapılan elektrik satışında uygulanacak fiyatlandırma esaslarını tespit etmeye ve bu fiyatlarda enflasyon dâhil ihtiyaç duyulacak diğer ayarlamalara ilişkin formülleri uygulamaya dair yöntemler ve bunların denetlenmesine dair hükümler
ç) Lisans sahibinin Kuruma tam ve doğru bilgi vermesini ve tüketicilere yapılan satışlar açısından, elektrik enerjisi veya kapasite alımlarını basiretli bir tacir olarak yapmasını sağlayacak hükümler
d) Hizmet maliyetlerinin yansıtılmasına dair kurallar ile teknik ve teknik olmayan kayıpları asgariye indirecek önlemlerin uygulanmasına dair esasları içeren hükümler
e) Lisans sahibinin Kurum tarafından verilen tüm talimatlara uyma yükümlülüğüne ilişkin hükümler
f) Lisans kapsamında, Kuruldan izin alınmaksızın yapılabilecek faaliyetlere ilişkin hükümler
g) Hizmetin teknik gereklere göre yapılmasını sağlayacak hükümler
(5) Lisans başvurusu reddedilen tüzel kişilere ret gerekçesi tam ve açık biçimde bildirilir.
(6) Lisans, süresinin bitiminde kendiliğinden, lisans sahibi tüzel kişinin iflasının kesinleşmesi, lisans sahibinin talebi veya lisans verilmesine esas şartların kaybedilmesi hâllerinde ise Kurul kararıyla sona erer.
(7) Üretim lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişiden, önlisans yükümlülüklerinin yerine getirilmesini müteakiben üretim tesisinin lisansında belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması hâlinde irat kaydedilmek üzere, kurulmak istenen üretim tesisinin niteliğine ve büyüklüğüne göre yatırım tutarının yüzde onunu geçmemek üzere teminat mektubu alınır. Mücbir sebep hâlleri ile lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında üretim tesisinin lisansında belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi hâllerinde lisans iptal edilir ve teminat mektubu irat kaydedilir. Teminatın alınması, niteliği ve süre uzatımı verilmesine ilişkin usul ve esaslar yönetmelikle düzenlenir.
(8) Lisansı iptal edilen tüzel kişi, bu tüzel kişilikte yüzde on veya daha fazla paya sahip ortaklar ile lisans iptal tarihinden önceki bir yıl içerisinde görevden ayrılmış olanlar dâhil, yönetim kurulu başkan ve üyeleri, lisans iptalini takip eden üç yıl süreyle lisans alamaz, lisans başvurusunda bulunamaz, lisans başvurusu yapan tüzel kişiliklerde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olamaz, yönetim kurullarında görev alamaz.
(9) Dağıtım lisansı, başvuru sahibinin bu Kanun uyarınca öngörülen yükümlülükleri yerine getirmesi ve ilgili dağıtım sisteminin işletme hakkını tevsiki hâlinde verilebilir.
(10) Lisans sahibi tüzel kişilerden talep edilen bildirim, rapor ve diğer evrak, yönetmeliklerde düzenlenen usul ve esaslara uygun olarak Kuruma sunulur.
(11) Kurum, tüketicilerin korunması ve piyasa faaliyetlerinin aksamaması için lisansların sona erdirilmesi veya iptali durumlarında gerekli tedbirleri alır.
Önlisans esasları
MADDE 6 – (1) Üretim lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişiye öncelikle, üretim tesisi yatırımına başlaması için mevzuattan kaynaklanan izin, onay, ruhsat ve benzeri belgeleri edinebilmesi ve üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde edebilmesi için Kurum tarafından belirli süreli önlisans verilir. Önlisansa ilişkin aşağıda belirtilen hususlar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir:
a) Başvuru, değerlendirme ve teminat mektubu usul ve esasları ile önlisansın verilmesi, tadili, sona ermesi, iptali, süresi ve süre uzatımı hâllerinde uygulanacak usul ve esaslar
b) Önlisansın iptali ve sona ermesinin hüküm ve sonuçları
c) Önlisans sahibi tüzel kişilerin önlisans kapsamında sahip oldukları haklarına, yükümlülüklerine, sermaye yeterliliklerine ilişkin usul ve esaslar
(2) Önlisans süresinde; gerekli izin, onay, ruhsat veya benzeri belgeleri alamayan, üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde ettiğini tevsik edemeyen, Kurum tarafından belirlenen yükümlülükleri yerine getirmeyen tüzel kişiye lisans verilmez.
(3) Lisans alınıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri dışında önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, hisselerinin devri veya hisselerin devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması veya Kurum tarafından belirlenen yükümlülüklerin yerine getirilmemesi durumunda önlisans iptal edilir.
(4) Bu Kanun kapsamında Kurul tarafından verilecek önlisansların tabi olacağı ve önlisans sahiplerinin uymakla yükümlü olduğu esaslar şunlardır:
a) Bu Kanundaki istisnalar hariç üretim faaliyetiyle iştigal edecek tüzel kişi, faaliyeti birden fazla tesiste yürütecek olması hâlinde, her tesis için ayrı önlisans almak zorundadır.
b) Tüzel kişiler, Kurul tarafından belirlenen önlisans alma, tadili, suret çıkartma ve diğer bedelleri Kuruma ödemek zorundadır.
c) Önlisans sahibi tüzel kişi, Kurumun faaliyetlerini yerine getirebilmesi için ihtiyaç duyacağı her türlü bilgi ve belgeyi istenilen zamanda Kuruma vermek zorundadır.
(5) Önlisansın süresi mücbir sebep hâlleri hariç yirmi dört ayı geçemez. Kurul, kaynak türüne ve kurulu güce bağlı olarak bu süreyi yarısı oranında uzatabilir.
(6) Önlisansın, önlisans sahibi tüzel kişiden kaynaklanmayan bir nedenle iptal edilmesi veya sona ermesi hâlinde ilgilisinin teminatı iade edilir.
(7) Önlisans, süresi uzatılmadığı takdirde süresinin bitiminde, önlisans sahibi tüzel kişinin talebi veya iflası hâlinde kendiliğinden sona erer.
(8) Önlisans için başvuran tüzel kişiden, önlisans süresinde yerine getirmesi gereken yükümlülükleri ikmal etmemesi hâlinde irat kaydedilmek üzere, kurulmak istenen üretim tesisinin niteliği ve büyüklüğüne göre yönetmelikle belirlenecek miktarda teminat mektubu alınır.
(9) Lisans başvurusuna konu üretim tesisinin tesis edileceği yerde faaliyet göstermek üzere petrol veya doğal gaz piyasası faaliyetleri için ayrıca lisans başvurusunun yapılması durumunda öncelik verilecek lisans başvurusuna Bakanlık görüşü alınarak Kurul tarafından karar verilir.
Üretim faaliyeti
MADDE 7 – (1) Üretim faaliyeti, lisansları kapsamında kamu ve özel sektör üretim şirketleri ile organize sanayi bölgesi tüzel kişiliği tarafından yürütülebilir.
(2) Üretim şirketi, lisansı kapsamında aşağıda belirtilen faaliyetleri yapabilir:
a) Tedarik şirketlerine, serbest tüketicilere ve özel direkt hat tesis ettiği kişilere elektrik enerjisi veya kapasitesi satışı
b) Elektrik enerjisi veya kapasite ticareti
c) Tedarik etmekle yükümlendiği elektrik enerjisi veya kapasitesini teminen, bir takvim yılı için lisansına dercedilen yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının, Kurul tarafından belirlenen oranını aşmamak kaydıyla elektrik enerjisi veya kapasitesi alımı
(3) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin tesislerinde ürettiği enerjiyi iletim veya dağıtım sistemine çıkmadan kullanması kaydıyla sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı tüketim tesislerinin ihtiyacını karşılamak için gerçekleştirdiği üretim, nihai tüketiciye satış olarak değerlendirilmez. Söz konusu tüketim tesislerinde tüketilmek üzere yapılan elektrik enerjisi alımı, ikinci fıkranın (c) bendinde belirtilen oran hesabında dikkate alınmaz.
(4) Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvurularının değerlendirilmesi aşağıda belirtilen esaslara göre yapılır:
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın maliki tarafından başvuru yapılması durumunda, aynı saha için yapılan diğer başvurular dikkate alınmaz.
b) Başvurularda, tesisin kurulacağı saha üzerinde son üç yıl içinde elde edilmiş en az bir yıl süreli standardına uygun rüzgâr veya güneş ölçümü bulunması zorunludur. Bu konuya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
c) TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi tarafından, kullanılacak teknolojilerin şebeke bakımından etkileri de dikkate alınarak uygun bağlantı görüşü verilen başvurular değerlendirmeye alınır.
ç) Değerlendirmede aynı bağlantı noktasına ve/veya aynı bağlantı bölgesine bağlanmak için birden fazla başvurunun bulunması hâlinde başvurular arasından ilan edilen kapasite kadar sisteme bağlanacak olanları belirlemek için TEİAŞ tarafından, işletmeye girdikten sonra en fazla üç yıl içerisinde ödenmek üzere birim megavat başına en yüksek toplam katkı payını ödemeyi teklif ve taahhüt edenlerin seçilmesi esasına dayanan yarışma yapılır. Yarışmaya ve yarışma sonunda belirlenen katkı payının ödenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından teklif edilen ve Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. Rüzgâr ve güneş enerjisi lisans başvurularının teknik değerlendirmesine ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(5) Herhangi bir gerçek veya özel sektör tüzel kişisinin kontrol ettiği üretim şirketleri aracılığıyla üretebileceği toplam elektrik enerjisi üretim miktarı, bir önceki yıla ait yayımlanmış Türkiye toplam elektrik enerjisi üretim miktarının yüzde yirmisini geçemez.
(6) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı olarak elektrik enerjisi üretimi yapan tüzel kişiler, ürettikleri elektrik enerjisinin kaynağının yenilenebilir kaynak olduğuna dair Bakanlıktan Yenilenebilir Kaynaktan Elektrik Üretim Belgesi alabilir. Söz konusu belgenin verilmesine ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(7) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla alınan lisanslar kapsamındaki tesisler için, TEİAŞ ve ilgili dağıtım şirketinden alınan tadil kapsamındaki bağlantı görüşünün olumlu olması hâlinde, Kuruma yapılan ilk lisans başvurusundaki sahada başka lisans başvurusu olmaması ve kapasite artışı sonunda oluşacak yeni güç için mevcut iletim/dağıtım hattı ile mevcut bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin kullanılması koşullarıyla kapasite artışı, modernizasyon, yenileme yatırımları ve tadilatlara izin verilir.
İletim faaliyeti
MADDE 8 – (1) Elektrik enerjisi iletim faaliyeti, lisansı kapsamında münhasıran TEİAŞ tarafından yürütülür. TEİAŞ, bu Kanunla belirlenen faaliyetler dışında bir faaliyetle iştigal edemez. İletim faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyetin yürütülmesi Kurumun iznine tabidir. İletim sistemi teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak amacıyla ve yan hizmetler piyasası kapsamında elektrik enerjisi veya kapasitesi satın alınması veya kiralanması ile iletim sistemi teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak için sözleşmeye bağlanan enerjinin, gerçekleşmeler nedeniyle fazlasının satışı bu hükmün istisnasıdır.
(2) TEİAŞ’ın görev ve yükümlülükleri şunlardır:
a) Kurulması öngörülen yeni iletim tesisleri için iletim yatırım planı yapmak, yeni iletim tesislerini kurmak ve iletim sistemini elektrik enerjisi üretimi ve tedarikinde rekabet ortamına uygun şekilde işletmek ve gerektiğinde iletim sisteminde ikame ve kapasite artırımı yatırımı yapmak.
b) Bu Kanun kapsamında yürüttüğü faaliyetlere ilişkin tarife tekliflerini Kurumun belirlediği ilke ve standartlar çerçevesinde hazırlamak ve Kurumun onayına sunmak.
c) Şebeke, dengeleme ve uzlaştırma ve yan hizmetler hakkındaki yönetmeliklerin uygulanmasını gözetmek, bu amaçla gerekli incelemeleri yapmak, sonuçları hakkında Kuruma rapor sunmak ve gerekli tedbirlerin alınmasını talep etmek.
ç) Yük dağıtımı ve frekans kontrolünü gerçekleştirmek, piyasa işletim lisansı kapsamında yan hizmetler piyasasını ve dengeleme güç piyasasını işletmek, gerçek zamanlı sistem güvenilirliğini izlemek, sistem güvenilirliğini ve elektrik enerjisinin öngörülen kalite koşullarında sunulmasını sağlamak üzere gerekli yan hizmetleri belirlemek ve bu hizmetleri ilgili yönetmelik hükümleri doğrultusunda sağlamak.
d) İletim sisteminde ikame ve kapasite artırımı yapmak.
e) Bakanlığın kararı doğrultusunda uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarını yapmak, iletim sistemine bağlı veya bağlanacak olan serbest tüketiciler dâhil tüm sistem kullanıcılarına şebeke işleyişine ilişkin mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin iletim ve bağlantı hizmeti sunmak.
(3) TEİAŞ’ın mülkiyet ve işletme sınırı, iletim sistemine yapılan bağlantı noktasında başlar. Üretim veya tüketim tesisinin iletim sistemine bağlantısının, bir başka üretim veya tüketim tesisine ait şalt sahası üzerinden yapılması hâlinde bağlantı yapılan fiderin kullanım hakkı, işletme ve bakımı TEİAŞ’a aittir. Ancak, TEİAŞ bu tür teçhizatların işletme ve bakımını ilgili üretim veya tüketim sahibi kişilere bedeli karşılığında gördürebilir.
(4) TEİAŞ, Bakanlığın uygun görüşü alınarak uluslararası enterkonneksiyon hatlarının ulusal sınırlar dışında kalan kısmının tesisi ve işletilmesini yapabilir ve/veya bu amaçla uluslararası şirket kurabilir ve/veya kurulmuş uluslararası şirketlere ortak olabilir ve bölgesel piyasaların işletilmesine ilişkin organizasyonlara katılabilir.
(5) Üretim ve tüketim tesislerinin sisteme bağlantısı için yeni iletim tesisi ve bu tesisin sisteme bağlanabilmesi için yeni iletim hatlarının yapılmasının gerekli olduğu hâllerde; bu tesislerin yapımı için TEİAŞ’ın yeterli finansmanının olmaması veya zamanında yatırım planlaması yapılamaması durumlarında, söz konusu yatırımlar, bu tesise bağlantı talebinde bulunan tüzel kişi veya kişilerce müştereken yapılabilir veya finanse edilebilir. Yapılan yatırımın tutarı ilgili tüzel kişi veya kişiler ile TEİAŞ arasında yapılacak bir tesis sözleşmesi ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları çerçevesinde geri ödenir. Geri ödeme süresi üretim ve tüketim tesisleri için en fazla on yıldır. Bu konuya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(6) TEİAŞ elektrik sistemi işletimine yönelik Kurulca düzenlenen usul ve esaslara uygun olarak bilgileri toplar, raporlar ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu hükümleri çerçevesinde yayımlar.
(7) TEİAŞ iletim sisteminin işletilmesi için ihtiyaç duyulan telsiz sistemi de dâhil her türlü iletişim ve bilgi sistemleri altyapısını kurar ve işletir. Fiber optik kablo altyapısının bir kısmını, kendi faaliyetlerini aksatmayacak şekilde ilgili mevzuat çerçevesinde Kurum görüşleri doğrultusunda üçüncü kişilere kullandırabilir.
(8) İletim şebekesi dışında, ulusal iletim sistemi için geçerli standartlara uygun olan ve üretim faaliyeti gösteren tüzel kişinin lisansı kapsamındaki üretim tesisi ile müşterileri ve/veya iştirakleri ve/veya serbest tüketiciler arasında özel direkt hat tesisi, TEİAŞ ile üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi arasında yapılacak sistem kontrol anlaşması ile mümkündür.
Dağıtım faaliyeti
MADDE 9 – (1) Dağıtım faaliyeti, lisansı kapsamında, dağıtım şirketi tarafından lisansında belirlenen bölgede yürütülür. Dağıtım şirketi, lisansında belirlenen bölgede sayaçların okunması, bakımı ve işletilmesi hizmetlerinin yerine getirilmesinden sorumludur. Piyasa faaliyeti gösteren tüzel kişiler bir dağıtım şirketine ve dağıtım şirketi piyasa faaliyeti gösteren tüzel kişilere doğrudan ortak olamaz. Dağıtım şirketi, dağıtım faaliyeti dışında bir faaliyetle iştigal edemez. Dağıtım faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyetin yürütülmesine ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. Genel aydınlatma, dağıtım sistemi teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak amacıyla kullanılmak üzere elektrik enerjisi satın alınması ile sistem teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak için sözleşmeye bağlanan enerjinin gerçekleşmeler nedeniyle fazlasının satışı bu hükmün istisnasıdır.
(2) Dağıtım şirketi, lisansında belirtilen bölgedeki dağıtım sistemini elektrik enerjisi üretimi ve satışında rekabet ortamına uygun şekilde işletmek, bu tesisleri yenilemek, kapasite ikame ve artırım yatırımlarını yapmak, dağıtım sistemine bağlı ve/veya bağlanacak olan tüm dağıtım sistemi kullanıcılarına ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin hizmet sunmakla yükümlüdür.
(3) Dağıtım şirketi, ilgili yönetmelik hükümleri doğrultusunda yan hizmetleri sağlamakla yükümlüdür.
(4) Dağıtım lisansında belirlenen bölgelerde talep tahminlerinin hazırlanması ve TEİAŞ’a bildirilmesi görevi dağıtım şirketine aittir. Kurul bu talep tahminlerini onaylar ve tahminler TEİAŞ tarafından yayımlanır.
(5) Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri doğrultusunda yatırım planlarının hazırlanması ve Kurul onayına sunulması, onaylanan yatırım planı uyarınca yatırım programına alınan dağıtım tesislerinin projelerinin hazırlanması ile gerekli iyileştirme ve kapasite artırımı yatırımlarının yapılması ve/veya yeni dağıtım tesislerinin inşa edilmesi görevi ilgili dağıtım sistemini işleten dağıtım şirketine aittir.
(6) 24/11/1994 tarihli ve 4046 sayılı Özelleştirme Uygulamaları Hakkında Kanun hükümleri çerçevesinde yapılan özelleştirme sonrası elektrik dağıtım tesislerinin iyileştirilmesi, güçlendirilmesi ve genişletilmesi için yapılan yatırımların mülkiyeti kamuya aittir. Özelleştirilen elektrik dağıtım tesis ve varlıklarına ilişkin her türlü işletme ile yatırım planlaması ve uygulamasında onay ve değişiklik yetkisi Kurula aittir. Dağıtım hizmetinin bu Kanunda öngörülen nitelikte verilmesini sağlayacak yatırımların yapılması esastır. Kurum dağıtım faaliyetlerini yönlendirir, izler ve denetler. Kurul tarafından onaylanmış yatırımlar, belirlenen sürede ve nitelikte gerçekleştirilmediği takdirde 16 ncı madde hükümleri uygulanır.
(7) Dağıtım sistemi kullanıcılarının elektrik enerjisi ölçümlerine ilişkin tesis edilen sayaçların mülkiyeti dağıtım şirketine aittir. Bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla mevcut kullanıcıların mülkiyetinde olan sayaçlar, işletme ve bakım hizmetleri karşılığı kullanıcılardan iz bedelle devralınır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(8) Üretim veya tüketim tesisinin dağıtım sistemine bağlantısının; bir başka üretim veya tüketim tesisine ait şalt sahası üzerinden veya bir dağıtım hattına girdi-çıktı şeklinde yapılması hâlinde, müştereken kullanılan veya girdi-çıktı yapılan şalt sahası veya iki ayrı dağıtım tesisine iki ayrı hat ile bağlanan üretim veya tüketim tesisine ait şalt sahası dağıtım sisteminin bir parçasıdır. Ancak, bu fıkra kapsamındaki dağıtım tesislerinin işletme ve bakımı, ilgili üretim veya tüketim tesisi sahibi kişilere gördürülebilir. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(9) Dağıtım gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin sayaçlarının kurulumu, işletilmesi ve bakımı ile mevcut sayaçların bir program dâhilinde mülkiyetinin devralınması dağıtım şirketi tarafından yapılır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(10) Dağıtım şebekesi dışında, dağıtım sistemi için geçerli standartlara uygun olan ve üretim faaliyeti gösteren tüzel kişinin lisansı kapsamındaki üretim tesisi ile müşterileri veya iştirakleri veya serbest tüketiciler arasında, direkt hat tesis edecek tarafların mülkiyetindeki saha üzerinde özel direkt hat tesisi, dağıtım şirketi ile üretim şirketi arasında yapılacak sistem kontrol anlaşması ile mümkündür. Özel direkt hat tesis edilmesi, serbest tüketicilerin tedarikçilerini seçebilmelerine engel teşkil etmez. Bu fıkrada bahsedilen üretim tesisinin iletim sistemine bağlı olması durumunda, sistem kontrol anlaşması yapılmasına ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(11) Dağıtım şirketi, dağıtım bölgesinde, genel aydınlatmadan ve bunlara ait gerekli ölçüm sistemlerinin tesis edilmesi ve işletilmesinden sorumludur.
(12) Dağıtım şirketi, dağıtım faaliyetlerinde kullanılmak üzere, sorumlu olduğu dağıtım bölgesinde, Kurulca onaylanan yatırım planında ayrıca belirtilmesi ve TEİAŞ’ın uygun görüşünün alınması kaydıyla 154 kV gerilim seviyesinde tesis kurabilir.
(13) Bir dağıtım bölgesinin onaylı sınırları içerisinde yapılan bağlantı taleplerinin karşılanmasının teknik ve/veya ekonomik olmaması durumunda, söz konusu bağlantı taleplerinin başka bir dağıtım bölgesince karşılanması hususu Kurul tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.
Toptan ve perakende satış faaliyetleri
MADDE 10 – (1) Toptan ve perakende satış faaliyetleri, üretim şirketleri ile tedarik lisansı kapsamında kamu ve özel sektör tedarik şirketleri tarafından, bu Kanun ve bu Kanuna göre çıkarılan yönetmelikler uyarınca yürütülür.
(2) Tedarik şirketleri, herhangi bir bölge sınırlaması olmaksızın serbest tüketicilere toptan veya perakende satış faaliyetlerinde bulunabilir.
(3) Tedarik şirketleri, Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden veya ülkelere, Kurul onayı ile elektrik enerjisi ithalatı ve ihracatı faaliyetlerini yapabilir. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(4) Dağıtım şirketi tarafından yürütülmekte olan perakende satış faaliyeti, görevli tedarik şirketi tarafından yerine getirilir. Görevli tedarik şirketi, ilgili dağıtım bölgesinde bulunan serbest tüketici olmayan tüketicilere Kurul tarafından onaylanan perakende satış tarifeleri üzerinden elektrik enerjisi satışı yapar.
(5) Görevli tedarik şirketi, serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde, başka bir tedarikçiden elektrik enerjisi temin etmeyen tüketicilere, son kaynak tedarikçisi sıfatıyla elektrik enerjisi sağlamakla yükümlüdür. Bu şirketin son kaynak tedarikçisi sıfatıyla faaliyet göstereceği bölge, ilgili dağıtım bölgesidir ve bu husus tedarik lisansına dercedilir. Son kaynak tedarikçisi sıfatıyla sağlanacak elektrik enerjisi tarifeleri, Kurul tarafından belirlenir. Son kaynak tedarik yükümlülüğü bulunan tedarik şirketinin lisansının sona ermesi veya iptali hâlinde, ilgili bölge için son kaynak tedarik yükümlüsü tedarik şirketi Kurul tarafından yetkilendirilir. Son kaynak yükümlülüklerine, son kaynak tedarik tarifelerine, tedarik süre, sınır ve şartlarının belirlenmesine ve son kaynak tedariği uygulamasına ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(6) Tedarik lisansı sahibi özel sektör tüzel kişilerinin üretim ve ithalat şirketlerinden satın alacağı elektrik enerjisi miktarı, bir önceki yıl ülke içerisinde tüketilen elektrik enerjisi miktarının yüzde yirmisini geçemez. Ayrıca, söz konusu özel sektör tüzel kişilerinin nihai tüketiciye satışını gerçekleştireceği elektrik enerjisi miktarı da bir önceki yıl ülke içerisinde tüketilen elektrik enerjisi miktarının yüzde yirmisini geçemez.
(7) Görevli tedarik şirketinin piyasada rekabeti kısıtlayıcı veya engelleyici etki doğuran davranış veya ilişkilerinin tespiti hâlinde ilgili tedarik şirketi, Kurulca öngörülecek tedbirlere uymakla yükümlüdür. Kurul, bu tedarik şirketinin yönetiminin yeniden yapılandırılması veya dağıtım şirketiyle sahiplik ya da kontrol ilişkisinin belli bir program dâhilinde kısıtlandırılmasını ya da sonlandırılmasını da içeren tedbirleri alır.
Piyasa işletim faaliyeti ve EPİAŞ’ın kuruluşu
MADDE 11 – (1) Piyasa işletim faaliyeti, organize toptan elektrik piyasalarının işletilmesi ve bu piyasalarda gerçekleştirilen faaliyetlerin mali uzlaştırma işlemleri ile söz konusu faaliyetlere ilişkin diğer mali işlemlerdir.
(2) Bu Kanun ile kuruluş ve tescile ilişkin hükümleri hariç olmak üzere 13/1/2011 tarihli ve 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu ve özel hukuk hükümlerine tabi, Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi ticaret unvanı altında bir anonim şirket kurulur. EPİAŞ, bu Kanun ve 6102 sayılı Kanun hükümlerine aykırı olmayacak şekilde Kurum tarafından bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altı ay içerisinde hazırlanacak ana sözleşmenin ticaret siciline tescil ve ilanı ile faaliyete geçer.
(3) EPİAŞ’ın teşkilat yapısı ile çalışma esasları, bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altı ay içerisinde Kurum tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir. Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilecek piyasaları ilgilendiren hususlarda Sermaye Piyasası Kurulunun görüşü alınır.
(4) EPİAŞ’taki kamu kuruluşlarının ve kamu sermayeli şirketlerin doğrudan ve dolaylı toplam sermaye payı, Borsa İstanbul Anonim Şirketi hariç yüzde on beşi aşamaz. Bakanlar Kurulu bu oranı iki katına kadar artırmaya yetkilidir. EPİAŞ’a hissedar olan kuruluşlar, kamu sermayeli şirketler ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi, EPİAŞ’ın yönetiminde temsil edilir.
(5) EPİAŞ, piyasa işletim lisansı kapsamında, Borsa İstanbul Anonim Şirketi ile TEİAŞ tarafından bu Kanun kapsamında işletilen piyasalar dışındaki organize toptan elektrik piyasalarının işletim faaliyetini yürütür. EPİAŞ, TEİAŞ tarafından piyasa işletim lisansı kapsamında işletilen organize toptan elektrik piyasalarının mali uzlaştırma işlemleri ile birlikte gerekli diğer mali işlemleri de yürütür. Kurum ve Sermaye Piyasası Kurulunun görüşleri doğrultusunda EPİAŞ, Sermaye Piyasası Kanununun 65 inci maddesi kapsamındaki anlaşmaların tarafı olabilir.
(6) EPİAŞ tarafından lisansı kapsamında işletilmekte olan veya piyasa faaliyetlerine ilişkin mali uzlaştırma ile mali işlemleri yürütülmekte olan organize toptan elektrik piyasalarında faaliyet gösteren tüzel kişiler, ilgili yönetmelik hükümlerine göre mali uzlaştırma işlemlerinin yürütülebilmesi için gerekli verileri TEİAŞ’a ve EPİAŞ’a vermekle yükümlüdür. Sağlanan verilerin gizli tutulması ve kamuoyu ile paylaşılmasıyla ilgili usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(7) EPİAŞ’ın hak ve yükümlülükleri şunlardır:
a) Piyasanın gelişimi doğrultusunda görev alanına giren organize toptan elektrik piyasalarında yeni piyasalar kurulmasına yönelik çalışmaları yapmak ve Kuruma sunmak.
b) Bakanlıkça uygun görülmesi hâlinde; görev alanına giren organize toptan elektrik piyasalarının işletilmesi amacıyla oluşturulan veya ileride oluşturulabilecek uluslararası elektrik piyasalarına taraf olarak katılmak, bu amaçla kurulan uluslararası elektrik piyasası işletmecisi kuruluşlara ortak veya üye olmak.
c) Kurumun belirlediği usul ve esaslar çerçevesinde piyasa işletim tarifelerini belirleyerek Kuruma sunmak.
(8) EPİAŞ’ın piyasa işletim lisansı kapsamı dışında yapacağı diğer enerji piyasası faaliyetlerine ve emisyon ticaretine ilişkin hususlar Bakanlık ve Sermaye Piyasası Kurulunun görüşü alınarak Kurum tarafından belirlenir.
(9) EPİAŞ tarafından işletilen veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen organize toptan elektrik piyasalarında faaliyet gösteren tüzel kişiler, ilgili yönetmelik uyarınca merkezî uzlaştırma kuruluşu tarafından verileceği belirlenen hizmetlerin yerine getirilmesi karşılığında, EPİAŞ tarafından belirlenecek bedelleri merkezî uzlaştırma kuruluşuna öder.
(10) Sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü piyasaların işleticisi Borsa İstanbul Anonim Şirketidir. Bu piyasalara ilişkin lisanslama ile piyasaların çalışma esaslarının tespiti, bu piyasalarda işlem görecek sermaye piyasası aracı niteliğindeki elektrik sözleşmeleri ile dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin standartlarının belirlenmesi, bu piyasalardaki uzlaştırma işlemleri, işletim tarifeleri, ilgili kişi ve kuruluşların yükümlülükleri, gözetim ve denetime ilişkin usul ve esaslar Kurum ve Sermaye Piyasası Kurulu tarafından müştereken çıkarılan yönetmeliklerle düzenlenir.
(11) Bu Kanun kapsamında organize toptan elektrik piyasalarında yapılan işlemlere ilişkin düzenlenen kâğıtlar damga vergisinden müstesnadır.
(12) EPİAŞ, kurulmasından itibaren altı ay içerisinde Kurumdan gerekli piyasa işletim lisansını alarak piyasa işletim faaliyetlerini yürütmeye başlar.
(13) EPİAŞ piyasa işletim lisansı alana kadar, ilgili piyasa işletim faaliyetinin TEİAŞ tarafından piyasa işletim lisansı alınmaksızın yürütülmesine devam edilir.
İthalat ve ihracat faaliyetleri
MADDE 12 – (1) Elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelere ihracatı, tedarik lisansı sahibi şirketler ve üretim şirketleri tarafından, Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda, bu Kanun ve ikincil mevzuatı uyarınca Kurul onayıyla yapılabilir.
(2) Elektrik enerjisi ve/veya kapasitesinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden ithalatı, tedarik lisansı sahibi şirketler tarafından, Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda, bu Kanun ve ikincil mevzuatı uyarınca Kurul onayıyla yapılabilir.
(3) Sınırda yer alan illerde kurduğu üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden kuracağı özel direkt hat ile ihraç etmek isteyen tüzel kişilere, üretim lisansı almak kaydıyla Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda Kurulca izin verilebilir.
(4) Sınır bölgelerinde elektrik enerjisinin temini amacıyla, teknik gereklilik doğması hâlinde geçici olarak izole bölge yöntemiyle elektrik ithalatına Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda Kurulca izin verilebilir.
(5) İthalat ve ihracat faaliyetlerine ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
Organize sanayi bölgelerince yürütülebilecek faaliyetler
MADDE 13 – (1) 12/4/2000 tarihli ve 4562 sayılı Organize Sanayi Bölgeleri Kanununa göre kurulan organize sanayi bölgeleri tüzel kişiliklerinden Kurumun yönetmelikle belirleyeceği şartları sağlayanlar 6102 sayılı Kanun hükümlerine göre şirket kurma şartı aranmaksızın, onaylı sınırları içerisinde, Kurumdan üretim ve/veya dağıtım lisansı alarak üretim ve/veya dağıtım faaliyetlerinde bulunabilir.
(2) Dağıtım lisansı sahibi olmayan organize sanayi bölgesinin onaylı sınırları içindeki dağıtım faaliyeti, ilgili dağıtım şirketi tarafından yürütülür. Bu durumdaki organize sanayi bölgeleri, katılımcılarından dağıtım bedeli talep edemez, katılımcılarının serbest tüketici olmaktan kaynaklanan haklarını kullanmalarına ve elektrik piyasalarında faaliyet göstermelerine engel olamaz.
(3) Dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgesi katılımcılarından serbest tüketici sınırını aşan tüketiciler, tedarikçilerini seçme hakkını, organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğine dağıtım bedeli ödemek kaydıyla kullanabilir.
(4) Organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğinin üretim veya dağıtım lisansı alması için sağlaması gereken özel şartlar, lisans alınmasına ilişkin usul ve esaslar, ürettiği veya serbest tüketici sıfatıyla temin ettiği elektrik enerjisinin; katılımcılarının kullanımına sunulmasına, dağıtım bedellerinin belirlenmesine, organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğinin bu madde kapsamında gerçekleştirebileceği faaliyetlere ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(5) Dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgesinin onaylı sınırları içerisinde olup, bedelsiz olarak veya sembolik bedelle TEDAŞ’a devredilen dağıtım tesislerinin mülkiyeti ve işletme hakları Kurul tarafından belirlenecek süre içerisinde devir tarihinden itibaren yapılan yatırım tutarlarının finansal maliyetlerinin eklenmesiyle bulunacak olan bedelle ilgili organize sanayi bölgesine devredilir.
(6) Organize sanayi bölgesi tüzel kişiliği, katılımcılarının elektrik ihtiyacını karşılamak amacıyla tüketim miktarına bakılmaksızın serbest tüketici sayılır.
Lisanssız yürütülebilecek faaliyetler
MADDE 14 – (1) Lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaf faaliyetler şunlardır:
a) İmdat grupları ve iletim ya da dağıtım sistemiyle bağlantı tesis etmeyen üretim tesisi
b) Kurulu gücü azami bir megavatlık yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi
c) Belediyelerin katı atık tesisleri ile arıtma tesisi çamurlarının bertarafında kullanılmak üzere kurulan elektrik üretim tesisi
ç) Mikrokojenerasyon tesisleri ile Bakanlıkça belirlenecek verimlilik değerini sağlayan kojenerasyon tesislerinden Kurulca belirlenecek olan kategoride olanları
d) Ürettiği enerjinin tamamını iletim veya dağıtım sistemine vermeden kullanan, üretimi ve tüketimi aynı ölçüm noktasında olan, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi
(2) Bakanlar Kurulu, rekabetin gelişmesi, iletim ve dağıtım sistemlerinin teknik yeterliliği ve arz güvenliğinin temini ilkeleri çerçevesinde, lisanssız faaliyet yapabilecek yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinin kurulu güç üst sınırını kaynak bazında beş katına kadar artırmaya yetkilidir.
(3) Lisans alma yükümlülüğünden muaf olan yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üreten kişilerin ihtiyacının üzerinde ürettiği elektrik enerjisinin sisteme verilmesi hâlinde elektrik enerjisi son kaynak tedarik şirketince, 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda kaynak türü bazında belirlenen fiyatlardan alınır.
(4) Bu kişilerin sisteme bağlanmasına ilişkin teknik usul ve esaslar ile satışa, başvuru yapılmasına ve denetim yapılmasına ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(5) Sermayesinin yarısından fazlası belediyeye ait olan tüzel kişilerce, belediyeler tarafından işletilen su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde teknik imkânın olması ve DSİ tarafından uygun bulunması hâlinde enerji üretim tesisi kurulabilir. Su isale hattı üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda, hidroelektrik enerji tesisi ilgili belediyeler arasında yapılacak protokole göre kurulur ve işletilir. Bu fıkra kapsamındaki tesisler için DSİ ile imzalanması gereken su kullanım hakkı anlaşmalarına ilişkin düzenlemeler ve değişiklikler, Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelikte üç ay içerisinde yapılır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Denetim ve Yaptırımlar
Denetim
MADDE 15 – (1) 11 inci maddenin onuncu fıkrası uyarınca Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilecek olan piyasalara ilişkin Sermaye Piyasası Kanunu hükümleri saklı olmak üzere, dağıtım şirketleri hariç elektrik piyasası faaliyetleri ile lisanssız faaliyet gösteren kişilerin bu Kanun kapsamındaki inceleme ve denetimi Kurum tarafından yapılır. Bu Kanun kapsamında tanımlanan elektrik dağıtım şirketlerinin denetimi ise Bakanlık tarafından yapılır. Bakanlık, elektrik dağıtım şirketlerinin denetimini, bu konuda ihtisas sahibi olan kamu kurum ve kuruluşlarıyla birlikte yapabilir veya bu kuruluşlara yetki devretmek suretiyle yaptırabilir. Bakanlığın ihtisas sahibi kamu kurum ve kuruluşlarından bu konuya ilişkin olarak yapacağı talepler süresinde karşılanır. Bakanlık tarafından düzenlenen veya karara bağlanan denetim raporları Kuruma bildirilir. Denetim raporu sonucuna göre gerekli yaptırım ve işlemler Kurul tarafından karara bağlanır.
(2) (Mülga: 10/09/2014-6552/144. madde)
(3) (Değişik: 10/09/2014-6552/138. madde) Bakanlık ve Kurum bu Kanun kapsamındaki denetim yükümlülükleri ile ilgili olarak, sonuçları itibarıyla Bakanlık ve Kurum açısından bağlayıcı olmayacak ve yaptırım içermeyecek şekilde inceleme, tespit ve raporlama yapmak üzere yetkilendirecekleri şirketlerden ilgili mevzuatına uygun bir şekilde hizmet satın alabilir. Bu şirketlerin nitelikleri, yetkilendirilmesi ve yetkili şirketlerle denetlenecek şirketlerin hak ve yükümlülükleri ile diğer usul ve esaslar ilgisine göre Bakanlık ve Kurum tarafından çıkarılan yönetmeliklerle düzenlenir.
Yaptırımlar ve yaptırımların uygulanmasında usul
MADDE 16 – (1) Kurul, piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilere aşağıdaki yaptırım ve cezaları uygular:
a) Kurul tarafından bilgi isteme veya yerinde inceleme hâllerinde; istenen bilgilerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması veya hiç bilgi verilmemesi ya da yerinde inceleme imkânının verilmemesi hâllerinde, on beş gün içinde bilgilerin doğru olarak verilmesi veya inceleme imkânının sağlanması ihtar edilir. Yapılan yazılı ihtara rağmen aykırı durumlarını devam ettirenlere, beş yüz bin Türk Lirası idari para cezası verilir.
b) Bu Kanun, ikincil mevzuat veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına ve talimatlara aykırı hareket edildiğinin saptanması hâlinde, aykırılığın niteliğine göre aykırılığın otuz gün içinde giderilmesi veya tekrarlanmaması ihtar edilir ve yapılan yazılı ihtara rağmen aykırı durumlarını devam ettiren veya tekrar edenlere beş yüz bin Türk Lirası idari para cezası verilir.
c) Bu Kanun, ikincil mevzuat veya lisans hükümlerine aykırılık yapılmış olduktan sonra niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayacak şekilde aykırı davranılması durumunda ihtara gerek kalmaksızın beş yüz bin Türk Lirası idari para cezası verilir.
ç) Lisans müracaatında veya lisans yürürlüğü sırasında, lisans verilmesinde aranan şartlar konusunda, gerçek dışı belge sunulması veya yanıltıcı bilgi verilmesi veya lisans verilmesini etkileyecek lisans şartlarındaki değişikliklerin Kurula bildirilmemesi hâlinde, sekiz yüz bin Türk Lirası idari para cezası verilir. Anılan gerçek dışı belge veya yanıltıcı bilgi veya lisans şartlarındaki değişikliğin düzeltilmesinin mümkün olmaması veya otuz gün içinde düzeltilmesi için yapılacak yazılı ihtara rağmen aykırı durumlarını devam ettirenlerin lisansı iptal edilir.
d) Lisans süresi boyunca iştirak ilişkisi yasağına aykırı davranışta bulunulması hâlinde, otuz gün içinde iştirak ilişkisinin düzeltilmesi ihtar edilir. Yazılı ihtara rağmen aykırı durumlarını devam ettirenlere dokuz yüz bin Türk Lirası idari para cezası verilir.
e) Piyasada lisans kapsamı dışında faaliyet gösterildiğinin saptanması hâlinde, on beş gün içinde kapsam dışı faaliyetin veya aleyhte faaliyetin durdurulması ihtar edilir. Yapılan yazılı ihtara rağmen aykırı durumlarını devam ettirenlere bir milyon Türk Lirası idari para cezası verilir.
f) Lisans verilmesine esas olan şartların lisansın yürürlüğü sırasında ortadan kalktığının veya bu şartların baştan mevcut olmadığının saptanması hâlinde lisans iptal edilir.
g) Bu Kanuna göre yapılan talep ve işlemlerde kanuna karşı hile veya gerçek dışı beyanda bulunulduğunun tespiti hâlinde lisans iptal edilir.
(2) Yukarıdaki para cezalarını gerektiren fiiller için Kurul, fiilin niteliğine göre ihtar sürelerini farklı uygulayabilir. Söz konusu para cezalarının uygulanmasını takiben para cezasına konu fiilin; verilen ihtar süresi içerisinde giderilmemesi veya tekrarlanması hâllerinde para cezaları, her defasında bir önceki cezanın iki katı oranında artırılarak uygulanır. Bu cezaların verildiği tarihten itibaren iki yıl içinde idari para cezası verilmesini gerektiren aynı fiil işlenmediği takdirde önceki cezalar tekrarda esas alınmaz. Ancak, aynı fiilin iki yıl içinde tekrar işlenmesi hâlinde artırılarak uygulanacak para cezasının tutarı, cezaya muhatap tüzel kişinin bir önceki mali yılına ilişkin bilançosundaki gayrisafi gelirinin yüzde onunu aşamaz. Cezaların bu düzeye ulaşması hâlinde Kurul, lisansı iptal edebilir.
(3) Bir dağıtım bölgesinde lisansı kapsamında faaliyet gösteren dağıtım şirketinin, mevzuat ihlallerinin dağıtım faaliyetini Kurum tarafından hazırlanan yönetmelikte belirlenen usul ve esaslara uygun biçimde yerine getirmesini kabul edilemeyecek düzeyde aksattığının veya mevzuat ihlallerinin dağıtım faaliyetinin niteliğini ya da kalitesini kabul edilemeyecek düzeyde düşürdüğünün veya mevzuata aykırılıkları itiyat edindiğinin veya acze düşmesi ya da acze düşeceğinin Kurul kararıyla belirlenmesi durumunda aşağıdaki yaptırımlar ayrı ayrı veya birlikte uygulanabilir:
a) Lisans sahibi tüzel kişinin yönetim kurulu üyelerinin bir kısmına veya tamamına görevden el çektirilerek yerlerine Kurul tarafından atama yapılır.
b) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından tarife kapsamında yerine getirilmesi gerekirken getirilmeyen hizmetlerin ve yatırımların mali karşılıkları öncelikle şirketin diğer faaliyetlerinden elde ettiği gelirlerden, yetmemesi hâlinde mevcut ortakların temettü gelirlerinden ve nihayet hisseleri nama yazılı ortakların malvarlıklarından temin edilir.
c) Dağıtım sistemini işletme hakkına sahip tüzel kişinin tespiti için gereken iş ve işlemler 18 inci maddenin birinci fıkrası çerçevesinde gerçekleştirilir.
ç) İlgili dağıtım sistemini işletme hakkını elde ettiğini tevsik eden ve bu Kanun uyarınca öngörülen yükümlülükleri yerine getiren tüzel kişiye yeni lisans verilir.
d) Kurum tarafından tüketicilerin korunması ve hizmetlerin aksamaması için, lisansı sona erdirilen dağıtım bölgesi için başka bir tüzel kişiye dağıtım lisansı verilene kadar her türlü önlem alınır.
(4) Bir görevli tedarik şirketinin, mevzuat ihlallerinin düzenlemeye tabi faaliyetlerini Kurum tarafından hazırlanan yönetmelikte belirlenen usul ve esaslara uygun biçimde yerine getirmesini kabul edilemeyecek düzeyde aksattığının veya mevzuat ihlallerinin düzenlemeye tabi faaliyetlerin niteliğini ya da kalitesini kabul edilemeyecek düzeyde düşürdüğünün veya mevzuata aykırılıkları itiyat edindiğinin veya acze düşmesi ya da acze düşeceğinin Kurul kararıyla belirlenmesi durumunda aşağıdaki yaptırımlar ayrı ayrı veya birlikte uygulanabilir:
a) Lisans sahibi tüzel kişinin yönetim kurulu üyelerinin bir kısmına veya tamamına görevden el çektirilerek yerlerine Kurul tarafından atama yapılır.
b) Kurum tarafından tüketicilerin korunması ve hizmetlerin aksamaması için, lisansı sona erdirilen görevli tedarik şirketinin yerine, son kaynak tedarikçisi olarak başka bir tüzel kişinin belirlenmesine kadar, her türlü önlem alınır.
c) Kurul tarafından son kaynak tedarikçisi olarak belirlenen tüzel kişiye yeni tedarik lisansı verilir.
(5) Dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgesinin mevzuat ihlallerinin dağıtım faaliyetini öngörülen usul ve esaslara uygun biçimde yerine getirmesini kabul edilemeyecek düzeyde aksattığının, mevzuat ihlallerinin dağıtım faaliyetinin niteliğini ya da kalitesini kabul edilemeyecek düzeyde düşürdüğünün, mevzuata aykırılıkları itiyat edindiğinin, acze düşmesi ya da acze düşeceğinin Kurul kararıyla belirlenmesi durumunda lisansı iptal edilir ve dağıtım faaliyeti ilgili dağıtım şirketince yürütülür.
(6) Kurum dördüncü fıkra kapsamındaki iş ve işlemlerin yapılması hususunda diğer kamu kurum ve kuruluşlarıyla iş birliği yapabilir veya gerçek ya da özel hukuk tüzel kişilerinden ilgili mevzuat hükümlerine göre hizmet satın alabilir. Bu hükümlerin uygulamasına ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(7) Kurulca dağıtım şirketlerinin yönetim kurullarına atanan üyeler aleyhine görevlerinin ifası sebebiyle açılan davalar, atamayı yapan ilgili merci olan Kurum aleyhine açılmış sayılır ve bu davalarda husumet Kuruma yöneltilir. Yargılama sonucunda Kurum aleyhine karar verilmesi ve kararın kesinleşmesi sebebiyle Kurumun ödeme yapması hâlinde bu meblağ ilgililerinden, kusurlu olduklarına dair mahkeme kararının kesinleşmesi hâlinde, kusurları oranında rücu edilir. Dördüncü fıkra kapsamındaki iş ve işlemlerin yapılmasında görev alan Kurum personeli 2/12/1999 tarihli ve 4483 sayılı Memurlar ve Diğer Kamu Görevlilerinin Yargılanması Hakkında Kanuna tabidir.
(8) Bu maddede düzenlenen tüm idari para cezaları hiçbir şekilde ilgili cezayı ödeyen tüzel kişi tarafından hazırlanacak tarifelerde maliyet unsuru olarak yer almaz.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Tarifeler, Tüketicilerin Desteklenmesi, Özelleştirme, Kamulaştırma ve Arz Güvenliği
Tarifeler ve tüketicilerin desteklenmesi
MADDE 17 – (1) Bu Kanun kapsamında düzenlenen ve bir sonraki dönem uygulanması önerilen tarifeler, ilgili tüzel kişi tarafından, Kurul tarafından belirlenecek usul ve esaslara göre hazırlanır ve onaylanmak üzere Kuruma sunulur. Kurul, mevzuat çerçevesinde uygun bulmadığı tarife tekliflerinin revize edilmesini ister veya gerekmesi hâlinde resen revize ederek onaylar. İlgili tüzel kişiler Kurul tarafından onaylanan tarifeleri uygulamakla yükümlüdür.
(2) Lisans sahibinin, her yıl uygulayacağı tarifelerde yapacağı aylık enflasyon değişimi ve lisansında belirtilen diğer hususlarla ilgili ayarlamalar Kurul tarafından onaylanır. Onaylanan tarifeler kapsamında belirlenen fiyat formülleri mevzuatta belirtilen koşullarda tadil edilebilir.
(3) Onaylanan tarifeler içinde, söz konusu tüzel kişinin piyasa faaliyetleri ile doğrudan ilişkili olmayan hiçbir unsur yer alamaz. İletim ek ücreti bu hükmün istisnasını oluşturur.
(4) Kurul onaylı tarifelerin hüküm ve şartları, bu tarifelere tabi olan tüm gerçek ve tüzel kişileri bağlar. Bir gerçek veya tüzel kişinin tabi olduğu tarifede öngörülen ödemelerden herhangi birisini yapmaması hâlinde, söz konusu hizmetin durdurulabilmesini de içeren usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(5) Tarife onayı gerektiren bir lisansın verilmesi ile birlikte, içinde bulunulan yıla ait tarife de Kurulca incelenerek onaylanır.
(6) Kurulca düzenlemeye tabi tarife türleri şunlardır:
a) Bağlantı tarifeleri: Bağlantı tarifeleri, ilgili bağlantı anlaşmasına dâhil edilecek olan bir dağıtım sistemine bağlantı için eşit taraflar arasında ayrım yapılmaması esasına dayalı fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Bağlantı tarifeleri, şebeke yatırım maliyetlerini kapsamaz; bağlantı yapan kişinin namına oluşan masraflar ile sınırlıdır.
b) İletim tarifesi: TEİAŞ tarafından hazırlanacak olan iletim tarifesi; üretilen, ithal veya ihraç edilen elektrik enerjisinin iletim sistemi üzerinden naklinden yararlanan tüm kullanıcılara eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygulanacak fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. TEİAŞ’ın yapacağı şebeke yatırımları ve iletim ek ücretleri iletim tarifesinde yer alır.
c) Toptan satış tarifesi: Kurumun belirleyeceği usul ve esaslar kapsamında, elektrik toptan satış fiyatları taraflarca serbestçe belirlenir. Dağıtım şirketlerinin teknik ve teknik olmayan kayıpları ile genel aydınlatma kapsamında temin edeceği elektrik enerjisi ile tarifesi düzenlemeye tabi tüketicilere yapılacak elektrik enerjisi satışı için TETAŞ’tan tedarik edilecek elektrik enerjisinin toptan satış tarifesi TETAŞ’ın mali yükümlülüklerini yerine getirebilme kapasitesi dikkate alınarak Kurul tarafından belirlenir.
ç) Dağıtım tarifeleri: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanacak olan dağıtım tarifeleri, elektrik enerjisinin dağıtım sistemi üzerinden naklinden yararlanan tüm gerçek ve tüzel kişilere eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygulanacak hizmetlere ilişkin fiyatları, hükümleri ve şartları içerir.
d) Perakende satış tarifeleri: Serbest tüketici niteliğini haiz olmayan tüketiciler için, eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygulanacak fiyatları, hükümleri ve şartları içerir. Serbest tüketici niteliğini haiz olmayan tüketicilere uygulanacak perakende satış tarifeleri, görevli tedarik şirketi tarafından önerilir ve Kurul tarafından incelenerek onaylanır. Tedarik lisansı sahibi şirketin lisansında, elektrik enerjisi tüketim miktarlarına göre değişen tipte tarifelerin veya fiyat aralıklarının uygulanmasına ilişkin yükümlülükler yer alabilir ve buna dair ayrıntılar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikte belirlenerek lisansa dercedilir.
e) Piyasa işletim tarifesi: EPİAŞ’ın faaliyetlerini sürdürmesi için gereken gelir ihtiyacının karşılanabilmesi ve mali sürdürülebilirlik esasına göre hazırlanır.
f) Son kaynak tedarik tarifesi: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilerin rekabetçi piyasaya geçmesini teşvik edecek ve son kaynak tedarikçisinin makul kâr etmesine imkân verecek düzeyde, yürürlükteki perakende satış tarifeleri ile piyasa fiyatları dikkate alınarak hazırlanır. Ancak, bu sınırlamalarla bağlı olmaksızın; Kurulca sosyal ve ekonomik durumlar gözetilerek belirlenecek bir miktarın altında elektrik enerjisi tüketen tüketiciler için ayrı tarife yapılabilir. Son kaynak tedarik yükümlülüğü kapsamında uygulanması öngörülen tarifeler tedarik lisansı sahiplerince ayrıca teklif edilir.
(7) Belirli bölgelere veya belirli amaçlara yönelik olarak tüketicilerin desteklenmesi amacıyla sübvansiyon yapılması gerektiğinde, sübvansiyon fiyatlara müdahale edilmeksizin yapılır. Sübvansiyonun tutarı ile usul ve esasları ilgili bakanlığın teklifi üzerine Bakanlar Kurulu kararı ile belirlenir ve ilgili kurumun bütçesinden ödenir.
(8) Elektrik enerjisinin kalitesizliğinden veya kesintilerinden kaynaklanan zarar ve hasarların ilgililerinden tazminine ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(9) İletim veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından yapılacak altyapı çalışmaları, altyapı kazı ruhsat harcına tabi değildir. Ruhsat başvuruları dâhil olmak üzere altyapı çalışmalarında teminat sunulması koşulu aranmaz. Altyapı çalışmaları nedeniyle doğacak zemin tahrip bedellerinin belirlenmesine esas birim fiyatlar, Çevre ve Şehircilik Bakanlığınca yayımlanan birim fiyatları aşamaz. İletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerce yapılan altyapı kazı ruhsat başvuruları ilgili kamu tüzel kişilerince ivedilikle sonuçlandırılır.
Özelleştirme
MADDE 18 – (1) Bakanlık; TEDAŞ, EÜAŞ ve bunların müessese, bağlı ortaklık, iştirak, işletme ve işletme birimleri ile varlıklarının özelleştirilmesine yönelik öneri ve görüşlerini Özelleştirme İdaresi Başkanlığına bildirir. Özelleştirme işlemleri, 4046 sayılı Kanun hükümleri çerçevesinde Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından yürütülür.
(2) TEDAŞ’ın faaliyet alanında yer alan ve dağıtım faaliyeti için gerekli olan işletme ve varlıklar üzerinde, mülkiyeti saklı kalmak kaydı ile TEDAŞ ile belirlenen dağıtım bölgelerinde faaliyet göstermek üzere kurulan elektrik dağıtım şirketleri arasında işletme hakkı devir sözleşmesi düzenlenebilir.
(3) EÜAŞ veya müessese, bağlı ortaklık, iştirak, işletme ve işletme birimleri ile varlıkları özelleştirme programına alınsa bile bunların bağlı oldukları bakanlık veya kurumları ve hâlihazırda tabi oldukları mevzuat ile ilgileri ve mülkiyetinin bağlı bulundukları kurum veya kuruluşlara aidiyeti aynen devam eder. Ancak, bu kuruluşların özelleştirmeye hazırlanmalarına yönelik teknik, mali, idari ve hukuki işlemler, personele ilişkin işlemler ve özelleştirilmelerine ilişkin iş ve işlemler, 4046 sayılı Kanun hükümleri çerçevesinde gerçekleştirilir. Ancak, bu kuruluşların ve bu kapsamda oluşturulabilecek yeni anonim şirketlerin yönetim kurulu başkanlığı ve üyelikleri, tasfiye kurulu üyelikleri ve genel müdürlükleri ile ait oldukları kuruluşlardan ayrı olarak özelleştirme programına alınan ve anonim şirkete dönüştürülmelerine gerek görülmeyen müesseselerde, müessese müdürlükleri ve yönetim komitelerine, işletme ve işletme birimlerinde bunların müdürlüklerine yapılacak atamalar ve bu görevlerden alınma işlemlerine ilişkin olarak Başbakana teklifte bulunma yetkisi Bakana aittir. Başbakan bu maddeyle ilgili yetkisini Bakana devredebilir. Atama yetkileri de dâhil olmak üzere Hazine Müsteşarlığının bağlı olduğu Bakanın bu fıkra kapsamına giren işlemlere ilişkin 8/6/1984 tarihli ve 233 sayılı Kamu İktisadi Teşebbüsleri Hakkında Kanun Hükmünde Kararnamede yer alan yetkileri saklıdır.
(4) Bu Kanun uyarınca yapılacak özelleştirme, satış ve hisse devriyle ilgili işlemler aşamasında, Hazine Müsteşarlığının taraf olduğu veya garantör olduğu iç ve dış ikraz anlaşmaları çerçevesinde, ilgili elektrik üretim ve iletim tesislerinin finansmanı amacıyla gerçekleştirilen yatırımlardan doğan mali yükümlülükler, bu tesisleri devralan ilgili tüzel kişinin yükümlülükleri arasında yer almak üzere EÜAŞ, TEİAŞ, Hazine Müsteşarlığı ve Özelleştirme İdaresi Başkanlığı arasında yapılacak protokol ile tespit edilir.
Kamulaştırma
MADDE 19 – (1) Elektrik piyasasında üretim veya dağıtım faaliyetlerinde bulunan önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişilerinin, önlisans ve lisansa konu faaliyetleri için gerekli olan kişilerin özel mülkiyetinde bulunan taşınmazlara ilişkin kamulaştırma talepleri Kurum tarafından değerlendirilir ve uygun görülmesi hâlinde Kurul tarafından kamu yararı kararı verilir. Söz konusu karar çerçevesinde gerekli kamulaştırma işlemleri 4/11/1983 tarihli ve 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununda belirtilen esaslar dâhilinde üretim faaliyetlerinde bulunan önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişileri için Maliye Bakanlığı, dağıtım faaliyetlerinde bulunan lisans sahipleri için TEDAŞ tarafından yapılır. Bu durumda kamulaştırma bedelleri ile kamulaştırma işlemlerinin gerektirdiği diğer giderler kamulaştırma talebinde bulunan önlisans veya lisans sahibi tüzel kişi tarafından ödenir.
(2) Kamulaştırılan taşınmazın mülkiyeti ve/veya üzerindeki sınırlı ayni haklar, üretim veya dağıtım tesislerinin mülkiyetine sahip olan ilgili kamu kurum veya kuruluşuna, bunların bulunmaması hâlinde ise Hazineye ait olur. Kamulaştırma bedeli önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişisi tarafından ödenerek tapuda Hazine adına tescil edilen veya niteliği gereği tapudan terkin edilen taşınmazlar üzerinde Maliye Bakanlığınca kamulaştırma bedelini ödeyen önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişileri lehine bedelsiz irtifak hakkı tesis edilir ve/veya kullanma izni verilir. İrtifak hakkının ve/veya kullanma izninin süresi önlisans veya lisansın geçerlilik süresi ile sınırlıdır.
(3) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerce yeni dağıtım tesisleriyle ilgili yapılan kamulaştırmaların gerektirdiği kamulaştırma bedelleri ile diğer giderler tarifeler yoluyla geri ödenir.
(4) Önlisans sahibinin lisans alamaması ya da önlisans veya lisansın sona ermesi ya da iptali hâlinde, önlisans veya lisans sahibi tüzel kişiler tarafından ödenmiş bulunan kamulaştırma bedellerine ilişkin olarak aşağıdaki uygulamalar yapılır:
a) Dağıtım lisansının süresinin bitmesi nedeniyle sona ermesi hâlinde tarifeler yoluyla geri alınmayan kamulaştırma bedelleri kamulaştırılan taşınmazın mülkiyetine sahip olan kamu kurum veya kuruluşu tarafından ilgili şirkete iade edilir.
b) Kamulaştırılan taşınmazların üzerinde irtifak hakkı tesis edilmek ve/veya kullanma izni verilmek suretiyle başka bir önlisans sahibinin kullanımına bırakılması durumunda, kamulaştırma bedeli lehine irtifak hakkı tesis edilen ve/veya kullanma izni verilen önlisans sahibi tarafından kamulaştırma bedelini ödemiş olan tüzel kişiye ödenir.
c) 2942 sayılı Kanunun 23 üncü maddesi uyarınca kamulaştırılan taşınmazın sahibi veya mirasçıları tarafından geri alınması durumunda, taşınmaz sahibi veya mirasçıları tarafından geri ödenecek bedel, kamulaştırma bedelini ödemiş olan tüzel kişiye ödenir.
(5) Kamu tüzel kişiliğini haiz önlisans veya lisans sahibi tüzel kişilerce yürütülen üretim, iletim veya dağıtım faaliyetleri için gerekli olan taşınmazlarla ilgili kamulaştırma işlemleri, bu tüzel kişiler tarafından yapılır ve kamulaştırılan taşınmazlar üretim, iletim veya dağıtım tesislerinin mülkiyetine sahip olan ilgili kamu tüzel kişileri adına tescil edilir.
(6) Özel hukuk tüzel kişileri tarafından faaliyette bulunma hakkı edinilen dağıtım bölgelerinde özelleştirme tarihi itibarıyla mevcut olan dağıtım tesislerinin bulunduğu ve bu tarih itibarıyla kamulaştırma kararları alınmamış veya kamulaştırma kararı alınmakla birlikte kamulaştırma işlemleri tamamlanmamış taşınmazların kamulaştırması TEDAŞ tarafından yapılır ve kamulaştırma bedelleri TEDAŞ tarafından ödenerek tapuda TEDAŞ adına tescil edilir.
(7) Özel hukuk tüzel kişilerince yürütülen üretim veya dağıtım faaliyetleri için gerekli olan Hazineye ait taşınmazlar dışındaki kamu kurum veya kuruluşlarına ait taşınmazlar, Kurul tarafından verilecek kamulaştırma kararı uyarınca üretim faaliyetlerinde bulunan önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişileri için Maliye Bakanlığınca, dağıtım faaliyetlerinde bulunan lisans sahipleri için TEDAŞ tarafından, 2942 sayılı Kanunun 30 uncu maddesi uygulanarak temin edilir. Bu durumda kamulaştırma bedelleri ile kamulaştırma işlemlerinin gerektirdiği diğer giderler kamulaştırma talebinde bulunan özel hukuk tüzel kişisi tarafından ödenir. Bu taşınmazların mülkiyeti üretim veya dağıtım tesislerinin mülkiyetine sahip olan ilgili kamu kurum veya kuruluşuna, bunların bulunmaması hâlinde ise Hazineye ait olur.
(8) İrtifak hakkı, kullanma izni ve kiralamaya ilişkin olarak aşağıdaki uygulamalar yapılır:
a) Piyasada üretim veya dağıtım faaliyetinde bulunan lisans veya önlisans sahibi özel hukuk tüzel kişileri, faaliyetleri ile ilgili olarak Hazinenin mülkiyetindeki veya Devletin hüküm ve tasarrufu altındaki taşınmazlar üzerinde irtifak hakkı tesisi, kullanma izni verilmesi veya kiralama yapılabilmesi için Kurumdan talepte bulunur. Bu talebin Kurulca uygun görülmesi hâlinde, Maliye Bakanlığı ile önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişileri arasında önlisans veya lisans süresi ile sınırlı olmak üzere irtifak hakkı tesisi, kullanma izni veya kiralama sözleşmesi düzenlenir. Bu sözleşmelerde, sözleşmenin geçerliliğinin önlisans veya lisansın geçerlilik süresi ile sınırlı olacağı hükmü yer alır. İrtifak hakkı, kullanma izni veya kiralama bedelini ödeme yükümlülüğü, önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişisine aittir.
b) Piyasada kamu tüzel kişiliğini haiz önlisans veya lisans sahibi tüzel kişilerce yürütülen üretim, dağıtım veya iletim faaliyetleri için gerekli olan, Hazinenin özel mülkiyetindeki veya Devletin hüküm ve tasarrufu altındaki taşınmazlarla ilgili olarak irtifak hakkı tesisinin veya kullanma izni verilmesinin talep edilmesi hâlinde, Maliye Bakanlığı tarafından ilgili kamu tüzel kişileri lehine lisans süresince bedelsiz irtifak hakkı tesis edilir veya kullanma izni verilir.
Arz güvenliği
MADDE 20 – (1) Bakanlık, elektrik enerjisi arz güvenliğinin izlenmesinden ve arz güvenliğine ilişkin tedbirlerin alınmasından sorumludur. Arz güvenliğine ilişkin görev ve sorumluluklar şunlardır:
a) TEİAŞ, iletim kısıtlarını asgari seviyeye indirecek şekilde iletim şebekesinin planlanmasından, tesisinden, işletilmesinden, sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesinden ve üretim kapasite projeksiyonu ile yirmi yıllık Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planının hazırlanmasından sorumludur. TEİAŞ, sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesini teminen ve yeterli kapasite olmaması nedeniyle oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarını karşılamak üzere, yan hizmetler anlaşmaları kapsamında yeni üretim tesisi yaptırmak veya mevcut üretim tesislerinin kapasitelerini kiralamak amacıyla ihale yapabilir. İhaleler çerçevesinde TEİAŞ tarafından ödenecek kapasite kiralama bedeli sistem işletim fiyatına yansıtılmak suretiyle, enerji bedeli ise kullanım amacına bağlı olarak dengeleme ve uzlaştırma yönetmeliği çerçevesinde piyasa katılımcıları tarafından veya ticari yan hizmetler anlaşmaları kapsamında sistem işletim fiyatına yansıtılmak suretiyle karşılanır. TEİAŞ tarafından yan hizmetler anlaşmaları kapsamında kapasite kiralanması amacıyla yapılacak ihaleye ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
b) Görevli tedarik şirketleri, her yıl aralık ayı sonuna kadar gelecek beş yıl için, tahmin ettikleri elektrik enerjisi puant güç taleplerini, ihtiyaç duydukları elektrik enerjisi miktarını, bu miktarın temini için yaptıkları sözleşmeleri ve ilave enerji veya kapasite ihtiyaçlarını Kuruma bildirmek zorundadır. Söz konusu enerji ve kapasite ihtiyaçlarının karşılanması amacıyla üretim şirketleri veya tedarik şirketleri ile imzalanacak sözleşmelere ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından yönetmelikle düzenlenir.
c) Kurum, lisans verilen üretim tesislerinin gerçekleşmelerinin izlenmesinden, ilgili mevzuat kapsamında bu tesislerin öngörülen zamanda devreye girmesi için gerekli önlemlerin alınmasından, TEİAŞ tarafından yapılacak arz-talep dengesi çalışmalarında kullanılmak üzere, beş yıl içerisinde işletmeye girecek ve arz hesabında dikkate alınacak lisanslı yeni üretim kapasite miktarlarının Bakanlığa düzenli aralıklarla bildirilmesinden sorumludur.
(2) Arz güvenliğinin temini için gerekli yedek kapasite de dâhil olmak üzere yeterli kurulu güç kapasitesinin oluşturulması amacıyla kapasite mekanizmaları oluşturulur. Kapasite mekanizmalarının oluşturulmasına ilişkin usul ve esaslar Kurumun görüşü alınarak Bakanlık tarafından hazırlanan ve Bakanlar Kurulu kararıyla yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.
(3) Arz güvenliğinin izlenmesi ve değerlendirilmesi için aşağıda belirtilen işlemler yapılır:
a) Gelecek yirmi yılı kapsayan Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu Raporu, her iki yılda bir Kalkınma Bakanlığı ve Kurum görüşleri de alınmak suretiyle Bakanlık tarafından hazırlanır ve yayımlanır.
b) TEİAŞ, Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu Raporunun yayımlanmasını müteakiben, gelecek yirmi yılı kapsayacak şekilde yapılan talep tahminini, mevcut arz potansiyelini, potansiyel arz imkânlarını, yakıt kaynaklarını, iletim ve dağıtım sisteminin yapısı ve gelişme planlarını, ithalat veya ihracat imkânlarını ve kaynak çeşitliliği politikalarını dikkate alarak enerji politikalarının belirlenmesinde yararlanmak üzere Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planını hazırlayarak Bakanlığın onayına sunar. Bu plan onaylanmasını müteakip Bakanlık tarafından yayımlanır.
c) TEİAŞ, üretim kapasite projeksiyonu kapsamında her yıl gelecek beş yılı kapsayacak şekilde, Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planına göre gerçekleşmeler ile kısa ve orta dönem arz-talep dengesini belirleyerek Bakanlığa ve Kuruma sunar.
ç) Bakanlık, her yıl 31 Aralık tarihine kadar, yukarıda belirtilen çalışmaların ve Kurum tarafından hazırlanan Elektrik Piyasası Gelişim Raporunun sonuçlarına göre arz-talep dengesini, kaynak çeşitliliğini, iletim ve dağıtım sistemi ile üretim tesislerinin durumunu dikkate alarak Elektrik Enerjisi Arz Güvenliği Raporunu hazırlar ve Bakanlar Kuruluna sunar. Rapor, elektrik piyasasının gelişimi ve işlemesi hakkında değerlendirmeleri ve arz güvenliği açısından tespitleri, sorunları ve çözüm önerilerini kapsar.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Diğer Hükümler
Tebligat
MADDE 21 – (1) Kurumca bu Kanuna göre yapılacak her türlü tebligat hakkında 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümleri uygulanır, ancak ilanen yapılacak tebligatlar Resmî Gazete’de yayımlanır.
Hizmet alımı
MADDE 22 – (1) Lisans sahibi tüzel kişiler, lisansları kapsamındaki faaliyetlerle ilgili olarak hizmet alımı yapabilirler. Ancak, bu durum ilgili lisans sahibi tüzel kişinin lisanstan kaynaklanan yükümlülüklerinin devri anlamına gelmez. Hangi faaliyetlerin hizmet alımı yoluyla yaptırılabileceği Kurul tarafından belirlenir.
Bağlantı görüşü
MADDE 23 – (1) TEİAŞ ve dağıtım şirketleri, her yıl, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini yayımlar. Bu şekilde yayımlanan bölgesel kapasiteler dışında üretim tesislerine bağlantı görüşü verilmez. Arz güvenliğinin sağlanması amacıyla Bakanlık ve piyasada rekabetin geliştirilmesi amacıyla Kurum tarafından talep edilmesi hâlinde, TEİAŞ ve dağıtım şirketleri, belirledikleri kapasiteleri ve bağlantı noktalarının sayısını sistem koşullarını dikkate alarak artırır.
Rölekasyon
MADDE 24 – (1) Bu Kanun ve 5346 sayılı Kanun kapsamında gerçekleştirilecek hidroelektrik santral projeleri ile 4283 sayılı Kanunun geçici 4 üncü maddesinin ikinci fıkrası kapsamında yerli kaynaklara dayalı elektrik üretimi amacıyla yapılacak yatırımlarda, bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce yapılan ancak yapımı henüz tamamlanmamış su kullanım anlaşmalarının ilişkin olduğu projeler de dâhil olmak üzere, demiryolu ulaşım güzergâhının değiştirilmesinin zorunlu olduğu hâllerde, rölekasyon işi, su altında kalacak mevcut demiryolunun kamulaştırma bedeli alınarak demiryolunun bağlı olduğu idare tarafından yapılır.
Vergi ve harçlar
MADDE 25 – (1) DSİ tarafından, 26/6/2003 tarihinden itibaren yapılan ve ortak tesis yatırım bedeli geri ödemesi ihtiva etmeyen su kullanım hakkı ve işletme esaslarına ilişkin anlaşmalar ile ilgili olarak düzenlenen kağıtlar damga vergisinden ve yapılan işlemler harçtan müstesnadır.
EÜAŞ’ın hak ve yükümlülükleri
MADDE 26 – (1) EÜAŞ, DSİ bünyesindeki üretim tesislerini bu Kanun hükümlerine göre devralır, mülga Türkiye Elektrik Üretim İletim Anonim Şirketinden devralınan ve özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilere devri yapılmamış üretim tesislerini kendisi ve/veya bağlı ortaklıkları ile diğer kamu üretim şirketleri vasıtasıyla işletir ya da gerektiğinde sistemden çıkarır.
(2) EÜAŞ, mevcut sözleşmeler kapsamında işletme hakkı devri yoluyla özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilere devri yapılmış veya yapılacak tesis ve işletmelerin ve bunlara yapılacak ilave, ikame ve idame yatırımlarının mülkiyetini muhafaza eder.
(3) EÜAŞ, mevcut ve devralacağı tesislere ilişkin her türlü iyileştirme, kapasite artışı, yenileme, ikame ve idame yatırımlarını yapar.
(4) Bakanlığın uygun görüşü ile EÜAŞ, yeni yapılacak üretim tesisleri için özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiler ile ortaklıklar kurabilir.
(5) Bakanlık ve Kurum, EÜAŞ’ın etkin bir üretim kompozisyonu oluşturmasını sağlamak ve üretimden kaynaklanan bir mali yük ortaya çıkmamasını teminen, enerji piyasasında faaliyet gösteren diğer kamu iktisadi teşebbüslerinin mali yapılarını olumsuz etkilemeyecek şekilde, Kalkınma Bakanlığının ve Hazine Müsteşarlığının da görüşlerini almak suretiyle her türlü önlemi almakla yetkili ve yükümlüdür.
(6) EÜAŞ, üretim lisansı kapsamında 7 nci maddenin ikinci fıkrasında belirtilen faaliyetleri yapar.
TETAŞ’ın hak ve yükümlülükleri
MADDE 27 – (1) TETAŞ, mevcut sözleşmeler kapsamında imzalanmış olan enerji alış ve satış anlaşmalarını yürütür. Mevcut imtiyaz ve uygulama sözleşmeleri kapsamında enerji alış ve satış anlaşmaları imzalayabilir, hükümetler arası anlaşmalar kapsamında elektrik enerjisi ithalat veya ihracat anlaşmaları imzalayabilir.
(2) TETAŞ, bu Kanun ve ilgili mevzuat kapsamında elektrik enerjisi ve kapasitesi alım ve satımına ilişkin ikili anlaşmalar yapar ve yürütür, organize toptan elektrik piyasalarında faaliyette bulunabilir.
(3) TETAŞ, görevli tedarik şirketlerine tarifesi düzenlemeye tabi olan tüketiciler için toptan satış tarifesinden elektrik enerjisi satar.
(4) TETAŞ’ın tarifesi düzenlemeye tabi olmayan tüketiciler için görevli tedarik şirketlerine elektrik enerjisi satışına ilişkin fiyat, hüküm ve şartlar taraflar arasında serbestçe belirlenir.
(5) Kurul tarafından son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarikçiler, son kaynak tedarikçisi kapsamındaki müşteriler için temin ettiği elektrik enerjisinin Kurul tarafından her yıl belirlenecek oranı kadarını, TETAŞ’tan temin etmekle yükümlüdür.
(6) Dağıtım şirketleri, genel aydınlatma ile teknik ve teknik olmayan kayıplarından dolayı enerji ihtiyaçlarını TETAŞ’tan temin ederler.
(7) Bakanlık ve Kurum, TETAŞ’ın alım yükümlülüklerini tam olarak karşılayabilmesi ve bu yükümlülüklerden kaynaklanan herhangi bir mali yükün ortaya çıkmamasını teminen, enerji piyasasında faaliyet gösteren diğer kamu iktisadi teşebbüslerinin mali yapılarını olumsuz etkilemeyecek şekilde, Kalkınma Bakanlığının ve Hazine Müsteşarlığının da görüşlerini almak suretiyle her türlü önlemi almaya yetkili ve yükümlüdür.
Yatırım bedellerinin güncellenmesi
MADDE 28 – (1) Mevcut sözleşmeleri çerçevesinde faaliyet gösteren ve DSİ katılım payları tarife yoluyla TETAŞ tarafından ödenen işletmedeki yap-işlet-devret modeli hidroelektrik santrallerin sözleşmelerinde ABD Doları cinsinden yer alan DSİ enerji katılım payları, sözleşmede yer aldığı miktarda ödeme tarihindeki Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankası döviz kuru üzerinden her işletme yılının sonunda DSİ’ye ödenir.
(2) 4628 sayılı Kanun kapsamında kurulmuş ve kurulacak olan hidroelektrik santraller için imzalanan su kullanım hakkı anlaşması hükümleri çerçevesinde DSİ’ye ödenecek olan enerji hissesi katılım payının hesabında esas alınacak tesis bedeli, tek veya çok maksatlı tesislerde tesisin ihaleye esas ilk keşfi;
a) Enerji tesisini ihtiva ediyorsa, tesisin DSİ tarafından yapılan kısmın ilk keşif bedeli,
b) Enerji tesisini ihtiva etmiyorsa, ortak tesise ait ilk keşif bedeli,
TEFE/ÜFE ile su kullanım anlaşmasının yapıldığı tarihe getirilmiş olan bedelin yüzde otuzundan fazlasını geçemez ve (b) bendi kapsamına giren tesislerde, DSİ tarafından enerji tesisine harcanan miktar var ise TEFE/ÜFE ile hesaplanarak ayrıca enerji hissesi katılım payına ilave edilir. İlk keşif bedelinin güncellenmesinde, 8/9/1983 tarihli ve 2886 sayılı Devlet İhale Kanununa göre ihale edilen işlerde keşif yılının ocak ayında yayınlanan TEFE/ÜFE değeri, imzalanan su kullanım hakkı anlaşmalarında bedel belirlenmişse bu bedelin hesabında kullanılan TEFE/ÜFE değeri, 4/1/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanununa göre ihale edilen işlerde teklifin yapıldığı tarihten bir ay önceki TEFE/ÜFE değerleri esas alınır. Proje ile ilgili kamulaştırmalar için yapılmış ve yapılacak olan ödemelerin TEFE ile su kullanım anlaşması tarihine getirilmiş bedelinin enerji hissesine düşen miktarının tamamı şirket tarafından ödenir.
Hidrolik kaynaklara başvuruların değerlendirilmesi
MADDE 29 – (1) Hidrolik kaynaklar için üretim lisansı almak maksadı ile su kullanım hakkı anlaşması imzalamak üzere yapılan başvurularda, su kullanım hakkı anlaşması imzalanacak tüzel kişiyi belirlemeye DSİ yetkilidir. Aynı kaynak için DSİ’ye birden fazla başvuru yapılmış olması hâlinde; fizibilitesi kabul edilebilir bulunanlar arasından her yıl için birim megavat başına en yüksek oranda hidroelektrik kaynak katkı payı vermeyi teklif eden tüzel kişi, anlaşma imzalanmak üzere belirlenir ve Kuruma bildirilir.
(2) Hidroelektrik kaynak katkı payı bedeli her yıl ocak ayı sonuna kadar DSİ bütçesine gelir kaydedilmek üzere ödenir.
(3) Bu maddenin uygulanmasına ilişkin usul ve esaslar DSİ’nin bağlı olduğu bakanlık tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.
Değiştirilen ve yürürlükten kaldırılan hükümler
MADDE 30 – (1) (4628 sayılı Kanuna ilişkin olup yerine işlenmiştir.)
(2) (4628 sayılı Kanunun 1 nci maddesine ilişkin olup yerine işlenmiştir.)
(3) (4628 sayılı Kanunun 9 uncu maddesine ilişkin olup yerine işlenmiştir.)
(4) (4628 sayılı Kanuna geçici madde eklenmesine ilişkin olup yerine işlenmiştir.)
(5) (4628 sayılı Kanuna ilişkin olup yerine işlenmiştir.)
(6) (5346 sayılı Kanunun 6/C maddesine ilişkin olup yerine işlenmiştir.)
(7) (5307 sayılı Kanunun geçici 6 ncı maddesine ilişkin olup yerine işlenmiştir.)
Atıflar ve yönetmelikler
MADDE 31 – (1) Diğer mevzuatta, 4628 sayılı Kanunun bu Kanunla yürürlükten kaldırılan maddelerine yapılan atıflar, bu Kanunun ilgili hükümlerine yapılmış sayılır.
(2) Bu Kanun kapsamında düzenlenmesi gereken ve süre belirtilmeyen yönetmelikler, bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altı ay içinde çıkarılır. Bu yönetmelikler yürürlüğe girinceye kadar mevcut yönetmelik, tebliğ, Kurul kararı gibi bütün genel düzenleyici işlemlerin bu Kanuna aykırı olmayan hükümlerinin uygulanmasına devam olunur.
ALTINCI BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Ulusal tarife uygulaması
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Düzenlemeye tabi tarifeler üzerinden elektrik enerjisi satın alan tüketicileri, dağıtım bölgeleri arası maliyet farklılıkları nedeniyle var olan fiyat farklılıklarından kısmen veya tamamen koruyacak şekilde tesis edilmiş ve uygulamaya ilişkin hususları Kurum tarafından hazırlanan tebliğ ile düzenlenmiş fiyat eşitleme mekanizması, 31/12/2015 tarihine kadar uygulanır. Tüm kamu ve özel dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri fiyat eşitleme mekanizması içerisinde yer alır.
(2) 31/12/2015 tarihine kadar ulusal tarife uygulamasının gerekleri esas alınır ve ulusal tarifede çapraz sübvansiyon uygulanır. Ulusal tarife, Kurumca hazırlanır ve Kurul onayıyla yürürlüğe girer.
(3) 31/12/2015 tarihine kadar tüm hesaplar ilgili mevzuata göre ayrıştırılarak tutulur.
(4) Bu madde kapsamındaki sürelerin beş yıla kadar uzatılmasına Bakanlar Kurulu yetkilidir.
Yap-işlet-devret sözleşmesi
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 3096 sayılı Kanun hükümlerine göre Bakanlık ile yap-işlet-devret sözleşmesi yapmış olan fakat işletmeye girmeden sözleşmelerini sonlandırmış veya sonlandıracak şirketlerin, bu Kanun kapsamında lisans alarak faaliyetlerini sürdürmelerini teminen, sözleşme kapsamında yap-işlet-devret tesislerinin kurulması için lehlerine irtifak hakkı tesis edilmiş olan Hazine taşınmazları, üzerindeki tesislerin değeri dikkate alınmaksızın, rayiç bedeli üzerinden Maliye Bakanlığınca bu şirketlere doğrudan satılabilir.
Vergi düzenlemeleri
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) Elektrik dağıtım şirketleri ile elektrik üretim tesis ve/veya şirketlerinin özelleştirilmesi çalışmaları kapsamında; 31/12/2023 tarihine kadar yapılacak devir, birleşme, bölünme, kısmi bölünme işlemleriyle ilgili olarak ortaya çıkan kazançlar, kurumlar vergisinden müstesnadır. Bu madde kapsamında yapılacak işlemler nedeniyle zarar oluşması hâlinde, bu zarar kurum kazancının tespitinde dikkate alınmaz. Yapılan bu bölünme işlemleri 13/6/2006 tarihli ve 5520 sayılı Kurumlar Vergisi Kanunu kapsamında yapılan bölünme işlemi olarak kabul edilir.
(2) Bu madde kapsamında yapılacak teslim ve hizmetler katma değer vergisinden müstesnadır. Söz konusu teslim ve hizmet ifalarıyla ilgili olarak yüklenilen vergiler, vergiye tabi işlemler nedeniyle hesaplanan katma değer vergisinden indirilir. İndirim yoluyla giderilemeyen katma değer vergisi iade edilmez. Bu madde kapsamına giren işlemlerde, 6102 sayılı Kanunun ilgili hükümleri uygulanmaz.
(3) Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin ayrıştırılması işlemleri, bu Kanuna istinaden belirlenen usul ve esaslar dâhilinde, kayıtlı değerler üzerinden yapılması şartıyla, 5520 sayılı Kanun kapsamında yapılan bölünme işlemi sayılır.
Arz güvenliğinin sağlanmasına yönelik düzenlemeler
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Kısa dönemde gerekli arz kapasitesinin yeterli bir yedekle oluşturulması amacıyla, 31/12/2015 tarihine kadar ilk defa işletmeye girecek üretim lisansı sahibi tüzel kişilere, aşağıdaki teşvikler sağlanır. Bu sürenin beş yıla kadar uzatılmasına Bakanlar Kurulu yetkilidir.
a) Üretim tesislerinin, işletmeye giriş tarihlerinden itibaren beş yıl süreyle iletim sistemi sistem kullanım bedellerinden yüzde elli indirim yapılır.
b) Üretim tesislerinin yatırım döneminde, üretim tesisleriyle ilgili yapılan işlemler harçtan ve düzenlenen kâğıtlar damga vergisinden müstesnadır.
(2) Orman vasıflı olan veya Hazinenin özel mülkiyetinde ya da Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlardan; 5346 sayılı Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesisleri ile Bakanlık tarafından düzenlenen bir maden işletme ruhsatı ve izni kapsamında, 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesinin IV. Grup (b) bendinde yer alan madenlerin girdi olarak kullanıldığı elektrik üretim tesislerinde; tesis, ulaşım yolları ve şebeke bağlantı noktasına kadar ki enerji nakil hattı için kullanılacak olanlar hakkında Orman ve Su İşleri Bakanlığı veya Maliye Bakanlığı tarafından bedeli karşılığında izin verilir, kiralama yapılır, irtifak hakkı tesis edilir veya kullanma izni verilir.
(3) İkinci fıkrada belirtilen amaçlarda kullanılacak olan taşınmazların 25/2/1998 tarihli ve 4342 sayılı Mera Kanunu kapsamında bulunan mera, yaylak, kışlak ile kamuya ait otlak ve çayır olması hâlinde, 4342 sayılı Kanun hükümleri uyarınca bu taşınmazlar, tahsis amacı değiştirilerek Hazine adına tescil edilir. Bu taşınmazlara ilişkin olarak, Maliye Bakanlığı tarafından bedeli karşılığında kiralama yapılır veya irtifak hakkı tesis edilir.
(4) Bu Kanunun yayımı tarihi itibarıyla işletmede olanlar dâhil 31/12/2020 tarihine kadar işletmeye girecek olan 5346 sayılı Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesisleri ile bu Kanunun yayımı tarihinden itibaren 31/12/2020 tarihine kadar işletmeye girecek olan Bakanlık tarafından düzenlenen bir maden işletme ruhsatı ve izni kapsamında 3213 sayılı Kanunun 2 nci maddesinin IV. Grup (b) bendinde yer alan madenlerin girdi olarak kullanıldığı elektrik üretim tesislerinden, ulaşım yollarından ve lisanslarında belirtilen sisteme bağlantı noktasına kadarki TEİAŞ ve dağıtım şirketlerine devredilecek olanlar da dâhil enerji nakil hatlarından, ilgili kurum tarafından verilmiş izin tarihinden itibaren yatırım ve işletme dönemlerinin ilk on yılında izin, kira, irtifak hakkı ve kullanma izni bedellerine yüzde seksen beş indirim uygulanır. Bunlardan Orman Köylüleri Kalkındırma Geliri ile Ağaçlandırma ve Erozyon Kontrolü Geliri alınmaz. Bu Kanunun yayımı tarihinden önce kamu kurum veya kuruluşları tarafından elektrik üretim tesisi yapılmak amacıyla ihalesi yapılan ya da sözleşmeye bağlanan maden sahalarında kurulmuş ve kurulacak tesisler bu fıkrada yer alan indirim ve istisnalardan faydalanamaz. Bu fıkra kapsamındaki sürenin beş yıla kadar uzatılmasına Bakanlar Kurulu yetkilidir.
Elektrik Enerjisi Fonu
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) 3096 sayılı Kanun çerçevesinde gerçekleştirilmiş olan projeler kapsamında ilgili şirketlerle mülga Elektrik Enerjisi Fonu arasında imzalanan Fon Anlaşmaları gereğince, Fon tarafından sağlanan ve sağlanacak olan ve şirketlerin satış tarifelerine yansıtılmak suretiyle, şirketlere ilave kaynak sağlanarak, Fona geri ödenmesi öngörülen kredilerin geri ödenmesinde faiz uygulanmaz.
Genel aydınlatma
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) 31/12/2015 tarihine kadar, genel aydınlatma kapsamında aydınlatılan yerlerde gerçekleşen aydınlatma giderleri Bakanlık bütçesine konulacak ödenekten ve ilgili belediyeler ile il özel idarelerinin genel bütçe vergi gelirleri payından karşılanır. Bakanlar Kurulu bu süreyi iki yıla kadar uzatmaya yetkilidir. Belediyelerin genel bütçe vergi gelirleri payından yapılacak kesinti, büyükşehir belediyeleri ve mücavir alanlarındaki belediyelerde aydınlatma giderlerinin yüzde onu, diğer belediyelerde yüzde beşi olarak uygulanır. Bu sınırlar dışında ise aydınlatma giderlerinin yüzde onu ilgili il özel idaresi payından kesinti yapılmak suretiyle karşılanır. Bakanlar Kurulu bu fıkra kapsamındaki oranları iki katına kadar artırmaya yetkilidir.
(2) Bakanlığın belirleyeceği temsilcinin başkanlığında dağıtım şirketi, ilgili belediye ve/veya il özel idaresi temsilcilerinden oluşan aydınlatma komisyonunun genel aydınlatma kararı vereceği bölgelere ilişkin gerekli yatırımlar, dağıtım şirketince yapılır.
(3) Güvenlik amacıyla yapılan sınır aydınlatmalarına ait tüketim ve yatırım giderleri, İçişleri Bakanlığı bütçesine konulacak ödenekten, toplumun ibadetine açılmış ve ücretsiz girilen ibadethanelere ilişkin aydınlatma giderleri ise Diyanet İşleri Başkanlığı bütçesine konulacak ödenekten karşılanır.
(4) TEDAŞ, belirli dönemler itibarıyla dağıtım şirketleri tarafından gönderilen faturalardaki tüketim miktarı ve bedellerinin gerçek durumu gösterip göstermediğine ilişkin olarak dağıtım şirketleri nezdinde gerekli denetimleri yapar. Yapılan denetimler sonucunda dağıtım şirketine fazla ödeme yapıldığının tespit edilmesi hâlinde, fazla yapılan ödeme tutarının, ödemenin yapıldığı tarih ile geri alındığı tarih arasında geçen süreye 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammı oranı dikkate alınarak hesaplanan faiz ile birlikte bir ay içinde ödenmesi ilgili dağıtım şirketinden istenir. Bu süre içerisinde ödeme yapılmaması hâlinde söz konusu ödeme tutarı dağıtım şirketinin cari dönem alacaklarından mahsup edilir. Bu suretle de tahsil edilemeyen alacaklar Bakanlığın bildirimi üzerine vergi daireleri tarafından 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre takip ve tahsil edilir. Fazla ödemeler nedeniyle yapılan tahsilatların yüzde sekseni genel bütçeye gelir kaydedilir, geriye kalan yüzde yirmilik kısmı ise ilgili mahalli idarelere aktarılır. Bu fıkranın uygulanmasına ilişkin tereddütleri gidermeye ve gerektiğinde usul ve esas belirlemeye Maliye Bakanlığının uygun görüşü üzerine Bakanlık yetkilidir.
(5) Bakanlık birinci fıkra kapsamındaki ödemelere ilişkin gerekli düzenlemeleri bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay içerisinde yapar. Bu süre zarfında, genel aydınlatma tüketim giderlerinin ödenmesine ilişkin iş ve işlemler, 4628 sayılı Kanunun bu Kanunla mülga geçici 17 nci maddesine ve diğer ilgili mevzuat hükümlerine göre Hazine Müsteşarlığı tarafından yürütülür. 4628 sayılı Kanunun bu Kanunla mülga geçici 17 nci maddesi uyarınca Hazine Müsteşarlığı bütçesinden yapılan ödemelere ilişkin denetim, takip ve tahsilat işlemleri dördüncü fıkra kapsamında yapılır.
(6) Aydınlatmayla ilgili ölçüme ilişkin teknik esaslar ile ödemeye, kesinti yapılmasına, uygulamaya ve denetime ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.
Otoprodüktör lisansının üretim lisansına dönüştürülmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Otoprodüktör lisansı sahibi tüzel kişilere, mevcut lisanslarındaki hakları korunarak bu Kanunun yayımı tarihinden itibaren altı ay içerisinde resen ve lisans alma bedeli alınmaksızın üretim lisansı verilir. Bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten sonra Kuruma otoprodüktör lisansı başvurusunda bulunulamaz; yapılmış başvurular üretim lisansı kapsamında değerlendirilir.
(2) Bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce özelleştirilen kuruluşlar tarafından işletilmekte olan tesisler için, 4628 sayılı Kanun hükümlerine göre verilen otoprodüktör lisansları üretim lisansına dönüştürülür ve satış/işletme hakkı devir sözleşmelerinde belirlenen hususlar üretim lisansına dercedilir. Bu kapsamdaki lisans sahipleri, bir takvim yılı içinde elektrik enerjisi üretim miktarının en fazla yüzde yirmisini piyasada satabilir. Arz güvenliği açısından ihtiyaç duyulacak hâllere münhasır olmak üzere, Kurul bu oranı artırabilir.
Üretim tesislerinin çevre mevzuatıyla uyumlu hâle getirilmesi
GEÇİCİ MADDE 8 – (Mülga: Anayasa Mahkemesi Kararı - Esas Sayısı: 2013/65 - Karar Sayısı: 2014/93 - Karar Tarihi 22/05/2014)
İşletmeye geçmemiş ya da geçememiş lisanslara yönelik işlemler
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Üretim lisansına dercedilen inşaat öncesi süre içerisinde, üretim tesisinin inşaatına başlanması için yerine getirilmesi gereken yükümlülüklerini ikmal edememiş tüzel kişilere, varsa kalan inşaat öncesi sürelerine ek olarak; yoksa sadece altı ay süre verilir. Mücbir sebepler dışında bu süre içerisinde de yükümlülüklerini ikmal edemeyen tüzel kişilerin lisansları iptal edilir.
(2) Kamu kuruluşlarından elektrik üretim tesisi kurmak üzere redevans usulüyle alınmış kömür sahası için verilmiş lisanslar ile lisansa dercedilmiş inşaat öncesi süre içerisinde yapılması gereken kamulaştırma ve demiryolu rölekasyon işlemleri bu süre içerisinde tamamlanamayacağı Kuruma gerekçeleriyle belgelendirilen ve bu gerekçeleri Kurul tarafından kabul edilen lisanslar için birinci fıkra hükmü uygulanmaz.
(3) Mevcut üretim veya otoprodüktör lisanslarını ya da lisans başvurularını sonlandırmak isteyen tüzel kişilerin bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihi takip eden bir ay içerisinde Kuruma başvurmaları hâlinde lisansları veya başvuruları sonlandırılarak teminatları iade edilir.
Mevcut lisans başvurularının önlisansa dönüştürülmesi
GEÇİCİ MADDE 10 – (1) Bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurumca henüz sonuçlandırılmamış üretim lisansı başvuruları, önlisans başvurusu olarak değerlendirilir ve sonuçlandırılır.
Tedarik lisansı verilmesi
GEÇİCİ MADDE 11 – (1) Toptan satış ve perakende satış lisansı sahibi tüzel kişilere, mevcut lisanslarındaki hakları korunarak resen ve bedel alınmaksızın tedarik lisansı verilir.
Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri ile projelere lisans verilmesi
GEÇİCİ MADDE 12 – (1) Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri ile projelere, mevcut sözleşmelerindeki hak ve yükümlülüklerle ve sözleşme süresi ile sınırlı olmak kaydıyla, bu Kanunun yürürlük tarihinden itibaren bir yıl içerisinde ilgili mevzuat kapsamında resen lisans verilir.
Hazine yatırım garantisi
GEÇİCİ MADDE 13 – (1) 3096 sayılı Kanun, 3996 sayılı Kanun ve 4283 sayılı Kanun hükümleri çerçevesinde elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı ve ticareti amacıyla gerçekleştirilen yatırımlara Hazine yatırım garantisi verilmez.
İnşaatına başlanmış olan tesislere yeni lisans verilmesi
GEÇİCİ MADDE 14 – (Mülga: Anayasa Mahkemesi Kararı - Esas Sayısı: 2013/65 - Karar Sayısı: 2014/93 - Karar Tarihi 22/05/2014)
Atıl hidroelektrik santralleri
GEÇİCİ MADDE 15 – (1) 4628 sayılı Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce elektrik üretim faaliyetinde bulunmuş, ancak anılan Kanunun yürürlük tarihinden sonra çeşitli sebeplerle üretim faaliyetinde bulunamamış veya dağıtım sistemine bağlanamamış hidroelektrik santrallerinin hak sahipleriyle, bu Kanunun yürürlük tarihini takip eden altı ay içerisinde başvurmaları ve mevcut projelerle çakışmaması hâlinde, DSİ tarafından ilana çıkılmaksızın 1 kuruş/kilovatsaat bedelle ilgili yönetmelik çerçevesinde su kullanım hakkı anlaşması imzalanır.
Devam eden iş ve işlemler
GEÇİCİ MADDE 16 – (1) Bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurul tarafından kamulaştırma kararı veya 2942 sayılı Kanunun 30 uncu maddesine göre devir kararı alınmış olan elektrik üretim ve dağıtım tesisleri için gerekli olan taşınmazların kamulaştırılması ve devir işlemleri Kurum tarafından sonuçlandırılır.
GEÇİCİ MADDE 17- (Ek:12/7/2013-6495/58. madde) (1) Rüzgar enerjisine dayalı üretim faaliyeti için yapılmış lisans başvurularından Kurul kararı ile lisans verilmesi uygun bulunmuş, ancak uygun bulma kararında belirtilen yükümlülüklerini yerine getiremediğinden dolayı, bu maddenin yürürlük tarihinden önce lisans başvurusu reddedilmiş tüzel kişilerin bu maddenin yürürlük tarihinden itibaren bir ay içinde Kuruma başvurması ve TEİAŞ veya elektrik dağıtım şirketleri tarafından uygun bağlantı görüşlerinin devam ettiğinin tevsik edilmesi hâlinde bu kapsama giren tüzel kişilerin başvuruları önlisans başvurusu olarak kabul edilir ve bu Kanunda belirtilen yükümlülükleri tamamlamaları koşuluyla ilgili tüzel kişilere önlisans verilir. Bu madde kapsamında başvuran tüzel kişilerin daha önce irat kaydedilmiş olan teminatları iade edilmez.
Dağıtım sistemindeki kayıpların azaltılmasına ilişkin tedbirler
GEÇİCİ MADDE 18- (Ek: 27/3/2015-6639/18. madde) (1) 1/1/2016 tarihine kadar, teknik ve teknik olmayan kayıplarının oranı ülke ortalamasının üzerinde olan dağıtım bölgelerinde, diğer dağıtım bölgelerinden farklı düzenlemeler yapılmasına, hedef kayıp-kaçak oranlarının bir önceki yılın gerçekleşmeleri dikkate alınarak ve sonraki uygulama dönemleri de dâhil olmak üzere yeniden belirlenmesine Kurul yetkilidir.
Yürürlük
MADDE 32 – (1) Bu Kanun yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 33 – (1) Bu Kanun hükümlerini Bakanlar Kurulu yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
c7cb699f72ee
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 7987 Karar Tarihi : 31/07/2018
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 31/07/2018 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun 17 nci maddesi kapsamında, 1/8/2018 tarihinden geçerli olmak üzere, Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ) tarafından uygulanacak aktif elektrik enerji toptan satış tarifesi hakkında;
Dağıtım şirketlerine teknik ve teknik olmayan kayıp enerji satışları ile görevli tedarik şirketlerine yapılan satışlarda 17,361 kr/kWh uygulanmasına,
Dağıtım şirketlerine genel aydınlatma kapsamında yapılan satışlarda 25,464 kr/kWh uygulanmasına,
Makroekonomik göstergelerde meydana gelebilecek değişikliklerden veya sair nedenlerden dolayı EÜAŞ tarafından Kuruma tarife değişikliği teklifinde bulunulması durumunda, Kurum tarafından yapılacak inceleme ve değerlendirme sonucu alınacak Kurul Kararı çerçevesinde tarife değişikliği yapılmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
2bf84cb8a3c6
|
EK-5
ÖNLİSANS VE LİSANS TADİL BAŞVURULARI İLE BİRLEŞME, BÖLÜNME, TESİS/ PROJE DEVRİ ONAY BAŞVURULARI VE BİLDİRİMLERDE SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) ÖNLİSANS VEYA LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN BİLDİRİM ADRESİ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Bildirim adresinin değiştiğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
2) ÖNLİSANS VEYA LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN UNVAN VE/VEYA NEV’İ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Unvan ve/veya nev’i değişikliğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği
Nevi değişikliğinde, tüzel kişilik esas sözleşmesinin Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 12 nci ve 20 nci maddelerinde yer alan hükümlere uygun hale getirildiğini gösterir esas sözleşme metninin sunulması gerekmektedir. Bu kapsamda, nev’i değişikliğinde söz konusu Şirketin “Limited Şirket”ten “Anonim Şirket” olarak değiştirilmesi durumunda esas sözleşmesinin “Pay Senetlerinin Nev’i” başlıklı maddesinin “Şirket’in paylarının tamamı nama yazılıdır. Şirket hamiline yazılı pay senedi çıkaramaz.” hükmüne uygun hale getirilmesi gerekmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) TARİFESİ DÜZENLEMEYE TABİ LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİLER İÇİN ORTAKLIK YAPISI TADİLİ
3.a) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi bir tüzel kişinin sermayesinin yüzde on (halka açık şirketler için yüzde beş, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler için yüzde dört) veya daha fazlasını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi ile yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrolün değişmesi sonucunu veren pay devirleri veya bu sonucu doğuran diğer işlemler
Yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğine onay verilmesi talebine ilişkin belgeler
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede planlanan ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Pay devri sözleşmesinin bir örneği ve/veya pay devrine taraf tüzel kişilerin yönetim kurulu kararları ile pay devrine taraf gerçek kişilerin beyanları
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tablolar.
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3.a.2) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi bir tüzel kişilikte gerçekleşmiş ortaklık yapısı değişikliği
Pay devri onayı sonrası ortaklık yapısı değişikliği,
Lisans sahibi bir tüzel kişinin sermayesinin yüzde ondan (halka açık şirketler için yüzde beş, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler için yüzde dört)azını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi,
Birleşme / bölünme işlemi sonrası lisansa derç edilmiş ortaklık yapısı değişikliği
kapsamında sunulacak belgeler
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır. Bu kapsamda, tadil talebine konu “pay devri onayı” veya “birleşme veya bölünme onayının” tarih ve sayısı belirtilir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Doğrudan ve/veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin ortaklık yapısındaki değişiklikleri gösteren belgeler
Anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfaları, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış sureti ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablo veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesi sunulur. Yurtdışından bu mahiyette evrak sunulması gereken hallerde belgeler apostille şerhli halde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin bilgiler
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4) , EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) BİRLEŞME VEYA BÖLÜNME ONAY TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Birleşme veya bölünme hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Muhatap tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası esas sözleşmesi veya taslağı
Birleşme veya bölünme sonrası lisans alacak tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde aşağıdaki hükümlerin bulunması zorunludur.
a) Tüm lisanslar için;
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde öngörülen birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümler ile pay senetlerinin nevi ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
b) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için (a)’da belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmiş olması ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişiklikleri ve tüzel kişinin sermayesinin yüzde on (halka açık şirketlerde ise yüzde beş, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler için yüzde dört) ve üzerini temsil eden doğrudan ve dolaylı pay değişiklikleri için Kurumun uygun görüşünün alınacağına ilişkin hükme, esas sözleşmede yer verilmesi zorunludur.
c) Üretim/Tedarik lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerin unvanında elektrik dağıtım faaliyetinde bulunabileceğine ilişkin ifadelere yer verilemez.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Birleşme veya bölünmeden beklenen ekonomik amaçlar ile işletmeye ilişkin sonuçları değerlendiren ve şirket hesaplarından sorumlu mali işler yetkilisi tarafından hazırlanmış ayrıntılı ekonomik işletme raporu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) YEKA için verilen üretim lisanslarında lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
f) Birleşme veya bölünme işlemi sonrası eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilecek tüzel kişinin ortaklık yapısını gösterir bilgi ve belgeler
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. Son ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış suretinin ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablonun veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
g) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
h) Birleşme veya bölünme işlemi onayı çerçevesinde işlem gerçekleştirildikten sonra Kuruma yapılacak lisans başvurularında, Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer alan belgelerin Kuruma sunulması gerekmektedir. EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
5) TESİS-PROJE DEVİR/SATIŞ/KİRALAMA ONAY TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Yapılması planlanan devir hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tesisi veya projeyi devralacak tüzel kişinin esas sözleşmesi veya taslağı
Onay sonrası üretim lisansı alacak tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde aşağıdaki hükümlerin bulunması zorunludur.
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde öngörülen birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümler ile pay senetlerinin nevi ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
Üretim lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerin unvanında elektrik dağıtım faaliyetinde bulunabileceğine ilişkin ifadelere yer verilemez.
ç) Tesisi veya projeyi devralacak tüzel kişinin ortaklık yapısını gösterir bilgi ve belgeler
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema sisteme yüklenir. Son ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış suretinin ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablonun veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
d) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) Tesis/proje devir onayı çerçevesinde işlem gerçekleştirildikten sonra Kuruma yapılacak lisans başvurularında, Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer alan belgelerin Kuruma sunulması gerekmektedir. EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
6) ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİ KURULU GÜÇ/ÜNİTE TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Talep edilen kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine uygun olarak hazırlanmış ilgili üretim tesisi bilgi formu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurulur.
c) Hidrolik enerji kaynağına dayalı üretim tesisleri için söz konusu kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için ünite koordinatlarının değişmesi halinde santral sahası, şalt merkezi, ünite/panel yerleşimlerinin gösterileceği kml veya kmz uzantılı dosya.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde CD içinde sunulacaktır.
d) Biyokütle, jeotermal ve yerli maden kaynaklarına dayalı üretim tesislerinin kurulu güç artış taleplerinde;
Yerli madenlere dayalı başvurularda; kullanılacak kaynağın rezerv miktarı, analiz değeri, birim elektrik üretimi için gerekli kaynak miktarı ve kurulması planlanan üretim tesisinin verimi de dikkate alınarak, kullanılacak kaynağın kurulması planlanan elektrik üretim tesisinin ihtiyacını karşılama süresine ilişkin hesaplamalar ve konuyla ilgili bilgi ve belgeler,
Biyokütleye dayalı başvurular için; başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynak miktarının karşılanacağına ilişkin belgeler/beyanlar/sözleşmeler.
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde CD içinde sunulacaktır.
e) Santral sahası, şalt merkezi, ünite yerleşimlerinin gösterileceği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek girilerek oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak CD içinde sunulur.
f) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
7) BAĞLANTI NOKTASI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tek hat şeması
Üretim tesisinin bağlanacağı/bağlı olduğu bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Üretim lisansı başvurularına ilişkin olarak, üretim tesisi barasına tüketici bağlanacak ise bu husus özellikle tek hat şemalarında belirtilir ve açıklama notu yazılır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
8) YILLIK ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM MİKTARI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde, DSİ Genel Müdürlüğü tarafından bildirilen yıllık azami üretim miktarını gösterir belge
İşletmeye geçmiş üretim tesislerinde, bir takvim yılındaki fiili üretimin lisansa derç edilen yıllık elektrik üretim miktarından fazla gerçekleşmesi halinde gerçekleşen miktarı gösterir belgenin sunulması gerekmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Rüzgar, güneş, biyokütle ve jeotermal enerjiye dayalı üretim tesisleri için fiili üretimin 18/06/2020 tarihli ve 9395 sayılı Kurul Kararı ile belirlenen esaslar çerçevesinde hesaplanan miktardan fazla gerçekleştiğini gösteren belgeler veya akredite bir kuruluş tarafından belgelendirilmiş ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarına dayalı rapor
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
9) ÜNİTE / YARDIMCI KAYNAK ÜNİTE ALANI KOORDİNAT TADİLİ:
(Ana veya yardımcı kaynağı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri ile birden çok kaynaklı üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dair ünite alanı için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için ünite koordinat tadili başvurularında Teknik Etkileşim İzni belgesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasının gösterileceği kml veya kmz uzantılı dosya.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde CD içinde sunulur.
d) “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasının gösterileceği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak CD içinde sunulur.
10) TESİS YERİ TADİLİ (İL / İLÇE / MEVKİİ)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
11) ÜRETİM TESİSİ ADI TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Daha önce Kuruma yapılmış olan başvurular kapsamında kullanılmış olan “Üretim tesisi / Proje adı”, aynı kaynak türünde yapılmış yeni bir önlisans veya tesis adı tadil başvurusunda kullanılamaz.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
12) YAKIT TÜRÜ TADİLİ
(Termik enerjiye dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinde yerli madenlere dayalı yakıt kullanılacağının beyan edilmesi halinde, kullanılacak kaynağın rezerv miktarı, analiz değeri, birim elektrik üretimi için gerekli kaynak miktarı ve kurulması planlanan üretim tesisinin verimi de dikkate alınarak, kullanılacak kaynağın kurulması planlanan elektrik üretim tesisinin ihtiyacını karşılama süresine ilişkin hesaplamalar ve konuyla ilgili bilgi ve belgeler,
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
13) ATIK TÜRÜ TADİLİ
(Biyokütle enerjisine dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynağın uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak, karşılanacağına ilişkin sözleşmeler, kaynak temininin ihale usulüyle belirlenmesi gibi durumlar sebebiyle sözleşmelerin sunulmasının mümkün olmadığı hallerde ise gerekli belgeler
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
14) SANTRAL SAHASI KOORDİNAT TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Talep edilen koordinat değişikliğinin gerekçesini tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Talep edilen koordinat değişikliğinin üçüncü kişilerin haklarını ihlal etmeyeceğine ilişkin beyan
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen santral sahası değişikliğine onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı (DSİ tarafından önlisans veya lisans sahibine tahsis edilen kotların değişmesi halinde sözkonusu değişiklik için EPDK’dan onay alınması gerekmektedir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) 1/5.000 ölçekli harita
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin halihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
f) İmar durum beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
g) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için arazi vasfını gösterir belge
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
h) Duyarlı Yöreler Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.3), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ı) Yasaklı Alanlar Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.5), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
Jeotermal, biyokütle ve hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için yapılacak başvurularda bu belge aranmaz.
i) Üretim tesisine ilişkin kml veya kmz uzantılı dosya.
Sunulacak kml veya kmz uzantılı dosyasında “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasını
gösterecektir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde CD içinde sunulur.
j) Santral sahası yerinin gösterildiği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
Sunulacak koordinatlarda “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasını gösterecektir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak CD içinde sunulur.
k) Üretim tesisi sahasının eski yerini ve yeni yerini gösteren karşılaştırma haritası
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
l) Tek hat şeması
Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar’ın 21 nci maddesinin üçüncü fıkrası kapsamında başvuru yapılması halinde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
15) ÖNLİSANS SÜRESİ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesinde mücbir sebebe bağlı olarak kaybedilen ve bu çerçevede talep edilen ilave sürenin “ay” olarak belirtilmesi zorunludur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tamamlanan önlisans yükümlülüklerine ilişkin belgeler ile tamamlanamayan önlisans yükümlülüklerinin süresi içerisinde tamamlanamamasına ilişkin gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
Önlisans süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, önlisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve önlisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen önlisans alma bedeli kadar tutar, önlisans tadil bedeli olarak alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) YEKA kapsamında verilen önlisanslarda 09/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliği uyarınca Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı Tahsis kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin EİGM’ye sunulan savunma veya açıklama ve önlem teklifleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
16) ÜRETİM LİSANSINA DERÇ EDİLMİŞ OLAN TESİS TAMAMLANMA SÜRESİ TADİLİ:
16a) Lisansa konu üretim tesisinin Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamında yerine getirmesi gereken yükümlülükleri yok ise;
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Üretim lisansına konu tesisin süresi içerisinde tamamlanamamasına yönelik gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Projenin gelmiş olduğu aşama itibariyle mevcut fiziki durumunun ve yapılan harcamaların belirtilerek, buna ilişkin tevsik edici bilgi ve belgeler
Projenin fiziki durumunu gösteren fotoğraflar, yapılan harcamalara ilişkin faturalar vs. ile harcamaları gösteren tablo sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Tadil başvurusu itibariyle tesisin ilerleme durumunu gösteren İlerleme Puan Tablosu
İlerleme Puan Tablosu formatına, Kurum internet sayfasında “Elektrik Piyasası” bölümünün “Lisans İşlemleri” başlığı altında yer alan “İlerleme Raporu Formatı” alt başlığı kısmından erişilebilmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda excel formatında sunulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil bedeli dekontu
Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve lisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır. Bu hüküm, kısmi işletmede olan üretim tesisleri için işletmede olmayan ve süre uzatımına konu olan kurulu güç miktarı, kapasite artışları bakımından da kapasite artış miktarı dikkate alınarak uygulanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
16b) Lisansa konu üretim tesisinin Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamında yerine getirmesi gereken yükümlülükleri var ise;
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve lisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edildiğini gösterir belgeler veya bahse konu hakların elde edilememesinin gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
Bu kapsamda; üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olması halinde tapu belgesi, üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde ise ilgili sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi ile ilgili olarak, ilgisine göre;
Özel mülkiyete konu taşınmazların 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri gereğince Hazine adına tescillerinin sağlanması veya aynı Kanunun 27 nci maddesi gereğince ilgili mahkemelerden bedelleri ödenerek acele el koyma kararlarının alınmış olması ve bu bedellerin ödendiğine dair makbuzların sunulması,
Rezervuar ve/veya regülatör göl alanında kalan taşınmazlara ilgili olarak; özel mülkiyete konu taşınmazlarla ilişkin kamulaştırma kararının alınması, Maliye Hazinesinin özel mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazların ise bedelsiz kullanımları için Kurul Kararının alınmış olması,
Maliye Hazinesi mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlarla ilgili olarak, irtifak hakkının tesis edilmiş olması veya kiralama sözleşmesinin yapılmış olması ya da ön izin alınması,
Mera vasıflı taşınmazların tahsis amacı değişikliklerinin yapılarak hazine adına tescili ve irtifak hakkı tesisi/kiralama sözleşmesinin yapılmış olması,
Kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazlarla ilgili olarak; ilgili kamu kurum veya kuruluşu tarafından devrine muvafakat verilen taşınmazın devir bedelinin önlisans sahibi tüzel kişi tarafından ilgili kurum veya kuruluşun hesabına yatırıldığını gösterir yazının ibraz edilmesi,
Orman kesin izninin alınması,
(Söz konusu iznin daha önce başka bir tüzel kişi adına alınmış olması halinde, söz konusu iznin başvuruda bulunan tüzel kişinin kendi adına alınmış olması veya bahse konu iznin başvuruda bulunan tüzel kişi için de geçerli olduğuna ilişkin ilgili orman idaresinden alınmış belgenin sunulması gerekmektedir.)
sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin kesinleşmiş (1/5.000 ölçekli) nazım imar planı ve (1/1.000 ölçekli) uygulama imar planları veya bahse konu imar planlarının kesinleşmemesinin gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Rüzgâr enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli olan başvurunun yapıldığına dair belge veya bahse konu başvurunun yapılamamasının gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) Projeye ilişkin Çevresel Etki Değerlendirmesi kararı veya bahse konu kararın alınamamasının gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
17) LİSANS SÜRESİ TADİL TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
18) TEDARİK LİSANSI İTHALAT/İHRACAT FAALİYETİ ONAY/TADİL TALEBİ:
a) Tadile ilişkin onay talebini içeren dilekçe
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Talep edilen ithalat/ihracat faaliyetine ilişkin bilgileri içerir bilgi formu
İthalat/ihracat yapılacak ülke, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin üretiminde kullanılan yakıt türü veya türleri, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin megavat (MW) cinsinden azami gücü, kilovatsaat (kWh) cinsinden yıllık miktarı, ithalat/ihracat faaliyeti için öngörülen başlama tarihi ve faaliyet süresi, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin ülke sınırındaki teslim noktaları ve ithalat/ihracatta kullanılacak yönteme ilişkin bilgileri içermek zorundadır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
c) Karşı ülkede elektrik enerjisi ithalatı ile ilgili Bakanlık ve/veya yetkili Kurumla yapılan ve ilgili şirketin unvanını ve bu fıkra kapsamında bilgileri kapsayan ve ilgili enterkonneksiyon hattının kullanılabileceğini belirtir; ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu ve söz konusu enerjinin tedarik edilmiş veya edileceğine ilişkin muhatap şirket ile yapılan ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu. (İmza tarihi eski olmakla birlikte başvuru yapılacak süre için yürürlükte olan bir Anlaşma sunulması halinde söz konusu Anlaşmanın geçerli olduğuna ilişkin olarak başvuru sahibi tarafından verilecek yazılı taahhütname.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
ç) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
19) MEVCUT ÖNLİSANS VEYA ÜRETİM LİSANSININ, İLGİLİ ÜRETİM TESİSİNİN BİRDEN ÇOK KAYNAKLI ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİNE DÖNÜŞTÜRÜLMESİ TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Yardımcı kaynağa ilişkin:
1) Bilgi Formu [Ek-3.2 (a, b, c, ç, d, e, f, g, h)]
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, yardımcı kaynağa ilişkin projenin koordinat, kurulu güç vd. bilgileri EPDK başvuru sisteminde yer alan şablonlar kullanılarak veya tek tek eklenerek girilmesi sonucunda kaynak türüne göre Ek-3.2 (a, b, c, ç, d, e, f, g,h) örneklere uygun biçimde sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur. Bu bilgi formlarında yardımcı kaynak ünite alanı olarak, rüzgar enerjisine dayalı yardımcı kaynak üniteleri için sadece türbin koordinatları, diğer kaynak türleri için köşe koordinatları sisteme girilir.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine ilişkin Ek-3.2.h de yer alan bilgi formu EPDK başvuru sisteminde, ana kaynak ve yardımcı kaynak bilgilerine göre otomatik olarak oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda kaynak türüne göre Ek-3.2 örneklere uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
2) Üretim Tesisinin Yerleşim Yeri Projesi
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin hâlihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri için yapılacak başvurularda, ana kaynağa dayalı üniteler ile yardımcı kaynağa dayalı üniteler birlikte dikkate alınarak oluşturulur. Yardımcı kaynak üniteleri için mevcut sahaya ek saha talep edilmesi halinde Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar kapsamında başvuru yapılması halinde söz konusu yerleşim projesinde talep edilen ek sahaya da yer verilir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) Tek Hat Şeması
(Üretim tesisinin bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) Duyarlı Yöreler Beyanı (Ek-3.3)
Ana kaynağı rüzgar veya jeotermal enerjiye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda yardımcı kaynak ünitesi/üniteleri için kullanılacak alan için (Bu beyan kapsamında, ÇED Yönetmeliğinin Ek-5’inde yer alan duyarlı yörelerin her biri için ayrı ayrı başvuru sahasının söz konusu alanlar içinde yer alıp almadığının var/yok şeklinde seçilmesi gerekmektedir. Herhangi bir duyarlı yörenin “var” olarak seçilmesi halinde açıklama kısmına söz konusu Duyarlı Yöre’nin üretim tesisi kurulmasına neden engel olmadığının ya da engelin nasıl aşılacağının, ayrı ayrı açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin tadil başvurularında yardımcı kaynağa dayalı üniteler dikkate alınarak beyanda bulunulur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
5) İmar Durumu Belgesi
(Ana kaynağı rüzgar veya jeotermal enerjiye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda yardımcı kaynak ünitesi/üniteleri için tadil başvurusuna konu saha için - ilk başvuruda sunulmamış olması halinde - niteliğine göre Mekânsal Planlar Yapım Yönetmeliği ve Planlı Alanlar İmar Yönetmeliği veya Plansız Alanlar İmar Yönetmeliği uyarınca ilgili kurumdan ya da kurumlardan alınmış olan ve sahanın yardımcı kaynağa dayalı üniteleri için mevcut imar durumunu gösteren belge ya da belgeler)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
6) İmar Durumu Beyanı (Ek-3.4)
(Tadil başvurusuna konu sahaya ilişkin imar tadilatının gerekmesi halinde, mekânsal strateji planı, çevre düzeni planı, varsa nazım ve/veya uygulama imar planları bakımından tadile engel bir hususun olup olmadığı EPDK Başvuru Sistemi beyanlar sayfasındaki ilgili alanlardan seçilmesi suretiyle belirtilmelidir. İmar durumu bakımından beyan edilen her plan için söz konusu planın tarihinin ve üretim tesisinin kurulmasına neden olan engelin nasıl aşılacağının açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
7) Yasaklı Alanlar Beyanı (Ek-3.5)
Ana kaynağı rüzgar enerjisine dayalı olan üretim tesislerinde yardımcı kaynak ünitesi/üniteleri için kullanılacak alan ile ilave yardımcı kaynak alanı talep edilen diğer kaynaklara dayalı üretim tesislerinde ek yardımcı kaynak alanı için.
(Yardımcı kaynağı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans/lisanslar için tadil başvurusuna konu yukarıda belirtilen kapsamdaki santral sahasında yardımcı ünitelerin tamamının ya da bir kısmının 5403 sayılı Toprak Koruma ve Arazi Kullanımı Kanunu kapsamında;
• Mutlak tarım arazilerini,
• Özel ürün arazilerini,
• Dikili tarım arazilerini,
• Sulu tarım arazilerini,
• Büyük ovaları,
• Çevre arazilerde tarımsal kullanım bütünlüğünü bozan alanlar ile 3573
sayılı Zeytinciliğin Islahı ve Yabanilerinin Aşılattırılması Hakkında Kanun kapsamında zeytinlik sayılan alanları kapsayıp kapsamadığına ilişkin beyan. Üretim tesisinin kurulacağı alanda burada belirtilen alanlardan biri bulunması halinde konuya ilişkin belge sunulur. Ancak rüzgar enerjisine dayalı başvurular bakımından tesis alanlarına -türbin, şalt sahası, kablo kanalları ve tesis içi yollar, diğer kaynaklara dayalı başvurular bakımından santral sahasının tamamına- isabet etmediğini açık biçimde (koordinat, ada/pafta vb. bilgilere yer vermek suretiyle) ifade edilmesi gerekir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
Tadil başvurusuna esas sahanın yasaklı alanları kapsadığının beyan edilmesi halinde yasaklı alanların, tesisin kurulmasına neden olan engelin nasıl aşılacağının ayrı ayrı açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-3.5 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
8) Taşınmaz türü ve alan büyüklüğüne ilişkin beyan:
(- Tadil başvurusuna konu yardımcı kaynağın kurulacağı taşınmazların türü (mera, orman, özel mülkiyet vb) ile yardımcı kaynağa ilişkin olarak talep edilmesi halinde ek alanların yüzölçümlerine,
- Ana kaynağı rüzgar enerjisi olan tesislerde lisansa derç edilmiş santral sahası içerisinde yardımcı kaynak alanı talep edilmesi halinde, yardımcı kaynağın kurulacağı taşınmazların türü (mera, orman, özel mülkiyet vb) ile kurulacağı alanların yüzölçümlerine,
ilişkin beyan sunulur)
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Kaynak Belgesi/Beyanı:
Üretim tesisinde yerli doğal kaynak kullanılması halinde (kaynağın türüne göre);
Ana kaynağı hidrolik enerji olan birleşik elektrik üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dayalı üniteler için Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü’nün uygun görüşünün,
Ana kaynağı jeotermal enerji olan birleşik elektrik üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dayalı üniteler için jeotermal kaynak işletme ruhsatını düzenleyen ilgili idarenin uygun görüşü,
Yardımcı kaynağı biyokütle olan başvurular için; başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynağın uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak karşılanacağına ilişkin sözleşmeler, kaynak temininin ihale usulüyle belirlenmesi gibi durumlar sebebiyle sözleşmelerin sunulmasının mümkün olmadığı hallerde ise gerekli belgeler.
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) kml veya kmz uzantılı dosya:
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahası yardımcı kaynak ünitesi ve bu kapsamda gerekli alanları içerecek şekilde sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde CD içinde sunulacaktır.
d) Tadil başvurusunda ek saha talep edilmesi halinde üretim tesisi sahasının eski yerini ve yeni yerini gösteren karşılaştırma haritası
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
20) ÜRETİM LİSANSINA DERÇ EDİLMİŞ ŞERHİN KALDIRILMASI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Üretim lisansına derç edilmiş olan şerhe konu hususun tamamlandığını gösterir bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
21) TÜZEL KİŞİYE İLİŞKİN BİLDİRİMLER
21-a) Ortaklık Yapısı Değişikliği Bildirimi
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Doğrudan ve/veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin ortaklık yapısındaki değişiklikleri gösteren belgeler
Ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış suretinin ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablonun veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
c) Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin bilgiler
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin doğrudan ve dolaylı ortaklık yapısı gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar sunulur. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilir.
Sunulacak ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (çocuk, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
Ancak, değişikliğin virgülden sonraki rakamlarla sınırlı olması halinde Kuruma bildirimde bulunulmaz.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistemde ilgili alan doldurulur. Yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
21-b) Tüzel Kişi Yönetimi Değişikliği Bildirimi
Anonim şirketler için yönetim kurulu üyeleri değişikliği
Limited şirketler için şirket müdürleri değişikliği
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tüzel kişi yönetimi değişikliğini gösteren belgeler
Tüzel kişinin yönetim kurulu üyeleri/müdürleri değişikliğini gösteren Ticaret Sicil Gazetesi sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tüzel kişi yönetimi değişikliğine ilişkin bilgiler
Tüzel kişinin yönetim kurulu üyeleri/müdürlerinin gerçek kişi olması halinde TC kimlik numaraları ile isim ve soy isimlerini, tüzel kişi olması halinde ise vergi numarası ile unvanlarını içeren tablo sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistemde ilgili alan doldurulur. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olunmadığına dair beyan
Yönetmeliğin 57 nci maddesinde tanımlanan istisnalar kapsamında mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), başvuru ekinde sunulur.
22) ÖNLİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİLER İÇİN PLANLANAN ORTAKLIK YAPISI DEĞİŞİKLİĞİNİN YÖNETMELİK’TE BELİRLENEN İSTİSNALAR KAPSAMINA GİRİP GİRMEDİĞİNİN BELİRLENMESİ BAŞVURULARI
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğinin Yönetmeliğin 57 nci maddesinde yer alan istisnalardan hangisinin kapsamına girdiği ayrıntılı olarak açıklanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tablolar
Yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (çocuk, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
c) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olunmadığına dair beyan
Yönetmeliğin 57 nci maddesinde tanımlanan istisnalar kapsamında mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), başvuru ekinde sunulur.
ç) YEKA kapsamında verilen önlisanslarda, pay devrine onay verdiğine ilişkin Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay başvuru ekinde sunulur.
AÇIKLAMALAR:
1) EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda yetki belgesi “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da belirlendiği şekilde muhatap yetkilisinin tanımlanması amacıyla Kuruma yazılı olarak sunulur. Yetki belgesi “Usul ve Esaslar”da belirlenen asgari unsurları içerir. Kurum nezdinde muhatap yetkilisi daha önce tanımlanmış ise tekrar sunulmasına gerek yoktur. Yazılı olarak yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
2) Birleşme veya bölünme onayı ile tesis-proje devri onayı sonucunda yeni bir tüzel kişilik adına lisans verilmesi için “eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans” başvurusunda bulunulması gerekmektedir. Bu kapsamdaki lisans başvurularında sunulacak bilgi ve belgelere ilişkin açıklamalar “Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer almaktadır.
3) Aynı tadil başvurusunda birden fazla önlisansta/lisansta yer alan ortak hükümlerde yapılacak lisans tadilleri için tek bir tadil bedeli yatırılması gerekmektedir.
4) Aynı tadil başvurusunda farklı konuların bulunması halinde, söz konusu başvuru kapsamında Kurul ve ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılacak tadiller için ayrı tadil bedelleri alınır.
5) 1 numaralı tadilde tüzel kişinin bildirim adresi ile 10 numaralı tadilde tesis yeri fiziken değişmediği halde idari yönetimin tasarrufları sonucunda bahse konu bilgilerde değişiklik olmuş ise tadil bedeli alınmaz.
Ek-5.1.a
ÖNLİSANS / LİSANS TADİL BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Aşağıda konu ve gerekçesi ile bilgilerine yer verilen önlisans / lisansımızın tadil edilmesi hususunda gereğini arz ederiz.
Önlisans / Lisans tarihi ve numarası:
İlgili proje veya tesis adı1:
Tadil konusu :
Tadil gerekçesi :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
1 Önlisans veya üretim lisansları için girilecektir.
Ekler:
1- “Önlisans ve Lisans Tadil Başvuruları ile Birleşme, Bölünme, Tesis/ Proje Devri Onay Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-5.1.b
BİRLEŞME – BÖLÜNME / TESİS - PROJE DEVRİ / ORTAKLIK YAPISI DEĞİŞİKLİĞİ ONAY BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Aşağıda konu ve gerekçesi belirtilen işlem için Kurumunuz tarafından onay verilmesi hususunda gereğini arz ederiz.
Lisans tarihi ve numarası1:
İlgili proje veya tesis adı1:
Konu : Yapılması planlanan ………… (birleşme/bölünme/tesis devri/proje devri/ortaklık yapısı değişikliği)2 işlemine onay verilmesi talebi
Gerekçe :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
1 Tesis veya proje devri talebi olması durumunda girilecektir.
2 Talep edilecek işlem türüne göre seçilecektir.
Ekler:
1- “Önlisans ve Lisans Tadil Başvuruları ile Birleşme, Bölünme, Tesis/ Proje Devri Onay Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-5.1.c
TÜZEL KİŞİYE İLİŞKİN BİLDİRİM DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Tüzel kişiliğimizde gerçekleştirilmiş olan ortaklık yapısı/yönetici değişikliğine ilişkin bildirimimiz ekte sunulmuştur.
Bilgilerinizi ve gereğini arz ederiz.
Bildirim konusu :
Gerekçe :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
|
docx
|
python-docx
|
035cd0bf7ea8
|
ELEKTRİK DAĞITIM ŞİRKETLERİ TARAFINDAN KURULAN COĞRAFİ BİLGİ SİSTEMLERİNİN İYİLEŞTİRİLMESİNE VE STANDARTLAŞTIRILMASINA YÖNELİK USUL VE ESASLAR
Amaç
MADDE 1- (1) Bu düzenlemenin amacı, elektrik dağıtım şirketleri tarafından kurulmuş olan Coğrafi Bilgi Sistemlerinin (CBS) dağıtım şirketi ve elektrik dağıtım sektörünün ihtiyaçları doğrultusunda iyileştirilmesi ve kurulan CBS’ler için tutulan verilere ilişkin asgari standartların belirlenmesidir.
Hukuki dayanak
MADDE 2 - (1) Bu düzenleme, Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliğinin 24 üncü maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 3 - (1) Bu usul ve esaslarda geçen;
CBS: Coğrafi Bilgi Sistemini,
Dağıtım varlığı: 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nda yer alan Dağıtım Tesisi tanımı kapsamına giren tesislerde kullanılan elektriksel teçhizatı,
c) Karakteristik: Dağıtım varlığına ait varlığı tanımlayıcı ve varlığa özgü veri veya bilgiyi,
ç) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
d) Şebeke envanteri: Dağıtım şirketine ve dağıtım şebekesine bağlı kullanıcılara ait tüm dağıtım varlıklarını gösterir listeleri,
e) Tekil kod: İlgili dağıtım varlığına özgü numaralandırma (veri tabanındaki benzersiz kayıt kodu) kodunu,
f) Veri doğruluğu: CBS’de tutulan mekânsal verilerin karakteristik, nicelik ve coğrafi konum bilgilerinin dağıtım varlıkları ile tutarlılığını,
g) Yedek sunucu: Aktif sunucudan farklı bir lokasyonda bulunan aktif sunucudaki CBS kapsamındaki verilerin yedeklendiği sunucuyu,
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçen diğer kavram ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
Coğrafi bilgi sistemlerinin niteliği
MADDE 4- (1) Dağıtım şirketi tarafından kurulmuş olan CBS,
a) Dağıtım şirketinin lisansı kapsamında sorumlu olduğu dağıtım bölgesinin ve komşu dağıtım şirketi ile olan enerji veriş/çekiş noktalarının tamamını kapsayacak,
b) Elektrik Dağıtımı ve Perakende Satışına İlişkin Hizmet Kalitesi Yönetmeliğinde tanımlanan Şebeke Bağlantı Modellerini içerecek ve/veya gösterecek,
c) Şebeke envanterini asgari olarak Tablo-1 ve Tablo-2’de tanımlanan her bir dağıtım varlığı bazında raporlayabilecek,
ç) Asgari olarak her bir dağıtım varlığına ilişkin Tablo-1 ve Tablo-2’de yer alan karakteristik bilgilerini gösterebilecek,
d) Arıza Yönetim Sistemleri, Uzaktan İzleme ve Kontrol Sistemleri/Şebeke Yönetim Sistemleri, Müşteri Bilgi Sistemleri, Şebeke Yatırım Yönetim Sistemleri/Yazılımları ve Kurum tarafından gerekli görülebilecek ilave sistemlerle entegre çalışabilecek,
bir yapıda oluşturulacaktır.
Coğrafi bilgi sistemlerinde güncel tutulması gereken veriler
MADDE 5- (1) Dağıtım şirketinin kurmuş olduğu CBS yazılımında aşağıda yer alan veriler güncel halde gösterilir ve Kurum ile Kurumun belirleyeceği ilgili Kurum ve Kuruluşların erişimine sunulur:
a) Coğrafi konum bilgileri de dahil olmak üzere Tablo-1 ve Tablo-2’de listelenen tüm dağıtım varlıkları ile bu varlıklara ait karakteristik bilgileri,
b) Dağıtım sistemine bağlı tüm kullanıcı tesislerinin coğrafi konumlarıyla eşleştirilmiş verileri (adres ve/veya koordinat bilgisi, tesisat numarası, kofre, sayaç bilgisi vb.),
c) Şebeke unsurlarının birbirleriyle olan elektriksel ve fiziksel ilişkileri,
ç) Dağıtım şirketince yeni yapılan ve/veya planlanan yatırım projeleri,
d) Şirket arıza, bakım ve onarım ekiplerinin bulunduğu merkezlere ait coğrafi konum bilgileri.
Coğrafi bilgi sistemlerinde tutulan verilerin saklanması
MADDE 6- (1) CBS kapsamındaki veriler biri aktif diğeri yedek olmak üzere en az iki sunucu üzerinde saklanır. Bu veriler en geç haftalık olarak yedeklenir. Yedek sunucu veya sunucular, Felaket Kurtarma Merkezi olarak işlev görür.
(2) Aktif ve yedek sunucuların asgari olarak farklı illerde bulundurulması zorunludur.
Coğrafi bilgi sistemlerinde tutulan verilerin güncellenmesi ve doğruluğu
MADDE 7- (1) Dağıtım şirketine ait CBS, örnekleme usulüyle ilçe bazında yapılacak inceleme ve/veya denetimlerde dağıtım varlıkları ve bunlara ilişkin 5 inci maddede tanımlanan veriler için en az % 95 veri doğruluğunu sağlamalıdır.
(2) Birinci fıkra kapsamındaki veri doğruluğu Tablo-3’te yer alan varlık ve bu varlıklara ilişkin puan ağırlıkları esas alınarak hesaplanır.
(3) Birinci fıkra kapsamında yapılacak inceleme ve/veya denetim her bir dağıtım şirketi için her bir tarife uygulama döneminde bir kez yapılır. Dağıtım şirketi bazında müteakip inceleme ve/veya denetimler en az 3 yıl ara ile gerçekleştirilir.
Yükümlülüklerin dağıtım şirketlerince tamamlanması
GEÇİCİ MADDE 1- (1) Bu Usul ve Esaslar kapsamında tamamlanması gereken yükümlülükler dağıtım şirketince 01/01/2019 tarihine kadar yerine getirilir.
Yürürlük
MADDE 8 - (1) Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 9 - (1) Bu Usul ve Esaslarda yer alan hükümleri Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
TABLO-1 (Usul ve Esaslardan Önce Tesis Edilen Varlıklar)
TABLO-2 (Usul ve Esasların Yayımlanmasından Sonra Tesis Edilen Varlıklar)
TABLO 3- Veri Doğruluğu Hesaplama Tablosu
|
docx
|
python-docx
|
bbe31df43d67
|
DAĞITIM SİSTEM KULLANIM ANLAŞMASI
Tarih: .../.../......
Bu anlaşma; isim ve/veya unvanı ile kanuni ikametgah adresi aşağıda belirtilen................................................................tesisin/tesislerin, Elektrik Piyasası Kanunu ve ilgili mevzuatı uyarınca dağıtım sistemini kullanması için gerekli hüküm ve şartları içermektedir.
Kanuni Adresleri Kullanıcı(*):
Kullanıcı Sıfatı:
Temsile Yetkili Kişiler
(İmzalar)
Dağıtım Şirketi Kullanıcı
Bu anlaşma, genel hükümleri içeren birinci bölümü ve özel hükümleri ve ekleri içeren ikinci bölümü ile birlikte ayrılmaz bir bütündür.
(*)Kullanıcı: Bu anlaşmada, dağıtım sistemini kullanan üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, toptan satış şirketleri, OSB’ler ve perakende satış şirketlerini ifade eder.
BİRİNCİ BÖLÜM
MADDE 1. KULLANICIYA ÖZGÜ ŞARTLAR:
Dağıtım sisteminin kullanılmasına ilişkin bilgiler Ek-1’de belirtildiği şekildedir.
MADDE 2. KARŞILIKLI YÜKÜMLÜLÜKLER:
A.Mali Yükümlülükler:
1. Dağıtım Sistemi Kullanım Fiyatı Üzerinden Hesaplanan Bedellerin Ödenmesi:
(1) Kullanıcı, aylık olarak Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği çerçevesinde dağıtım şirketlerince bildirilen uzlaştırmaya esas tüketim verileri esas alınarak hesaplanan dağıtım sistemi kullanım fiyatı üzerinden tahakkuk ettirilen bedeli Dağıtım Şirketine öder.
(2) Dağıtım şirketi, her türlü vergi ve yükümlülükler de ilave edilmiş olan ayrıntılı ödeme bildirimini, takip eden ay içerisinde kullanıcıya gönderir.
(3) Kullanıcı, ödeme bildiriminin kendisine tebliğ edildiği günü izleyen on beş gün içerisinde bildirimde yer alan tutarı, Dağıtım Şirketine öder. Ödemede gecikilen süre için 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesinde öngörülen gecikme zammı uygulanır.
(4) Maddi hatalar dışında; ödeme bildirimi içeriğine yapılacak herhangi bir itiraz, ödemeyi durdurmaz.
(5) Dağıtım Şirketinin hatası nedeniyle fazla tahakkuk edilmiş olan tutara, ödeme bildiriminin tebliğ edildiği günden itibaren 15 (on beş) gün içerisinde itiraz edilebilir. 10 (on) iş günü içerisinde itiraz sonuçlandırılır. İtirazın kısmen veya tamamen haklı bulunması halinde fazla ödenen tutar, ödeme süresinin bitiminden başlamak üzere 6183 sayılı Amme Alacakların Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre hesaplanan gecikme zammı da dahil olmak üzere kullanıcıya 3 (üç) iş günü içerisinde iade edilir.
(6) Kullanıcının, Dağıtım Şirketine karşı bu anlaşmadan kaynaklanan ödeme yükümlülüklerini son ödeme tarihine kadar yerine getirmemesi durumunda Dağıtım Şirketi tarafından kullanıcıya uyarı bildiriminde bulunulur. Kullanıcı, Dağıtım Şirketi tarafından yapılan uyarı bildirimine rağmen, ödeme yükümlülüğünü bildirimin yapıldığı tarihi izleyen 8 (sekiz) gün içerisinde yerine getirmezse, kullanıcıdan bu anlaşma kapsamında alınan teminat kullanıcının borçlarına mahsup edilir. Teminatın kullanıcının borçlarına mahsuben kullanılması durumunda; kullanıcı 30 (otuz) gün içerisinde ek teminat vermek sureti ile teminatını tamamlar veya yeni teminat verir. Teminat tamamlama veya yenileme yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcının durumu Dağıtım Şirketi tarafından ilgili mevzuat kapsamında Kuruma bildirilir.
(7) Kullanıcı portföyündeki serbest tüketicinin kullanıcı ile yapmış olduğu ikili anlaşma kapsamında öngörülen ödemeleri zamanında yapmaması halinde kullanıcının yazılı başvurusu üzerine ve ilgili tüketicinin ödeme yaptığını belgeleyememesi durumunda dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde ilgili tüketicinin elektriği kesilir.
(8) Genişleme yatırımı veya yeni yatırımın üretici/tüketici tarafından yapılması veya finansmanının sağlanması halinde üretici/tüketici tarafından karşılanan bedel için, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde uygulama yapılır.
2.Diğer Masraflar:
Bu anlaşmadan doğan vergi, resim, harç gibi yükümlülükler ile diğer masraflar kullanıcı tarafından karşılanır.
3.Tazminat:
Kullanıcı, bu anlaşma ve ilgili mevzuata aykırı davranışları sonucunda Dağıtım Şirketinin uğradığı zararları tazmin eder.
B- Veri Sağlama:
Kullanıcı, dağıtım sistemi kullanım fiyatının hesaplanmasına ilişkin talep edilen gerekli bilgi ve belgeyi Dağıtım Şirketine verir.
MADDE 3. MÜCBİR SEBEP HALLERİ:
(1) Bu anlaşma kapsamındaki yükümlülükler Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 51 inci maddesinde belirtilen mücbir sebeplerden dolayı yerine getirilemediği takdirde, mücbir sebep olayının veya etkilerinin devam ettiği ve yükümlülüğün yerine getirilmesini engellediği süre boyunca etkilenen yükümlülükler askıya alınır.
(2) Mücbir sebeplerden dolayı yükümlülüğünü yerine getiremeyen kullanıcı; mücbir sebebe yol açan koşulları, mahiyetini ve tahmini süresini açıklayan mücbir sebep bildirim raporunu, mücbir sebebin süresi boyunca yükümlülüklerini yerine getirememe durumunu ortadan kaldırmak için aldığı önlemleri ve güncel bilgileri içeren raporları Dağıtım Şirketine gönderir.
(3) Dağıtım Şirketi; mücbir sebebe yol açan koşulları, mahiyetini ve tahmini süresini açıklayan mücbir sebep bildirim raporunu, mücbir sebebin süresi boyunca yükümlülüklerini yerine getirememe durumunu ortadan kaldırmak için aldığı önlemleri ve güncel bilgileri içeren raporları mücbir sebebin meydana geldiği tarihi izleyen 10 (on) gün içerisinde internet sayfasında yayımlar.
MADDE 4. DEVİR, TEMLİK VE REHİN:
(1)Kullanıcı, bu anlaşma kapsamındaki haklarını veya yükümlülüklerini önceden Dağıtım Şirketinden yazılı onay almaksızın başkalarına devir, temlik ve rehne konu edemez.
(2)Devir ve temlik;
a) Devir ve temlik edilmesi teklif edilen kişi bu Anlaşmaya taraf olacağını, Anlaşmanın tüm hüküm ve şartlarına uyacağını ve yükümlülüklerini yerine getireceğini Dağıtım Şirketine doğrudan taahhüt etmeden,
b) Kullanıcı, kendi yükümlülükleri için vermiş olduğu teminatı devir ve temlik edilmesi teklif edilen kişinin yükümlülüklerini de kapsayacak şekilde genişletmeden veya Dağıtım Şirketine eşdeğer bir teminat sağlayan yeni bir teminatla değiştirmeden,
geçerli olmaz.
MADDE 5. HİZMET ALIMI:
Dağıtım Şirketi ile kullanıcı, önceden birbirlerinin yazılı onayını almaksızın, bu anlaşma kapsamındaki yükümlülüklerini hizmet alımı yoluyla başkalarına gördürebilir. Hizmet alımı yoluna gidilmesi, bu anlaşma kapsamındaki yükümlülüklerin devri anlamına gelmez. Hizmet alımında bulunan kullanıcı, bu durumu uygulamanın başlamasından en az üç iş günü öncesinden Dağıtım Şirketine yazılı olarak bildirir.
MADDE 6. GİZLİLİK:
Taraflar, ilgili mevzuatın uygulanması sonucu veya piyasa faaliyetleri yahut işbu anlaşmanın uygulanması sonucu sahip oldukları ticari önemi haiz bilgilerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almak ve kendi iştirakleri ve/veya hissedarları olan tüzel kişiler dahil üçüncü şahıslara açıklamamak ve ilgili mevzuat ile öngörülen hususlar dışında kullanmamakla yükümlüdür.
MADDE 7. FERAGAT:
Taraflar yazılı olarak haklarından feragat etmediği sürece; ilgili mevzuat ve bu anlaşma kapsamındaki hakların kullanılmasındaki gecikme, bu hakları kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz ve bu haklardan feragat edildiği anlamına gelmez. Bir hakkın kısmen kullanılması, bu hakkın veya başka bir hakkın ileride kullanımını engellemez.
MADDE 8. EK PROTOKOLLER/EK SÖZLEŞMELER:
(1) Taraflar, karşılıklı mutabakat sağlamaları halinde aralarında mevzuat çerçevesinde bu anlaşmaya ek olarak ilave ve/veya değişiklik protokolleri/sözleşmeleri yapabilir.
(2) Bu anlaşmanın birinci bölümünde yer alan genel hükümler, Enerji Piyasası Düzenleme Kurul kararı ile değiştirilebilir.
MADDE 9. SONA ERME:
(1)Bu anlaşma;
a) Kullanıcının lisansının iptal edilmesi veya sona ermesi halinde,
b) Dağıtım Şirketi ile üretim faaliyeti gösteren kullanıcı arasında imzalanan Bağlantı Anlaşmasının sona ermesi halinde,
c) Kullanıcının iflasına karar verilmesi, tasfiye memuru atanması, hukuken tasfiyesini gerektiren bir durum ortaya çıkması veya acze düşmesi hallerinde, kendiliğinden sona erer.
(2) Kullanıcının, bu anlaşmaya konu dağıtım sistemi kullanımını sona erdirmek üzere Dağıtım Şirketine yazılı olarak başvurması halinde, tarafların mutabık kalacakları tarihte bu anlaşma sona ermiş kabul edilir. Bu durumda kullanıcı, dağıtım sistemi kullanımını sona erdirme talebini Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği’nde belirtilen süre ve uygulamalara göre Dağıtım Şirketine yazılı olarak bildirir.
(3) Bu anlaşmanın sona ermesi, tarafların bu anlaşmadan kaynaklanan mali yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.
MADDE 10. KISMİ HÜKÜMSÜZLÜKTE ANLAŞMANIN GEÇERLİLİĞİ:
Bu anlaşmanın herhangi bir hükmünün, batıl, hükümsüz, geçersiz, uygulanamaz veya mevzuata aykırı olduğu tespit edilirse; bu durum anlaşmanın geri kalan hükümlerinin geçerliğini kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz.
MADDE 11. ANLAŞMAZLIKLARIN ÇÖZÜMÜ:
Dağıtım Şirketi ile kullanıcının bu anlaşmanın hükümleri üzerinde mutabakata varamamaları halinde, taraflar, anlaşmazlığın çözümü konusunda Kuruma yazılı olarak başvuruda bulunabilir.
MADDE 12. BİLDİRİMLER:
(1) Bu anlaşma uyarınca yapılacak bildirimler, Elektrik Piyasasında İletim ve Dağıtım Sistemlerine Bağlantı ve Sistem Kullanımı Hakkında Tebliğ’de öngörülen usullere göre yapılır.
(2) Dağıtım Şirketinin adres değişikliği, resmi internet sayfasında yayımlanarak bildirilir. Kullanıcı, iletişim adresindeki değişikliği Dağıtım Şirketine değişiklik gerçekleştikten sonraki 10 (on) gün içinde bildirmekle yükümlüdür.
MADDE 13. MEVZUATA UYUM:
Bu anlaşmanın yürürlük tarihinden sonraki ilgili mevzuat değişiklikleri taraflar için bağlayıcıdır.
MADDE 14. TEMİNAT ALINMASI:
(1) Kullanıcı, bu anlaşma kapsamındaki sistem kullanım bedeline ilişkin ödeme yükümlülüklerinin teminat altına alınabilmesini teminen Dağıtım Şirketine teminat olarak nakit veya kesin ve süresiz banka teminat mektubu verir. Ancak, her koşulda alınan teminat miktarı, kullanıcının anlaşma tarihinden önceki bir yıl içinde ödediği aylık sistem kullanım bedellerinin aritmetik ortalamasının 2 (iki) katından daha fazla olamaz. Bu anlaşma kapsamında kullanıcıdan alınan teminatlar EK-2’de belirtilmiştir.
(2) Alınan teminat miktarı, kullanıcının geriye dönük 1 (bir) yıllık tüketiminin bulunmaması durumunda Bağlantı Anlaşmasında belirtilen bağlantı gücü ile bir ayda 20 (yirmi) gün ve günde 8 (sekiz) saat çalışacağı varsayılarak hesaplanan bedelin iki katından fazla olamaz.
(3) Bir takvim yılı içerisinde dağıtım sistemi kullanım fiyatında herhangi bir sebeple artış olması halinde ve/veya kullanıcının tüketim miktarında artış olacağının revize edilen EK-3 liste ile belirlenmiş olması halinde kullanıcı tarafından verilen teminatlar Dağıtım Şirketi tarafından yapılan bildirimi izleyen 30 (otuz) gün içerisinde, ek teminat verilmek sureti ile tamamlanır veya yenilenir. Teminat tamamlama veya yenileme yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcının durumu Dağıtım Şirketi tarafından ilgili mevzuat kapsamında Kuruma bildirilir.
(4) Anlaşmanın sona ermesi halinde kullanıcının doğmuş ve/veya doğacak mali yükümlülüklerini aşan teminat miktarı herhangi bir talep aranmaksızın kullanıcıya 30 (otuz) gün içerisinde iade edilir.
MADDE 15. YÜRÜRLÜĞE GİRME:
Bu Anlaşma imzalandığı tarihte yürürlüğe girer.
Ekler:
Dağıtım Sisteminin Kullanılmasına İlişkin Bilgiler,
Teminatlar,
Dağıtım Sisteminin Kullanılmasına İlişkin Tüketici Listesi.
İKİNCİ BÖLÜM
EK-1
DAĞITIM SİSTEMİNİN KULLANILMASINA İLİŞKİN BİLGİLER
Lisans No :
Lisans Tarihi :
Lisans Süresi :
Tesis Adresi :
Dağıtım Bölgesi :
Transformatör Merkezi/EİH :
Gerilim Seviyesi :
Ölçüm Noktası :
Sistem Kullanımı İçin Öngörülen Tarih :
EK-2
TEMİNATLAR
EK-3
DAĞITIM SİSTEMİNİN KULLANILMASINA İLİŞKİN TÜKETİCİ LİSTESİ
|
docx
|
python-docx
|
59d2fd12acad
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA LİSANSSIZ ELEKTRİK ÜRETİM
YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA
DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 12/5/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 26 ncı maddesinin on üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“ (13) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamında sisteme farklı dağıtım bölgesi sınırları içerisinden bağlanacak şekilde üretim tesisi veya tesisleri kurulması halinde, tüketim tesis veya tesislerine ait elektrik enerjisi çekiş miktarları ve varsa aynı ölçüm noktasında üretim tesisine ait veriş miktarları bağlantı anlaşmasında belirlenen yere takılan sayaç verilerinden saatlik bazda tespit edilerek ilgili şebeke işletmecisi tarafından her ayın üçüncü işgününe kadar ilgili görevli tedarik şirketine veya ilgili piyasa işletmecisine bildirilir. Bu madde kapsamında bir veya birden fazla tüketim tesisi için birden fazla üretim tesisi kurulmak istenmesi halinde, farklı görevli tedarik şirketi bölgesi sınırları içinde de üretim tesisi kurulabilir. Üretim ve/veya tüketim tesislerinin farklı dağıtım ya da görevli tedarik şirketi bölgesi sınırları içinde olması durumunda mahsuplaşma işlemleri, piyasa işletmecisi tarafından yürütülür.”
MADDE 2- Aynı Yönetmeliğin 28 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “5 inci maddenin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamında bir üretim tesisinde” ibaresi “5 inci maddenin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamındaki üretim tesislerinde” şeklinde, ikinci fıkrasında yer alan “ancak yine OSB dağıtım lisans bölgesi içindeki” ibaresi “OSB dağıtım lisans bölgesi dışındaki” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 3- Aynı Yönetmeliğin 30 uncu maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “aynı dağıtım bölgesinde yer almak koşuluyla” ibaresi yürürlükten kaldırılmış ve aynı maddenin beşinci fıkrasına aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“Serbest tüketici hakkını kullanmayarak görevli tedarik şirketinden elektrik temin eden tüketim tesisleri için bu fıkra hükmü uygulanmaz.”
MADDE 4- Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“Birden fazla dağıtım ve/veya görevli tedarik bölgesi içerisinde yapılacak başvurulara ait mahsuplaşma işlemleri”
GEÇİCİ MADDE 7- (1) 26 ncı ve 30 uncu maddeler kapsamında işlemleri yürütülen tesislerde, üretim ve/veya tüketim tesislerinin farklı dağıtım ya da görevli tedarik şirketi bölgesi sınırları içinde olması halinde mahsuplaşma işlemlerinin nasıl yürütüleceğine ilişkin gerekli altyapı 3 (üç) ay içerisinde piyasa işletmecisi tarafından hazırlanır.
(2) Üretim tesislerinin farklı görevli tedarik şirketi bölgesi sınırları içinde olmasına yönelik yeni başvurular ile halihazırda işletmede olan tesislere yönelik talepler, 1/1/2023 tarihinden itibaren değerlendirmeye alınır.
(3) Bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarih itibarıyla işletmede olan veya 1/1/2023 tarihine kadar işletmeye girecek üretim tesisleri ile farklı dağıtım ya da görevli tedarik şirketi bölgesi içindeki tüketim tesislerinin mahsuplaşma işlemleri, 1/1/2023 tarihine kadar üretim tesisinin bulunduğu bölgedeki görevli tedarik şirketi tarafından yürütülür.
MADDE 5 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 6– Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
27e9756e6bd1
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10909 Karar Tarihi : 31/03/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 31/03/2022 tarihli toplantısında;
Dağıtım şirketleri tarafından dağıtım sistemi kullanıcılarına ve görevli tedarik şirketleri tarafından serbest olmayan tüketiciler ile serbest tüketici olmasına rağmen tedarikçisini seçmeyen ve 20/1/2018 tarihli ve 30307 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Son Kaynak Tedarik Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ kapsamında tanımlanan düşük tüketimli tüketicilere 1/4/2022 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-1 ve Ek-2’de yer alan tarife tablolarının onaylanmasına,
Görevli tedarik şirketleri tarafından, Yeşil Tarifeyi seçen tüketicilere 1/4/2022 tarihinden itibaren uygulanmak olmak üzere Ek-3’te yer alan tarife tablolarının onaylanmasına,
karar verilmiştir.
EKLER:
EK-1 1/4/2022 tarihinden itibaren uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarife Tablosu (1 sayfa).
EK-2 1/4/2022 tarihinden itibaren uygulanacak Nihai Tarife Tablosu (1 sayfa).
EK-3 1/4/2022 tarihinden itibaren uygulanacak Yeşil Tarife Tablosu (1 sayfa).
|
docx
|
python-docx
|
f36569d4c6e6
|
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 22/12/2014 tarih ve 32841861-42866 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde;
Çine OSB Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 17 nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2015 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
d23bd343eca2
|
24/07/2008 TARİHLİ VE 26946 SAYILI RESMİ GAZETEDE YAYIMLANMIŞTIR
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
K U R U L K A R A R I
Karar No:1679 Karar Tarihi: 17/7/2008
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 17/7/2008 tarihli toplantısında, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile AYDEM Güney Batı Anadolu Enerji San. Tic. A.Ş arasında 8/7/2007 tarihinde imzalanan 1 nolu tadil sözleşmesi gereği, Şirket lisans başvurusu ekinde sunulan, ekli “24/8/2006 tarihli ve 894 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan Menderes Elektrik Dağıtım A.Ş’ye ilişkin tarifelerin” lisans yürürlük tarihi itibariyle 31/12/2010 tarihini kapsayan dönem için AYDEM Elektrik Dağıtım A.Ş. için uygulanmasına, dağıtım ve perakende satış lisanslarına aşağıdaki parametrelerin 31/12/2010 tarihinde sona erecek ilk uygulama döneminin her yılı için derç edilmesine,
DAĞITIM LİSANSI- - -
-2008-2009-2010
Dağıtım Sistemi Gelir Gereksinimi (YTL)-86.291.051-111.415.466-139.313.134
EPE0 (Haziran 2006 TÜFE değeri)-128,63
X-0,00-0,00-0,00
KKH (%)-8,00-7,74-7,49
Uygulama Dönemi-31/12/2010
-PERAKENDE SATIŞ LİSANSI- - -
-2008-2009-2010
Perakende Satış Hizmeti Gelir Gereksinimi (YTL)-6.153.562-6.408.888-6.675.193
EPE0 (Haziran 2006 TÜFE değeri)-128,63
HKKO (%)-8,32-8,04-7,78
BKMT (%)-2,33-2,33-2,33
Uygulama Dönemi-…-31/12/2010
- -- -
Şirket ve Bakanlık ile 8/7/2007 tarihinde imzalanan 1 nolu tadil sözleşmesinin aşağıda yer alan maddelerinin Şirketin dağıtım ve perakende satış lisansının özel hükümlerine derç edilmesine,
“Madde 32:
Geçici Madde 1 - Şirket, 18 Nisan 2007 tarih ve 1167/19 sayılı Kurul kararı uyarınca ve tadil edilen işbu Sözleşmenin mali dengesinin korunması kaydıyla;
(i) 31.12.2010 tarihinde biten dönem için TEDAŞ tarafından teklif edilen, Kanun’un Geçici 9uncu maddesi kapsamında teklif edildiği şekli ile Kurul tarafından onaylanan, Menderes Elektrik Dağıtım A.Ş.’nin dağıtım, iletim, perakende satış ve perakende satış hizmeti tarifeleri ile bu tarifelerin hazırlanmasına kaynak teşkil eden usul ve esaslara,
(ii) Menderes Elektrik Dağıtım A.Ş. için “Elektrik Dağıtım Bölgelerinde Uygulanacak Fiyat Eşitleme Mekanizması Hakkında Tebliğ” uygulamalarına,
(iii) Menderes Elektrik Dağıtım A.Ş. için “20 Dağıtım Şirketinin İlk Uygulama Dönemine İlişkin Gelir Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ” uygulamalarına uymayı,
kabul ettiği,
Madde 33:
Geçici Madde 2
(i) Şirket tarafından ödenecek, finansman maliyeti dâhil İşletme Hakkı Devir Bedeli toplam tutarı ile, Geçiş Dönemi boyunca Tarife yoluyla tahsil edilecek İşletme Hakkı Devir Bedeli toplam tutarı arasındaki fark, finansman maliyeti ile birlikte, bir sonraki Uygulama Dönemine yükümlenilen maliyet olarak yansıtılacaktır.
(ii) Bu maksatla, Geçiş Dönemi boyunca Tarife yoluyla tahsil edilen İşletme Hakkı Devir Bedelinin tahsil edildikleri yılların ortalama kurlarıyla hesaplanmış tutarları toplamıyla, Şirket tarafından ödenmiş olan finansman maliyeti dâhil USD cinsinden İşletme Hakkı Devir Bedeli arasındaki fark, Geçiş Dönemi sonundaki kurla Türk Lirası’na çevrilerek bir sonraki Uygulama Dönemi tarifelerine yükümlenilen maliyet olarak yansıtılacaktır.
(iii) Kur hesaplamalarında T.C. Merkez Bankası Efektif Satış Kuru esas alınacaktır.
(iv) Şirketin İşletme Hakkı Devir Bedelinin finansmanı için ödeyeceği faiz oranının % 9’dan ve komisyon ve masrafların % 2’den fazla olması halinde, fazlaya ilişkin kısım Şirket tarafından üstlenilecek ve Tarifeye yansıtılmayacaktır.
Madde 34
Geçici Madde 3 - (i) Fiili Devir Tarihinden itibaren 12 ay içindeki fiili kayıp kaçak oranları Devir Kurulu tarafından tesbit edilecektir
(ii) Devir Kurulu tarafından tespit edilen ilk yıl fiili kayıp-kaçak oranı ile aynı yıl için tarifede esas alınan kayıp-kaçak oranı arasında fark olması halinde, Hedef Kayıp Kaçak Oranları tesbit edilecektir.
(iii) Hedef Kayıp Kaçak Oranları’nın ilk yıl değeri fiili kayıp kaçak oranına eşit olacaktır. İzleyen yıllardaki Hedef Kayıp Kaçak Oranları, Kurulca onaylanmış Menderes Elektrik Dağıtım A.Ş.’nin tarifesinin tesbitinde kullanılan kayıp - kaçak oranlarındaki azalma yüzdesi oranında azaltılarak tesbit edilecektir.
(iv) Tarifede esas alınan kayıp - kaçak oranlarının maliyeti ile Hedef Kayıp Kaçak Oranları’nın maliyeti arasında Geçiş Dönemi boyunca oluşacak maliyet farkları, Geçiş Döneminden sonra başlayacak uygulama dönemi tarifesine, “20 Dağıtım Şirketinin İlk Uygulama Dönemine İlişkin Gelir Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ”de yeralan faiz oranıyla, yükümlenilen maliyet olarak taşınılacaktır.
Madde 35
Geçici Madde 4 - Fiili Devir tarihinden sonra yapılacak ilk yıl yatırımları ve devam eden yatırımlarla ilgili yatırım planı ve finansman planı Elektrik Piyasasında Dağıtım Sistemi Yatırımlarının Düzenlenmesi ve Planlardaki Gerçekleşmelerin Denetlenmesi Hakkında Yönetmelik’in Geçici 1. maddesi hükmü doğrultusunda ile Şirket tarafından Fiili Devir tarihinden önce Kurum onayına sunulacaktır.
Madde 36
Geçici Madde 5 - Fiili Devir Tarihinden önceki uygulamalara ilişkin, gerek “Elektrik Dağıtım Bölgelerinde Uygulanacak Fiyat Eşitleme Mekanizması Hakkında Tebliğ” ve “20 Dağıtım Şirketinin İlk Uygulama Dönemine İlişkin Gelir Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ”den kaynaklanan tarife düzeltmelerinden oluşacak alacak ya da vereceğe, gerekse 3. şahıslara ait borç ve alacaklara ilişkin olarak, Fiili Devir tarihinden önce doğmuş veya Fiili Devir Tarihinden önceki iş ve işlemlerle ilgili olarak Fiili Devir Tarihinden sonra doğacak bütün tüm borç ve alacaklardan Şirket sorumlu olmayacaktır”,
karar verilmiştir.
EKLER:
EK-1 RAG Tabloları
EK-2 Maliyet Tabanlı Tarife
EK-3 Uyum Bileşeni Uygulamalarından Sonra Elde Edilen Uygulanabilir TEDAŞ Geneli Ortalama Tarifeleri
|
docx
|
python-docx
|
c802fad2bd5d
|
Resmi Gazetenin 29.12.2012 tarih ve 28512 sayılı ile yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
Karar No: 4214 Karar Tarihi: 27/12/2012
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/12/2012 tarihli toplantısında,
30/09/2012 tarih ve 4051 sayılı Kurul Kararı ile onaylanmış olan tarife tablolarının elektrik dağıtım lisansı sahibi şirketler tarafından dağıtım sistemi kullanıcılarına ve görevli perakende satış şirketleri tarafından serbest olmayan tüketicilere ve serbest tüketici olmasına rağmen tedarikçisini seçmeyen tüketicilere 01/01/2013 tarihinden itibaren de uygulanmasının devamına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
395d35ca5b21
|
9 Mart 2006 tarihli ve 26103 sayılı Resmi Gazetede yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
K U R U L K A R A R I
Karar No: 664-20 Karar Tarihi: 24/2/2006
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 24/2/2006 tarihli toplantısında, 29/12/2005 tarihli ve 622 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan “Kaçak ve Usulsüz Elektrik Enerjisi Kullanımına İlişkin Usul ve Esaslar”ın başlığının “Kaçak ve Usulsüz Elektrik Enerjisi Kullanılması Durumunda Yapılacak İşlemlere İlişkin Usul ve Esaslar” olarak değiştirilmesine, karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
5b69c4413f32
|
Gündem dışı olarak görüşülmesi kabul edilen, Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28/12/2015 tarihli ve 32841861.100.47482 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; Kocaeli Gebze Dilovası OSB ;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 17 nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2016 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
e4eecc4ec05d
|
EK-1
TÜRKİYE ELEKTRİK İLETİM ANONİM ŞİRKETİ
İLETİM SİSTEMİ SİSTEM KULLANIM VE SİSTEM İŞLETİM TARİFELERİNİ HESAPLAMA VE UYGULAMA YÖNTEM BİLDİRİMİ
1/1/2025
Bu Doküman Hakkında
Yöntem Bildirimi elektrik piyasası mevzuatı esas alınarak hazırlanmıştır.
Bu dokümanda, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi’nin (TEİAŞ) iletim sistemi sistem kullanım ve sistem işletim tarifelerinin belirlenmesinde ve uygulanmasında izlenen yöntem açıklanmaktadır.
Yöntem Bildirimi başlıklı bu doküman, TEİAŞ İletim Lisansının yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yasal olarak uygulanmaya başlamıştır.
Yöntem Bildirimi ile ilgili olarak her uygulama dönemi için gerekli düzenlemeler TEİAŞ tarafından yapılmakta ve Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) tarafından incelenmesinin ardından onaylanarak yayımlanmaktadır. Bu doküman ilk olarak ülkemizde serbest enerji piyasasının oluşmasıyla birlikte 1/4/2003 tarihinde EPDK tarafından yayımlanarak yürürlüğe girmiştir.
1/4/2003 tarihinden itibaren Yatırım Maliyetine Dayalı Fiyatlandırma (YMDF)’nın uygulanması sonucu elde edilen noktasal sinyaller baz alınarak oluşturulan 22 tarife bölgesine ilişkin iletim sistemi sistem kullanım tarifeleri uygulanmaya başlamıştır. İletim sistemi sistem kullanım tarifeleri 1/4/2004 tarihinden başlamak üzere, 2003 yılına ilişkin iletim sistemi sistem kullanım tarifelerinin sinyal yapısı korunarak uluslararası enterkonneksiyona ilişkin 23 üncü tarife bölgesinin de eklenmesi ile 23 tarife bölgesi için uygulamaya başlanmıştır. 23 üncü tarife bölgesi, sadece enerji ithal veya ihraç eden iletim sistemi kullanıcıları için ulusal elektrik sistemimizin herhangi bir bağlantı noktasında yapılacak olan elektrik enerjisi ithalatı veya ihracatında rekabet ortamının olmaması nedeniyle ve her bağlantı noktasında eşit tarife uygulama politikası gözetilerek TEİAŞ tarafından EPDK’nın da onayıyla iletim sistemi sistem kullanım tarifesine eklenmiştir.
2009 yılı itibariyle üç yılı kapsayacak ikinci uygulama dönemine geçilmiş olması nedeniyle YMDF esasları doğrultusunda 2003 yılından itibaren geçen süre içinde iletim şebekemizde meydana gelen gelişme ve büyümeye ilişkin veriler kullanılarak iletim sistemi sistem kullanımına ilişkin 14 tarife bölgesi belirlenmiş ve enterkoneksiyonlar için ithalat ve ihracata ilişkin tarife bölgeleri korunmuştur.
2012 yılı itibariyle üçüncü uygulama dönemine başlanmış olması nedeniyle, YMDF’nin çalıştırılması sonucu elde edilen noktasal sinyaller baz alınarak 14 yeni tarife bölgesi belirlenmiş ve geçen süre içinde elektrik enerjisi ithalatı veya ihracatında rekabet ortamının gelişmesiyle birlikte uluslararası enterkoneksiyona ilişkin ayrı tarife bölgesi uygulaması kaldırılmıştır.
2015 yılı itibariyle dördüncü uygulama dönemine başlanmış olması nedeniyle, YMDF’nin çalıştırılması sonucu elde edilen noktasal sinyaller baz alınarak 14 yeni tarife bölgesi belirlenmiştir.
2016 yılı Mayıs ayı itibariyle, iletim bedelleri tespit edilirken göz önüne alınan kapasite (MW) değerine ek olarak, enerji (MWh) değeri de bir bileşen olarak hesaplamalara dahil edilmeye başlanmıştır.
2018 yılı itibariyle beşinci uygulama dönemine başlanmış ve dördüncü uygulama dönemi için noktasal sinyaller baz alınarak belirlenen 14 tarife bölgesinde değişiklik yapılmadan bu bölgelerle devam edilmiştir.
2021 yılı itibariyle altıncı uygulama dönemine başlanmış olup, altıncı uygulama döneminde uygulanacak 15 tarife bölgesi 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında TEİAŞ tarafından hazırlanan Bölgesel Bağlanabilir Kapasite Raporu (BBKR) esas alınarak tespit edilmiştir.
2024 yılı itibariyle yedinci uygulama dönemine başlanmış olup, yedinci uygulama döneminde uygulanacak 15 tarife bölgesi 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında TEİAŞ tarafından hazırlanan Bölgesel Bağlanabilir Kapasite Raporu (BBKR) esas alınarak tespit edilmiştir. Tüm enterkonneksiyon hatları için ayrı ayrı olmak üzere, enterkonneksiyon kullanıcılarına düzenlenecek iletim bedellerine esas sistem kullanım ve sistem işletim tarifeleri T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (Bakanlık) görüşü alınarak TEİAŞ tarafından ayrıca belirlenebilmekte ve bu durumda ilgili bedeller EPDK onayına sunulmaktadır.
Uygulamada zamana bağlı hükümler bu Yöntem Bildiriminin yürürlükte olduğu süreler için geçerlidir.
FİYATLANDIRMA İLE İLGİLİ DÜZENLEMELER VE ANLAŞMALAR
Sisteme Bağlantı ve Sistem Kullanımı
Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği (BSKY) ile ilgili mevzuat çerçevesinde hazırlanan bağlantı, sistem kullanım, enterkoneksiyon kullanım anlaşmaları; kullanıcının iletim sistemiyle olan bağlantısına ve/veya iletim sistemini kullanımına ilişkin teknik hususlar ile iletim sisteminin kullanımı ve/veya sisteme bağlantı konusundaki şartları belirler.
Bu kapsamda, kullanıcılarla bağlantı anlaşması, sistem kullanım anlaşması, enterkonneksiyon kullanım anlaşması olmak üzere üç tür anlaşma yapılır. İletim sistemine doğrudan bağlanan iletim sistemi kullanıcıları hem bağlantı anlaşması hem de sistem kullanım anlaşması, enterkoneksiyon kullanıcıları ise enterkonneksiyon kullanım anlaşması imzalamak zorundadırlar.
Bir kullanıcının BSKY ve bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmaları kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirememesi veya kendi isteğiyle bağlantısını koşullu veya koşulsuz olarak sona erdirmesi durumunda, BSKY’nin ilgili hükümleri uygulanır.
TEİAŞ’ın iletim sistemini, enterkonneksiyon kullanıcısı olarak ihracat ve/veya ithalat amacıyla kullanmak isteyen tüzel kişiler TEİAŞ ile enterkonneksiyon kullanım anlaşması imzalamak zorundadır. Kapasite tahsisinin ihale yoluyla yapıldığı enterkonneksiyon hatları üzerinden, elektrik enerjisinin ithalatı ve/veya ihracatı faaliyetinde bulunacak kullanıcılar senkron paralel işletilen bağlantılarda Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kuralları, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda, senkron paralel işletilmeyen bağlantılarda ise, Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda hareket etmekle yükümlüdürler.
TEİAŞ ile anlaşma yapılıp yapılmadığına bakılmaksızın iletim sistemi kullanıcılarına ilişkin olarak; TEİAŞ mülkiyetindeki ve/veya kullanıcı mülkiyetindeki satışa esas ölçü sistemlerinde yer alan sayaçların periyodik bakım çalışmaları sistem kullanım anlaşmasında belirtilen sürelerde yapılacaktır. Periyodik bakım kapsamında sistem kullanım anlaşmasında belirtilen iş ve işlemler gerçekleştirilecektir. Mevzuat gereği ölçü noktası iletim sistemi kullanıcı tesislerinde olan/olması gereken sayaçların testlerine ilişkin bedeller Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi Ürün ve Hizmet Satışı ile Araç Gereç Kira Yönetmeliği hükümlerine göre tahsil edilir.
İletim Sistemi Fiyatlandırma Esasları
İletim sistemi sistem kullanım ve sistem işletim tarifeleri Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği, İletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ ve ilgili diğer mevzuat çerçevesinde TEİAŞ’ın maliyetleri dikkate alınarak EPDK tarafından onaylanan gelir tavanları doğrultusunda belirlenmektedir.
İletim Sistemi Maliyetleri
TEİAŞ’ın maliyetleri, temel olarak elektriğin iletim sistemi üzerinden güvenilir bir şekilde naklini teminen iletim sistemi varlıklarına ilişkin yapılan yatırımlar ve iletim sisteminin işletme, bakım, yan hizmetler, iletim sistemi kayıpları, sıfır bakiye düzeltme tutarı ve kapasite mekanizması ile ilgili mevzuat gereğince TEİAŞ tarafından yürütülen faaliyetlere ilişkin maliyetlerden oluşur. Bu maliyetler, kullanıcılardan alınan sistem kullanım ve sistem işletim bedelleri ile karşılanır. TEİAŞ, iletim lisansı uyarınca, iletim sisteminin belirli standartlara uygun olarak planlanmasından, geliştirilmesinden ve işletilmesinden sorumludur. Dolayısıyla, sermaye yatırımı ihtiyaçları bu standartlara uyma zorunluluğundan kaynaklanmaktadır.
Kullanıcının iletim sistemine bağlanabilmesi için ilave iletim sistemi varlıklarının tesisinin gerektiği ve TEİAŞ’ın bu varlıkların tesisini finanse edecek yeterli finansmanın mevcut olmadığı veya zamanında yatırım planlaması yapılamadığı durumlara ilişkin uygulama 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve ilgili mevzuat kapsamında belirlenen esaslar uyarınca gerçekleştirilir.
TEİAŞ’ın Gelirleri
TEİAŞ’ın gelirlerini sistem kullanım ve sistem işletim tarifeleri oluşturmaktadır. Bu dokümanda sistem kullanım ve sistem işletim tarifelerinin hesaplanmasına ve uygulanmasına ilişkin esaslar düzenlenmiştir.
TEİAŞ’ın elektrik enerjisi iletim faaliyetlerinden elde edeceği gelir tavanları, EPDK tarafından, yürürlükteki Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği, İletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ, ilgili diğer mevzuat ile TEİAŞ’ın iletim lisansı çerçevesinde belirlenir. TEİAŞ’ın maliyetleri esas alınarak hesaplanan gelir tavanlarının bir önceki yıla göre artış oranları, ilgili yılın yıllık enflasyon artış oranından bağımsızdır.
Sistem kullanım tarifesi sabit ve değişken olmak üzere iki bileşenden oluşmakta olup sabit ve değişken sistem kullanım tarifesine ait gelir tavanları, EPDK tarafından belirlenen oran dikkate alınarak hesaplanır. t fiyatlandırma yılına ilişkin;
Sabit sistem kullanım tarifeleri, sistem kullanım anlaşması yapmış olan kullanıcıların anlaşmaları ile tahsis edilmiş alış/veriş kapasiteleri, sistem kullanım anlaşması yapmamış kullanıcıların fiyatlandırma yılından bir önceki yılda ölçülen en yüksek alış/veriş kapasiteleri; ithalat ve/veya ihracat yapan enterkonneksiyon kullanıcılarının, enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarında akde bağlanan tahsis edilmiş kapasiteleri ile EPDK tarafından belirlenen gelir paylaşım oranları dikkate alınarak,
Değişken sistem kullanım tarifesi ile sistem işletim tarifesi ise ihracat yönünde akde bağlanmış enterkonneksiyon kullanım anlaşması bulunmayan kullanıcılar hariç olmak üzere, fiyatlandırma yılından bir önceki yıldaki iletim sistemi kullanıcılarının iletim sistemine verdikleri ve/veya aldıkları enerji değerleri esas alınarak TEİAŞ tarafından üretilmesi ve/veya tüketilmesi tahmin edilen enerji değerleri ve EPDK tarafından belirlenen gelir paylaşım oranları dikkate alınarak hesaplanır.
Sabit sistem kullanım tarifesi gelir tavanı esas alınarak yıllık olarak MW başına, değişken sistem kullanım tarifesi ile sistem işletim tarifesi ise gelir tavanları esas alınarak üretilen ve/veya tüketilen enerji için MWh başına TEİAŞ tarafından hesaplanır ve EPDK tarafından onaylanır.
SİSTEM KULLANIM TARİFELERİNİN BELİRLENMESİ
Sabit Sistem Kullanım Tarifesi
Bölgesel Bağlanabilir Kapasite Raporu (BBKR)
Sabit sistem kullanım tarifelerinin hesaplanması için 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında TEİAŞ tarafından hazırlanan BBKR’de yer alan beş yıllık bölgesel bağlanabilir kapasite (MW) değerleri ve aşağıda detayları yer alan kabuller esas alınır.
Bölgesel kapasitelerin belirlenmesinde iletim şebekesinin arz talep dengeleri, talep tahminleri, kaynağa bağlı kurulu güç projeksiyonları ve bölgesel emre amade oranları gibi kriterler dikkate alınarak hesaplamalar yapılır. Talep tahminlerinin aylık bazda toplamları dikkate alınarak ilk beş yıllık ve ikinci beş yıllık süreçlerde en yüksek değerin yakalandığı ay için ilgili bölge puantı dikkate alınarak kapasiteler hesaplanır.
BBKR esas alınarak elde edilen fiyatlar, sisteme bağlı üretim ve tüketimin beklenen MW değerlerine uygulandığında elde edilecek gelir EPDK tarafından belirlenen gelir tavanını sağlayacak şekilde ayarlanır. Sabit sistem kullanım tarifelerinde yapılacak ayarlamalar, BBKR vasıtasıyla sağlanan bölgesel sinyalleri koruyacak şekilde düzenlenir. Bu kapsamda, sabit sistem kullanım tarifeleri bölgelere göre değişiklik gösterir.
İletim sistemine enerji veren ve/veya iletim sisteminden enerji alan bütün iletim sistemi kullanıcılarının enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarında veya sistem kullanım anlaşmalarında yer alan maksimum veriş kapasitesi (MW) dikkate alınarak üretim sabit sistem kullanım tarifeleri, maksimum alış kapasitesi (MW) dikkate alınarak tüketim sabit sistem kullanım tarifeleri belirlenir. Dolayısıyla, tarifelerin sabit bileşeni MW (maksimum veriş/alış kapasitesi) başına yıllık olarak uygulanır.
TEİAŞ’ın sabit sistem kullanım tarifelerini belirlemesinde dikkate alınan hususlar bunlarla sınırlı olmamak üzere aşağıda sıralanmıştır:
Benimsenen esasların netliğinin ve fiyatlandırma yöntemi şeffaflığının sağlanması,
Mevcut kullanıcılara ve sisteme yeni katılacak taraflara ve maliyetlere ilişkin doğru ve istikrarlı fiyat mesajlarının verilmesi,
Fiyatlandırmanın, sağlanan hizmetler esas alınarak yapılması ve bu yapılırken ortalama maliyetlerin değil artan maliyetlerin esas alınması ve bu yolla iletim sisteminin optimal kullanımının ve optimal yatırımların teşvik edilmesi,
İlgili maliyet parametreleri ve zaman dilimleri çerçevesinde pratik olan uygulamaların benimsenmesi.
Tarifenin Hesaplanması
Sistem kullanım tarifeleri iki ayrı bileşenden oluşmaktadır. Bunların ilki, kullanıcının bulunduğu yere bağlı olarak değişen bileşendir. Bu bileşen, BBKR kullanılarak farklı noktalar arasında toptan elektrik naklini sağlamak üzere iletim sisteminde yapılması gereken sermaye yatırımlarının ve iletim sisteminin aynı amaç doğrultusunda bakımının gerçekleştirilmesinin maliyetlerini yansıtmak üzere belirlenir. İkinci bileşen, kullanıcının bulunduğu yere bağlı olmayan, gelir tavanına ulaşılabilmesi ile ilgili olan bileşendir. Sabit sistem kullanım tarifelerinin hesaplanma süreci aşağıda adım adım açıklanmıştır. Bu sürecin temel bileşenleri şunlardır:
Gerekli maliyet verilerinin belirlenmesi,
BBKR’nin hazırlanması,
Nihai tarifenin hesaplanması.
Sabit Sistem Kullanım Tarifelerinin Hesaplanması
BBKR’de yer alan beş yıllık bölgesel bağlanabilir üretim kapasite (MW) verileri esas alınarak üretim kapasite talepleri belirlenen bölgeler gruplandırılır. Gruplandırılan bölgelerden her biri için kapasite farkı (kf) belirlendikten sonra, kapasite talebi en yüksek olan bölge ile en yüksek kapasite fazlası olan bölge arasındaki mutlak değer toplam kapasite farkı (TKF) hesaplanır.
kf= (İlgili Bölgenin Üretim Kapasitesi Talebi veya Fazlası)
TKF = |En Yüksek Üretim Kapasitesi Talebi| + |En Yüksek Üretim Kapasitesi Fazlası|
Bölgeler arası toplam kapasite (MW) farkı TKF, (r) ile oranlanarak her 1 MW için kapasite katsayısı (n) belirlenir.
Yukarıdaki formüllerde:
r, Sabit Sistem Kullanım Tarifeleri arasındaki birim oransal fark olup, yedinci uygulama dönemi için bu oransal fark üretime esas kurulu güç artışı olan 3,19 olarak uygulanacaktır.
n, 1 MW kapasite için uygulanan kapasite katsayısıdır.
Ütk , üretime esas sistem kullanım tarife katsayısıdır.
Ttk , tüketime esas sistem kullanım tarife katsayısıdır.
Yukarıda açıklandığı şekilde üretime esas Ütk bulunur, tüketime esas sistem kullanım tarife katsayısı Ttk için hesaplama yapılmaz. Tüm bölgelerin Ütk katsayısı artan şekilde sıralanır ve Ütk sıralamasının tersi tüketime esas sistem kullanım tarifesi katsayısı Ttk olarak hesaplamalarda kullanılır.
Üretime esas her bir tarife bölgesi için ilgili bölgenin (t-1) yılında geçerli olan üretime esas sabit sistem kullanım tarifesi ile ilgili bölge için bulunan Ütk katsayısı oranında azaltma veya arttırma işlemi yapılır. (Ütk pozitif olduğu durumda tarifede azaltma, negatif olduğu durumda tarifede arttırma işlemi uygulanır.) Tüketime esas her bir tarife bölgesi içinde yukarıda açıklandığı şekilde Ttk katsayısı kullanılarak işlem yapılır.
BBKR hazırlanmasında ve bölgelerin oluşturulmasında yapılan kabul ve işlemler her yıl TEİAŞ kurumsal web sitesinde yer alan BBKR’de açıklanmaktadır.
Nihai Tarifenin Hesaplanması
BBKR esas alınarak belirlenen nihai tarifelerin hesaplanma süreci aşağıdaki aşamalardan oluşur;
Üretim ve tüketim için bölgesel “ham tarifelerin” ve bunun sonucunda ortaya çıkan ara gelirin hesaplanması,
TEİAŞ’ın gelir tavanına göre gelir elde edebilmesini sağlamak üzere ham tarifeler esas alınarak nihai tarifelerin hesaplanması.
Ara Gelirin Hesaplanması
Gelir tavanını elde etmek amacıyla “ham tarifeler” üzerinde gerekli ayarlamaları belirlemek için, “ham tarifelerin” tüm üretime ve tüketime uygulanmasıyla elde edilen toplam miktar olan ara gelirler hesaplanır.
Üretim ve tüketim için bölgesel ara gelirlerin hesaplanmasında aşağıdaki formüller kullanılır;
Burada;
→ z, ilgili tarife bölgesini,
→, z bölgesinde üretimden elde edilen TL cinsinden ara geliri,
→ , z bölgesinde üretim için hesaplanan TL cinsinden “ham tarifeyi”,
→ , i düğüm noktasındaki MW cinsinden maksimum veriş kapasitesini,
→ , z bölgesinde tüketimden elde edilen TL cinsinden ara geliri,
→ , z bölgesinde tüketim için hesaplanan TL cinsinden “ham tarifeyi”,
→ , i düğüm noktasındaki MW cinsinden maksimum alış kapasitesini
ifade eder.
Üretim ve tüketim için toplam ara gelirler, tüm bölgelerdeki bölgesel ara gelirlerin toplanmasıyla hesaplanır.
Hesaplamada şu formül kullanılır;
Burada;
z, tarife bölgesi sayısını,
üretimden elde edilen TL cinsinden toplam ara geliri,
tüketimden elde edilen TL cinsinden toplam ara geliri,
ifade eder.
Üretim ve Tüketimden Karşılanacak Olan Toplam Gelirin Hesaplanması
Sabit sistem kullanım bedellerinden karşılanacak olan gelir tavanı, Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği, İletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ ve ilgili diğer mevzuat ile TEİAŞ’ın iletim lisansı hükümlerine göre belirlenir. Bu miktar, aşağıdaki formüle uygun olarak üretim ve tüketim arasında paylaştırılacaktır.
Burada;
üretimden karşılanacak olan TL cinsinden toplam geliri,
tüketimden karşılanacak olan TL cinsinden toplam geliri,
ilgili fiyatlandırma yılı için, sabit sistem kullanım bedellerinden karşılanacak olan TL cinsinden gelir tavanını,
ifade eder.
Her Bir Fiyatlandırma Bölgesi İçin Nihai Üretim ve Tüketim Sabit Sistem Kullanım Tarifelerinin Hesaplanması
Gelir tavanı ve ara gelirler arasındaki farkın karşılanabilmesi amacıyla, elde edilen ara gelir ile elde edilmesi gereken gelir oranlanır, çıkan oran ile ham tarifeler çarpılarak nihai tarifelere ulaşılır.
Burada;
, üretime esas ham tarifelerin nihai tarifelere ulaşılması için çarpım katsayısı
, tüketime esas ham tarifelerin nihai tarifelere ulaşılması için çarpım katsayısı
ifade eder.
Değişken Sistem Kullanım Tarifesi
Değişken sistem kullanım tarifesi MWh başına alınmakta olup bölgelere göre değişiklik göstermemektedir. Değişken sistem kullanım tarifelerine esas enerji değerlerinin belirlenmesine dair ayrıntılar 4 üncü Bölümde açıklanmaktadır.
Üretim Değişken Sistem Kullanım Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
Burada;
herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan ve TL/MWh cinsinden birim üretim değişken sistem kullanım tarifesini,
t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden üretim değişken sistem kullanım gelir tavanını,
t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanıcısının MWh cinsinden yıllık tespit edilen enerji miktarını,
ifade eder.
Tüketim Değişken Sistem Kullanım Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
Burada;
herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan ve TL/MWh cinsinden birim tüketim değişken sistem kullanım tarifesini,
t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden tüketim değişken sistem kullanım gelir tavanını,
t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanıcısının MWh cinsinden yıllık tespit edilen enerji miktarını,
ifade eder.
SİSTEM KULLANIM TARİFESİ FİYATLANDIRMA UYGULAMALARI
Sabit Sistem Kullanım Tarifesi Fiyatlandırma Uygulamaları
İletim sistemi kullanıcılarının ödemekle yükümlü olacağı üretim ve tüketim sabit sistem kullanım bedelleri, her bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olan sabit sistem kullanım tarifesine esas miktar (MW) baz alınarak belirlenir. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri için veriş yönlü sabit sistem kullanım bedeli uygulanmaz, bu tesisler ile ilişkili tüketim tesislerinin iletim sisteminde aynı veya farklı ölçüm noktasında kurulmalarından bağımsız olarak tüketim yönlü sabit sistem kullanım bedeli uygulanır.
Sistem kullanım fiyatlandırma noktası, sabit sistem kullanım tarifesiyle ilişkili olan ve sabit sistem kullanım bedeline esas miktar için hangi bölgesel tarifenin uygulanacağını belirleyen coğrafi noktadır. Sistem kullanım fiyatlandırma noktaları, üretim ya da tüketim tesisinin iletim sistemine bağlı olduğu trafo merkezinin bulunduğu il sınırlarına göre belirlenir. Bu esasın uygulanmasına ilişkin ayrıntılar 4 üncü Bölümde verilmiştir. TEİAŞ’ın iletim sistemindeki her bir bağlantı noktası için en az bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası olacaktır. Sistem kullanım fiyatlandırma noktaları, her bir bağlantı noktasındaki her kullanıcı başına bir tane olacak şekilde belirlenecektir.
Sabit sistem kullanım bedellerine esas miktar, 2 nci Bölüm doğrultusunda hesaplanan bölgesel sabit sistem kullanım tarifelerinin uygulanacağı MW miktarıdır. Sabit sistem kullanım tarifelerine esas miktarların belirlenmesine dair ayrıntılar 4 üncü Bölümde açıklanmaktadır.
Bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası için toplam sabit sistem kullanım bedelleri şu şekilde hesaplanmaktadır.
Burada;
kullanıcı u’ya, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasındaki tüketim kapasitesi karşılığında uygulanacak TL cinsinden sabit sistem kullanım bedelini,
kullanıcı u’nun, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak tüketim sabit sistem kullanım tarifelerine esas MW cinsinden maksimum tüketim kapasite miktarını,
p sistem kullanım fiyatlandırma noktasının yer aldığı z bölgesinde tüketim kapasitesine uygulanacak olan TL/MW cinsinden sabit sistem kullanım tarifesini,
kullanıcı u’ya, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasındaki üretim kapasitesi karşılığında uygulanacak TL cinsinden sabit sistem kullanım bedelini,
kullanıcı u’nun, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak üretim sabit sistem kullanım tarifelerine esas MW cinsinden üretim kapasite miktarını,
p sistem kullanım fiyatlandırma noktasının yer aldığı z bölgesinde üretim kapasitesine uygulanacak olan TL/MW cinsinden sabit sistem kullanım tarifesini,
ifade eder.
Fiyatlandırma yılı boyunca geçerli olacak üretim ve tüketim için sabit sistem kullanım tarifeleri, söz konusu fiyatlandırma yılından bir önceki yılın son ayı yayımlanacak olan bu Yöntem Bildirimi ile birlikte EPDK tarafından onaylanır. Bu doküman ile birlikte, kullanıcının her bir fiyatlandırma bölgesine düşen sistem kullanım fiyatlandırma noktalarının hangileri olduğunu anlamasına imkan verecek, üretim ve tüketim sabit sistem kullanım fiyatlandırma bölgelerinin açıklandığı il bilgileri de yayımlanır.
Fiyatlandırma bölgelerinin tespitinde, uygulama döneminin ilk yılına esas olan BBKR kullanılır. Uygulama dönemi boyunca fiyatlandırma bölgelerinin sınırları değiştirilmemektedir. Yeni bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası, coğrafi konumu itibariyle bulunduğu ilin fiyatlandırma bölgesine dahil edilir.
Fiyatlandırma bölgesi sınırlarının, yukarıda adı geçen sebep haricinde, her yıl yeniden belirlenmesi gerekmeyecektir. Fiyatlandırma bölgelerinin sınırları her bir Uygulama Dönemi öncesinde yeniden belirlenebilmekle birlikte bir önceki uygulama dönemi için belirlenen fiyatlandırma bölgelerinde değişiklik yapılmadan da uygulamaya devam edilebilir. Uygulama dönemi öncesinde fiyatlandırma bölgelerinin sınırlarının (tarife bölgeleri) yeniden belirlenmesi ve değişmesi halinde, tarife bölgelerinin EPDK Kurul Kararı ile yürürlüğe girdiği tarih itibariyle sistem kullanım anlaşmalarının yenilenmemiş olması durumunda dahi iletim bedellerinin tespit edilmesi açısından EPDK Kurul Kararı ile yürürlüğe giren tarife bölgeleri ve yürürlükte olan mevcut sistem kullanım anlaşmalarında yer alan alış kapasitesi ve veriş kapasitesi geçerli olacaktır.
Değişken Sistem Kullanım Tarifesi Fiyatlandırma Uygulamaları
İletim sistemi kullanıcılarının ödemekle yükümlü olacağı üretim ve tüketim değişken sistem kullanım bedelleri, her bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olan değişken sistem kullanım tarifesine esas miktar (MWh) baz alınarak belirlenir. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri için üretime esas farklılaştırılmış değişken sistem kullanım tarifesi belirlenebilir.
Bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası için toplam değişken sistem kullanım bedelleri aşağıda belirtildiği şekilde hesaplanmakta olup, değişken sistem kullanım tarifelerine esas miktarların belirlenmesine dair ayrıntılar 4 üncü Bölümde açıklanmaktadır.
Burada;
kullanıcı u’ya, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında iletim sisteminden alınan enerji (MWh) karşılığında uygulanacak TL cinsinden değişken sistem kullanım bedelini,
kullanıcı u’nun, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak tüketim değişken sistem kullanım tarifelerine esas MWh cinsinden iletim sisteminden alınan enerji miktarını,
p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında tüketime uygulanacak TL/MWh cinsinden değişken sistem kullanım tarifesini,
kullanıcı u’ya, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında iletim sistemine verdiği enerji (MWh) karşılığında uygulanacak TL cinsinden değişken sistem kullanım bedelini,
, kullanıcı u’nun, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak üretim değişken sistem kullanım tarifelerine esas MWh cinsinden iletim sistemine verdiği enerji miktarını,
, p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında üretime uygulanacak TL/MWh cinsinden değişken sistem kullanım tarifesini,
ifade eder.
SİSTEM KULLANIM BEDELLERİ
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri - Ortak Hükümler
Sabit sistem kullanım bedelleri, yürürlükteki mevzuat uyarınca iletim sistemi kullanıcısı konumunda bulunan aşağıdaki kullanıcılara iletim sistemi kullanımı kapsamında yansıtılır. Sabit sistem kullanım bedeline esas üretim ve tüketim yönlü kapasite değeri tespit edilirken, sayaçların 15 dakikalık eş zamanlı üretim toplamı ve eş zamanlı tüketim toplamı temel alınacaktır.
Kullanıcının iletim sistemine bağlandığı noktanın sınırları içerisinde bulunduğu il, kullanıcıya uygulanacak sabit sistem kullanım tarife bölgesini belirleyecektir. İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçü noktası, Elektrik Piyasası Ölçüm Sistemleri Yönetmeliği ve ilgili diğer mevzuatta belirtildiği yerde olacaktır. Mevzuatta tanımlı her bir satışa esas ölçü noktasında tesis edilen ve sistem kullanım tarifelerine ilişkin amaçlar doğrultusunda verilerin kaydedilmesinde kullanılacak olan sayaçlar ve ölçü teçhizatının özellikleri yürürlükteki mevzuata uygun olmalıdır.
Elektrik Piyasası Ölçüm Sistemleri Yönetmeliğinde belirtilen tanımlı ölçü noktalarıyla alış/veriş kapasitelerinin tespit edilememesi veya kullanıcının bir bağlantı noktasındaki alış/veriş kapasitelerinin birden fazla ölçüm noktasından tespit edilmesinin söz konusu olduğu durumlarda TEİAŞ’ın belirleyeceği ölçü yeri ve ölçü yöntemlerine göre tespit edilen alış/veriş kapasiteleri ölçüme esas alınır.
Kullanıcının sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçümler ölçü noktasında bulunan, mevzuata uygun sayaçlardan TEİAŞ Otomatik Sayaç Okuma Sistemi (OSOS) aracılığıyla yapılır.
Kullanıcının bir bağlantı noktasındaki alış/veriş kapasitelerinin birden fazla ölçü noktasından tespit edilmesinin söz konusu olduğu durumlarda, kullanıcıların bağlantı noktasındaki alış/veriş kapasitelerinin eşzamanlı ölçüm değerinin alınması esas olup bu değerler TEİAŞ OSOS aracılığı ile elde edilecektir. Kullanıcının aylık güç değerleri, söz konusu ölçü sistemi devreye alınıp TEİAŞ OSOS’una dâhil edildiği ayı takip eden aydan itibaren TEİAŞ OSOS üzerinden elde edilecektir. OSOS devreye alınana kadar veya OSOS aracılığıyla ölçümlerin tespit edilememesi durumunda, ölçümler yerel okuma işlemi ile alınacaktır.
Kullanıcılar, t fiyatlandırma yılı boyunca, o yıl için onaylanan yıllık tüketim ve/veya üretim sabit sistem kullanım tarifelerine ve ilgili hükümlere göre belirlenen süre için hesaplanan bedellere ilişkin aylık dönemler halinde ödemeler yaparlar. Aylık dönemler için hesaplanacak olan sabit sistem kullanım bedeli, yıllık sabit sistem kullanım tarifelerinin ilgili yılın gün sayısına bölümünün ilgili hükümlere göre belirlenen süre ve kapasite (MW) ile çarpımı olarak tespit edilir.
İletim sisteminin ilk defa kullanıldığı tarih esas alınarak üretim ve tüketim ayrımı yapılmaksızın sabit sistem kullanım bedelleri bu tarih itibarıyla yansıtılmaya başlanır. İletim sistemi kullanıcısı olan üretim lisansı sahibi üretim şirketlerine, üretim yönlü sistem kullanımına ait sistem kullanım bedelleri ilk ünite geçici kabul tarihi ile devam eden diğer ünite geçici kabul tarihleri esas alınarak yansıtılır. Sabit sistem kullanım bedelleri yansıtılırken 4.23 üncü madde uyarınca işlem tesis edilir.
Dağıtım Sistemindeki Kayıpların Azaltılmasına Dair Tedbirler Yönetmeliği kapsamında EPDK tarafından yüksek kayıplı şirket olarak belirlenen Dağıtım Şirketleri için sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesi sırasında, aylık ölçüm değeri ile sistem kullanım anlaşma değeri karşılaştırılır ve yüksek olan değer faturaya esas alınır. Takip eden aylarda da bu işlem aylık olarak tekrarlanır.
Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin üretim tesisleri için sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesi sırasında, bütün ünitelerin üretime esas geçici kabul işlemleri tamamlanıp lisans kurulu gücüne ulaşılıncaya kadar ilgili dönemdeki üretime esas ölçüm gücü ile ilgili dönemde devrede olan toplam ünite kurulu gücü karşılaştırılır ve yüksek olan değer faturaya esas alınır. Takip eden aylarda da bu işlem aylık olarak tekrarlanır.
Sistem kullanım anlaşması bulunan kullanıcılar için, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca senkron kompanzasyon kapsamında Reaktif Güç Desteği Senkron Kompanzasyon Anlaşması imzalamış kullanıcılar da dahil olmak üzere, iletim bedelleri tespit edilirken yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasında yer alan kapasite değeri veya değerleri esas alınır. Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca senkron kompanzasyon kapsamında Reaktif Güç Desteği Senkron Kompanzasyon Anlaşması imzalamış kullanıcılardan hizmetin alındığı aylarda, iletim bedelinin hesaplanması sırasında senkron kompansatör çalışılması nedeniyle ulaşılacak alış kapasitesi dikkate alınır, hizmetin alınmadığı diğer aylarda ise senkron kompansatör çalışma olmaması nedeniyle sadece iç ihtiyaçları nedeniyle ulaşacağı alış kapasitesi dikkate alınır.
Senkron kompansatör hizmeti satın alınan iletim sistemi kullanıcıları ile imzalanan sistem kullanım anlaşmaları doğrultusunda kullanıcılara iletim bedellerinin yansıtılması sırasında, sistem kullanım anlaşmasında yer alan değer esas alınır. Takip eden aylarda da bu işlem aylık olarak tekrarlanır. Kullanıcının ölçülen aylık gücünün (MW), sistem kullanım anlaşmasında belirtilen alış kapasitesinden fazla olması halinde, ilgili dönemler için sistem kullanım anlaşmasında yer alan cezai işlemler uygulanır.
Sistem kullanım anlaşmasının yapılmamış olması halinde iletim bedelleri tespit edilirken, t fiyatlandırma yılının ilk ayında, bir önceki takvim yılında ölçülen en yüksek ölçüm değeri ile t fiyatlandırma yılının ilk ayının ölçüm değeri karşılaştırılarak yüksek olan güç değeri (MW) esas alınır. t fiyatlandırma yılı içinde ise, aylık ölçüm değerleri bir önceki ayın iletim bedellerine esas maksimum enerji alış/veriş kapasitesi ile karşılaştırılarak yüksek olan değer (MW) üzerinden sabit sistem kullanım bedeli hesaplanır. Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca senkron kompanzasyon kapsamında Reaktif Güç Desteği Senkron Kompanzasyon Anlaşması imzalamış kullanıcılardan hizmetin alındığı aylarda, iletim bedelinin hesaplanması sırasında senkron kompansatör çalışılması nedeniyle ulaşılacak alış kapasitesi dikkate alınır, hizmetin alınmadığı diğer aylarda ise senkron kompansatör çalışma olmaması nedeniyle sadece iç ihtiyaçları nedeniyle ulaşacağı alış kapasitesi dikkate alınır.
Senkron kompansatör hizmeti alınmasına karşın, söz konusu kullanıcı ile sistem kullanım anlaşması imzalanmamış olması halinde ise kullanıcıya, senkron kompansatör hizmeti satın alınan aylar hariç tutularak, sistem kullanım anlaşması olmayan kullanıcılara uygulanan yöntem dikkate alınarak aylık iletim bedelleri düzenlenir.
Kullanıcının sabit sistem kullanım bedelleri, kullanıcının TEİAŞ ile imzalanan sistem kullanım anlaşmasında belirtilen tahsis edilen alış ve/veya veriş kapasiteleri esas alınarak hesaplanır. Kullanıcıların ölçüm dönemleri sırasında alınan veya verilen enerjiye ilişkin ölçülen güç değerlerinin, sistem kullanım anlaşmasındaki alış ve/veya veriş kapasitesini aşması halinde, aşan kısım dikkate alınarak sistem kullanım anlaşmasında yer alan cezai müeyyideler uygulanır.
Kullanıcının mevcut anlaşmasını revize etmek üzere başvuruda bulunmasına karşın, sistem kıstı nedeniyle kullanıcı talebinin uygun bulunmaması veya ilave şebeke yatırımının gerektiğinin tespit edilmesi nedenleriyle sistem kullanım anlaşmasının revize edilmemesi halinde, aşan kısmın en yüksek değeri dikkate alınarak sistem kullanım anlaşmasında yer alan cezai müeyyideler uygulanır.
Bir kullanıcıya bir bağlantı noktasında tahsis edilen kapasitenin t fiyatlandırma yılı içinde artırılabilmesi için, sistem kullanım anlaşmasının Elektrik Şebeke Yönetmeliği, BSKY ve sistem kullanım anlaşmasının ilgili maddeleri çerçevesinde yenilenmesi gerekir.
Güç düşüm taleplerine ilişkin yapılan başvurular BSKY ile sistem kullanım anlaşmasının ilgili maddeleri çerçevesinde değerlendirilir.
t fiyatlandırma yılı içinde bağlantı noktasında herhangi bir değişiklik olmadan (aynı bara ve fider/fiderler) kullanıcıya ait tesisin devri ile TEİAŞ’a muhatap tüzel kişinin değişmesi durumunda, yeni kullanıcı TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması imzalayıncaya kadar, eski kullanıcının sistem kullanım anlaşmasında yer alan yükümlülüklerini yerine getirmekten sorumludur. Sistem kullanım anlaşmasının bulunmaması halinde gerekli lisans tadilatının EPDK tarafından yapılması, yeni kullanıcının söz konusu tesis için lisansını alması ya da serbest tüketici niteliğini haiz olması durumunda, yeni kullanıcının sistem kullanım anlaşması imzalamış olması koşulu aranmaksızın söz konusu tesise ilişkin sabit sistem kullanım bedeline ait yükümlülükler yeni kullanıcı tarafından yerine getirilir. Yeni duruma ilişkin sistem kullanım anlaşmasının mevcut sistem kullanım anlaşmasına göre güç düşüm talebi içermesi halinde, 4.14 üncü madde uyarınca işlem tesis edilir.
t fiyatlandırma yılı içinde, dağıtım lisansı sahibi kullanıcının sistem kullanım anlaşmasına esas trafo merkezinden bağlı bulunan üretim veya tüketim birimlerinden bir kısmının ayrılarak yeni bir kullanıcı sıfatıyla TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması imzalanması halinde dağıtım lisansı sahibi kullanıcının sistem kullanım anlaşmasını güç düşümüne ilişkin revize etme talebi, yeni kullanıcı ile imzalanacak anlaşmaya esas alış ve/veya veriş kapasiteleri ile dağıtım lisansı sahibi kullanıcı ile TEİAŞ arasında imzalanmış olan mevcut sistem kullanım anlaşmasının
revizesinde yer alacak alış ve/veya veriş kapasiteleri toplamlarının, dağıtım lisansı sahibi kullanıcının mevcut sistem kullanım anlaşmasında yer alan alış ve/veya veriş kapasitelerinden az olmaması kaydıyla uygun bulunur.
TEİAŞ kullanıcısı iken dağıtım şirketine bağlantısı Kurul tarafından uygun görülen üretim şirketlerinin aynı trafo merkezinden bağlantı için ilgili dağıtım lisansı sahibi kullanıcı ile anlaşma imzalanması halinde; mevcut kullanıcılarla TEİAŞ arasında imzalanmış olan mevcut sistem kullanım anlaşmalarının revizesinde yer alacak alış ve/veya veriş kapasiteleri toplamlarının, yeni sistem kullanım anlaşmasında yer alan alış ve/veya veriş kapasitelerinden az olmaması kaydıyla, dağıtım lisansı sahibi kullanıcının sistem kullanım anlaşmasını revize etme talebi uygun bulunur.
Söz konusu durumlar için güç düşümü ve/veya güç artışı talebi olması durumunda BSKY yer alan anlaşma revize sayısı ve süre kısıtı hükümleri uygulanmaz. Mevcut kullanıcıyla güç düşümü/güç artışı talebine istinaden imzalanacak sistem kullanım anlaşması ve yeni kullanıcıyla imzalanacak müstakil sistem kullanım anlaşmasının veya dağıtım şirketine bağlantısı uygun görülen üretim şirketinin fesih işlemlerinin eşzamanlı olarak tamamlanması esastır. Ancak, yeni kullanıcının TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşmasını imzalamış olmasına rağmen, mevcut kullanıcının sistem kullanım anlaşmasını yeni duruma göre revize etmemiş olması halinde, mevcut kullanıcının sistem kullanım anlaşması revize edilene kadar yürürlükteki sistem kullanım anlaşmasına göre işlemlere devam edilir.
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri – Tüketim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
TEİAŞ trafo merkezleri arasındaki “Kalıcı Güç Aktarımı” işlemleri BSKY’nin ilgili maddeleri kapsamında değerlendirilecek ve “Yük Aktarmalarında Demant Tespitine Yönelik Uygulama Kılavuzu (YAUK)” doğrultusunda işlem yürütülecektir.
TEİAŞ trafo merkezi OG baralarına bağlı bulunan ve farklı baraları kullanmakta olan farklı iletim sistemi kullanıcılarının bulunması halinde aynı trafo merkezindeki farklı kullanıcılara ait baralar arasında bakım, arıza, yenileme, tevsiat ve benzeri nedenlerle geçici yük aktarmaları yapılması halinde durum ilgili kullanıcılar ve TEİAŞ tarafından YAUK doğrultusunda “Geçici Yük Aktarma Tutanağı (Tutanak)” ile tespit edilecek ve YAUK’ta açıklanan metodoloji esas alınarak tüketim ve üretim demant hesabı yapılacaktır. YAUK kapsamında yapılan hesaplamalar sonucunda bulunan tüketim ve üretim demant değerlerinin yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasında akde bağlanmış maksimum alış/veriş kapasitelerinden yüksek olması durumunda imzalanan sistem kullanım anlaşması kapsamında güç aşımı olarak değerlendirme yapılarak cezai yaptırım uygulanacak, yüksek kayıplı Dağıtım Şirketleri için ise iletim bedeli hesaplamalarında dikkate alınacaktır.
TEİAŞ trafo merkezinde, iletim hatlarında ve tesislerinde enerji kesimini gerektirecek bakım, arıza ve diğer nedenlerle yapılacak çalışmalar için TEİAŞ’ın talebiyle trafo merkezleri arasında yapılan geçici yük aktarmalarının YAUK doğrultusunda ilgili Tutanak ile tespit edilmesi halinde, YAUK kapsamında yapılan hesaplamalar sonucunda bulunan tüketim ve üretim demant değerlerinin yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasında akde bağlanmış maksimum alış/veriş kapasitelerinden yüksek olması durumunda imzalanan sistem kullanım anlaşması kapsamında güç aşımı olarak değerlendirme yapılarak cezai yaptırım uygulanacak, yüksek kayıplı Dağıtım Şirketleri için ise iletim bedeli hesaplamalarında dikkate alınacaktır.
TEİAŞ trafo merkezi ile dağıtım merkezi arasındaki enerji nakil hattında enerji kesimini gerektirecek arıza giderme, bakım-onarım, yeni tesis çalışmaları ve diğer nedenlerle geçici bir dönem için yapılacak çalışmalar için ilgili kullanıcının başvurusu üzerine yapılan geçici yük aktarmalarının TEİAŞ ile ilgili kullanıcı tarafından YAUK doğrultusunda ilgili Tutanak ile tespit edilmesi halinde, YAUK kapsamında yapılan hesaplamalar sonucunda bulunan tüketim ve üretim demant değerlerinin yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasında akde bağlanmış maksimum alış/veriş kapasitelerinden yüksek olması durumunda imzalanan sistem kullanım anlaşması kapsamında güç aşımı olarak değerlendirme yapılarak cezai yaptırım uygulanacak, yüksek kayıplı Dağıtım Şirketleri için ise iletim bedeli hesaplamalarında dikkate alınacaktır.
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada bir ya da birden fazla müstakil ve/veya gömülü üretim tesisinin bağlı olduğu fider bulunması halinde, dağıtım şirketinin alış ve veriş kapasitesi tespit edilirken bara bir düğüm noktası kabul edilir. Baraya giren ve baradan çıkan enerjinin eşit olması ilkesinden hareketle maksimum alış ve veriş kapasiteleri tespit edilir.
Tüketime esas kapasitenin tespit edilmesi aşamasında, baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri toplanır, bu toplamdan baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu tüketim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların tüketim verileri toplanarak ilgili tüzel kişinin tüketime esas kapasite (MW) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Tüketime Esas Kapasite = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Tüketim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı tüketim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Üretime esas kapasitenin tespit edilmesi aşamasında, baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri toplanır, bu toplamdan baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu üretim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların üretim verileri toplanarak ilgili tüzel kişinin üretime esas kapasite (MW) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Üretime Esas Kapasite = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Üretim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç bulunması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı üretim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri – Lisanslı Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Üreticilerle, BSKY hükümleri kapsamında sistem kullanım anlaşması yapılır.
Otoprodüktör ve Otoprodüktör Grubu lisansı kapsamında TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması bulunan ancak ilgili Elektrik Piyasası Kanunu ile resen üretim lisansı verilmiş olan kullanıcıların mevcut anlaşmalarındaki hakları korunarak TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması yapılır.
Sistem kullanım anlaşması yapılana kadar, aylık en yüksek ölçüm değeri ile lisans başvurusundaki kurulu gücü, henüz lisans başvurusunda bulunulmamış olması halinde ise geçici kabul veya devir tutanağında belirtilen santral kurulu gücü (MW) ve bir önceki aya ait faturaya esas veriş kapasitesi karşılaştırılarak yüksek olan değer (MW) esas alınarak sabit sistem kullanım bedeli belirlenir.
Üretim tesislerindeki kurulu güç düşümlerine ilişkin gerekli lisans tadilatının EPDK tarafından yapılmasını müteakip sistem kullanım anlaşmasının revize edilmesi 4.14 üncü maddenin istisnasını oluşturur.
İletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin ana kaynağa bağlı ünitelerinin geçici kabul testleri süresince gerçekleşen test üretimleri “Üretim Tesislerinde Geçici Kabul İşlemlerinde Test ÜretimleriUygulama Kılavuzu” kapsamında göz ardı edilerek ilgili döneme ait alış ve/veya veriş yönlü kapasite (MW) ve enerji (MWh) değerleri belirlenir.
TEİAŞ’ın onayı ile Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında yapılan testler süresince oluşan tüketime esas kapasite (MW) değerleri göz ardı edilerek ilgili döneme ait alış ve/veya veriş kapasiteleri (MW) belirlenir.
Dağıtım şirketleri ve OSB’lerde ise sabit sistem kullanım bedelleri ve sistem kullanım ihlallerinin hesaplanmasında 4.8, 4.9 ve 4.10 maddeleri esas alınır.
Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri kapsamında kabul öncesi test üretimlerinin uzlaştırma hesaplarına dahil edilmemesi durumunda bu madde hükümleri uygulanmaz.
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri – Enterkonneksiyon Kullanımına İlişkin Özel Hükümler
TEİAŞ’ın iletim sistemi vasıtasıyla elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanıcıları, senkron paralel işletilen ve senkron paralel işletilmeyen bağlantılar üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcılar olmak üzere, iki ayrı sınıfta değerlendirilir. Tüm enterkonneksiyon hatları için ayrı ayrı olmak üzere, enterkonneksiyon kullanıcılarına düzenlenecek iletim bedellerine esas sabit sistem kullanım tarifeleri Bakanlık görüşü alınarak TEİAŞ tarafından ayrıca belirlenebilir ve bu durumda ilgili bedeller EPDK onayına sunulur.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri iletim sistemi sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kuralları, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuatta yer alan hükümler dikkate alınır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde enterkonneksiyon kullanım anlaşması yapılana kadar, enerji satış anlaşmasında veya anlaşma, protokol, mutabakat zaptı vb. ulusal veya uluslararası metinlerde belirtilen kapasite değerlerinden en yükseği, enterkonneksiyon kullanım anlaşması yapıldıktan sonra ise anlaşmasında belirtilen tahsis edilmiş kapasite alış/veriş kapasitesi (MW) olarak esas alınır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanıcılarının sistem kullanım bedellerini ödeme yükümlülüğü enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının yürürlükte olduğu dönemlerle sınırlıdır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden uluslararası anlaşmalarla akde bağlanmış mübadele kapsamında elektrik enerjisi alış-verişi yapan kullanıcıların iletim sistemi sistem kullanım bedelleri, ihracat faaliyetinin gerçekleştiği aylar için tüketim tarifesi, ithalat faaliyetinin gerçekleştiği aylar için üretim tarifesi, mübadele kapsamında her iki faaliyetin birden gerçekleştiği aylar için ise ithal edilen güç değerinin yüksek olması halinde üretim tarifesi, ihraç edilen güç değerinin yüksek olması halinde ise tüketim tarifesi kullanılarak belirlenecektir. Aylık iletim sistemi sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesine esas güç (MW) değeri olarak ilgili ayda ölçülen en yüksek demant değeri esas alınacaktır. İthalat ve/veya ihracat faaliyeti ile ilgili iletim sistemi sistem kullanım ödeme yükümlülüğü faaliyetin gerçekleştiği aylık dönemlerle sınırlıdır.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri - Ortak Hükümler
Değişken sistem kullanım bedelleri, yürürlükteki mevzuat uyarınca iletim sistemi kullanıcısı konumunda bulunan aşağıdaki kullanıcılara iletim sistemi kullanımı kapsamında yansıtılır.
İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçü noktası, Elektrik Piyasası Ölçüm Sistemleri Yönetmeliği ve ilgili diğer mevzuatta belirtildiği yerde olacaktır. Mevzuatta tanımlı her bir satışa esas ölçü noktasında tesis edilen ve sistem kullanım tarifelerine ilişkin amaçlar doğrultusunda verilerin kaydedilmesinde kullanılacak olan sayaçlar ve ölçü teçhizatının özellikleri yürürlükteki mevzuata uygun olmalıdır.
Kullanıcının sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçümler ölçü noktasında bulunan mevzuata uygun sayaçlardan TEİAŞ OSOS aracılığıyla yapılır.
Kullanıcının elektrik enerjisi ölçümleri, söz konusu ölçü sistemi devreye alınıp TEİAŞ OSOS’una dahil edildiğinde TEİAŞ OSOS üzerinden elde edilecektir. OSOS devreye alınana kadar veya OSOS aracılığıyla ölçümlerin tespit edilememesi durumunda, ölçümler yerel okuma işlemi ile alınacaktır.
Kullanıcılar, t fiyatlandırma yılı boyunca, o yıl için MWh başına onaylanan tüketim ve/veya üretim değişken sistem kullanım tarifeleri ile ölçümlerine göre hesaplanan bedellere ilişkin ödeme yaparlar.
Üretime ve tüketime esas değişken sistem kullanım bedelleri ilk kez sayaç verileri temel alınarak iletim sisteminin fiili olarak kullanıldığı tarih itibariyle ve varsa test üretimleri 4.23. Maddesi doğrultusunda hariç tutularak yansıtılır.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri - Tüketim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Tüketicilerin ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde ölçülen elektrik enerjisi miktarı dikkate alınır. Ancak, dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada bir ya da birden fazla müstakil ve/veya gömülü üretim tesisinin bağlı olduğu fider bulunması halinde, dağıtım şirketinin alış ve veriş enerji miktarı tespit edilirken bara bir düğüm noktası kabul edilir. Baraya giren ve baradan çıkan enerjinin eşit olması ilkesinden hareketle maksimum alış ve veriş enerji miktarları tespit edilir.
Tüketime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri toplanır, bu toplamdan baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu tüketim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların tüketim verileri toplanarak, ilgili tüzel kişinin tüketime esas enerji (MWh) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Tüketime Esas Enerji = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Tüketim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı tüketim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Üretime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri toplanır, bu toplamdan baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu üretim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların üretim verileri toplanarak, ilgili tüzel kişinin üretime esas enerji (MWh) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Üretime Esas Enerji = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Üretim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı üretim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri – Lisanslı Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde iletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin geçici kabul testleri süresince gerçekleşen test üretimleri 4.23. Maddesi doğrultusunda göz ardı edilerek üretilen ve/veya tüketilen elektrik enerjisi ölçümü dikkate alınır. Dağıtım şirketleri ve OSB’lerde ise, gerçekleşen ölçüm değerleri esas alınarak değişken sistem kullanım bedelleri ve sistem kullanım ihlalleri hesaplanır.
İletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin üretime ve/veya tüketime esas enerji verisi tespit edilirken, iletim sistemine verilen veya alınan net elektrik enerjisi esas alınır. Üretime ve/veya tüketime esas net elektrik enerjisi her 15 dakikalık zaman dilimi için hesaplanır ve hesaplanan bu değerler ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam üretim ve/veya tüketim enerji değeri bulunur.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri - Enterkonneksiyon Kullanımına İlişkin Özel Hükümler
Tüm enterkonneksiyon hatları için ayrı ayrı olmak üzere, enterkonneksiyon kullanıcılarına düzenlenecek iletim bedellerine esas değişken sistem kullanım tarifeleri Bakanlık görüşü alınarak TEİAŞ tarafından ayrıca belirlenebilir ve bu durum ile ilgili bedeller EPDK onayına sunulur.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kuralları, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuatta yer alan hükümler dikkate alınır.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde enerjinin ithal ve/veya ihraç edildiği günden önce, ilgili kullanıcıların TEİAŞ’a beyan ettiği ve TEİAŞ ile ilgili iletim sistem işletmecisinin üzerinde mutabık kaldığı Kesinleşmiş Alışveriş Programı esas alınır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde söz konusu hattın tek bir kullanıcı tarafından kullanılması halinde aylık elektrik enerjisi miktarı, hattın birden fazla kullanıcı tarafından kullanılması halinde ise enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının eki protokolde (mutabakat zaptında) yer alan enerji paylaşım yüzdelerine göre hesaplanan elektrik enerjisi (MWh) miktarı dikkate alınır. Değişken Sistem Kullanım bedellerine esas enerji miktarları (MWh) Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenir.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanıcılarının değişken sistem kullanım bedellerini ödeme yükümlülüğü enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının yürürlükte olduğu dönemlerle sınırlıdır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden uluslararası anlaşmalarla akde bağlanmış mübadele kapsamında elektrik enerjisi alışı/verişi yapan kullanıcıların değişken sistem kullanım bedellerinin tespit edilmesinde Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen elektrik enerjisi miktarları dikkate alınır.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri – Lisanssız Elektrik Üretim faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Lisanssız elektrik üretim faaliyetine yönelik değişken sistem kullanım bedellerinin uygulanmasında bu Yöntem Bildirimi ile birlikte tarife uygulamalarına ilişkin usul ve esaslar dikkate alınır. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri ile ilişkili tüketim tesislerinin iletim sisteminde aynı ölçüm noktasında kurulması ve kullanıcının sistem kullanım anlaşmasındaki veriş yönlü güç değerinin sıfır (0) dan farklı olması halinde; üretim ve tüketimin dengelendiği (15 dakikalık sayaç verileri kullanılarak hesaplama yapılır) veriş yönündeki enerji miktarı için % 100 indirimli üretim değişken sistem kullanım bedeli, çekiş yönündeki enerji miktarı için % 50 indirimli tüketim değişken sistem kullanım bedeli, üretimi aşan tüketim miktarı için tüketim değişken sistem kullanım bedeli, tüketimi aşan üretim miktarı için üretim değişken sistem kullanım bedeli ödenir. Söz konusu tesislerin iletim sisteminde farklı ölçüm noktasında kurulması halinde veya sistem kullanım anlaşmasında yer alan veriş yönlü kapasite (MW) değerinin sıfır (0) olması halinde, 15 dakikalık zaman diliminde üretilen ve tüketilen enerjinin tamamı ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam üretim ve/veya tüketim enerji değeri bulunur. Üretilen ve tüketilen enerji miktarının tamamı için üretim ve tüketim değişken sistem kullanım bedelleri ayrı ayrı ödenir.
SİSTEM İŞLETİM TARİFESİ
Genel Hükümler
Tüketim sistem kullanım bedellerini ve/veya üretim sistem kullanım bedellerini ödemekle yükümlü olan tüm kullanıcılar, üretim ve/veya tüketim sistem işletim bedellerini de ödemekle yükümlüdürler. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri için veriş yönlü olarak sistem işletim bedeli uygulanmaz.
Sistem işletim tarifesini oluşturan maliyetler içinde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği, Elektrik Şebeke Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği ile ilgili diğer mevzuat kapsamında yürütülen faaliyetlere ilişkin maliyetler yer alır.
Sistem işletim bedeli, MWh başına alınmakta olup bölgelere göre değişiklik göstermemektedir. Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcılar için Kesinleşmiş Alışveriş Programı, senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcılar için Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen elektrik enerjisi miktarları, diğer tüm kullanıcıların iletim sisteminden aldıkları ölçülen enerji miktarı tüketim sistem işletim bedelinin hesaplanmasında ve iletim sistemine verdikleri ölçülen enerji miktarı ise üretim sistem işletim bedelinin hesaplanmasında kullanılır.
Sistem işletim tarifesi EPDK tarafından onaylanan sistem işletim gelir tavanı dikkate alınarak hesaplanmakta ve EPDK tarafından onaylanmaktadır.
Kullanıcıların ödeyecekleri üretim ve tüketime ilişkin sistem işletim tarifesi EPDK tarafından belirlenen sistem işletim gelir tavanı paylaşım oranı dikkate alınarak hesaplanmaktadır.
Kullanıcılar, t fiyatlandırma yılı içinde aylık ölçülen enerji miktarları ve birim tarifeler dikkate alınarak hesaplanan sistem işletim bedelini ödemekle yükümlüdür.
Sistem İşletim Bedeli
Üretim Sistem İşletim Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
Burada;
herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan TL/MWh cinsinden birim üretim sistem işletim tarifesini,
t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden iletim sistemi üretim sistem işletim gelir tavanını,
t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanıcısının iletim sistemine verdiği MWh cinsinden yıllık tespit edilen enerji miktarını,
ifade eder.
Tüketim Sistem İşletim Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
Burada;
herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan TL/MWh cinsinden birim tüketim sistem işletim tarifesini,
t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden iletim sistemi tüketim sistem işletim gelir tavanını,
t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanıcısının iletim sisteminden aldığı MWh cinsinden yıllık tespit edilen enerji miktarını,
ifade eder.
Tüketim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Tüketicilerin ödeyecekleri sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde ölçülen elektrik enerjisi miktarı dikkate alınır. Ancak, dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada bir ya da birden fazla müstakil ve/veya gömülü üretim tesisinin bağlı olduğu fider bulunması halinde, dağıtım şirketinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin alış ve veriş enerji miktarı tespit edilirken, bara bir düğüm noktası kabul edilir. Baraya giren ve baradan çıkan enerjinin eşit olması ilkesinden hareketle maksimum alış ve veriş enerji miktarları tespit edilir.
Tüketime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri toplanır, bu toplamdan baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu tüketim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların tüketim verileri toplanarak ilgili tüzel kişinin tüketime esas enerji (MWh) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Tüketime Esas Enerji = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Tüketim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı tüketim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Üretime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri toplanır, bu toplamdan baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu üretim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların üretim verileri toplanarak ilgili tüzel kişinin üretime esas enerji (MWh) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Üretime Esas Enerji = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Üretim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı üretim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Lisanslı Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde iletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin geçici kabul testleri süresince gerçekleşen test üretimleri, 4.23. Maddesi doğrultusunda göz ardı edilerek üretilen ve/veya tüketilen elektrik enerjisi ölçümü belirlenir. Dağıtım şirketleri ve OSB’lerde ise gerçekleşen ölçüm değerleri esas alınarak sistem işletim bedelleri ve sistem kullanım ihlalleri hesaplanır.
İletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin üretime ve/veya tüketime esas enerji verisi tespit edilirken iletim sistemine verilen veya alınan net elektrik enerjisi esas alınır. Üretime ve/veya tüketime esas net elektrik enerjisi her 15 dakikalık zaman dilimi için hesaplanır ve hesaplanan bu değerler ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam üretim ve/veya tüketim enerji değeri bulunur.
Enterkonneksiyon Kullanımına İlişkin Özel Hükümler
Tüm enterkonneksiyon hatları için ayrı ayrı olmak üzere, enterkonneksiyon kullanıcılarına düzenlenecek iletim bedellerine esas sistem işletim tarifeleri Bakanlık görüşü alınarak TEİAŞ tarafından ayrıca belirlenebilir ve bu durumda ilgili bedeller EPDK onayına sunulur.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri iletim sistemi sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kuralları, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuatta yer alan hükümler dikkate alınır.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri iletim sistemi sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde, enerjinin ithal ve/veya ihraç edildiği günden önce, ilgili kullanıcıların TEİAŞ’a beyan ettiği ve TEİAŞ ile ilgili iletim sistem işletmecisinin üzerinde mutabık kaldığı Kesinleşmiş Alışveriş Programı esas alınır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde söz konusu hattın tek bir kullanıcı tarafından kullanılması halinde aylık elektrik enerjisi miktarı, hattın birden fazla kullanıcı tarafından kullanılması halinde ise enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının eki protokolde (mutabakat zaptında) yer alan enerji paylaşım yüzdelerine göre hesaplanan aylık elektrik enerjisi (MWh) miktarı dikkate alınır. Sistem İşletim bedellerine esas enerji miktarı (MWh) Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenir.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanıcılarının sistem işletim bedellerini ödeme yükümlülüğü enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının yürürlükte olduğu dönemlerle sınırlıdır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden uluslararası anlaşmalarla akde bağlanmış mübadele kapsamında elektrik enerjisi alışı/verişi yapan kullanıcıların iletim sistemi sistem işletim bedellerinin tespit edilmesinde Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen elektrik enerjisi miktarları dikkate alınır.
Lisanssız Elektrik Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Lisanssız elektrik üretim faaliyetine yönelik sistem işletim bedellerinin uygulanmasında bu Yöntem Bildirimi ile birlikte tarife uygulamalarına ilişkin usul ve esaslar dikkate alınır. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri ile ilişkili tüketim tesislerinin iletim sisteminde aynı ölçüm noktasında kurulması halinde; üretim ve tüketimin dengelendiği (15 dakikalık sayaç verileri kullanılarak hesaplama yapılır) çekiş yönündeki enerji miktarı için % 50 indirimli tüketim sistem işletim bedeli, üretimi aşan tüketim miktarı için tüketim sistem işletim bedeli ödenir. Söz konusu tesislerin iletim sisteminde farklı ölçüm noktasında kurulması halinde veya sistem kullanım anlaşmasında yer alan veriş yönlü kapasite (MW) değerinin sıfır (0) olması halinde, 15 dakikalık zaman diliminde tüketilen enerjinin tamamı ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam tüketim enerji değeri bulunur. Tüketilen enerji miktarının tamamı için tüketim sistem işletim bedeli ödenir.
.
İLETİM EK ÜCRETİ
İletim ek ücreti 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun, ilgili maddesinde yer alan hüküm gereği TEİAŞ tarafından EPDK adına tahsil edilen bir bedel olup oranı, uygulama şekli ve yürürlük tarihi EPDK tarafından Kurul kararıyla belirlenir.
VERİ GEREKSİNİMLERİ
Bu bölüm, tüketim sistem kullanım ve üretim sistem kullanım tarifelerinin hesaplanmasına temel oluşturacak TEİAŞ’ın ihtiyacı olan verileri tanımlar.
TEİAŞ kullanıcılardan, bir sonraki fiyatlandırma yılı için yıllık tüketim sistem kullanım ve üretim sistem kullanım tarifelerinin ve yıllık sistem işletim tarifesinin hesaplanmasına temel oluşturacak aşağıdaki verileri isteyebilir, ilgili veri kullanıcılardan temin edilemiyorsa, mevcut verileri kullanabilir.
EK 1: DAĞITIM LİSANSI VE OSB DAĞITIM LİSANSLI KULLANICLAR İÇİN KAPASİTE (MW) VE ENERJİ (MWH) HESAPLAMA ÖRNEKLERİ
Aşağıdaki örneklerde yer alan formüllerdeki hesaplamalar için, ilgili sayaçların her 15 dakikalık verileri kullanılarak işlem yapılır.
Örnek 1;
EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
A Baradan Çıkanlar (Trafo Üretim + X HES Tüketimi)
B Baraya Girenler (Trafo Tüketim + X HES Üretimi)
Üretim;
A-B <0 ise, 0
A-B>0 ise, A-B’nin çıkan sonucu kullanılacaktır.
Tüketim;
B-A <0 ise, 0
B-A>0 ise, B-A’nın çıkan sonucu kullanılacaktır.
Örnek 2;
EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
Tüketim Enerji Tespiti: Trafo 1 Tüketim + Trafo 2 Tüketim
Üretim Enerji Tespiti: Trafo 1 Üretim + Trafo 2 Üretim
Örnek 3;
A EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
A Baradan Çıkanlar (Trafo 1 Üretim + F-1 Tüketimi + F-2 Tüketimi)
B Baraya Girenler (Trafo 1 Tüketim + F-1 Üretimi + F-2 Üretimi)
Üretim;
A-B < 0 ise, 0
A-B>0 ise, A-B’nin çıkan sonucu kullanılacaktır.
Tüketim;
B-A < 0 ise, 0
B-A>0 ise, B-A’nın çıkan sonucu kullanılacaktır.
B EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
Tüketim Enerji Tespiti: Fider 1 Tüketim + Fider 2 Tüketim
Üretim Enerji Tespiti: Fider 1 Üretim + Fider 2 Üretim
Örnek 4;
V EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
A Baradan Çıkanlar (TR-A Üretim+ TR-B Üretim+ X HES 1 Tük.+ X HES 2 Tük.+Y HES 1 Tük.+ Y HES 2 Tük.+ Z OSB Tük.+ U OSB Tük. )
B Baraya Girenler (TR-A Tüketim+ TR-B Tüketim+ X HES 1 Üret.+ X HES 2 Üret.+Y HES 1 Üret.+ Y HES 2 Üret.+ Z OSB Üret.+ U OSB Üret.)
Üretim;
A-B < 0 ise, V EDAŞ Üret. = 0+ X HES 1 Üret.+ X HES 2 Üret.+Y HES 1 Üret.+ Y HES 2 Üret +Z OSB Üret
A-B > 0 ise, V EDAŞ Üret. = (A-B) + X HES 1 Üret.+ X HES 2 Üret.+Y HES 1 Üret.+ Y HES 2 Üret. +Z OSB Üret
Tüketim;
B-A < 0 ise, V EDAŞ Tük. = 0+ X 1 HES Tük.+ X 2 HES Tük.+Y 1 HES Tük.+ Y 2 HES Tük+ Z OSB Tük.
B-A > 0 ise, V EDAŞ Tük. = (B-A)+ X 1 HES Tük.+ X 2 HES Tük.+Y 1 HES Tük.+ Y 2 HES Tük+ Z OSB Tük.
|
docx
|
python-docx
|
8750926d0ea5
|
Gündem dışı olarak görüşülmesi kabul edilen, Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28/12/2015 tarihli ve 32841861.100.47482 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; İstanbul Deri Organize Sanayi Bölgesi ;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 17 nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2016 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
a731794dfffa
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 75 inci maddesinin ikinci fıkrasının sonuna aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“Ancak yük alma talimatları için belirlenen aritmetik ortalama fiyatın ilgili saatin piyasa takas fiyatından düşük olması veya yük atma talimatları için belirlenen aritmetik ortalama fiyatın ilgili saatin piyasa takas fiyatından yüksek olması durumunda ilgili saatin piyasa takas fiyatı, söz konusu talimatlar için uzlaştırma fiyatı olarak kullanılır.”
MADDE 2- Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
fa9d565f2e2d
|
6 Ekim 2012 CUMARTESİ | Resmî Gazete | Sayı : 28433
ANAYASA MAHKEMESİ KARARI | ANAYASA MAHKEMESİ KARARI | ANAYASA MAHKEMESİ KARARI
Anayasa Mahkemesi Başkanlığından:
Esas Sayısı : 2011/27
Karar Sayısı : 2012/101
Karar Günü : 5.7.2012
İPTAL DAVASINI AÇAN : Anamuhalefet Partisi (Cumhuriyet Halk Partisi) TBMM Grubu adına Grup Başkanvekilleri Kemal ANADOL ile M. Akif HAMZAÇEBİ
İPTAL DAVASININ KONUSU : 29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
1- 1. maddesiyle, 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendinde yer alan “…kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim…” ibaresinin,
2- 4. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün,
3- 5. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkranın,
Anayasa’nın 2., 17., 56., 128. ve 166. maddelerine aykırılığı savıyla iptalleri ve yürürlüklerinin durdurulması istemidir.
I- İPTAL VE YÜRÜRLÜĞÜN DURDURULMASI İSTEMLERİNİN GEREKÇESİ
İptal ve yürürlüğün durdurulması istemlerini içeren 7.3.2011 günlü dava dilekçesinin gerekçe bölümü şöyledir:
“GEREKÇE
a- 29.12.2010 Tarihli ve 6094 Sayılı Kanunun 1 inci Maddesiyle Değişik, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü Maddesinin Birinci Fıkrasının (11) Numaralı Bendinde Yer Alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” Bölümünün Anayasaya Aykırılığı
5346 sayılı Kanunun 3 üncü maddesinde, Kanunda geçen tanımlar ve kısaltmalar gösterilmiştir. (11) numaralı fıkrada, “rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dâhil), dalga, akıntı enerjisi ve gel – git ile kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynakları”, Kanun kapsamındaki “yenilenebilir enerji kaynakları” olarak tanımlanmıştır.
Türkiye’nin eşsiz doğal zenginliklerinin, “yaşamın temel kaynağı” olarak kabul edilmesi gerekirken “maddi bir gelir kaynağı” olarak görülmesi, coğrafi yapıyı tahrip etmektedir. Milyonlarca yılda oluşan doğa güzellikleri, eşsiz canlıları, kültürel mirası, tarım ve hayvancılık potansiyeli, su kaynakları gibi en temel varlıklar yok olma tehlikesiyle karşı karşıyadır.
Son yıllarda kaybedilen sulak alan miktarı 1.5 milyon hektarı geçmiş (Marmara Denizi’nden daha büyük bir alan), kıyılar ve ormanlar tahrip edilmiştir. Bu durum sadece doğayı ve canlı yaşamını değil insan yaşamını da tehdit eder bir boyuta ulaşmıştır.
(11) numaralı fıkrada, hiçbir sınır ve ölçü konmadan, tüm nehir veya kanal tipi HES projeleri ve rezervuar alanı on beş kilometrekareden az barajlı HES projeleri yenilenebilir enerji kaynağı olarak kabul edilmektedir.
Korunan alanlar içerisinde enerji üretim tesisi kurulmasının yanlışlığı ve kabul edilemezliği bir yana, kabul edilen yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kriterleri AB mevzuatı ile de uyumsuz bir şekilde belirlenmiştir. Avrupa Birliği mevzuatında, yenilenebilir enerji tipi olarak sayılan Nehir Tipi HES’lerde kurulu güç üst sınırı 5 MW olup sadece iki ülkede en fazla 10 MW olabilmektedir. Oysa kabul edilen yasada tüm kurulu güç ölçeklerindeki Nehir Tipi HES’ler yenilenebilir enerji üretim tesisi olarak kabul edilmiştir. Kurulu güç sınırı getirmeksizin tüm kanallı ya da tünelli ya da açık ya da kapalı borulu nehir tipi HES’lerin yenilenebilir enerji sayılması “yenilenebilirlik” kavramına aykırıdır. Mevcut durumda bütün bir havzanın yıkımına yol açabilecek büyüklükte tünel ya da kanal tipli HES projeleri olduğu ya da gelecekte de planlanabileceği gerçeği bir yana, tek bir akarsu havzasının en üst kotundan başlayıp sıfır kotuna kadar küçüklü büyüklü kurulu güçlerde nehir ya da kanal tipli HES projeleri ile doldurulduğu, halen inşaat faaliyetlerinin de devam ettiği bir gerçektir.
Açıklanan her iki durumda da havzanın su üretim ve/veya su çevrimini tamamen ortadan kaldıracak şekilde süren uygulama, suyun kendisini veya doğada bulunduğu haldeki kalitesini tamamen değiştirmektedir. Açıklanan şekilde planlanan HES faaliyetlerine her hangi bir kurulu güç kıstası ya da havzayı bir bütün olarak değerlendirmeden onlarca düşük kurulu güçlü HES planlaması havza ekosistemine telafisi imkansız zararlar vermektedir. Havzayı bir bütün olarak değerlendirmeden, kurulu güç sınırı getirmeden peş peşe planlanan nehir tipi HES’lerin sırf kaynağına bakılarak “yenilenebilir enerji tesisi” sayılması, söz konusu tesislerin teşvik edilmesi, akarsuların oluşturduğu havzaların telafisi imkansız bir yıkımla karşı karşıya kalmasına neden olmaktadır.
Kaynağa bakarak üretim tesisini yenilenebilir saymak, havzanın su üretim ve/veya su çevrim kapasitesini ortadan kaldıran uygulama karşısında mümkün olmayıp, açıklanan şekildeki bir tanım, hem hukuk devletine aykırı olarak yasallık ilkesi bakımından belirsizlik içermekte, hem de Anayasanın 56 ncı maddesinde ifade edilen “sağlıklı ve dengeli bir yaşam hakkına” doğrudan müdahale etmektedir. Sağlıklı ve dengeli çevre, doğallığı bozulmayan ve asıl olarak her yönüyle sürdürülebilir çevredir.
Anayasanın “Sağlık hizmetleri ve çevrenin korunması” başlıklı 56 ncı maddesinde, “Sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkı”ndan söz edilmektedir. Bu madde bütünüyle incelendiğinde; “sağlıklı ve dengeli çevre” kavramına, doğal güzelliklerin korunduğu, kentleşme ve sanayileşmenin getirdiği hava ve su kirlenmesinin önlendiği bir çevre kadar, belli bir plan ve programa göre düzenlenmiş çevrenin de gireceği kuşkusuzdur (AYMK., 11.12.1986 tarihli ve E.1985/11, K.1986/29).
Hukuk devletinin önemli ilkelerinden olan “kamu yararı”nın, yenilenebilir enerji ile sağlıklı ve dengeli çevre arasındaki yararlar dengesinde, sürdürülebilirlik yönünden, sağlıklı ve dengeli çevre lehine olduğunda kuşku bulunmamaktadır. Sürdürülebilirlik olmadan, yenilenebilirliğin olması olanaklı değildir.
Diğer yandan on beş kilometrekarenin altında rezervuarı olan barajlar da değişiklikle yenilenebilir enerji tesisi sayılmıştır. Depolamalı her türde tesis, kurulduğu akarsu havzasına ve suyun kalitesine ciddi düzeyde olumsuz etkilerde bulunmaktadır. Barajların su altında kalan bitkiler nedeni ile ürettiği metan gazının ciddi bir sorun olduğu bilimsel bir gerçektir. Diğer yandan suyun depolanması nedeni ile kalitesi de bozulmaktadır. Suyun depolanması diğer yandan suyun PH değerlerini değiştirdiği gibi içerdiği oksijen miktarını da değiştirmekte olup, suyun ısınması ile de suyun hidrobiyolojik yapısı değişmekte, barajdan sonra mansap yönünde değişen su kalitesi nedeni ile sucul ekosistemde değişimlere neden olmaktadır. Depolamalı tesisler ayrıca çok ciddi sosyal ve insani sorunlara yol açmakta, bir süre sonra bir çöle dönüşmekte, coğrafya geri dönülmez bir şekilde niteliğini kaybetmektedir. Depolamalı barajlar artık dünyada yenilenebilir enerji üretim tesisi olarak kabul edilmemektedir.
Bütün bu sayılanlarla birlikte Anadolu’nun hemen her bir akarsu havzasında sayısı onlarla ifade edilen, mikro HES’ler hariç toplamda 1800 adet civarında planlanmış nehir tipi HES’ler nedeni ile yaklaşık boyunca akarsularımız kanallara, tünellere, ya da borulara hapsedilmiş olacaktır. Böyle bir uygulamaya yol açan nehir tipi HES’lere her hangi bir kurulu güç tanımı yapılmadan, planlanan HES’lerin planlandığı havza ölçeğinde toplam ekolojik etki değerlendirmesi yapılmadan bütününe yenilenebilir enerji tanımı yapılması kabul edilemez. Sürdürülemez bir çevre Anayasanın 56 ncı maddesiyle birlikte insanları vadilerinde yaşayamaz hale getiren yıkımlar karşısında Anayasanın 17 nci maddesinde ifade edilen “herkesin maddi ve manevi varlığının korunmasını” isteme hakkına aykırıdır.
Öte yandan plansız bir şekilde süren ve son değişiklikle üstelik yıkımı yenilenebilir sayan dava konusu hüküm, kaynakların verimli şekilde kullanılmasını da engellediğinden Anayasanın 166 ncı maddesinde ifade edilen “planlama” anlayışına da aykırıdır.
Açıklanan nedenlerle, 29.12.2010 tarihli ve 6094 sayılı Kanunun 1 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” bölümü Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 nci ve 166 ncı maddelerine aykırı olup, iptali gerekmektedir.
b- 29.12.2010 Tarihli ve 6094 Sayılı Kanunun 4 üncü Maddesiyle, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı Maddesinden Sonra Gelmek Üzere Eklenen 6/C Maddesinin Son Fıkrasının Birinci Tümcesindeki “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir” Bölümü ile “Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir” Şeklindeki İkinci Tümcesinin Anayasaya Aykırılığı
6094 sayılı Kanunun 4 üncü maddesiyle, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasında; bu Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yapılacağı belirtildikten sonra, EPDK tarafından yapılacak denetimin gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceği, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceği belirtilmiştir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımı, kamu düzeni ve yararına ilişkindir. 5346 sayılı Kanun, “yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımının yaygınlaştırılması, bu kaynakların güvenilir, ekonomik ve kaliteli biçimde ekonomiye kazandırılması, kaynak çeşitliliğinin artırılması, sera gazı emisyonlarının azaltılması, atıkların değerlendirilmesi, çevrenin korunması ve bu amaçların gerçekleştirilmesinde ihtiyaç duyulan imalat sektörünün geliştirilmesi” amacıyla çıkarılmıştır. Bu amaca yönelik hizmetlerin, devletin, kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin dışında, gerçek ve tüzelkişilerce yaptırılması Anayasaya ve genel hükümlere göre yürütülmesi mümkün olmakla birlikte, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki denetiminin genel idare esaslarına göre yürütülmesi gereken kamu hizmeti olduğunda kuşku bulunmamaktadır.
Kamu hizmetleri, devletin, kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin dışında, gerçek ve tüzelkişilerce yürütülse bile, bunların hukuka uygunluk denetiminin aslî ve sürekli bir kamu görevi olduğu hususunda duraksamaya yer yoktur. Bu durum karşısında, bu hizmetin ancak memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle yürütülmesi gerekir. Esasen Anayasanın 128 inci maddesi ile benimsenen ilke de bu doğrultudadır. Enerji hizmetinin hukuki niteliği ve bunun sonucu olarak bu hizmetin ancak memurlar ve diğer kamu görevlileri tarafından yürütülebileceğinin kabulü, bu işin denetimini yürütecek denetim şirketlerinin ve denetim elemanlarının hukuki statüsünün belirlenmesini gerektirmektedir. Memur olmadıkları konusunda duraksamaya yer bulunmayan denetim şirketi elemanları bakımından önemli olan ve açıklığa kavuşturulması gereken husus, Anayasanın 128 inci maddesinde sözü edilen diğer kamu görevlilerinden sayılıp sayılmayacaklarıdır.
EPDK tarafından yapılacak denetimin gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceğine ilişkin hüküm bu tespiti yapmak için gerekli, açık ve net değildir. Ne yetkilendirmenin niteliği ve kuralları, ne de denetim şirketlerinin niteliği ve statüsü yasada gösterilmemiştir. Denetim şirketleri, merkezi idarenin gözetim ve denetimi altında onun bir birimi durumunda olan kuruluşlar değildir. Denetim şirketleri ile idare arasında statüter bir ilişki de yoktur.
EPDK tarafından yapılacak denetimin gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketleri tarafından yapılacak denetim hizmetinin, genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü olunan kamu hizmetlerinin gerektirdiği aslî ve sürekli görevlerden olduğu, bu itibarla söz konusu denetim şirketi elemanlarının, Anayasanın 128 inci maddesinde nitelikleri belirtilen “kamu görevlileri” deyimi kapsamına girmediği anlaşılmaktadır.
Öte yandan, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceği belirtilmiş olması da, Anayasanın 128 inci maddesinin, “kanunla düzenleme” gereğinin yerine getirilmediği anlamına gelmektedir. Kaldı ki, Anayasanın 2 nci maddesinde yer alan hukuk devletinin temel ilkelerinden biri “belirlilik”tir. Bu ilkeye göre, yasal düzenlemelerin hem kişiler hem de idare yönünden herhangi bir duraksamaya ve kuşkuya yer vermeyecek şekilde açık, net, anlaşılır, uygulanabilir ve nesnel olması, ayrıca kamu otoritelerinin keyfi uygulamalarına karşı koruyucu önlem içermesi de gereklidir.
Anayasanın 7 nci maddesinde yasama yetkisinin Türk Milleti adına Türkiye Büyük Millet Meclisine ait olduğu ve bu yetkinin devredilemeyeceği; 8 inci maddesinde ise yürütme yetki ve görevinin Cumhurbaşkanı ve Bakanlar Kurulu tarafından, Anayasaya ve yasalara uygun olarak kullanılacağı ve yerine getirileceği öngörülmüştür. Buna göre, Anayasada yasayla düzenlenmesi öngörülen konularda yürütme organına genel ve sınırları belirsiz bir düzenleme yetkisinin verilmesi olanaklı değildir. Yürütmenin düzenleme yetkisi, sınırlı, tamamlayıcı ve bağımlı bir yetkidir. Bu nedenle, Anayasada öngörülen ayrık durumlar dışında, yasalarla düzenlenmemiş bir alanda, yasa ile yürütmeye genel nitelikte kural koyma ve yasayla konulan kuralları değiştirme yetkisi verilemez. Yasal düzenlemeler ancak yasa koyucu tarafından kaldırılabilir ya da değiştirilebilir.
Açıklanan nedenlerle, 6094 sayılı Kanunun 4 üncü maddesiyle, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci tümcesindeki “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir” bölümü ile “Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir” şeklindeki ikinci tümcesi Anayasanın 2 nci, 7 nci ve 128 inci maddelerine aykırı olup iptalleri gerekmektedir.
c- 6094 Sayılı Kanunun 5 inci Maddesiyle Değişik, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 8 inci Maddesinin Üçüncü Fıkrasının Sonuna Eklenen, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” Şeklindeki Fıkranın Anayasaya Aykırılığı
5346 sayılı Kanunun 8 inci maddesinin sonuna eklenen fıkrada, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” denilmiştir.
Çeşitli yasa ve kararlarla korunan alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesislerinin kurulması, bu alanların ilan edilme gerekçelerine aykırı bir durum olup, koruma statüsü verilen alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesislerinin kurulması ile bu alanlar korunmalarına neden olan niteliklerini kaybedecektir. Ülke coğrafyasının belli alanların üstün biyolojik çeşitliliği, üstün peyzaj ve sosyal/kültürel değerleri barındırdığı kabulü ile ilan edilen alanların korunması hem çağdaş bir devlet olmanın, hem ülkenin moral değerlerinin hem de sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşamanın gereğidir.
Korunan alanlarda yenilenebilir enerji tesislerinin kurulabileceğine dair düzenleme, yukarıda (a) bölümünde açıklanan 6094 sayılı yasanın 1 inci maddesi ile 5346 sayılı yasanın 3 üncü maddesinin (11) numaralı bendinde getirilen değişikle beraber düşünüldüğünde korunan alanlarda dahi aynı plansızlığın, aynı yıkımın süreceği anlaşılmaktadır. Tüm dünyada korunan alan büyüklüğü ortalaması % 14’ler civarındayken ülkemizin korunan alan yüz ölçümünün % 3,8 civarında olduğu da düşünüldüğünde zaten sınırlı ve dar bir ölçekte olan korunan alanlarımızın da koruma amacına aykırı olarak tahrip edileceği anlaşılmaktadır. Milli Parklar Yasasının, Kültür ve Tabiat Varlıklarını Koruma Yasasının koruma amaçlarına ters, dolayısı ile söz konusu yasada amaçlanan kamu yararını görmezden gelen, enerji sektörünün taleplerini kamunun korunan yararlarından üstün gören bir anlayışla yasalaşan bu düzenleme de yukarıda (a) bölümünde açıklanan gerekçelerle Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine aykırıdır. Kuralda, ilgili bakanlıkların ya da kurulların görüşünün alınması da Anayasaya aykırılığı ortadan kaldırmaz.
Avrupa Peyzaj Sözleşmesi, Biyolojik Çeşitlilik Sözleşmesi, Avrupa’nın Yaban Hayatı ve Yaşam Ortamlarını Koruma Sözleşmesi, Özellikle Su Kuşları Yaşama Ortamı Olarak Uluslararası Öneme Sahip Sulak Alanların Korunması Sözleşmesi, Akdeniz’in Kirlenmeye Karşı Korunması Sözleşmesi, Akdeniz’in Deniz Ortamı ve Kıyı Bölgesinin Korunması Sözleşmesi, Akdeniz’in Kara Kökenli Kaynaklardan ve Faaliyetlerden Dolayı Kirlenmeye Karşı Korunması Protokolü, Akdeniz’in Kara Kökenli Kaynaklardan Dolayı Kirlenmeye Karşı Korunması Protokolü, Karadeniz’in Kirlenmeye Karşı Korunması Sözleşmesi ve Eki Protokolleri, Kuşların Himayesine Dair Milletlerarası Sözleşme, Dünya Kültürel ve Doğal Mirasının Korunmasına Dair Sözleşme, Avrupa Kültür Anlaşması hükümleri göz önüne alındığında, dava konusu düzenlemenin hukukun bir kaynağı olan evrensel değer ve hukuki amaçlara da aykırı olduğu görülmektedir.
Açıklanan nedenlerle, 29.12.2010 tarihli ve 6094 sayılı Kanunun 5 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 8 inci maddesinin üçüncü fıkrasının sonuna eklenen, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” şeklindeki fıkra Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine aykırı olup, iptali gerekmektedir.
III. YÜRÜRLÜĞÜ DURDURMA İSTEMİNİN GEREKÇESİ
Hukuk devletine aykırı olan, temel hak ve özgürlükleri ölçüsüzce sınırlandıran ve Anayasaya açıkça aykırı olan bir düzenlemenin, uygulanması halinde, sonradan giderilmesi olanaksız zararlara yol açacağı çok açıktır.
Öte yandan, anayasal düzenin en kısa sürede hukuka aykırı kurallardan arındırılması, hukuk devleti sayılmanın da gereğidir. Anayasaya aykırılığın sürdürülmesinin, bir hukuk devletinde sübjektif yararların üstünde, özenle korunması gereken hukukun üstünlüğü ilkesini de zedeleyeceği kuşkusuzdur. Hukukun üstünlüğü ilkesinin sağlanamadığı bir düzende, kişi hak ve özgürlükleri güvence altında sayılamayacağından, bu ilkenin zedelenmesinin hukuk devleti yönünden giderilmesi olanaksız durum ve zararlara yol açacağında duraksama bulunmamaktadır.
5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun, 6094 sayılı Kanunla değiştirilen ve Anayasanın hükümlerine açıkça aykırılık taşıyan yukarıdaki kurallarının uygulamaya geçmesi durumunda, evrensel hukuk ilkelerinin, sağlıklı ve dengeli çevrede yaşama ilkelerinin ihlali nedenleriyle telafisi imkansız zararlar doğacaktır.
Bu zarar ve durumların doğmasını önlemek amacıyla, Anayasaya açıkça aykırı olan iptali istenen bölümlerin, iptal davası sonuçlanıncaya kadar yürürlüklerinin de durdurulması istenerek Anayasa Mahkemesine dava açılmıştır.
IV. SONUÇ
Yukarıda açıklanan gerekçelerle, 29.12.2010 tarihli ve 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un;
a- 1 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” bölümünün, Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine,
b- 4 üncü maddesiyle, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci tümcesindeki “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir” bölümü ile “Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir” şeklindeki ikinci tümcesinin, Anayasanın 2 nci, 7 nci ve 128 inci maddelerine,
c- 5 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 8 inci maddesinin üçüncü fıkrasının sonuna eklenen, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” şeklindeki fıkranın, Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine,
aykırı olduklarından iptallerine, Anayasaya açıkça aykırı olmaları ve uygulanmaları halinde giderilmesi güç ya da olanaksız zarar ve durumlar doğacağı için, iptal davası sonuçlanıncaya kadar yürürlüklerinin durdurulmasına karar verilmesine ilişkin istemimizi saygı ile arz ederiz.”
II- YASA METİNLERİ
A- İptali İstenilen Yasa Kuralları
İptali istenilen kuralların yer aldığı 29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
1- 1. maddesiyle, 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendi şöyledir:
“Madde 3- Bu Kanunda geçen;
…
(11) Bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynakları: Rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dâhil), dalga, akıntı enerjisi ve gel-git ile kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynaklarını,
…
İfade eder.”
2- 4. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrası şöyledir:
“Bu Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretimi yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetimi EPDK tarafından yapılır veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
3- 5. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkra şöyledir:
“Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir.”
B- Dayanılan ve İlgili Görülen Anayasa Kuralları
Dava dilekçesinde, Anayasa’nın 2., 17., 56., 128. ve 166. maddelerine dayanılmış, 10. maddesi ise ilgili görülmüştür.
III- İLK İNCELEME
Anayasa Mahkemesi İçtüzüğü’nün 8. maddesi uyarınca Haşim KILIÇ, Osman Alifeyyaz PAKSÜT, Fulya KANTARCIOĞLU, Ahmet AKYALÇIN, Mehmet ERTEN, Fettah OTO, Serdar ÖZGÜLDÜR, Serruh KALELİ, Zehra Ayla PERKTAŞ, Recep KÖMÜRCÜ, Alparslan ALTAN, Burhan ÜSTÜN, Engin YILDIRIM, Nuri NECİPOĞLU, Hicabi DURSUN, Celal Mümtaz AKINCI ve Erdal TERCAN’ın katılımlarıyla 17.3.2011 gününde yapılan ilk inceleme toplantısında;
1- 7.5.2010 günlü, 5982 sayılı Türkiye Cumhuriyeti Anayasasının Bazı Maddelerinde Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun uyarınca, 2949 sayılı Anayasa Mahkemesinin Kuruluşu ve Yargılama Usulleri Hakkında Kanun ile ilgili gerekli düzenlemeler yapılmadan, Mahkeme’nin çalışıp çalışamayacağına ilişkin ön meselenin incelenmesi sonucunda; Mahkeme’nin çalışmasına bir engel bulunmadığına, Fulya KANTARCIOĞLU, Mehmet ERTEN, Fettah OTO, Zehra Ayla PERKTAŞ ile Celal Mümtaz AKINCI’nın, gerekçesi 2010/68 esas sayılı dosyada belirtilen karşıoyları ve OYÇOKLUĞUYLA,
2- Dosyada eksiklik bulunmadığından işin esasının incelenmesine, OYBİRLİĞİYLE,
3- Yürürlüğü durdurma isteminin esas inceleme aşamasında karara bağlanmasına OYBİRLİĞİYLE,
karar verilmiştir.
IV- ESASIN İNCELENMESİ
Dava dilekçesi ve ekleri, Anayasa Mahkemesi raportörü Evren ALTAY tarafından hazırlanan işin esasına ilişkin rapor, iptali istenen Yasa, dayanılan ve ilgili görülen Anayasa kuralları ve bunların gerekçeleri ile diğer yasama belgeleri okunup incelendikten sonra gereği görüşülüp düşünüldü:
A) 6094 Sayılı Kanun’un 1. Maddesiyle, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. Maddesinin Birinci Fıkrasının Değiştirilen (11) Numaralı Bendinde Yer Alan “…kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” İbaresinin İncelenmesi
Dava dilekçesinde, tüm nehir veya kanal tipi hidroelektrik santralleri (HES) projeleri ile rezervuar alanı onbeş kilometreden az barajlı HES projelerinin hiçbir sınır ve ölçü konulmaksızın yenilenebilir enerji kaynağı olarak kabul edildiği, Avrupa Birliği mevzuatında yenilenebilir enerji tipi olarak sayılan nehir tipi HES’lerde kurulu güç üst sınırının iki ülkede 10 MW diğerlerinde 5 MW olduğu, kurulu güç sınırı getirilmeksizin tüm kanallı ya da tünelli ya da açık ya da kapalı borulu nehir tipi HES’lerin yenilenebilir enerji sayılmasının “yenilenebilirlik” kavramına aykırı olduğu, bütün bir havzanın yıkımına yol açabilecek büyüklükte tünel ya da kalıp tipli HES projeleri ile tek bir akarsu havzasının en üst kodundan başlayarak sıfır koduna kadar küçüklü büyüklü kurulu güçlerde nehir ya da kanal tipli HES projelerinin havzanın su üretim ve/veya su çevrimini tamamen ortadan kaldıracak şekilde suyun kendisini veya doğada bulunduğu haldeki kalitesini tamamen değiştirdiği, havzayı bir bütün olarak değerlendirmeden ve kurulu güç sınırı getirmeden nehir tipi HES’lerin yalnızca kaynağına bakılarak yenilenebilir enerji kaynağı sayılması ve söz konusu tesislerin teşvik edilmesinin akarsuların oluşturduğu havzaların telafisi imkansız bir yıkımla karşı karşıya kalmasına neden olacağı, havzanın su üretim ve/veya su çevrim kapasitesini ortadan kaldıracak şekilde bir üretim tesisinin yalnızca kaynağına bakılarak yenilenebilir enerji tesisi sayılmasının Anayasa’nın 56. maddesinde ifade edilen sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşam hakkına doğrudan müdahale olduğu, sağlıklı ve dengeli çevre tanımının doğallığı bozulmayan ve asıl olarak her yönüyle sürdürülebilir çevreyi ifade ettiği, sürdürülebilirlik olmadan yenilenebilirliğin olamayacağı, salt kaynağına bakılarak bir üretim tesisinin yenilenebilir sayılmasının yasallık ilkesi bakımından belirsizlik içerdiği, yenilenebilir enerji ile sağlıklı ve dengeli çevre ilişkisinde kamu yararının gözetilmediği, onbeş kilometrekarenin altında rezervuarı olan barajların yenilenebilir enerji tesisi olarak kabul edilmesinin doğa açısından olumsuz etkileri bulunduğu, depolamalı tesislerin kuruldukları akarsu havzasına ve suyun kalitesine etkilerinin de olumsuz olduğu, barajlarda su altında kalan bitkiler nedeniyle ortaya çıkan metan gazının ciddi bir sorun oluşturduğu, suyun depolanması nedeniyle kalitesinin bozulduğu ve PH değerleri ile oksijen miktarının değiştiği, suyun ısınması ile de hidrobiyolojik yapısının değiştiği, değişen su kalitesinin ekositemde de değişime neden olduğu, depolamalı barajların dünyada artık yenilenebilir enerji üretim tesisi olarak kabul edilmediği, HES’ler nedeniyle akarsuların kanallara, tünellere ya da borulara hapsedildiği ve HES’lerin planlandığı havza ölçeğinde toplam ekolojik etki değerlendirmesi yapılmadan yenilenebilir enerji tanımı kapsamında kabul edilemeyeceği, sürdürülemez bir çevrenin ve vadileri insanlar için yaşanamaz hale getiren yıkımların kişilerin sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkı ile herkesin maddi ve manevi varlığının korunmasını isteme hakkını ihlal ettiği, dava konusu kuralın kaynakların verimli şekilde kullanılmasını da engellemesi nedeniyle planlama anlayışına da aykırı olduğu belirtilerek iptali istenilen kuralın Anayasa’nın 2., 17., 56. ve 166. maddelerine aykırı olduğu ileri sürülmüştür.
İptali istenilen kural, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji tanımı içinde yer almaktadır ve “kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim” tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynaklarını, bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kapsamı içinde saymaktadır.
Anayasa’nın 2. maddesinde Türkiye Cumhuriyetinin bir hukuk devleti olduğu, 17. maddesinde herkesin yaşama, maddi ve manevi varlığını koruma ve geliştirme hakkına sahip olduğu belirtilmiştir.
Anayasa’nın “Sağlık hizmetleri ve çevrenin korunması” başlıklı 56. maddesinde de herkesin sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkına sahip olduğu ve çevreyi geliştirmek, çevre sağlığını korumak ve çevre kirlenmesini önlemenin Devletin ve vatandaşların ödevi olduğu ifade edilmiştir.
5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un genel gerekçesinde, 1990’lı yıllarda ortaya çıkan çevre bilincinin fosil kaynaklara dayalı enerji üretim ve tüketiminin yerel, bölgesel ve küresel seviyede çevreye ve doğal kaynaklara doğrudan ve/veya dolaylı olumsuz etkilere neden olduğunun anlaşılmasını sağladığı, bunun da atmosfere kirlilik yaratıcı emisyon vermeyen yenilenebilir enerji kaynaklarının yeniden destek görmesine yol açtığı, Birleşmiş Milletler tarafından imzaya açılan İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi ile gelişmiş ülkelere sera gazı emisyonlarını indirme yükümlülüğünün getirildiği, benzer bir yükümlülüğün Kyoto Protokolü ile de getirildiği, bu doğrultuda Avrupa Birliği Komisyonunun “Yenilenebilir Enerji Kaynakları Beyaz Bildirisi”ni ve 2001/77/EC sayılı Direktifini çıkararak 2020 yılına kadar genel enerji tüketimi içindeki yenilenebilir enerji payının % 12’ye ulaşmasını hedeflediği; söz konusu İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi’nin Türkiye Büyük Millet Meclisi’nce 16 Ekim 2003 tarihinde kabul edilerek 21 Ekim 2003 tarihli Resmî Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girdiği, Avrupa Birliği Müktesebatının Üstlenilmesine İlişkin Türkiye Ulusal Programında yenilenebilir enerji kaynaklarından sağlanan enerji üretiminin artırılması için bir program hazırlanmasının kısa vadeli öncelikler arasında bulunduğu, Programda enerjide ithalat bağımlılığının azaltılması ve arz güvenliğinin sağlanması amacıyla yenilenebilir enerji kaynakların kullanımının artırılmasının Türkiye ulusal enerji politikasının son derece önemli bir parçası olduğu vurgulanarak, bu bağlamda yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının desteklendiğinin belirtildiği, yenilenebilir kaynaklarımızdan elektrik üretiminin bir an önce arzulanan seviyede gerçekleştirilmesi için gerekli kanuni düzenlemelerin yapılmasının zorunluluk arz etmesi nedeniyle bu Kanun Tasarısının hazırlandığı ifade edilmiştir.
Kömür, doğalgaz ve fuel-oil gibi fosil yakıtlarının kullanımı sonucu dünya yüzeyinin ortalama sıcaklığında meydana gelen artışa bağlı olarak uzun vadede iklim değişiklikleri, buzulların erimesi, mevsimlerin kayması ve tarım alanlarının verimsizleşmesi gibi sorunlara yol açabilecek nitelikteki sera gazı salınımının düşürülmesi amacıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına öncelik verilmesinin, doğanın korunması bakımından taşıdığı önem açıktır.
İptali istenilen “kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim” tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi kaynakları da, yenilenebilir enerji kaynakları arasında yer almaktadır.
Hidroelektrik elektrik üretim tesislerinin kurulabilmesi ve faaliyet gösterebilmesi, diğer elektrik üretim tesislerinde olduğu gibi, bu konuda izin, ruhsat ve lisans alınmasına bağlıdır. Söz konusu izin, ruhsat ve lisansın verilebilmesi ise ilgili mevzuatta öngörülen koşulların yerine getirilmesine bağlı bulunmaktadır.
Konuya ilişkin süreç özetlenecek olursa, elektrik piyasasında faaliyet gösterebilmek için öncelikle Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’ndan (EPDK) “üretim lisansı” alınması gerekmektedir. Hidrolik kaynaklardan elektrik enerjisi üretmek amacıyla lisans başvurusunda bulunmak için ise öncelikle hidrolik kaynaklar için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığının belgelenmesi gerekmektedir. Anılan Anlaşma, belirli bir miktardaki suyun doğal hayatın korunması amacıyla ırmak yatağına bırakılmasını ve bu miktarın yeterli olmaması durumunda su miktarının artırılmasını öngörmektedir. Lisans başvurusunu incelemeye alan EPDK, öncelikle ilgili mevzuatta öngörülen amaçlara uygunluk açısından inceleme yapmakta ve ilgili mevzuat uyarınca diğer kurum ve/veya kuruluşlardan konuya ilişkin nihai görüşlerini istemektedir. EPDK tarafından yapılan inceleme ve değerlendirme sonucu lisans alması Kurul kararıyla uygun bulunan başvuru sahibi tüzel kişiler, uygun bulma kararının kendilerine yapılan yazılı bildirimi izleyen otuz gün içerisinde Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği çerçevesinde ilgili kuruma başvurmak zorundadır.
2872 sayılı Çevre Kanunu’nun 1. maddesinde, bu Kanun’un amacının, bütün canlıların ortak varlığı olan çevrenin, sürdürülebilir çevre ve sürdürülebilir kalkınma ilkeleri doğrultusunda korunmasını sağlamak olduğu hükme bağlanmış, 10. maddesinde de, gerçekleştirmeyi plânladıkları faaliyetleri sonucu çevre sorunlarına yol açabilecek kurum, kuruluş ve işletmelerin, Çevresel Etki Değerlendirmesi Raporu veya proje tanıtım dosyası hazırlamakla yükümlü oldukları belirtilmiştir.
“Çevresel Etki Değerlendirmesi” (ÇED) kavramı, gerçekleştirilmesi plânlanan projelerin çevreye olabilecek olumlu ve olumsuz etkilerinin belirlenmesinde, olumsuz yöndeki etkilerin önlenmesi ya da çevreye zarar vermeyecek ölçüde en aza indirilmesi için alınacak önlemlerin, seçilen yer ile teknoloji alternatiflerinin belirlenerek değerlendirilmesinde ve projelerin uygulanmasının izlenmesi ve kontrolünde sürdürülecek çalışmaları ifade etmektedir.
Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında ÇED raporu hazırlanması zorunlu olan projeler ile bu projelere ilişkin yapılacak çalışmalar sırasında başvurulması gereken mevzuat, anılan Yönetmelikte belirtilmiştir. ÇED Raporu hazırlanması zorunluluğu öngörülmeyen projeler yönünden de proje tanıtım dosyalarının Çevre ve Şehircilik İl Müdürlüklerince yapılacak inceleme sonucunda da bu projelerin çevreye etkilerinin değerlendirilerek bunlar yönünden de ÇED raporu istenebilmesi olanağı getirilmiştir. Çevresel etki değerlendirmesi sürecinde Çevre ve Şehircilik Bakanlığınca komisyon kurulurken projenin yer aldığı bölge ve yukarıdaki mevzuat hükümleri gözetilerek, ilgili kurum ve kuruluş temsilcileri de komisyonda yer almaktadır. Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliğine göre Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu Kararı veya Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir kararı alınmadıkça, bu projelerle ilgili onay, izin, teşvik, yapı ve kullanım ruhsatı verilemeyeceği kabul edilmektedir.
Bu noktada, elektrik piyasasında faaliyet gösterme yeterliğini gösteren “üretim lisansı”nın, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilmesi anlamını taşımadığı gibi bu iznin yerine geçmediği, kaldı ki elektrik üretim
tesislerinin kurulması izinleri yönünden EPDK’nın yetkili olmadığı da belirtilmelidir. Söz konusu tesislerin kurulması bakımından izin vermeye yetkili makamlar, bölgenin özelliğine ve konumuna göre ilgili kanunlarda belirtilmiştir.
Dava dilekçesinde, iptali istenilen kuralda yer alan nitelikteki hidroelektrik üretim tesislerinin kurulmasının çevrenin tahribatına yol açabileceği ileri sürülmekte ise de iptali istenilen kural, söz konusu tesislerin kurulması ve faaliyet göstermesi bakımından izin, ruhsat ve lisans alınması koşulunu ortadan kaldırmadığı gibi bunların alınabilmesi için mevzuatta öngörülen koşullarda da herhangi bir değişiklik yapmamaktadır.
Bu durumda, “kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim” tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynaklarının, 5346 sayılı Kanun kapsamında yenilenebilir enerji kaynakları kapsamında sayılmasının, sağlıklı ve dengeli yaşam hakkına ve kişinin maddi ve manevi varlığını geliştirmesine engel olduğunun ve kamu yararı ile hukuk devleti ilkesine aykırılık oluşturduğunun söylenebilmesi olanaklı değildir.
Açıklanan nedenlerle, dava konusu kural Anayasa’nın 2., 17. ve 56. maddelerine aykırı değildir. İptal isteminin reddi gerekir.
Dava konusu kuralın Anayasa’nın 166. maddesi ile ilgisi görülmemiştir.
B) 6094 Sayılı Kanun’un 4. Maddesiyle, 5346 Sayılı Kanun’un 6. Maddesinden Sonra Gelmek Üzere Eklenen 6/C Maddesinin Son Fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” Bölümünün İncelenmesi
Dava dilekçesinde, yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımının kamu düzeni ve kamu yararına ilişkin olduğu, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisans kapsamındaki denetiminin genel idare esaslarına göre yürütülmesi gereken bir kamu hizmeti olduğu, kamu hizmetlerinin Devletin, kamu iktisadi teşebbüsleri ile diğer kamu tüzelkişilerinin dışında gerçek ve tüzel kişilerce yürütülebilmesi mümkün olmakla birlikte bunların denetiminin asli ve sürekli bir kamu görevi olması nedeniyle Anayasa’nın 128. maddesi uyarınca ancak memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle yürütülebileceği, EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinin niteliğinin ve statüsünün yasada açık ve net olarak gösterilmediği gibi yetkilendirmenin niteliği ve kurallarının da belirtilmediği, denetim şirketleri ile idare arasında statüer bir ilişkinin bulunmadığı ve denetim şirketi elemanlarının Anayasa’nın 128. maddesinde belirtilen kamu görevlileri kapsamına girmediği, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenmesinin Anayasa’nın 128. maddesinde öngörülen kanunla düzenleme ilkesine aykırı olduğu, düzenlemenin kişiler ve idare yönünden belirsiz bulunduğu, yasayla düzenlenmesi gereken konularda yürütme organına genel ve sınırları belirsiz bir düzenleme yetkisi verilemeyeceği belirtilerek iptali istenilen kuralın Anayasa’nın 2., 7. ve 128. maddelerine aykırı olduğu ileri sürülmüştür.
İptali istenilen kuralın yer aldığı fıkra, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetimini düzenlemektedir. Bu inceleme ve denetimin EPDK tarafından yapılacağını veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceği öngörülmektedir. Fıkranın, söz konusu inceleme ve denetimin EPDK tarafından denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceğine ve denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceğine ilişkin bölümü, dava konusu kuralı oluşturmaktadır.
Anayasa’nın 7. maddesinde “Yasama yetkisi Türk Milleti adına Türkiye Büyük Millet Meclisinindir. Bu yetki devredilemez” denilmektedir. Buna göre, yasa ile yürütme organına genel ve sınırları belirsiz bir düzenleme yetkisinin verilebilmesi olanaklı değildir. Yürütmenin düzenleme yetkisi, sınırlı, tamamlayıcı ve bağımlı bir yetkidir. Yasa ile yetkilendirme Anayasa’nın öngördüğü biçimde yasa ile düzenleme anlamını taşımamaktadır. Temel ilkeleri belirlenmeksizin ve çerçevesi çizilmeksizin, yürütme organına düzenleme yetkisi veren bir yasa kuralı ile sınırsız, belirsiz, geniş bir alanın yönetimin düzenlemesine bırakılması, Anayasa’nın belirtilen maddesine aykırılık oluşturur.
Anayasa’nın 128. maddesinde de “Devletin, kamu iktisadî teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü oldukları kamu hizmetlerinin gerektirdiği aslî ve sürekli görevler, memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle görülür....” denilmektedir.
Devlet ya da diğer kamu tüzel kişileri tarafından ya da bunların gözetim ve denetimleri altında, genel ve ortak gereksinimleri karşılamak, kamu yararını ya da çıkarını sağlamak için yapılan ve topluma sunulmuş bulunan sürekli ve düzenli etkinlikler olarak tanımlanan kamu hizmetinin, kamu hukukunun genel ilkeleri gereğince, doğrudan idare, kuruluş ve kurumları eliyle, kamusal yönetim biçimine göre yürütülmesi asıl ve olağandır.
5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki incelenmesi ve denetlenmesi işlemlerinin kamu hizmeti niteliği taşıdığı kuşkusuzdur. Nitekim, bu inceleme ve denetlemenin EPDK tarafından yapılacağı veya gerektiğinde EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceği belirtilmiştir.
Hizmet satın alınarak yaptırılacak denetimde, denetim şirketlerinin yetkilerinin sınırları, söz konusu denetim sonuçlarının EPDK yönünden bağlayıcılık taşıyıp taşımadığı ve bu aşamada EPDK’nın denetim yetkisinin ayrıca devam edip etmediği, lisans kapsamında yapılan inceleme ve denetimlerde denetlenen şirket ile denetleyen şirketin yükümlülüklerini tam olarak yerine getirmediğinin ya da usulsüzlük yapıldığının tespiti halinde uygulanacak yaptırım ve sonuçları, denetimin tekrarlanabilirliği hususlarında dava konusu kuralda bir açıklık bulunmamakta, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceğinin belirtilmesi ile yetinilmektedir.
Denetim şirketlerinin yetkileri ve nitelikleri ile bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeler belirlenmeksizin ve çerçevesi çizilmeksizin, yürütme organına düzenleme yetkisi verilmesi, yasama yetkisinin devredilmezliği ilkesine aykırılık oluşturur.
Anayasa’nın 2. maddesinde yer alan hukuk devletinin temel ilkelerinden biri “belirlilik”tir. Bu ilkeye göre, yasal düzenlemelerin hem kişiler hem de idare yönünden herhangi bir duraksamaya ve kuşkuya yer vermeyecek şekilde açık, net, anlaşılır ve uygulanabilir olması gereklidir.
Denetim şirketlerince yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkelerin belirlenmemesi, söz konusu kuralın belirsizliğine de yol açmakta ve bu belirsizlik, Anayasa’nın 2. maddesine aykırılık oluşturduğu gibi dava konusu kural yönünden Devletin, kamu iktisadî teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü oldukları kamu hizmetlerinin gerektirdiği aslî ve sürekli görevlerin memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle görüleceğini öngören Anayasa’nın 128. maddesi yönünden yapılacak denetime de engel oluşturmaktadır.
6216 sayılı Anayasa Mahkemesinin Kuruluşu ve Yargılama Usulleri Hakkında Kanun’un 43. maddesine göre, ilgisi nedeniyle kural Anayasa’nın 10. maddesi yönünden de incelenmiştir.
Anayasa’nın 10. maddesinde, “Herkes, dil, ırk, renk, cinsiyet, siyasî düşünce, felsefî inanç, din, mezhep ve benzeri sebeplerle ayırım gözetilmeksizin kanun önünde eşittir… Hiçbir kişiye, aileye, zümreye veya sınıfa imtiyaz tanınamaz. Devlet organları ve idare makamları bütün işlemlerinde kanun önünde eşitlik ilkesine uygun olarak hareket etmek zorundadırlar” denilmektedir. Bu yasak, birbirinin aynı durumunda olanlara ayrı kuralların uygulanmasını, ayrıcalıklı kişi ve toplulukların yaratılmasını engellemektedir. Aynı durumda olanlar için farklı düzenleme, eşitliğe aykırılık oluşturur. Başka bir anlatımla, kişisel nitelikleri ve durumları özdeş olanlar arasında, yasalara konulan kurallarla değişik uygulamalar yapılamaz.
Dava konusu kuralda, denetimlerin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerince yapılması halinde masrafların ilgililere ait olacağı belirtilmiştir. İnceleme ve denetimin EPDK tarafından yapılması halinde denetlenen bakımından mali bir külfete yol açmamakta iken söz konusu denetimin EPDK tarafından yetkilendirilen denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılması halinde denetim masraflarının denetlenenden alınması sonucuna yol açan düzenleme, denetlenenler yönünden aynı hukuki konumda bulunan şirketlere farklı işlem ve yükümlülükler getirilmesi sonucunu doğurmakta ve eşitlik ilkesine de aykırı bulunmaktadır.
Açıklanan nedenlerle dava konusu kural, Anayasa’nın 2., 7. ve 10. maddelerine aykırıdır. İptali gerekir.
Hicabi DURSUN bu görüşe katılmamıştır.
Fulya KANTARCIOĞLU bu görüşe farklı gerekçeyle katılmıştır.
C) 6094 Sayılı Kanun’un 5. Maddesiyle, 5346 Sayılı Kanun’un 8. Maddesine Eklenen Beşinci Fıkranın İncelenmesi
Dava dilekçesinde, çeşitli yasa ve kararlarla korunan alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesislerinin kurulmasının bu alanların korunma gerekçelerine aykırı bir durum olduğu, koruma statüsü verilen alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesisleri kurulması ile bu alanların niteliklerini kaybedeceği, üstün biyolojik çeşitlilikleri, üstün peyzaj ve sosyal/kültürel değerleri barındırmaları nedeniyle korunan alanların sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşamanın gereği olduğu, korunan alanlarda yenilenebilir enerji tesislerinin kurulabileceğine dair düzenlemenin zaten sınırlı ve dar ölçekte olan koruma alanlarının tahrip edilmesine neden olacağı, enerji sektörünün taleplerinin kamu yararından üstün tutulmasının Anayasa’nın 2., 17., 56. ve 166. maddelerine aykırı olduğu ileri sürülmüştür.
İptali istenilen kural; milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verileceğini öngörmektedir.
Kuralda yer alan milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ve tabiatı koruma alanları, muhafaza ormanları, yaban hayatı geliştirme sahaları, özel çevre koruma bölgeleri ile doğal sit alanları; Çevre Kanunu, Milli Parklar Kanunu, Orman Kanunu, Kültür ve Tabiat Varlıklarını Koruma Kanunu ve Kara Avcılığı Kanunu’nda getirilen hükümlerle özel olarak korunan alanlardır. Bu alanlarda yapılaşmaya gidilebilmesi, öncelikle söz konusu Kanunlarda böyle bir yapılaşmaya olanak tanınmasına ve bu doğrultuda yetkili makamlarca izin verilmiş olmasına bağlıdır.
İptali istenilen kural, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulabilmesi bakımından yukarıda anılan Kanunlarda öngörülen düzenlemelerin uygulanma zorunluluğunu ortadan kaldırmamaktadır. Bir başka deyişle, 6094 sayılı Kanun’un yürürlüğe girmesinden önce milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ve tabiatı koruma alanları, muhafaza ormanları, yaban hayatı geliştirme sahaları, özel çevre koruma bölgeleri ile doğal sit alanlarında ilgili mevzuat uyarınca kurulması mümkün olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı bir elektrik üretim tesisinin, 6094 sayılı Kanun’un yürürlüğe girmesiyle kurulabilmesi mümkün değildir.
Dava konusu kuralda, belirtilen alanların niteliğine göre ilgili Bakanlık veya koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla bu alanlarda yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verileceğinin belirtilmesi, yetkili makamların olumlu görüş ya da bu olumlu görüş üzerine tesis kurma izni verirken, çevre mevzuatı hükümlerinden bağımsız hareket edebilmelerine olanak tanımamaktadır. Bu bağlamda, iptali istenilen kuralda yer alan “izin verilir” ibaresi, mevzuata ilişkin bir değerlendirme yapılmaksızın mutlak izin verme zorunluluğunu ifade etmemekte, yapılacak inceleme ve değerlendirme sonucu mevzuata uygun talepler doğrultusunda izin verilebileceği anlamını taşımaktadır.
Belirtilen niteliği dolayısıyla dava konusu kural, hukuk devleti ilkesine, sağlıklı ve dengeli yaşam hakkına ve kişinin maddi ve manevi varlığını geliştirme hakkına aykırılık oluşturmamaktadır.
Açıklanan nedenlerle, dava konusu kural Anayasa’nın 2., 17. ve 56. maddelerine aykırı değildir. İptal isteminin reddi gerekir.
Kuralın Anayasa’nın 166. maddesi ile ilgisi görülmemiştir.
VI- YÜRÜRLÜĞÜN DURDURULMASI İSTEMİ
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
A) 4. maddesiyle 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün yürürlüğünün durdurulması isteminin, koşulları oluşmadığından REDDİNE,
B) 1- 1. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” ibaresine,
2- 5. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkraya,
yönelik iptal istemleri, 5.7.2012 günlü, E. 2011/27, K. 2012/101 sayılı kararla reddedildiğinden, bu fıkra ve ibareye ilişkin yürürlüğün durdurulması isteminin REDDİNE,
5.7.2012 gününde OYBİRLİĞİYLE karar verildi.
VII- SONUÇ
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
A- 1. maddesiyle, 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” ibaresinin Anayasa’ya aykırı olmadığına ve iptal isteminin REDDİNE, OYBİRLİĞİYLE,
B- 4. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün Anayasa’ya aykırı olduğuna ve İPTALİNE, Hicabi DURSUN’un karşıoyu ve OYÇOKLUĞUYLA,
C- 5. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkranın Anayasa’ya aykırı olmadığına ve iptal isteminin REDDİNE, OYBİRLİĞİYLE,
5.7.2012 gününde karar verildi.
FARKLI GEREKÇE
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yasa’nın 4. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci cümlesinin “veya gerektiğinde masrafları ilgililere ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir.” bölümü ile ikinci cümlesine ilişkin karar gerekçesine Anayasa Mahkemesi’nin 13.1.2011 günlü E.2007/2 K.2011/13 sayılı kararın da 5553 sayılı Tohumculuk Kanunu’nun 15. maddesinin birinci fıkrasında yer alan “özel hukuk tüzel kişilerine” ibaresine ilişkin gerekçede belirtilen görüşler doğrultusunda farklı gerekçe ile katılıyorum.
KARŞI OY YAZISI
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un 4. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci cümlesinde yer alan “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün Anayasa’nın 7. ve 10. maddelerine aykırı olduğuna karar vermiştir. Anayasa Mahkemesi iptal kararında, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına ilişkin usul ve esasların Bakanlık görüşü alınmak suretiyle EPDK tarafından çıkartılacak yönetmelikle düzenlenmesini Anayasa’ya aykırı görmüştür. Mahkeme’nin çoğunluk görüşüne göre, yasama organı denetim şirketlerinin yetkileri ile denetimle yetkilendirilmelerine ve bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeleri belirlemek zorundadır. Mahkeme, çerçevesi kanun ile çizilmeden yürütme organına yetki verilmesini Anayasa’nın 7. maddesinde yer alan yasama yetkisinin devredilmezliği ilkesine aykırı bulmuştur.
1982 Anayasası’nın 47. maddesinin son fıkrasında 13.08.1999 tarihli ve 4446 sayılı Kanun’un 1. maddesi ile yapılan değişiklikle “Devlet, kamu iktisadî teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişileri tarafından yürütülen yatırım ve hizmetlerden hangilerinin özel hukuk sözleşmeleri ile gerçek veya tüzelkişilere yaptırılabileceği veya devredilebileceği kanunla belirlenir.” hükmü getirilmiştir. Bu hükme göre idarenin üstlendiği yatırım ve hizmetlerden hangilerinin özel hukuk sözleşmesi ile gerçek ve tüzel kişilere yaptırılabileceği veya devredilebileceğinin kanunla belirleneceği düzenlenmiştir. Hükümde, hangi türden faaliyetlerin kamu hizmeti olarak görülebileceği düzenlenmediği gibi, hangi türden faaliyetlerin İdarece üstlenileceği veya yürütüleceği de belirtilmemiştir. Dolayısıyla bu iki noktada yasa koyucunun, Anayasa’nın diğer hükümlerini de dikkate alarak bir takdir hakkı bulunduğu açıktır. Bir hizmetin “niteliği gereği” kamu hizmeti olduğu anlayışı çağdaş demokratik hukuk ilkeleriyle bağdaştırılamaz. Bu itibarla somut Anayasa hükümleri dayanak gösterilerek bir Anayasal kamu hizmeti kategorisi yaratılarak ve bunların dışındaki kamu hizmetlerinin belirlenmesi veya kamu hizmeti olmaktan çıkartılması siyasi iradenin takdirine bırakılmalıdır.
Öte yandan Anayasa’da kamu hizmeti olarak yürütülmesi zorunlu tutulan hizmetlerin mutlaka devlet veya diğer idari birimlerce bizzat yürütüleceğini söylemek de pozitif hukuk açısından mümkün görünmemektedir. Örneğin ulusal güvenlik, kamu düzeninin sağlanması ve adalet hizmetlerinin sağlanması Anayasa hükümlerine göre zorunlu olarak kamu hizmeti sayılmakla birlikte bu hizmetlerin mutlaka devlet tarafından bizzat yerine getirileceği anlamına gelmemektedir. Aksi düşünce bazı ulusal güvenlik hizmetlerinin köy korucuları eliyle yürütülmesini, bazı kamu düzeninin sağlanmasına ilişkin hizmetlerin özel güvenlik kuruluşlarınca ve adalet hizmetlerinin tahkim usulü ile özel kişilere de gördürülüyor olmasını açıklayamayacaktır.
Anayasa’nın 128. maddesinin birinci fıkrası ise yasa koyucunun kamu hizmeti olarak belirlediği hizmetlerin gerektirdiği asli ve sürekli görevlerin memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle görüleceğini düzenlemektedir. Dava konusu, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına ilişkin kuralda EPDK’nın genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü olduğu denetim yetkisi konusunda EPDK’nın sahip olduğu hakkın devri söz konusu olmayıp, bir kamu hizmetinin özel şirketlere gördürülmesi söz konusudur. Kural, “denetim yetkisinin devrini” kapsamaması nedeniyle ortada denetim yetkisinin devri yönünden iptali gerekli kılan bir Anayasal neden de bulunmamaktadır.
Anayasa’nın 47. maddesinin dördüncü fıkrası yasa koyucuya, kamu hizmetlerini özel hukuk rejimine tabi tutarak özel kişilere gördürme konusunda açık bir takdir yetkisi vermektedir. Nitekim dava konusu kural ile 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına olanak verilmiş, Anayasa Mahkemesi de böyle bir hizmet alımını Anayasa’ya aykırı bulmamıştır. Mahkeme dava konusu kuralı, yasama organının denetim şirketlerinin yetkileri ile denetimle yetkilendirilmelerine ve bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeleri belirlememesi nedeni ile iptal etmiştir. Ancak yasama organının denetim şirketlerinin yetkileri ile denetimle yetkilendirilmelerine ve bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeleri belirlemesi zorunluluğunun anayasal dayanağı bulunmamaktadır.
Yasa koyucu, Anayasa’nın 47. maddesinin dördüncü fıkrasına uygun olarak 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasını uygun görmüştür. Böylece bu hizmetin özel kişilere özel hukuk hükümlerine göre gördürülmesine olanak verilmiştir. Yasa koyucunun denetim şirketlerinin hukuksal yapılarını, gördürülecek işe göre bu şirketlere verilecek yetkilerini kapsam ve niteliğini ve yine yaptırılacak işe göre bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarının belirlenmesini yürütme organına bırakması, yasama organının takdir yetkisi kapsamındadır.
Öte yandan bu şirketler, şirketler hukukuna tabi oldukları gibi, bu nitelikteki sözleşmeler de borçlar hukuku kurallarına tabidir. Ayrıca idare ile şirket arasında yapılacak sözleşmelerin hazırlanmasında 5346 sayılı Kanunun tüm hükümlerine riayet edilmesi de yasal bir zorunluluktur. Başka bir deyişle özel hukuk sözleşmesi ile denetim işini gördürecek olan EPDK’nın, o hizmetin özelliği gereği çıkabilecek tüm sorunları ve bu bağlamda tek taraflı değişiklik ve fesih konularını önceden belirleyip sözleşmeyi 5346 sayılı Kanun’a, 2886 sayılı Devlet İhale Kanunu’na, 4734 sayılı Kamu İhale Kanunu’na, 4735 sayılı Kamu İhaleleri Sözleşme Kanunu’na ve diğer ilgili kanunlara uygun hazırlaması zaten bir zorunluluktur.
Bundan başka, itiraz konusu kuralda açıkça belirtildiği gibi yapılacak inceleme ve denetim “lisans kapsamı” ile sınırlı olacağından, EPDK ile denetim şirketleri arasındaki sözleşmelerde elektrik üretimi yapan tesislerin lisanslamasına ilişkin mevzuat ile lisans hükümleri de gözetilmek zorundadır. Bu itibarla EPDK ile denetim şirketleri arasında imzalanacak anlaşmaların çerçevesinin ayrıca özel bir kanunla çizilmesi zorunluluğunun Anayasal bir dayanağı bulunmamaktadır.
Kapsamında, hidrolik, rüzgar, güneş, jeotermal, biyokütle, biyogaz, dalga, akıntı enerjisi, gel-git gibi fosil olmayan enerji kaynaklarını bulunduran yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretilmesi amacı ile kurulacak elektrik üretim tesislerinin kuruluşundan faaliyetine kadar her aşamada mevzuatta öngörülen izin, ruhsat ve lisans dahilinde EPDK tarafından inceleneceği ve denetleneceği iptal edilen bölümün önceki kısmında yer almaktadır. İptal edilen kısım ise “veya gerektiğinde” ibaresiyle başlamaktadır. Yenilenebilir enerji kaynakları gibi geniş bir alanın kurum bünyesinde kurulacak denetim teşkilatı ile her zaman etkin ve verimli bir denetimin yapılabilmesi ekonomik ve rantabl değildir. Bu alandaki denetim yetkisinin EPDK’nın tekeline bırakılmasıda dünya gerçekleri ile örtüşmemektedir. Esasen dinamik bir kavram olan ve dünyadaki standartları sürekli değişme ve gelişme gösteren denetimin yasal çerçevesinin oluşturulmasının zorunlu olarak istenmesi durumunda dahi bunun her mümkün olamayacağı açıktır.
Sonuç olarak öteden beri bazı kamu hizmetlerinin esas itibariyle özel hukuk hükümlerine tabi olması gerektiği savunulmaktadır. Bu görüşün giderek Türk hukukunda benimsenmeye başlamasının bir sonucu olarak endüstriyel ve ticari nitelikteki bazı kamu hizmetlerine özel hukuk hükümleri uygulanmaya başlamış, “kamu hizmetlerinin en verimli ve etkin biçimde işletilmesi gereği”nden hareketle, kamu hizmetlerinin gördürülmesi konusunda idareye geniş bir takdir yetkisi tanıma eğilimi artmaktadır. Bu itibarla 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına ilişkin usul ve esasların kanun ile değil de Bakanlık görüşü alınmak suretiyle EPDK tarafından çıkartılacak yönetmelikle düzenlenmesine ilişkin kuralda Anayasa’ya aykırılık bulunmamaktadır.
Anılan gerekçelerle çoğunluk görüşüne katılmıyorum. | Anayasa Mahkemesi Başkanlığından:
Esas Sayısı : 2011/27
Karar Sayısı : 2012/101
Karar Günü : 5.7.2012
İPTAL DAVASINI AÇAN : Anamuhalefet Partisi (Cumhuriyet Halk Partisi) TBMM Grubu adına Grup Başkanvekilleri Kemal ANADOL ile M. Akif HAMZAÇEBİ
İPTAL DAVASININ KONUSU : 29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
1- 1. maddesiyle, 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendinde yer alan “…kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim…” ibaresinin,
2- 4. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün,
3- 5. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkranın,
Anayasa’nın 2., 17., 56., 128. ve 166. maddelerine aykırılığı savıyla iptalleri ve yürürlüklerinin durdurulması istemidir.
I- İPTAL VE YÜRÜRLÜĞÜN DURDURULMASI İSTEMLERİNİN GEREKÇESİ
İptal ve yürürlüğün durdurulması istemlerini içeren 7.3.2011 günlü dava dilekçesinin gerekçe bölümü şöyledir:
“GEREKÇE
a- 29.12.2010 Tarihli ve 6094 Sayılı Kanunun 1 inci Maddesiyle Değişik, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü Maddesinin Birinci Fıkrasının (11) Numaralı Bendinde Yer Alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” Bölümünün Anayasaya Aykırılığı
5346 sayılı Kanunun 3 üncü maddesinde, Kanunda geçen tanımlar ve kısaltmalar gösterilmiştir. (11) numaralı fıkrada, “rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dâhil), dalga, akıntı enerjisi ve gel – git ile kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynakları”, Kanun kapsamındaki “yenilenebilir enerji kaynakları” olarak tanımlanmıştır.
Türkiye’nin eşsiz doğal zenginliklerinin, “yaşamın temel kaynağı” olarak kabul edilmesi gerekirken “maddi bir gelir kaynağı” olarak görülmesi, coğrafi yapıyı tahrip etmektedir. Milyonlarca yılda oluşan doğa güzellikleri, eşsiz canlıları, kültürel mirası, tarım ve hayvancılık potansiyeli, su kaynakları gibi en temel varlıklar yok olma tehlikesiyle karşı karşıyadır.
Son yıllarda kaybedilen sulak alan miktarı 1.5 milyon hektarı geçmiş (Marmara Denizi’nden daha büyük bir alan), kıyılar ve ormanlar tahrip edilmiştir. Bu durum sadece doğayı ve canlı yaşamını değil insan yaşamını da tehdit eder bir boyuta ulaşmıştır.
(11) numaralı fıkrada, hiçbir sınır ve ölçü konmadan, tüm nehir veya kanal tipi HES projeleri ve rezervuar alanı on beş kilometrekareden az barajlı HES projeleri yenilenebilir enerji kaynağı olarak kabul edilmektedir.
Korunan alanlar içerisinde enerji üretim tesisi kurulmasının yanlışlığı ve kabul edilemezliği bir yana, kabul edilen yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kriterleri AB mevzuatı ile de uyumsuz bir şekilde belirlenmiştir. Avrupa Birliği mevzuatında, yenilenebilir enerji tipi olarak sayılan Nehir Tipi HES’lerde kurulu güç üst sınırı 5 MW olup sadece iki ülkede en fazla 10 MW olabilmektedir. Oysa kabul edilen yasada tüm kurulu güç ölçeklerindeki Nehir Tipi HES’ler yenilenebilir enerji üretim tesisi olarak kabul edilmiştir. Kurulu güç sınırı getirmeksizin tüm kanallı ya da tünelli ya da açık ya da kapalı borulu nehir tipi HES’lerin yenilenebilir enerji sayılması “yenilenebilirlik” kavramına aykırıdır. Mevcut durumda bütün bir havzanın yıkımına yol açabilecek büyüklükte tünel ya da kanal tipli HES projeleri olduğu ya da gelecekte de planlanabileceği gerçeği bir yana, tek bir akarsu havzasının en üst kotundan başlayıp sıfır kotuna kadar küçüklü büyüklü kurulu güçlerde nehir ya da kanal tipli HES projeleri ile doldurulduğu, halen inşaat faaliyetlerinin de devam ettiği bir gerçektir.
Açıklanan her iki durumda da havzanın su üretim ve/veya su çevrimini tamamen ortadan kaldıracak şekilde süren uygulama, suyun kendisini veya doğada bulunduğu haldeki kalitesini tamamen değiştirmektedir. Açıklanan şekilde planlanan HES faaliyetlerine her hangi bir kurulu güç kıstası ya da havzayı bir bütün olarak değerlendirmeden onlarca düşük kurulu güçlü HES planlaması havza ekosistemine telafisi imkansız zararlar vermektedir. Havzayı bir bütün olarak değerlendirmeden, kurulu güç sınırı getirmeden peş peşe planlanan nehir tipi HES’lerin sırf kaynağına bakılarak “yenilenebilir enerji tesisi” sayılması, söz konusu tesislerin teşvik edilmesi, akarsuların oluşturduğu havzaların telafisi imkansız bir yıkımla karşı karşıya kalmasına neden olmaktadır.
Kaynağa bakarak üretim tesisini yenilenebilir saymak, havzanın su üretim ve/veya su çevrim kapasitesini ortadan kaldıran uygulama karşısında mümkün olmayıp, açıklanan şekildeki bir tanım, hem hukuk devletine aykırı olarak yasallık ilkesi bakımından belirsizlik içermekte, hem de Anayasanın 56 ncı maddesinde ifade edilen “sağlıklı ve dengeli bir yaşam hakkına” doğrudan müdahale etmektedir. Sağlıklı ve dengeli çevre, doğallığı bozulmayan ve asıl olarak her yönüyle sürdürülebilir çevredir.
Anayasanın “Sağlık hizmetleri ve çevrenin korunması” başlıklı 56 ncı maddesinde, “Sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkı”ndan söz edilmektedir. Bu madde bütünüyle incelendiğinde; “sağlıklı ve dengeli çevre” kavramına, doğal güzelliklerin korunduğu, kentleşme ve sanayileşmenin getirdiği hava ve su kirlenmesinin önlendiği bir çevre kadar, belli bir plan ve programa göre düzenlenmiş çevrenin de gireceği kuşkusuzdur (AYMK., 11.12.1986 tarihli ve E.1985/11, K.1986/29).
Hukuk devletinin önemli ilkelerinden olan “kamu yararı”nın, yenilenebilir enerji ile sağlıklı ve dengeli çevre arasındaki yararlar dengesinde, sürdürülebilirlik yönünden, sağlıklı ve dengeli çevre lehine olduğunda kuşku bulunmamaktadır. Sürdürülebilirlik olmadan, yenilenebilirliğin olması olanaklı değildir.
Diğer yandan on beş kilometrekarenin altında rezervuarı olan barajlar da değişiklikle yenilenebilir enerji tesisi sayılmıştır. Depolamalı her türde tesis, kurulduğu akarsu havzasına ve suyun kalitesine ciddi düzeyde olumsuz etkilerde bulunmaktadır. Barajların su altında kalan bitkiler nedeni ile ürettiği metan gazının ciddi bir sorun olduğu bilimsel bir gerçektir. Diğer yandan suyun depolanması nedeni ile kalitesi de bozulmaktadır. Suyun depolanması diğer yandan suyun PH değerlerini değiştirdiği gibi içerdiği oksijen miktarını da değiştirmekte olup, suyun ısınması ile de suyun hidrobiyolojik yapısı değişmekte, barajdan sonra mansap yönünde değişen su kalitesi nedeni ile sucul ekosistemde değişimlere neden olmaktadır. Depolamalı tesisler ayrıca çok ciddi sosyal ve insani sorunlara yol açmakta, bir süre sonra bir çöle dönüşmekte, coğrafya geri dönülmez bir şekilde niteliğini kaybetmektedir. Depolamalı barajlar artık dünyada yenilenebilir enerji üretim tesisi olarak kabul edilmemektedir.
Bütün bu sayılanlarla birlikte Anadolu’nun hemen her bir akarsu havzasında sayısı onlarla ifade edilen, mikro HES’ler hariç toplamda 1800 adet civarında planlanmış nehir tipi HES’ler nedeni ile yaklaşık boyunca akarsularımız kanallara, tünellere, ya da borulara hapsedilmiş olacaktır. Böyle bir uygulamaya yol açan nehir tipi HES’lere her hangi bir kurulu güç tanımı yapılmadan, planlanan HES’lerin planlandığı havza ölçeğinde toplam ekolojik etki değerlendirmesi yapılmadan bütününe yenilenebilir enerji tanımı yapılması kabul edilemez. Sürdürülemez bir çevre Anayasanın 56 ncı maddesiyle birlikte insanları vadilerinde yaşayamaz hale getiren yıkımlar karşısında Anayasanın 17 nci maddesinde ifade edilen “herkesin maddi ve manevi varlığının korunmasını” isteme hakkına aykırıdır.
Öte yandan plansız bir şekilde süren ve son değişiklikle üstelik yıkımı yenilenebilir sayan dava konusu hüküm, kaynakların verimli şekilde kullanılmasını da engellediğinden Anayasanın 166 ncı maddesinde ifade edilen “planlama” anlayışına da aykırıdır.
Açıklanan nedenlerle, 29.12.2010 tarihli ve 6094 sayılı Kanunun 1 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” bölümü Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 nci ve 166 ncı maddelerine aykırı olup, iptali gerekmektedir.
b- 29.12.2010 Tarihli ve 6094 Sayılı Kanunun 4 üncü Maddesiyle, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı Maddesinden Sonra Gelmek Üzere Eklenen 6/C Maddesinin Son Fıkrasının Birinci Tümcesindeki “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir” Bölümü ile “Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir” Şeklindeki İkinci Tümcesinin Anayasaya Aykırılığı
6094 sayılı Kanunun 4 üncü maddesiyle, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasında; bu Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yapılacağı belirtildikten sonra, EPDK tarafından yapılacak denetimin gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceği, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceği belirtilmiştir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımı, kamu düzeni ve yararına ilişkindir. 5346 sayılı Kanun, “yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımının yaygınlaştırılması, bu kaynakların güvenilir, ekonomik ve kaliteli biçimde ekonomiye kazandırılması, kaynak çeşitliliğinin artırılması, sera gazı emisyonlarının azaltılması, atıkların değerlendirilmesi, çevrenin korunması ve bu amaçların gerçekleştirilmesinde ihtiyaç duyulan imalat sektörünün geliştirilmesi” amacıyla çıkarılmıştır. Bu amaca yönelik hizmetlerin, devletin, kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin dışında, gerçek ve tüzelkişilerce yaptırılması Anayasaya ve genel hükümlere göre yürütülmesi mümkün olmakla birlikte, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki denetiminin genel idare esaslarına göre yürütülmesi gereken kamu hizmeti olduğunda kuşku bulunmamaktadır.
Kamu hizmetleri, devletin, kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin dışında, gerçek ve tüzelkişilerce yürütülse bile, bunların hukuka uygunluk denetiminin aslî ve sürekli bir kamu görevi olduğu hususunda duraksamaya yer yoktur. Bu durum karşısında, bu hizmetin ancak memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle yürütülmesi gerekir. Esasen Anayasanın 128 inci maddesi ile benimsenen ilke de bu doğrultudadır. Enerji hizmetinin hukuki niteliği ve bunun sonucu olarak bu hizmetin ancak memurlar ve diğer kamu görevlileri tarafından yürütülebileceğinin kabulü, bu işin denetimini yürütecek denetim şirketlerinin ve denetim elemanlarının hukuki statüsünün belirlenmesini gerektirmektedir. Memur olmadıkları konusunda duraksamaya yer bulunmayan denetim şirketi elemanları bakımından önemli olan ve açıklığa kavuşturulması gereken husus, Anayasanın 128 inci maddesinde sözü edilen diğer kamu görevlilerinden sayılıp sayılmayacaklarıdır.
EPDK tarafından yapılacak denetimin gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceğine ilişkin hüküm bu tespiti yapmak için gerekli, açık ve net değildir. Ne yetkilendirmenin niteliği ve kuralları, ne de denetim şirketlerinin niteliği ve statüsü yasada gösterilmemiştir. Denetim şirketleri, merkezi idarenin gözetim ve denetimi altında onun bir birimi durumunda olan kuruluşlar değildir. Denetim şirketleri ile idare arasında statüter bir ilişki de yoktur.
EPDK tarafından yapılacak denetimin gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketleri tarafından yapılacak denetim hizmetinin, genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü olunan kamu hizmetlerinin gerektirdiği aslî ve sürekli görevlerden olduğu, bu itibarla söz konusu denetim şirketi elemanlarının, Anayasanın 128 inci maddesinde nitelikleri belirtilen “kamu görevlileri” deyimi kapsamına girmediği anlaşılmaktadır.
Öte yandan, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceği belirtilmiş olması da, Anayasanın 128 inci maddesinin, “kanunla düzenleme” gereğinin yerine getirilmediği anlamına gelmektedir. Kaldı ki, Anayasanın 2 nci maddesinde yer alan hukuk devletinin temel ilkelerinden biri “belirlilik”tir. Bu ilkeye göre, yasal düzenlemelerin hem kişiler hem de idare yönünden herhangi bir duraksamaya ve kuşkuya yer vermeyecek şekilde açık, net, anlaşılır, uygulanabilir ve nesnel olması, ayrıca kamu otoritelerinin keyfi uygulamalarına karşı koruyucu önlem içermesi de gereklidir.
Anayasanın 7 nci maddesinde yasama yetkisinin Türk Milleti adına Türkiye Büyük Millet Meclisine ait olduğu ve bu yetkinin devredilemeyeceği; 8 inci maddesinde ise yürütme yetki ve görevinin Cumhurbaşkanı ve Bakanlar Kurulu tarafından, Anayasaya ve yasalara uygun olarak kullanılacağı ve yerine getirileceği öngörülmüştür. Buna göre, Anayasada yasayla düzenlenmesi öngörülen konularda yürütme organına genel ve sınırları belirsiz bir düzenleme yetkisinin verilmesi olanaklı değildir. Yürütmenin düzenleme yetkisi, sınırlı, tamamlayıcı ve bağımlı bir yetkidir. Bu nedenle, Anayasada öngörülen ayrık durumlar dışında, yasalarla düzenlenmemiş bir alanda, yasa ile yürütmeye genel nitelikte kural koyma ve yasayla konulan kuralları değiştirme yetkisi verilemez. Yasal düzenlemeler ancak yasa koyucu tarafından kaldırılabilir ya da değiştirilebilir.
Açıklanan nedenlerle, 6094 sayılı Kanunun 4 üncü maddesiyle, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci tümcesindeki “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir” bölümü ile “Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir” şeklindeki ikinci tümcesi Anayasanın 2 nci, 7 nci ve 128 inci maddelerine aykırı olup iptalleri gerekmektedir.
c- 6094 Sayılı Kanunun 5 inci Maddesiyle Değişik, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 8 inci Maddesinin Üçüncü Fıkrasının Sonuna Eklenen, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” Şeklindeki Fıkranın Anayasaya Aykırılığı
5346 sayılı Kanunun 8 inci maddesinin sonuna eklenen fıkrada, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” denilmiştir.
Çeşitli yasa ve kararlarla korunan alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesislerinin kurulması, bu alanların ilan edilme gerekçelerine aykırı bir durum olup, koruma statüsü verilen alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesislerinin kurulması ile bu alanlar korunmalarına neden olan niteliklerini kaybedecektir. Ülke coğrafyasının belli alanların üstün biyolojik çeşitliliği, üstün peyzaj ve sosyal/kültürel değerleri barındırdığı kabulü ile ilan edilen alanların korunması hem çağdaş bir devlet olmanın, hem ülkenin moral değerlerinin hem de sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşamanın gereğidir.
Korunan alanlarda yenilenebilir enerji tesislerinin kurulabileceğine dair düzenleme, yukarıda (a) bölümünde açıklanan 6094 sayılı yasanın 1 inci maddesi ile 5346 sayılı yasanın 3 üncü maddesinin (11) numaralı bendinde getirilen değişikle beraber düşünüldüğünde korunan alanlarda dahi aynı plansızlığın, aynı yıkımın süreceği anlaşılmaktadır. Tüm dünyada korunan alan büyüklüğü ortalaması % 14’ler civarındayken ülkemizin korunan alan yüz ölçümünün % 3,8 civarında olduğu da düşünüldüğünde zaten sınırlı ve dar bir ölçekte olan korunan alanlarımızın da koruma amacına aykırı olarak tahrip edileceği anlaşılmaktadır. Milli Parklar Yasasının, Kültür ve Tabiat Varlıklarını Koruma Yasasının koruma amaçlarına ters, dolayısı ile söz konusu yasada amaçlanan kamu yararını görmezden gelen, enerji sektörünün taleplerini kamunun korunan yararlarından üstün gören bir anlayışla yasalaşan bu düzenleme de yukarıda (a) bölümünde açıklanan gerekçelerle Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine aykırıdır. Kuralda, ilgili bakanlıkların ya da kurulların görüşünün alınması da Anayasaya aykırılığı ortadan kaldırmaz.
Avrupa Peyzaj Sözleşmesi, Biyolojik Çeşitlilik Sözleşmesi, Avrupa’nın Yaban Hayatı ve Yaşam Ortamlarını Koruma Sözleşmesi, Özellikle Su Kuşları Yaşama Ortamı Olarak Uluslararası Öneme Sahip Sulak Alanların Korunması Sözleşmesi, Akdeniz’in Kirlenmeye Karşı Korunması Sözleşmesi, Akdeniz’in Deniz Ortamı ve Kıyı Bölgesinin Korunması Sözleşmesi, Akdeniz’in Kara Kökenli Kaynaklardan ve Faaliyetlerden Dolayı Kirlenmeye Karşı Korunması Protokolü, Akdeniz’in Kara Kökenli Kaynaklardan Dolayı Kirlenmeye Karşı Korunması Protokolü, Karadeniz’in Kirlenmeye Karşı Korunması Sözleşmesi ve Eki Protokolleri, Kuşların Himayesine Dair Milletlerarası Sözleşme, Dünya Kültürel ve Doğal Mirasının Korunmasına Dair Sözleşme, Avrupa Kültür Anlaşması hükümleri göz önüne alındığında, dava konusu düzenlemenin hukukun bir kaynağı olan evrensel değer ve hukuki amaçlara da aykırı olduğu görülmektedir.
Açıklanan nedenlerle, 29.12.2010 tarihli ve 6094 sayılı Kanunun 5 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 8 inci maddesinin üçüncü fıkrasının sonuna eklenen, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” şeklindeki fıkra Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine aykırı olup, iptali gerekmektedir.
III. YÜRÜRLÜĞÜ DURDURMA İSTEMİNİN GEREKÇESİ
Hukuk devletine aykırı olan, temel hak ve özgürlükleri ölçüsüzce sınırlandıran ve Anayasaya açıkça aykırı olan bir düzenlemenin, uygulanması halinde, sonradan giderilmesi olanaksız zararlara yol açacağı çok açıktır.
Öte yandan, anayasal düzenin en kısa sürede hukuka aykırı kurallardan arındırılması, hukuk devleti sayılmanın da gereğidir. Anayasaya aykırılığın sürdürülmesinin, bir hukuk devletinde sübjektif yararların üstünde, özenle korunması gereken hukukun üstünlüğü ilkesini de zedeleyeceği kuşkusuzdur. Hukukun üstünlüğü ilkesinin sağlanamadığı bir düzende, kişi hak ve özgürlükleri güvence altında sayılamayacağından, bu ilkenin zedelenmesinin hukuk devleti yönünden giderilmesi olanaksız durum ve zararlara yol açacağında duraksama bulunmamaktadır.
5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun, 6094 sayılı Kanunla değiştirilen ve Anayasanın hükümlerine açıkça aykırılık taşıyan yukarıdaki kurallarının uygulamaya geçmesi durumunda, evrensel hukuk ilkelerinin, sağlıklı ve dengeli çevrede yaşama ilkelerinin ihlali nedenleriyle telafisi imkansız zararlar doğacaktır.
Bu zarar ve durumların doğmasını önlemek amacıyla, Anayasaya açıkça aykırı olan iptali istenen bölümlerin, iptal davası sonuçlanıncaya kadar yürürlüklerinin de durdurulması istenerek Anayasa Mahkemesine dava açılmıştır.
IV. SONUÇ
Yukarıda açıklanan gerekçelerle, 29.12.2010 tarihli ve 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un;
a- 1 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” bölümünün, Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine,
b- 4 üncü maddesiyle, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci tümcesindeki “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir” bölümü ile “Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir” şeklindeki ikinci tümcesinin, Anayasanın 2 nci, 7 nci ve 128 inci maddelerine,
c- 5 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 8 inci maddesinin üçüncü fıkrasının sonuna eklenen, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” şeklindeki fıkranın, Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine,
aykırı olduklarından iptallerine, Anayasaya açıkça aykırı olmaları ve uygulanmaları halinde giderilmesi güç ya da olanaksız zarar ve durumlar doğacağı için, iptal davası sonuçlanıncaya kadar yürürlüklerinin durdurulmasına karar verilmesine ilişkin istemimizi saygı ile arz ederiz.”
II- YASA METİNLERİ
A- İptali İstenilen Yasa Kuralları
İptali istenilen kuralların yer aldığı 29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
1- 1. maddesiyle, 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendi şöyledir:
“Madde 3- Bu Kanunda geçen;
…
(11) Bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynakları: Rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dâhil), dalga, akıntı enerjisi ve gel-git ile kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynaklarını,
…
İfade eder.”
2- 4. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrası şöyledir:
“Bu Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretimi yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetimi EPDK tarafından yapılır veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
3- 5. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkra şöyledir:
“Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir.”
B- Dayanılan ve İlgili Görülen Anayasa Kuralları
Dava dilekçesinde, Anayasa’nın 2., 17., 56., 128. ve 166. maddelerine dayanılmış, 10. maddesi ise ilgili görülmüştür.
III- İLK İNCELEME
Anayasa Mahkemesi İçtüzüğü’nün 8. maddesi uyarınca Haşim KILIÇ, Osman Alifeyyaz PAKSÜT, Fulya KANTARCIOĞLU, Ahmet AKYALÇIN, Mehmet ERTEN, Fettah OTO, Serdar ÖZGÜLDÜR, Serruh KALELİ, Zehra Ayla PERKTAŞ, Recep KÖMÜRCÜ, Alparslan ALTAN, Burhan ÜSTÜN, Engin YILDIRIM, Nuri NECİPOĞLU, Hicabi DURSUN, Celal Mümtaz AKINCI ve Erdal TERCAN’ın katılımlarıyla 17.3.2011 gününde yapılan ilk inceleme toplantısında;
1- 7.5.2010 günlü, 5982 sayılı Türkiye Cumhuriyeti Anayasasının Bazı Maddelerinde Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun uyarınca, 2949 sayılı Anayasa Mahkemesinin Kuruluşu ve Yargılama Usulleri Hakkında Kanun ile ilgili gerekli düzenlemeler yapılmadan, Mahkeme’nin çalışıp çalışamayacağına ilişkin ön meselenin incelenmesi sonucunda; Mahkeme’nin çalışmasına bir engel bulunmadığına, Fulya KANTARCIOĞLU, Mehmet ERTEN, Fettah OTO, Zehra Ayla PERKTAŞ ile Celal Mümtaz AKINCI’nın, gerekçesi 2010/68 esas sayılı dosyada belirtilen karşıoyları ve OYÇOKLUĞUYLA,
2- Dosyada eksiklik bulunmadığından işin esasının incelenmesine, OYBİRLİĞİYLE,
3- Yürürlüğü durdurma isteminin esas inceleme aşamasında karara bağlanmasına OYBİRLİĞİYLE,
karar verilmiştir.
IV- ESASIN İNCELENMESİ
Dava dilekçesi ve ekleri, Anayasa Mahkemesi raportörü Evren ALTAY tarafından hazırlanan işin esasına ilişkin rapor, iptali istenen Yasa, dayanılan ve ilgili görülen Anayasa kuralları ve bunların gerekçeleri ile diğer yasama belgeleri okunup incelendikten sonra gereği görüşülüp düşünüldü:
A) 6094 Sayılı Kanun’un 1. Maddesiyle, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. Maddesinin Birinci Fıkrasının Değiştirilen (11) Numaralı Bendinde Yer Alan “…kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” İbaresinin İncelenmesi
Dava dilekçesinde, tüm nehir veya kanal tipi hidroelektrik santralleri (HES) projeleri ile rezervuar alanı onbeş kilometreden az barajlı HES projelerinin hiçbir sınır ve ölçü konulmaksızın yenilenebilir enerji kaynağı olarak kabul edildiği, Avrupa Birliği mevzuatında yenilenebilir enerji tipi olarak sayılan nehir tipi HES’lerde kurulu güç üst sınırının iki ülkede 10 MW diğerlerinde 5 MW olduğu, kurulu güç sınırı getirilmeksizin tüm kanallı ya da tünelli ya da açık ya da kapalı borulu nehir tipi HES’lerin yenilenebilir enerji sayılmasının “yenilenebilirlik” kavramına aykırı olduğu, bütün bir havzanın yıkımına yol açabilecek büyüklükte tünel ya da kalıp tipli HES projeleri ile tek bir akarsu havzasının en üst kodundan başlayarak sıfır koduna kadar küçüklü büyüklü kurulu güçlerde nehir ya da kanal tipli HES projelerinin havzanın su üretim ve/veya su çevrimini tamamen ortadan kaldıracak şekilde suyun kendisini veya doğada bulunduğu haldeki kalitesini tamamen değiştirdiği, havzayı bir bütün olarak değerlendirmeden ve kurulu güç sınırı getirmeden nehir tipi HES’lerin yalnızca kaynağına bakılarak yenilenebilir enerji kaynağı sayılması ve söz konusu tesislerin teşvik edilmesinin akarsuların oluşturduğu havzaların telafisi imkansız bir yıkımla karşı karşıya kalmasına neden olacağı, havzanın su üretim ve/veya su çevrim kapasitesini ortadan kaldıracak şekilde bir üretim tesisinin yalnızca kaynağına bakılarak yenilenebilir enerji tesisi sayılmasının Anayasa’nın 56. maddesinde ifade edilen sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşam hakkına doğrudan müdahale olduğu, sağlıklı ve dengeli çevre tanımının doğallığı bozulmayan ve asıl olarak her yönüyle sürdürülebilir çevreyi ifade ettiği, sürdürülebilirlik olmadan yenilenebilirliğin olamayacağı, salt kaynağına bakılarak bir üretim tesisinin yenilenebilir sayılmasının yasallık ilkesi bakımından belirsizlik içerdiği, yenilenebilir enerji ile sağlıklı ve dengeli çevre ilişkisinde kamu yararının gözetilmediği, onbeş kilometrekarenin altında rezervuarı olan barajların yenilenebilir enerji tesisi olarak kabul edilmesinin doğa açısından olumsuz etkileri bulunduğu, depolamalı tesislerin kuruldukları akarsu havzasına ve suyun kalitesine etkilerinin de olumsuz olduğu, barajlarda su altında kalan bitkiler nedeniyle ortaya çıkan metan gazının ciddi bir sorun oluşturduğu, suyun depolanması nedeniyle kalitesinin bozulduğu ve PH değerleri ile oksijen miktarının değiştiği, suyun ısınması ile de hidrobiyolojik yapısının değiştiği, değişen su kalitesinin ekositemde de değişime neden olduğu, depolamalı barajların dünyada artık yenilenebilir enerji üretim tesisi olarak kabul edilmediği, HES’ler nedeniyle akarsuların kanallara, tünellere ya da borulara hapsedildiği ve HES’lerin planlandığı havza ölçeğinde toplam ekolojik etki değerlendirmesi yapılmadan yenilenebilir enerji tanımı kapsamında kabul edilemeyeceği, sürdürülemez bir çevrenin ve vadileri insanlar için yaşanamaz hale getiren yıkımların kişilerin sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkı ile herkesin maddi ve manevi varlığının korunmasını isteme hakkını ihlal ettiği, dava konusu kuralın kaynakların verimli şekilde kullanılmasını da engellemesi nedeniyle planlama anlayışına da aykırı olduğu belirtilerek iptali istenilen kuralın Anayasa’nın 2., 17., 56. ve 166. maddelerine aykırı olduğu ileri sürülmüştür.
İptali istenilen kural, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji tanımı içinde yer almaktadır ve “kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim” tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynaklarını, bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kapsamı içinde saymaktadır.
Anayasa’nın 2. maddesinde Türkiye Cumhuriyetinin bir hukuk devleti olduğu, 17. maddesinde herkesin yaşama, maddi ve manevi varlığını koruma ve geliştirme hakkına sahip olduğu belirtilmiştir.
Anayasa’nın “Sağlık hizmetleri ve çevrenin korunması” başlıklı 56. maddesinde de herkesin sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkına sahip olduğu ve çevreyi geliştirmek, çevre sağlığını korumak ve çevre kirlenmesini önlemenin Devletin ve vatandaşların ödevi olduğu ifade edilmiştir.
5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un genel gerekçesinde, 1990’lı yıllarda ortaya çıkan çevre bilincinin fosil kaynaklara dayalı enerji üretim ve tüketiminin yerel, bölgesel ve küresel seviyede çevreye ve doğal kaynaklara doğrudan ve/veya dolaylı olumsuz etkilere neden olduğunun anlaşılmasını sağladığı, bunun da atmosfere kirlilik yaratıcı emisyon vermeyen yenilenebilir enerji kaynaklarının yeniden destek görmesine yol açtığı, Birleşmiş Milletler tarafından imzaya açılan İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi ile gelişmiş ülkelere sera gazı emisyonlarını indirme yükümlülüğünün getirildiği, benzer bir yükümlülüğün Kyoto Protokolü ile de getirildiği, bu doğrultuda Avrupa Birliği Komisyonunun “Yenilenebilir Enerji Kaynakları Beyaz Bildirisi”ni ve 2001/77/EC sayılı Direktifini çıkararak 2020 yılına kadar genel enerji tüketimi içindeki yenilenebilir enerji payının % 12’ye ulaşmasını hedeflediği; söz konusu İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi’nin Türkiye Büyük Millet Meclisi’nce 16 Ekim 2003 tarihinde kabul edilerek 21 Ekim 2003 tarihli Resmî Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girdiği, Avrupa Birliği Müktesebatının Üstlenilmesine İlişkin Türkiye Ulusal Programında yenilenebilir enerji kaynaklarından sağlanan enerji üretiminin artırılması için bir program hazırlanmasının kısa vadeli öncelikler arasında bulunduğu, Programda enerjide ithalat bağımlılığının azaltılması ve arz güvenliğinin sağlanması amacıyla yenilenebilir enerji kaynakların kullanımının artırılmasının Türkiye ulusal enerji politikasının son derece önemli bir parçası olduğu vurgulanarak, bu bağlamda yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının desteklendiğinin belirtildiği, yenilenebilir kaynaklarımızdan elektrik üretiminin bir an önce arzulanan seviyede gerçekleştirilmesi için gerekli kanuni düzenlemelerin yapılmasının zorunluluk arz etmesi nedeniyle bu Kanun Tasarısının hazırlandığı ifade edilmiştir.
Kömür, doğalgaz ve fuel-oil gibi fosil yakıtlarının kullanımı sonucu dünya yüzeyinin ortalama sıcaklığında meydana gelen artışa bağlı olarak uzun vadede iklim değişiklikleri, buzulların erimesi, mevsimlerin kayması ve tarım alanlarının verimsizleşmesi gibi sorunlara yol açabilecek nitelikteki sera gazı salınımının düşürülmesi amacıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına öncelik verilmesinin, doğanın korunması bakımından taşıdığı önem açıktır.
İptali istenilen “kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim” tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi kaynakları da, yenilenebilir enerji kaynakları arasında yer almaktadır.
Hidroelektrik elektrik üretim tesislerinin kurulabilmesi ve faaliyet gösterebilmesi, diğer elektrik üretim tesislerinde olduğu gibi, bu konuda izin, ruhsat ve lisans alınmasına bağlıdır. Söz konusu izin, ruhsat ve lisansın verilebilmesi ise ilgili mevzuatta öngörülen koşulların yerine getirilmesine bağlı bulunmaktadır.
Konuya ilişkin süreç özetlenecek olursa, elektrik piyasasında faaliyet gösterebilmek için öncelikle Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’ndan (EPDK) “üretim lisansı” alınması gerekmektedir. Hidrolik kaynaklardan elektrik enerjisi üretmek amacıyla lisans başvurusunda bulunmak için ise öncelikle hidrolik kaynaklar için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığının belgelenmesi gerekmektedir. Anılan Anlaşma, belirli bir miktardaki suyun doğal hayatın korunması amacıyla ırmak yatağına bırakılmasını ve bu miktarın yeterli olmaması durumunda su miktarının artırılmasını öngörmektedir. Lisans başvurusunu incelemeye alan EPDK, öncelikle ilgili mevzuatta öngörülen amaçlara uygunluk açısından inceleme yapmakta ve ilgili mevzuat uyarınca diğer kurum ve/veya kuruluşlardan konuya ilişkin nihai görüşlerini istemektedir. EPDK tarafından yapılan inceleme ve değerlendirme sonucu lisans alması Kurul kararıyla uygun bulunan başvuru sahibi tüzel kişiler, uygun bulma kararının kendilerine yapılan yazılı bildirimi izleyen otuz gün içerisinde Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği çerçevesinde ilgili kuruma başvurmak zorundadır.
2872 sayılı Çevre Kanunu’nun 1. maddesinde, bu Kanun’un amacının, bütün canlıların ortak varlığı olan çevrenin, sürdürülebilir çevre ve sürdürülebilir kalkınma ilkeleri doğrultusunda korunmasını sağlamak olduğu hükme bağlanmış, 10. maddesinde de, gerçekleştirmeyi plânladıkları faaliyetleri sonucu çevre sorunlarına yol açabilecek kurum, kuruluş ve işletmelerin, Çevresel Etki Değerlendirmesi Raporu veya proje tanıtım dosyası hazırlamakla yükümlü oldukları belirtilmiştir.
“Çevresel Etki Değerlendirmesi” (ÇED) kavramı, gerçekleştirilmesi plânlanan projelerin çevreye olabilecek olumlu ve olumsuz etkilerinin belirlenmesinde, olumsuz yöndeki etkilerin önlenmesi ya da çevreye zarar vermeyecek ölçüde en aza indirilmesi için alınacak önlemlerin, seçilen yer ile teknoloji alternatiflerinin belirlenerek değerlendirilmesinde ve projelerin uygulanmasının izlenmesi ve kontrolünde sürdürülecek çalışmaları ifade etmektedir.
Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında ÇED raporu hazırlanması zorunlu olan projeler ile bu projelere ilişkin yapılacak çalışmalar sırasında başvurulması gereken mevzuat, anılan Yönetmelikte belirtilmiştir. ÇED Raporu hazırlanması zorunluluğu öngörülmeyen projeler yönünden de proje tanıtım dosyalarının Çevre ve Şehircilik İl Müdürlüklerince yapılacak inceleme sonucunda da bu projelerin çevreye etkilerinin değerlendirilerek bunlar yönünden de ÇED raporu istenebilmesi olanağı getirilmiştir. Çevresel etki değerlendirmesi sürecinde Çevre ve Şehircilik Bakanlığınca komisyon kurulurken projenin yer aldığı bölge ve yukarıdaki mevzuat hükümleri gözetilerek, ilgili kurum ve kuruluş temsilcileri de komisyonda yer almaktadır. Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliğine göre Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu Kararı veya Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir kararı alınmadıkça, bu projelerle ilgili onay, izin, teşvik, yapı ve kullanım ruhsatı verilemeyeceği kabul edilmektedir.
Bu noktada, elektrik piyasasında faaliyet gösterme yeterliğini gösteren “üretim lisansı”nın, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilmesi anlamını taşımadığı gibi bu iznin yerine geçmediği, kaldı ki elektrik üretim
tesislerinin kurulması izinleri yönünden EPDK’nın yetkili olmadığı da belirtilmelidir. Söz konusu tesislerin kurulması bakımından izin vermeye yetkili makamlar, bölgenin özelliğine ve konumuna göre ilgili kanunlarda belirtilmiştir.
Dava dilekçesinde, iptali istenilen kuralda yer alan nitelikteki hidroelektrik üretim tesislerinin kurulmasının çevrenin tahribatına yol açabileceği ileri sürülmekte ise de iptali istenilen kural, söz konusu tesislerin kurulması ve faaliyet göstermesi bakımından izin, ruhsat ve lisans alınması koşulunu ortadan kaldırmadığı gibi bunların alınabilmesi için mevzuatta öngörülen koşullarda da herhangi bir değişiklik yapmamaktadır.
Bu durumda, “kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim” tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynaklarının, 5346 sayılı Kanun kapsamında yenilenebilir enerji kaynakları kapsamında sayılmasının, sağlıklı ve dengeli yaşam hakkına ve kişinin maddi ve manevi varlığını geliştirmesine engel olduğunun ve kamu yararı ile hukuk devleti ilkesine aykırılık oluşturduğunun söylenebilmesi olanaklı değildir.
Açıklanan nedenlerle, dava konusu kural Anayasa’nın 2., 17. ve 56. maddelerine aykırı değildir. İptal isteminin reddi gerekir.
Dava konusu kuralın Anayasa’nın 166. maddesi ile ilgisi görülmemiştir.
B) 6094 Sayılı Kanun’un 4. Maddesiyle, 5346 Sayılı Kanun’un 6. Maddesinden Sonra Gelmek Üzere Eklenen 6/C Maddesinin Son Fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” Bölümünün İncelenmesi
Dava dilekçesinde, yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımının kamu düzeni ve kamu yararına ilişkin olduğu, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisans kapsamındaki denetiminin genel idare esaslarına göre yürütülmesi gereken bir kamu hizmeti olduğu, kamu hizmetlerinin Devletin, kamu iktisadi teşebbüsleri ile diğer kamu tüzelkişilerinin dışında gerçek ve tüzel kişilerce yürütülebilmesi mümkün olmakla birlikte bunların denetiminin asli ve sürekli bir kamu görevi olması nedeniyle Anayasa’nın 128. maddesi uyarınca ancak memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle yürütülebileceği, EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinin niteliğinin ve statüsünün yasada açık ve net olarak gösterilmediği gibi yetkilendirmenin niteliği ve kurallarının da belirtilmediği, denetim şirketleri ile idare arasında statüer bir ilişkinin bulunmadığı ve denetim şirketi elemanlarının Anayasa’nın 128. maddesinde belirtilen kamu görevlileri kapsamına girmediği, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenmesinin Anayasa’nın 128. maddesinde öngörülen kanunla düzenleme ilkesine aykırı olduğu, düzenlemenin kişiler ve idare yönünden belirsiz bulunduğu, yasayla düzenlenmesi gereken konularda yürütme organına genel ve sınırları belirsiz bir düzenleme yetkisi verilemeyeceği belirtilerek iptali istenilen kuralın Anayasa’nın 2., 7. ve 128. maddelerine aykırı olduğu ileri sürülmüştür.
İptali istenilen kuralın yer aldığı fıkra, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetimini düzenlemektedir. Bu inceleme ve denetimin EPDK tarafından yapılacağını veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceği öngörülmektedir. Fıkranın, söz konusu inceleme ve denetimin EPDK tarafından denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceğine ve denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceğine ilişkin bölümü, dava konusu kuralı oluşturmaktadır.
Anayasa’nın 7. maddesinde “Yasama yetkisi Türk Milleti adına Türkiye Büyük Millet Meclisinindir. Bu yetki devredilemez” denilmektedir. Buna göre, yasa ile yürütme organına genel ve sınırları belirsiz bir düzenleme yetkisinin verilebilmesi olanaklı değildir. Yürütmenin düzenleme yetkisi, sınırlı, tamamlayıcı ve bağımlı bir yetkidir. Yasa ile yetkilendirme Anayasa’nın öngördüğü biçimde yasa ile düzenleme anlamını taşımamaktadır. Temel ilkeleri belirlenmeksizin ve çerçevesi çizilmeksizin, yürütme organına düzenleme yetkisi veren bir yasa kuralı ile sınırsız, belirsiz, geniş bir alanın yönetimin düzenlemesine bırakılması, Anayasa’nın belirtilen maddesine aykırılık oluşturur.
Anayasa’nın 128. maddesinde de “Devletin, kamu iktisadî teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü oldukları kamu hizmetlerinin gerektirdiği aslî ve sürekli görevler, memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle görülür....” denilmektedir.
Devlet ya da diğer kamu tüzel kişileri tarafından ya da bunların gözetim ve denetimleri altında, genel ve ortak gereksinimleri karşılamak, kamu yararını ya da çıkarını sağlamak için yapılan ve topluma sunulmuş bulunan sürekli ve düzenli etkinlikler olarak tanımlanan kamu hizmetinin, kamu hukukunun genel ilkeleri gereğince, doğrudan idare, kuruluş ve kurumları eliyle, kamusal yönetim biçimine göre yürütülmesi asıl ve olağandır.
5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki incelenmesi ve denetlenmesi işlemlerinin kamu hizmeti niteliği taşıdığı kuşkusuzdur. Nitekim, bu inceleme ve denetlemenin EPDK tarafından yapılacağı veya gerektiğinde EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceği belirtilmiştir.
Hizmet satın alınarak yaptırılacak denetimde, denetim şirketlerinin yetkilerinin sınırları, söz konusu denetim sonuçlarının EPDK yönünden bağlayıcılık taşıyıp taşımadığı ve bu aşamada EPDK’nın denetim yetkisinin ayrıca devam edip etmediği, lisans kapsamında yapılan inceleme ve denetimlerde denetlenen şirket ile denetleyen şirketin yükümlülüklerini tam olarak yerine getirmediğinin ya da usulsüzlük yapıldığının tespiti halinde uygulanacak yaptırım ve sonuçları, denetimin tekrarlanabilirliği hususlarında dava konusu kuralda bir açıklık bulunmamakta, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceğinin belirtilmesi ile yetinilmektedir.
Denetim şirketlerinin yetkileri ve nitelikleri ile bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeler belirlenmeksizin ve çerçevesi çizilmeksizin, yürütme organına düzenleme yetkisi verilmesi, yasama yetkisinin devredilmezliği ilkesine aykırılık oluşturur.
Anayasa’nın 2. maddesinde yer alan hukuk devletinin temel ilkelerinden biri “belirlilik”tir. Bu ilkeye göre, yasal düzenlemelerin hem kişiler hem de idare yönünden herhangi bir duraksamaya ve kuşkuya yer vermeyecek şekilde açık, net, anlaşılır ve uygulanabilir olması gereklidir.
Denetim şirketlerince yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkelerin belirlenmemesi, söz konusu kuralın belirsizliğine de yol açmakta ve bu belirsizlik, Anayasa’nın 2. maddesine aykırılık oluşturduğu gibi dava konusu kural yönünden Devletin, kamu iktisadî teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü oldukları kamu hizmetlerinin gerektirdiği aslî ve sürekli görevlerin memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle görüleceğini öngören Anayasa’nın 128. maddesi yönünden yapılacak denetime de engel oluşturmaktadır.
6216 sayılı Anayasa Mahkemesinin Kuruluşu ve Yargılama Usulleri Hakkında Kanun’un 43. maddesine göre, ilgisi nedeniyle kural Anayasa’nın 10. maddesi yönünden de incelenmiştir.
Anayasa’nın 10. maddesinde, “Herkes, dil, ırk, renk, cinsiyet, siyasî düşünce, felsefî inanç, din, mezhep ve benzeri sebeplerle ayırım gözetilmeksizin kanun önünde eşittir… Hiçbir kişiye, aileye, zümreye veya sınıfa imtiyaz tanınamaz. Devlet organları ve idare makamları bütün işlemlerinde kanun önünde eşitlik ilkesine uygun olarak hareket etmek zorundadırlar” denilmektedir. Bu yasak, birbirinin aynı durumunda olanlara ayrı kuralların uygulanmasını, ayrıcalıklı kişi ve toplulukların yaratılmasını engellemektedir. Aynı durumda olanlar için farklı düzenleme, eşitliğe aykırılık oluşturur. Başka bir anlatımla, kişisel nitelikleri ve durumları özdeş olanlar arasında, yasalara konulan kurallarla değişik uygulamalar yapılamaz.
Dava konusu kuralda, denetimlerin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerince yapılması halinde masrafların ilgililere ait olacağı belirtilmiştir. İnceleme ve denetimin EPDK tarafından yapılması halinde denetlenen bakımından mali bir külfete yol açmamakta iken söz konusu denetimin EPDK tarafından yetkilendirilen denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılması halinde denetim masraflarının denetlenenden alınması sonucuna yol açan düzenleme, denetlenenler yönünden aynı hukuki konumda bulunan şirketlere farklı işlem ve yükümlülükler getirilmesi sonucunu doğurmakta ve eşitlik ilkesine de aykırı bulunmaktadır.
Açıklanan nedenlerle dava konusu kural, Anayasa’nın 2., 7. ve 10. maddelerine aykırıdır. İptali gerekir.
Hicabi DURSUN bu görüşe katılmamıştır.
Fulya KANTARCIOĞLU bu görüşe farklı gerekçeyle katılmıştır.
C) 6094 Sayılı Kanun’un 5. Maddesiyle, 5346 Sayılı Kanun’un 8. Maddesine Eklenen Beşinci Fıkranın İncelenmesi
Dava dilekçesinde, çeşitli yasa ve kararlarla korunan alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesislerinin kurulmasının bu alanların korunma gerekçelerine aykırı bir durum olduğu, koruma statüsü verilen alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesisleri kurulması ile bu alanların niteliklerini kaybedeceği, üstün biyolojik çeşitlilikleri, üstün peyzaj ve sosyal/kültürel değerleri barındırmaları nedeniyle korunan alanların sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşamanın gereği olduğu, korunan alanlarda yenilenebilir enerji tesislerinin kurulabileceğine dair düzenlemenin zaten sınırlı ve dar ölçekte olan koruma alanlarının tahrip edilmesine neden olacağı, enerji sektörünün taleplerinin kamu yararından üstün tutulmasının Anayasa’nın 2., 17., 56. ve 166. maddelerine aykırı olduğu ileri sürülmüştür.
İptali istenilen kural; milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verileceğini öngörmektedir.
Kuralda yer alan milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ve tabiatı koruma alanları, muhafaza ormanları, yaban hayatı geliştirme sahaları, özel çevre koruma bölgeleri ile doğal sit alanları; Çevre Kanunu, Milli Parklar Kanunu, Orman Kanunu, Kültür ve Tabiat Varlıklarını Koruma Kanunu ve Kara Avcılığı Kanunu’nda getirilen hükümlerle özel olarak korunan alanlardır. Bu alanlarda yapılaşmaya gidilebilmesi, öncelikle söz konusu Kanunlarda böyle bir yapılaşmaya olanak tanınmasına ve bu doğrultuda yetkili makamlarca izin verilmiş olmasına bağlıdır.
İptali istenilen kural, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulabilmesi bakımından yukarıda anılan Kanunlarda öngörülen düzenlemelerin uygulanma zorunluluğunu ortadan kaldırmamaktadır. Bir başka deyişle, 6094 sayılı Kanun’un yürürlüğe girmesinden önce milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ve tabiatı koruma alanları, muhafaza ormanları, yaban hayatı geliştirme sahaları, özel çevre koruma bölgeleri ile doğal sit alanlarında ilgili mevzuat uyarınca kurulması mümkün olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı bir elektrik üretim tesisinin, 6094 sayılı Kanun’un yürürlüğe girmesiyle kurulabilmesi mümkün değildir.
Dava konusu kuralda, belirtilen alanların niteliğine göre ilgili Bakanlık veya koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla bu alanlarda yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verileceğinin belirtilmesi, yetkili makamların olumlu görüş ya da bu olumlu görüş üzerine tesis kurma izni verirken, çevre mevzuatı hükümlerinden bağımsız hareket edebilmelerine olanak tanımamaktadır. Bu bağlamda, iptali istenilen kuralda yer alan “izin verilir” ibaresi, mevzuata ilişkin bir değerlendirme yapılmaksızın mutlak izin verme zorunluluğunu ifade etmemekte, yapılacak inceleme ve değerlendirme sonucu mevzuata uygun talepler doğrultusunda izin verilebileceği anlamını taşımaktadır.
Belirtilen niteliği dolayısıyla dava konusu kural, hukuk devleti ilkesine, sağlıklı ve dengeli yaşam hakkına ve kişinin maddi ve manevi varlığını geliştirme hakkına aykırılık oluşturmamaktadır.
Açıklanan nedenlerle, dava konusu kural Anayasa’nın 2., 17. ve 56. maddelerine aykırı değildir. İptal isteminin reddi gerekir.
Kuralın Anayasa’nın 166. maddesi ile ilgisi görülmemiştir.
VI- YÜRÜRLÜĞÜN DURDURULMASI İSTEMİ
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
A) 4. maddesiyle 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün yürürlüğünün durdurulması isteminin, koşulları oluşmadığından REDDİNE,
B) 1- 1. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” ibaresine,
2- 5. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkraya,
yönelik iptal istemleri, 5.7.2012 günlü, E. 2011/27, K. 2012/101 sayılı kararla reddedildiğinden, bu fıkra ve ibareye ilişkin yürürlüğün durdurulması isteminin REDDİNE,
5.7.2012 gününde OYBİRLİĞİYLE karar verildi.
VII- SONUÇ
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
A- 1. maddesiyle, 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” ibaresinin Anayasa’ya aykırı olmadığına ve iptal isteminin REDDİNE, OYBİRLİĞİYLE,
B- 4. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün Anayasa’ya aykırı olduğuna ve İPTALİNE, Hicabi DURSUN’un karşıoyu ve OYÇOKLUĞUYLA,
C- 5. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkranın Anayasa’ya aykırı olmadığına ve iptal isteminin REDDİNE, OYBİRLİĞİYLE,
5.7.2012 gününde karar verildi.
FARKLI GEREKÇE
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yasa’nın 4. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci cümlesinin “veya gerektiğinde masrafları ilgililere ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir.” bölümü ile ikinci cümlesine ilişkin karar gerekçesine Anayasa Mahkemesi’nin 13.1.2011 günlü E.2007/2 K.2011/13 sayılı kararın da 5553 sayılı Tohumculuk Kanunu’nun 15. maddesinin birinci fıkrasında yer alan “özel hukuk tüzel kişilerine” ibaresine ilişkin gerekçede belirtilen görüşler doğrultusunda farklı gerekçe ile katılıyorum.
KARŞI OY YAZISI
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un 4. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci cümlesinde yer alan “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün Anayasa’nın 7. ve 10. maddelerine aykırı olduğuna karar vermiştir. Anayasa Mahkemesi iptal kararında, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına ilişkin usul ve esasların Bakanlık görüşü alınmak suretiyle EPDK tarafından çıkartılacak yönetmelikle düzenlenmesini Anayasa’ya aykırı görmüştür. Mahkeme’nin çoğunluk görüşüne göre, yasama organı denetim şirketlerinin yetkileri ile denetimle yetkilendirilmelerine ve bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeleri belirlemek zorundadır. Mahkeme, çerçevesi kanun ile çizilmeden yürütme organına yetki verilmesini Anayasa’nın 7. maddesinde yer alan yasama yetkisinin devredilmezliği ilkesine aykırı bulmuştur.
1982 Anayasası’nın 47. maddesinin son fıkrasında 13.08.1999 tarihli ve 4446 sayılı Kanun’un 1. maddesi ile yapılan değişiklikle “Devlet, kamu iktisadî teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişileri tarafından yürütülen yatırım ve hizmetlerden hangilerinin özel hukuk sözleşmeleri ile gerçek veya tüzelkişilere yaptırılabileceği veya devredilebileceği kanunla belirlenir.” hükmü getirilmiştir. Bu hükme göre idarenin üstlendiği yatırım ve hizmetlerden hangilerinin özel hukuk sözleşmesi ile gerçek ve tüzel kişilere yaptırılabileceği veya devredilebileceğinin kanunla belirleneceği düzenlenmiştir. Hükümde, hangi türden faaliyetlerin kamu hizmeti olarak görülebileceği düzenlenmediği gibi, hangi türden faaliyetlerin İdarece üstlenileceği veya yürütüleceği de belirtilmemiştir. Dolayısıyla bu iki noktada yasa koyucunun, Anayasa’nın diğer hükümlerini de dikkate alarak bir takdir hakkı bulunduğu açıktır. Bir hizmetin “niteliği gereği” kamu hizmeti olduğu anlayışı çağdaş demokratik hukuk ilkeleriyle bağdaştırılamaz. Bu itibarla somut Anayasa hükümleri dayanak gösterilerek bir Anayasal kamu hizmeti kategorisi yaratılarak ve bunların dışındaki kamu hizmetlerinin belirlenmesi veya kamu hizmeti olmaktan çıkartılması siyasi iradenin takdirine bırakılmalıdır.
Öte yandan Anayasa’da kamu hizmeti olarak yürütülmesi zorunlu tutulan hizmetlerin mutlaka devlet veya diğer idari birimlerce bizzat yürütüleceğini söylemek de pozitif hukuk açısından mümkün görünmemektedir. Örneğin ulusal güvenlik, kamu düzeninin sağlanması ve adalet hizmetlerinin sağlanması Anayasa hükümlerine göre zorunlu olarak kamu hizmeti sayılmakla birlikte bu hizmetlerin mutlaka devlet tarafından bizzat yerine getirileceği anlamına gelmemektedir. Aksi düşünce bazı ulusal güvenlik hizmetlerinin köy korucuları eliyle yürütülmesini, bazı kamu düzeninin sağlanmasına ilişkin hizmetlerin özel güvenlik kuruluşlarınca ve adalet hizmetlerinin tahkim usulü ile özel kişilere de gördürülüyor olmasını açıklayamayacaktır.
Anayasa’nın 128. maddesinin birinci fıkrası ise yasa koyucunun kamu hizmeti olarak belirlediği hizmetlerin gerektirdiği asli ve sürekli görevlerin memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle görüleceğini düzenlemektedir. Dava konusu, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına ilişkin kuralda EPDK’nın genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü olduğu denetim yetkisi konusunda EPDK’nın sahip olduğu hakkın devri söz konusu olmayıp, bir kamu hizmetinin özel şirketlere gördürülmesi söz konusudur. Kural, “denetim yetkisinin devrini” kapsamaması nedeniyle ortada denetim yetkisinin devri yönünden iptali gerekli kılan bir Anayasal neden de bulunmamaktadır.
Anayasa’nın 47. maddesinin dördüncü fıkrası yasa koyucuya, kamu hizmetlerini özel hukuk rejimine tabi tutarak özel kişilere gördürme konusunda açık bir takdir yetkisi vermektedir. Nitekim dava konusu kural ile 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına olanak verilmiş, Anayasa Mahkemesi de böyle bir hizmet alımını Anayasa’ya aykırı bulmamıştır. Mahkeme dava konusu kuralı, yasama organının denetim şirketlerinin yetkileri ile denetimle yetkilendirilmelerine ve bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeleri belirlememesi nedeni ile iptal etmiştir. Ancak yasama organının denetim şirketlerinin yetkileri ile denetimle yetkilendirilmelerine ve bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeleri belirlemesi zorunluluğunun anayasal dayanağı bulunmamaktadır.
Yasa koyucu, Anayasa’nın 47. maddesinin dördüncü fıkrasına uygun olarak 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasını uygun görmüştür. Böylece bu hizmetin özel kişilere özel hukuk hükümlerine göre gördürülmesine olanak verilmiştir. Yasa koyucunun denetim şirketlerinin hukuksal yapılarını, gördürülecek işe göre bu şirketlere verilecek yetkilerini kapsam ve niteliğini ve yine yaptırılacak işe göre bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarının belirlenmesini yürütme organına bırakması, yasama organının takdir yetkisi kapsamındadır.
Öte yandan bu şirketler, şirketler hukukuna tabi oldukları gibi, bu nitelikteki sözleşmeler de borçlar hukuku kurallarına tabidir. Ayrıca idare ile şirket arasında yapılacak sözleşmelerin hazırlanmasında 5346 sayılı Kanunun tüm hükümlerine riayet edilmesi de yasal bir zorunluluktur. Başka bir deyişle özel hukuk sözleşmesi ile denetim işini gördürecek olan EPDK’nın, o hizmetin özelliği gereği çıkabilecek tüm sorunları ve bu bağlamda tek taraflı değişiklik ve fesih konularını önceden belirleyip sözleşmeyi 5346 sayılı Kanun’a, 2886 sayılı Devlet İhale Kanunu’na, 4734 sayılı Kamu İhale Kanunu’na, 4735 sayılı Kamu İhaleleri Sözleşme Kanunu’na ve diğer ilgili kanunlara uygun hazırlaması zaten bir zorunluluktur.
Bundan başka, itiraz konusu kuralda açıkça belirtildiği gibi yapılacak inceleme ve denetim “lisans kapsamı” ile sınırlı olacağından, EPDK ile denetim şirketleri arasındaki sözleşmelerde elektrik üretimi yapan tesislerin lisanslamasına ilişkin mevzuat ile lisans hükümleri de gözetilmek zorundadır. Bu itibarla EPDK ile denetim şirketleri arasında imzalanacak anlaşmaların çerçevesinin ayrıca özel bir kanunla çizilmesi zorunluluğunun Anayasal bir dayanağı bulunmamaktadır.
Kapsamında, hidrolik, rüzgar, güneş, jeotermal, biyokütle, biyogaz, dalga, akıntı enerjisi, gel-git gibi fosil olmayan enerji kaynaklarını bulunduran yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretilmesi amacı ile kurulacak elektrik üretim tesislerinin kuruluşundan faaliyetine kadar her aşamada mevzuatta öngörülen izin, ruhsat ve lisans dahilinde EPDK tarafından inceleneceği ve denetleneceği iptal edilen bölümün önceki kısmında yer almaktadır. İptal edilen kısım ise “veya gerektiğinde” ibaresiyle başlamaktadır. Yenilenebilir enerji kaynakları gibi geniş bir alanın kurum bünyesinde kurulacak denetim teşkilatı ile her zaman etkin ve verimli bir denetimin yapılabilmesi ekonomik ve rantabl değildir. Bu alandaki denetim yetkisinin EPDK’nın tekeline bırakılmasıda dünya gerçekleri ile örtüşmemektedir. Esasen dinamik bir kavram olan ve dünyadaki standartları sürekli değişme ve gelişme gösteren denetimin yasal çerçevesinin oluşturulmasının zorunlu olarak istenmesi durumunda dahi bunun her mümkün olamayacağı açıktır.
Sonuç olarak öteden beri bazı kamu hizmetlerinin esas itibariyle özel hukuk hükümlerine tabi olması gerektiği savunulmaktadır. Bu görüşün giderek Türk hukukunda benimsenmeye başlamasının bir sonucu olarak endüstriyel ve ticari nitelikteki bazı kamu hizmetlerine özel hukuk hükümleri uygulanmaya başlamış, “kamu hizmetlerinin en verimli ve etkin biçimde işletilmesi gereği”nden hareketle, kamu hizmetlerinin gördürülmesi konusunda idareye geniş bir takdir yetkisi tanıma eğilimi artmaktadır. Bu itibarla 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına ilişkin usul ve esasların kanun ile değil de Bakanlık görüşü alınmak suretiyle EPDK tarafından çıkartılacak yönetmelikle düzenlenmesine ilişkin kuralda Anayasa’ya aykırılık bulunmamaktadır.
Anılan gerekçelerle çoğunluk görüşüne katılmıyorum. | Anayasa Mahkemesi Başkanlığından:
Esas Sayısı : 2011/27
Karar Sayısı : 2012/101
Karar Günü : 5.7.2012
İPTAL DAVASINI AÇAN : Anamuhalefet Partisi (Cumhuriyet Halk Partisi) TBMM Grubu adına Grup Başkanvekilleri Kemal ANADOL ile M. Akif HAMZAÇEBİ
İPTAL DAVASININ KONUSU : 29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
1- 1. maddesiyle, 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendinde yer alan “…kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim…” ibaresinin,
2- 4. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün,
3- 5. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkranın,
Anayasa’nın 2., 17., 56., 128. ve 166. maddelerine aykırılığı savıyla iptalleri ve yürürlüklerinin durdurulması istemidir.
I- İPTAL VE YÜRÜRLÜĞÜN DURDURULMASI İSTEMLERİNİN GEREKÇESİ
İptal ve yürürlüğün durdurulması istemlerini içeren 7.3.2011 günlü dava dilekçesinin gerekçe bölümü şöyledir:
“GEREKÇE
a- 29.12.2010 Tarihli ve 6094 Sayılı Kanunun 1 inci Maddesiyle Değişik, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü Maddesinin Birinci Fıkrasının (11) Numaralı Bendinde Yer Alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” Bölümünün Anayasaya Aykırılığı
5346 sayılı Kanunun 3 üncü maddesinde, Kanunda geçen tanımlar ve kısaltmalar gösterilmiştir. (11) numaralı fıkrada, “rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dâhil), dalga, akıntı enerjisi ve gel – git ile kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynakları”, Kanun kapsamındaki “yenilenebilir enerji kaynakları” olarak tanımlanmıştır.
Türkiye’nin eşsiz doğal zenginliklerinin, “yaşamın temel kaynağı” olarak kabul edilmesi gerekirken “maddi bir gelir kaynağı” olarak görülmesi, coğrafi yapıyı tahrip etmektedir. Milyonlarca yılda oluşan doğa güzellikleri, eşsiz canlıları, kültürel mirası, tarım ve hayvancılık potansiyeli, su kaynakları gibi en temel varlıklar yok olma tehlikesiyle karşı karşıyadır.
Son yıllarda kaybedilen sulak alan miktarı 1.5 milyon hektarı geçmiş (Marmara Denizi’nden daha büyük bir alan), kıyılar ve ormanlar tahrip edilmiştir. Bu durum sadece doğayı ve canlı yaşamını değil insan yaşamını da tehdit eder bir boyuta ulaşmıştır.
(11) numaralı fıkrada, hiçbir sınır ve ölçü konmadan, tüm nehir veya kanal tipi HES projeleri ve rezervuar alanı on beş kilometrekareden az barajlı HES projeleri yenilenebilir enerji kaynağı olarak kabul edilmektedir.
Korunan alanlar içerisinde enerji üretim tesisi kurulmasının yanlışlığı ve kabul edilemezliği bir yana, kabul edilen yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kriterleri AB mevzuatı ile de uyumsuz bir şekilde belirlenmiştir. Avrupa Birliği mevzuatında, yenilenebilir enerji tipi olarak sayılan Nehir Tipi HES’lerde kurulu güç üst sınırı 5 MW olup sadece iki ülkede en fazla 10 MW olabilmektedir. Oysa kabul edilen yasada tüm kurulu güç ölçeklerindeki Nehir Tipi HES’ler yenilenebilir enerji üretim tesisi olarak kabul edilmiştir. Kurulu güç sınırı getirmeksizin tüm kanallı ya da tünelli ya da açık ya da kapalı borulu nehir tipi HES’lerin yenilenebilir enerji sayılması “yenilenebilirlik” kavramına aykırıdır. Mevcut durumda bütün bir havzanın yıkımına yol açabilecek büyüklükte tünel ya da kanal tipli HES projeleri olduğu ya da gelecekte de planlanabileceği gerçeği bir yana, tek bir akarsu havzasının en üst kotundan başlayıp sıfır kotuna kadar küçüklü büyüklü kurulu güçlerde nehir ya da kanal tipli HES projeleri ile doldurulduğu, halen inşaat faaliyetlerinin de devam ettiği bir gerçektir.
Açıklanan her iki durumda da havzanın su üretim ve/veya su çevrimini tamamen ortadan kaldıracak şekilde süren uygulama, suyun kendisini veya doğada bulunduğu haldeki kalitesini tamamen değiştirmektedir. Açıklanan şekilde planlanan HES faaliyetlerine her hangi bir kurulu güç kıstası ya da havzayı bir bütün olarak değerlendirmeden onlarca düşük kurulu güçlü HES planlaması havza ekosistemine telafisi imkansız zararlar vermektedir. Havzayı bir bütün olarak değerlendirmeden, kurulu güç sınırı getirmeden peş peşe planlanan nehir tipi HES’lerin sırf kaynağına bakılarak “yenilenebilir enerji tesisi” sayılması, söz konusu tesislerin teşvik edilmesi, akarsuların oluşturduğu havzaların telafisi imkansız bir yıkımla karşı karşıya kalmasına neden olmaktadır.
Kaynağa bakarak üretim tesisini yenilenebilir saymak, havzanın su üretim ve/veya su çevrim kapasitesini ortadan kaldıran uygulama karşısında mümkün olmayıp, açıklanan şekildeki bir tanım, hem hukuk devletine aykırı olarak yasallık ilkesi bakımından belirsizlik içermekte, hem de Anayasanın 56 ncı maddesinde ifade edilen “sağlıklı ve dengeli bir yaşam hakkına” doğrudan müdahale etmektedir. Sağlıklı ve dengeli çevre, doğallığı bozulmayan ve asıl olarak her yönüyle sürdürülebilir çevredir.
Anayasanın “Sağlık hizmetleri ve çevrenin korunması” başlıklı 56 ncı maddesinde, “Sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkı”ndan söz edilmektedir. Bu madde bütünüyle incelendiğinde; “sağlıklı ve dengeli çevre” kavramına, doğal güzelliklerin korunduğu, kentleşme ve sanayileşmenin getirdiği hava ve su kirlenmesinin önlendiği bir çevre kadar, belli bir plan ve programa göre düzenlenmiş çevrenin de gireceği kuşkusuzdur (AYMK., 11.12.1986 tarihli ve E.1985/11, K.1986/29).
Hukuk devletinin önemli ilkelerinden olan “kamu yararı”nın, yenilenebilir enerji ile sağlıklı ve dengeli çevre arasındaki yararlar dengesinde, sürdürülebilirlik yönünden, sağlıklı ve dengeli çevre lehine olduğunda kuşku bulunmamaktadır. Sürdürülebilirlik olmadan, yenilenebilirliğin olması olanaklı değildir.
Diğer yandan on beş kilometrekarenin altında rezervuarı olan barajlar da değişiklikle yenilenebilir enerji tesisi sayılmıştır. Depolamalı her türde tesis, kurulduğu akarsu havzasına ve suyun kalitesine ciddi düzeyde olumsuz etkilerde bulunmaktadır. Barajların su altında kalan bitkiler nedeni ile ürettiği metan gazının ciddi bir sorun olduğu bilimsel bir gerçektir. Diğer yandan suyun depolanması nedeni ile kalitesi de bozulmaktadır. Suyun depolanması diğer yandan suyun PH değerlerini değiştirdiği gibi içerdiği oksijen miktarını da değiştirmekte olup, suyun ısınması ile de suyun hidrobiyolojik yapısı değişmekte, barajdan sonra mansap yönünde değişen su kalitesi nedeni ile sucul ekosistemde değişimlere neden olmaktadır. Depolamalı tesisler ayrıca çok ciddi sosyal ve insani sorunlara yol açmakta, bir süre sonra bir çöle dönüşmekte, coğrafya geri dönülmez bir şekilde niteliğini kaybetmektedir. Depolamalı barajlar artık dünyada yenilenebilir enerji üretim tesisi olarak kabul edilmemektedir.
Bütün bu sayılanlarla birlikte Anadolu’nun hemen her bir akarsu havzasında sayısı onlarla ifade edilen, mikro HES’ler hariç toplamda 1800 adet civarında planlanmış nehir tipi HES’ler nedeni ile yaklaşık boyunca akarsularımız kanallara, tünellere, ya da borulara hapsedilmiş olacaktır. Böyle bir uygulamaya yol açan nehir tipi HES’lere her hangi bir kurulu güç tanımı yapılmadan, planlanan HES’lerin planlandığı havza ölçeğinde toplam ekolojik etki değerlendirmesi yapılmadan bütününe yenilenebilir enerji tanımı yapılması kabul edilemez. Sürdürülemez bir çevre Anayasanın 56 ncı maddesiyle birlikte insanları vadilerinde yaşayamaz hale getiren yıkımlar karşısında Anayasanın 17 nci maddesinde ifade edilen “herkesin maddi ve manevi varlığının korunmasını” isteme hakkına aykırıdır.
Öte yandan plansız bir şekilde süren ve son değişiklikle üstelik yıkımı yenilenebilir sayan dava konusu hüküm, kaynakların verimli şekilde kullanılmasını da engellediğinden Anayasanın 166 ncı maddesinde ifade edilen “planlama” anlayışına da aykırıdır.
Açıklanan nedenlerle, 29.12.2010 tarihli ve 6094 sayılı Kanunun 1 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” bölümü Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 nci ve 166 ncı maddelerine aykırı olup, iptali gerekmektedir.
b- 29.12.2010 Tarihli ve 6094 Sayılı Kanunun 4 üncü Maddesiyle, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı Maddesinden Sonra Gelmek Üzere Eklenen 6/C Maddesinin Son Fıkrasının Birinci Tümcesindeki “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir” Bölümü ile “Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir” Şeklindeki İkinci Tümcesinin Anayasaya Aykırılığı
6094 sayılı Kanunun 4 üncü maddesiyle, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasında; bu Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yapılacağı belirtildikten sonra, EPDK tarafından yapılacak denetimin gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceği, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceği belirtilmiştir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımı, kamu düzeni ve yararına ilişkindir. 5346 sayılı Kanun, “yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımının yaygınlaştırılması, bu kaynakların güvenilir, ekonomik ve kaliteli biçimde ekonomiye kazandırılması, kaynak çeşitliliğinin artırılması, sera gazı emisyonlarının azaltılması, atıkların değerlendirilmesi, çevrenin korunması ve bu amaçların gerçekleştirilmesinde ihtiyaç duyulan imalat sektörünün geliştirilmesi” amacıyla çıkarılmıştır. Bu amaca yönelik hizmetlerin, devletin, kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin dışında, gerçek ve tüzelkişilerce yaptırılması Anayasaya ve genel hükümlere göre yürütülmesi mümkün olmakla birlikte, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki denetiminin genel idare esaslarına göre yürütülmesi gereken kamu hizmeti olduğunda kuşku bulunmamaktadır.
Kamu hizmetleri, devletin, kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin dışında, gerçek ve tüzelkişilerce yürütülse bile, bunların hukuka uygunluk denetiminin aslî ve sürekli bir kamu görevi olduğu hususunda duraksamaya yer yoktur. Bu durum karşısında, bu hizmetin ancak memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle yürütülmesi gerekir. Esasen Anayasanın 128 inci maddesi ile benimsenen ilke de bu doğrultudadır. Enerji hizmetinin hukuki niteliği ve bunun sonucu olarak bu hizmetin ancak memurlar ve diğer kamu görevlileri tarafından yürütülebileceğinin kabulü, bu işin denetimini yürütecek denetim şirketlerinin ve denetim elemanlarının hukuki statüsünün belirlenmesini gerektirmektedir. Memur olmadıkları konusunda duraksamaya yer bulunmayan denetim şirketi elemanları bakımından önemli olan ve açıklığa kavuşturulması gereken husus, Anayasanın 128 inci maddesinde sözü edilen diğer kamu görevlilerinden sayılıp sayılmayacaklarıdır.
EPDK tarafından yapılacak denetimin gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceğine ilişkin hüküm bu tespiti yapmak için gerekli, açık ve net değildir. Ne yetkilendirmenin niteliği ve kuralları, ne de denetim şirketlerinin niteliği ve statüsü yasada gösterilmemiştir. Denetim şirketleri, merkezi idarenin gözetim ve denetimi altında onun bir birimi durumunda olan kuruluşlar değildir. Denetim şirketleri ile idare arasında statüter bir ilişki de yoktur.
EPDK tarafından yapılacak denetimin gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketleri tarafından yapılacak denetim hizmetinin, genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü olunan kamu hizmetlerinin gerektirdiği aslî ve sürekli görevlerden olduğu, bu itibarla söz konusu denetim şirketi elemanlarının, Anayasanın 128 inci maddesinde nitelikleri belirtilen “kamu görevlileri” deyimi kapsamına girmediği anlaşılmaktadır.
Öte yandan, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceği belirtilmiş olması da, Anayasanın 128 inci maddesinin, “kanunla düzenleme” gereğinin yerine getirilmediği anlamına gelmektedir. Kaldı ki, Anayasanın 2 nci maddesinde yer alan hukuk devletinin temel ilkelerinden biri “belirlilik”tir. Bu ilkeye göre, yasal düzenlemelerin hem kişiler hem de idare yönünden herhangi bir duraksamaya ve kuşkuya yer vermeyecek şekilde açık, net, anlaşılır, uygulanabilir ve nesnel olması, ayrıca kamu otoritelerinin keyfi uygulamalarına karşı koruyucu önlem içermesi de gereklidir.
Anayasanın 7 nci maddesinde yasama yetkisinin Türk Milleti adına Türkiye Büyük Millet Meclisine ait olduğu ve bu yetkinin devredilemeyeceği; 8 inci maddesinde ise yürütme yetki ve görevinin Cumhurbaşkanı ve Bakanlar Kurulu tarafından, Anayasaya ve yasalara uygun olarak kullanılacağı ve yerine getirileceği öngörülmüştür. Buna göre, Anayasada yasayla düzenlenmesi öngörülen konularda yürütme organına genel ve sınırları belirsiz bir düzenleme yetkisinin verilmesi olanaklı değildir. Yürütmenin düzenleme yetkisi, sınırlı, tamamlayıcı ve bağımlı bir yetkidir. Bu nedenle, Anayasada öngörülen ayrık durumlar dışında, yasalarla düzenlenmemiş bir alanda, yasa ile yürütmeye genel nitelikte kural koyma ve yasayla konulan kuralları değiştirme yetkisi verilemez. Yasal düzenlemeler ancak yasa koyucu tarafından kaldırılabilir ya da değiştirilebilir.
Açıklanan nedenlerle, 6094 sayılı Kanunun 4 üncü maddesiyle, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci tümcesindeki “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir” bölümü ile “Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir” şeklindeki ikinci tümcesi Anayasanın 2 nci, 7 nci ve 128 inci maddelerine aykırı olup iptalleri gerekmektedir.
c- 6094 Sayılı Kanunun 5 inci Maddesiyle Değişik, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 8 inci Maddesinin Üçüncü Fıkrasının Sonuna Eklenen, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” Şeklindeki Fıkranın Anayasaya Aykırılığı
5346 sayılı Kanunun 8 inci maddesinin sonuna eklenen fıkrada, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” denilmiştir.
Çeşitli yasa ve kararlarla korunan alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesislerinin kurulması, bu alanların ilan edilme gerekçelerine aykırı bir durum olup, koruma statüsü verilen alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesislerinin kurulması ile bu alanlar korunmalarına neden olan niteliklerini kaybedecektir. Ülke coğrafyasının belli alanların üstün biyolojik çeşitliliği, üstün peyzaj ve sosyal/kültürel değerleri barındırdığı kabulü ile ilan edilen alanların korunması hem çağdaş bir devlet olmanın, hem ülkenin moral değerlerinin hem de sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşamanın gereğidir.
Korunan alanlarda yenilenebilir enerji tesislerinin kurulabileceğine dair düzenleme, yukarıda (a) bölümünde açıklanan 6094 sayılı yasanın 1 inci maddesi ile 5346 sayılı yasanın 3 üncü maddesinin (11) numaralı bendinde getirilen değişikle beraber düşünüldüğünde korunan alanlarda dahi aynı plansızlığın, aynı yıkımın süreceği anlaşılmaktadır. Tüm dünyada korunan alan büyüklüğü ortalaması % 14’ler civarındayken ülkemizin korunan alan yüz ölçümünün % 3,8 civarında olduğu da düşünüldüğünde zaten sınırlı ve dar bir ölçekte olan korunan alanlarımızın da koruma amacına aykırı olarak tahrip edileceği anlaşılmaktadır. Milli Parklar Yasasının, Kültür ve Tabiat Varlıklarını Koruma Yasasının koruma amaçlarına ters, dolayısı ile söz konusu yasada amaçlanan kamu yararını görmezden gelen, enerji sektörünün taleplerini kamunun korunan yararlarından üstün gören bir anlayışla yasalaşan bu düzenleme de yukarıda (a) bölümünde açıklanan gerekçelerle Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine aykırıdır. Kuralda, ilgili bakanlıkların ya da kurulların görüşünün alınması da Anayasaya aykırılığı ortadan kaldırmaz.
Avrupa Peyzaj Sözleşmesi, Biyolojik Çeşitlilik Sözleşmesi, Avrupa’nın Yaban Hayatı ve Yaşam Ortamlarını Koruma Sözleşmesi, Özellikle Su Kuşları Yaşama Ortamı Olarak Uluslararası Öneme Sahip Sulak Alanların Korunması Sözleşmesi, Akdeniz’in Kirlenmeye Karşı Korunması Sözleşmesi, Akdeniz’in Deniz Ortamı ve Kıyı Bölgesinin Korunması Sözleşmesi, Akdeniz’in Kara Kökenli Kaynaklardan ve Faaliyetlerden Dolayı Kirlenmeye Karşı Korunması Protokolü, Akdeniz’in Kara Kökenli Kaynaklardan Dolayı Kirlenmeye Karşı Korunması Protokolü, Karadeniz’in Kirlenmeye Karşı Korunması Sözleşmesi ve Eki Protokolleri, Kuşların Himayesine Dair Milletlerarası Sözleşme, Dünya Kültürel ve Doğal Mirasının Korunmasına Dair Sözleşme, Avrupa Kültür Anlaşması hükümleri göz önüne alındığında, dava konusu düzenlemenin hukukun bir kaynağı olan evrensel değer ve hukuki amaçlara da aykırı olduğu görülmektedir.
Açıklanan nedenlerle, 29.12.2010 tarihli ve 6094 sayılı Kanunun 5 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 8 inci maddesinin üçüncü fıkrasının sonuna eklenen, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” şeklindeki fıkra Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine aykırı olup, iptali gerekmektedir.
III. YÜRÜRLÜĞÜ DURDURMA İSTEMİNİN GEREKÇESİ
Hukuk devletine aykırı olan, temel hak ve özgürlükleri ölçüsüzce sınırlandıran ve Anayasaya açıkça aykırı olan bir düzenlemenin, uygulanması halinde, sonradan giderilmesi olanaksız zararlara yol açacağı çok açıktır.
Öte yandan, anayasal düzenin en kısa sürede hukuka aykırı kurallardan arındırılması, hukuk devleti sayılmanın da gereğidir. Anayasaya aykırılığın sürdürülmesinin, bir hukuk devletinde sübjektif yararların üstünde, özenle korunması gereken hukukun üstünlüğü ilkesini de zedeleyeceği kuşkusuzdur. Hukukun üstünlüğü ilkesinin sağlanamadığı bir düzende, kişi hak ve özgürlükleri güvence altında sayılamayacağından, bu ilkenin zedelenmesinin hukuk devleti yönünden giderilmesi olanaksız durum ve zararlara yol açacağında duraksama bulunmamaktadır.
5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun, 6094 sayılı Kanunla değiştirilen ve Anayasanın hükümlerine açıkça aykırılık taşıyan yukarıdaki kurallarının uygulamaya geçmesi durumunda, evrensel hukuk ilkelerinin, sağlıklı ve dengeli çevrede yaşama ilkelerinin ihlali nedenleriyle telafisi imkansız zararlar doğacaktır.
Bu zarar ve durumların doğmasını önlemek amacıyla, Anayasaya açıkça aykırı olan iptali istenen bölümlerin, iptal davası sonuçlanıncaya kadar yürürlüklerinin de durdurulması istenerek Anayasa Mahkemesine dava açılmıştır.
IV. SONUÇ
Yukarıda açıklanan gerekçelerle, 29.12.2010 tarihli ve 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un;
a- 1 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” bölümünün, Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine,
b- 4 üncü maddesiyle, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci tümcesindeki “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir” bölümü ile “Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir” şeklindeki ikinci tümcesinin, Anayasanın 2 nci, 7 nci ve 128 inci maddelerine,
c- 5 inci maddesiyle değişik, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 8 inci maddesinin üçüncü fıkrasının sonuna eklenen, “Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir” şeklindeki fıkranın, Anayasanın 2 nci, 17 nci, 56 ncı ve 166 ncı maddelerine,
aykırı olduklarından iptallerine, Anayasaya açıkça aykırı olmaları ve uygulanmaları halinde giderilmesi güç ya da olanaksız zarar ve durumlar doğacağı için, iptal davası sonuçlanıncaya kadar yürürlüklerinin durdurulmasına karar verilmesine ilişkin istemimizi saygı ile arz ederiz.”
II- YASA METİNLERİ
A- İptali İstenilen Yasa Kuralları
İptali istenilen kuralların yer aldığı 29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
1- 1. maddesiyle, 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendi şöyledir:
“Madde 3- Bu Kanunda geçen;
…
(11) Bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynakları: Rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dâhil), dalga, akıntı enerjisi ve gel-git ile kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynaklarını,
…
İfade eder.”
2- 4. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrası şöyledir:
“Bu Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretimi yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetimi EPDK tarafından yapılır veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.”
3- 5. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkra şöyledir:
“Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir.”
B- Dayanılan ve İlgili Görülen Anayasa Kuralları
Dava dilekçesinde, Anayasa’nın 2., 17., 56., 128. ve 166. maddelerine dayanılmış, 10. maddesi ise ilgili görülmüştür.
III- İLK İNCELEME
Anayasa Mahkemesi İçtüzüğü’nün 8. maddesi uyarınca Haşim KILIÇ, Osman Alifeyyaz PAKSÜT, Fulya KANTARCIOĞLU, Ahmet AKYALÇIN, Mehmet ERTEN, Fettah OTO, Serdar ÖZGÜLDÜR, Serruh KALELİ, Zehra Ayla PERKTAŞ, Recep KÖMÜRCÜ, Alparslan ALTAN, Burhan ÜSTÜN, Engin YILDIRIM, Nuri NECİPOĞLU, Hicabi DURSUN, Celal Mümtaz AKINCI ve Erdal TERCAN’ın katılımlarıyla 17.3.2011 gününde yapılan ilk inceleme toplantısında;
1- 7.5.2010 günlü, 5982 sayılı Türkiye Cumhuriyeti Anayasasının Bazı Maddelerinde Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun uyarınca, 2949 sayılı Anayasa Mahkemesinin Kuruluşu ve Yargılama Usulleri Hakkında Kanun ile ilgili gerekli düzenlemeler yapılmadan, Mahkeme’nin çalışıp çalışamayacağına ilişkin ön meselenin incelenmesi sonucunda; Mahkeme’nin çalışmasına bir engel bulunmadığına, Fulya KANTARCIOĞLU, Mehmet ERTEN, Fettah OTO, Zehra Ayla PERKTAŞ ile Celal Mümtaz AKINCI’nın, gerekçesi 2010/68 esas sayılı dosyada belirtilen karşıoyları ve OYÇOKLUĞUYLA,
2- Dosyada eksiklik bulunmadığından işin esasının incelenmesine, OYBİRLİĞİYLE,
3- Yürürlüğü durdurma isteminin esas inceleme aşamasında karara bağlanmasına OYBİRLİĞİYLE,
karar verilmiştir.
IV- ESASIN İNCELENMESİ
Dava dilekçesi ve ekleri, Anayasa Mahkemesi raportörü Evren ALTAY tarafından hazırlanan işin esasına ilişkin rapor, iptali istenen Yasa, dayanılan ve ilgili görülen Anayasa kuralları ve bunların gerekçeleri ile diğer yasama belgeleri okunup incelendikten sonra gereği görüşülüp düşünüldü:
A) 6094 Sayılı Kanun’un 1. Maddesiyle, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. Maddesinin Birinci Fıkrasının Değiştirilen (11) Numaralı Bendinde Yer Alan “…kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” İbaresinin İncelenmesi
Dava dilekçesinde, tüm nehir veya kanal tipi hidroelektrik santralleri (HES) projeleri ile rezervuar alanı onbeş kilometreden az barajlı HES projelerinin hiçbir sınır ve ölçü konulmaksızın yenilenebilir enerji kaynağı olarak kabul edildiği, Avrupa Birliği mevzuatında yenilenebilir enerji tipi olarak sayılan nehir tipi HES’lerde kurulu güç üst sınırının iki ülkede 10 MW diğerlerinde 5 MW olduğu, kurulu güç sınırı getirilmeksizin tüm kanallı ya da tünelli ya da açık ya da kapalı borulu nehir tipi HES’lerin yenilenebilir enerji sayılmasının “yenilenebilirlik” kavramına aykırı olduğu, bütün bir havzanın yıkımına yol açabilecek büyüklükte tünel ya da kalıp tipli HES projeleri ile tek bir akarsu havzasının en üst kodundan başlayarak sıfır koduna kadar küçüklü büyüklü kurulu güçlerde nehir ya da kanal tipli HES projelerinin havzanın su üretim ve/veya su çevrimini tamamen ortadan kaldıracak şekilde suyun kendisini veya doğada bulunduğu haldeki kalitesini tamamen değiştirdiği, havzayı bir bütün olarak değerlendirmeden ve kurulu güç sınırı getirmeden nehir tipi HES’lerin yalnızca kaynağına bakılarak yenilenebilir enerji kaynağı sayılması ve söz konusu tesislerin teşvik edilmesinin akarsuların oluşturduğu havzaların telafisi imkansız bir yıkımla karşı karşıya kalmasına neden olacağı, havzanın su üretim ve/veya su çevrim kapasitesini ortadan kaldıracak şekilde bir üretim tesisinin yalnızca kaynağına bakılarak yenilenebilir enerji tesisi sayılmasının Anayasa’nın 56. maddesinde ifade edilen sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşam hakkına doğrudan müdahale olduğu, sağlıklı ve dengeli çevre tanımının doğallığı bozulmayan ve asıl olarak her yönüyle sürdürülebilir çevreyi ifade ettiği, sürdürülebilirlik olmadan yenilenebilirliğin olamayacağı, salt kaynağına bakılarak bir üretim tesisinin yenilenebilir sayılmasının yasallık ilkesi bakımından belirsizlik içerdiği, yenilenebilir enerji ile sağlıklı ve dengeli çevre ilişkisinde kamu yararının gözetilmediği, onbeş kilometrekarenin altında rezervuarı olan barajların yenilenebilir enerji tesisi olarak kabul edilmesinin doğa açısından olumsuz etkileri bulunduğu, depolamalı tesislerin kuruldukları akarsu havzasına ve suyun kalitesine etkilerinin de olumsuz olduğu, barajlarda su altında kalan bitkiler nedeniyle ortaya çıkan metan gazının ciddi bir sorun oluşturduğu, suyun depolanması nedeniyle kalitesinin bozulduğu ve PH değerleri ile oksijen miktarının değiştiği, suyun ısınması ile de hidrobiyolojik yapısının değiştiği, değişen su kalitesinin ekositemde de değişime neden olduğu, depolamalı barajların dünyada artık yenilenebilir enerji üretim tesisi olarak kabul edilmediği, HES’ler nedeniyle akarsuların kanallara, tünellere ya da borulara hapsedildiği ve HES’lerin planlandığı havza ölçeğinde toplam ekolojik etki değerlendirmesi yapılmadan yenilenebilir enerji tanımı kapsamında kabul edilemeyeceği, sürdürülemez bir çevrenin ve vadileri insanlar için yaşanamaz hale getiren yıkımların kişilerin sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkı ile herkesin maddi ve manevi varlığının korunmasını isteme hakkını ihlal ettiği, dava konusu kuralın kaynakların verimli şekilde kullanılmasını da engellemesi nedeniyle planlama anlayışına da aykırı olduğu belirtilerek iptali istenilen kuralın Anayasa’nın 2., 17., 56. ve 166. maddelerine aykırı olduğu ileri sürülmüştür.
İptali istenilen kural, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji tanımı içinde yer almaktadır ve “kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim” tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynaklarını, bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kapsamı içinde saymaktadır.
Anayasa’nın 2. maddesinde Türkiye Cumhuriyetinin bir hukuk devleti olduğu, 17. maddesinde herkesin yaşama, maddi ve manevi varlığını koruma ve geliştirme hakkına sahip olduğu belirtilmiştir.
Anayasa’nın “Sağlık hizmetleri ve çevrenin korunması” başlıklı 56. maddesinde de herkesin sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkına sahip olduğu ve çevreyi geliştirmek, çevre sağlığını korumak ve çevre kirlenmesini önlemenin Devletin ve vatandaşların ödevi olduğu ifade edilmiştir.
5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un genel gerekçesinde, 1990’lı yıllarda ortaya çıkan çevre bilincinin fosil kaynaklara dayalı enerji üretim ve tüketiminin yerel, bölgesel ve küresel seviyede çevreye ve doğal kaynaklara doğrudan ve/veya dolaylı olumsuz etkilere neden olduğunun anlaşılmasını sağladığı, bunun da atmosfere kirlilik yaratıcı emisyon vermeyen yenilenebilir enerji kaynaklarının yeniden destek görmesine yol açtığı, Birleşmiş Milletler tarafından imzaya açılan İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi ile gelişmiş ülkelere sera gazı emisyonlarını indirme yükümlülüğünün getirildiği, benzer bir yükümlülüğün Kyoto Protokolü ile de getirildiği, bu doğrultuda Avrupa Birliği Komisyonunun “Yenilenebilir Enerji Kaynakları Beyaz Bildirisi”ni ve 2001/77/EC sayılı Direktifini çıkararak 2020 yılına kadar genel enerji tüketimi içindeki yenilenebilir enerji payının % 12’ye ulaşmasını hedeflediği; söz konusu İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi’nin Türkiye Büyük Millet Meclisi’nce 16 Ekim 2003 tarihinde kabul edilerek 21 Ekim 2003 tarihli Resmî Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girdiği, Avrupa Birliği Müktesebatının Üstlenilmesine İlişkin Türkiye Ulusal Programında yenilenebilir enerji kaynaklarından sağlanan enerji üretiminin artırılması için bir program hazırlanmasının kısa vadeli öncelikler arasında bulunduğu, Programda enerjide ithalat bağımlılığının azaltılması ve arz güvenliğinin sağlanması amacıyla yenilenebilir enerji kaynakların kullanımının artırılmasının Türkiye ulusal enerji politikasının son derece önemli bir parçası olduğu vurgulanarak, bu bağlamda yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının desteklendiğinin belirtildiği, yenilenebilir kaynaklarımızdan elektrik üretiminin bir an önce arzulanan seviyede gerçekleştirilmesi için gerekli kanuni düzenlemelerin yapılmasının zorunluluk arz etmesi nedeniyle bu Kanun Tasarısının hazırlandığı ifade edilmiştir.
Kömür, doğalgaz ve fuel-oil gibi fosil yakıtlarının kullanımı sonucu dünya yüzeyinin ortalama sıcaklığında meydana gelen artışa bağlı olarak uzun vadede iklim değişiklikleri, buzulların erimesi, mevsimlerin kayması ve tarım alanlarının verimsizleşmesi gibi sorunlara yol açabilecek nitelikteki sera gazı salınımının düşürülmesi amacıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına öncelik verilmesinin, doğanın korunması bakımından taşıdığı önem açıktır.
İptali istenilen “kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim” tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi kaynakları da, yenilenebilir enerji kaynakları arasında yer almaktadır.
Hidroelektrik elektrik üretim tesislerinin kurulabilmesi ve faaliyet gösterebilmesi, diğer elektrik üretim tesislerinde olduğu gibi, bu konuda izin, ruhsat ve lisans alınmasına bağlıdır. Söz konusu izin, ruhsat ve lisansın verilebilmesi ise ilgili mevzuatta öngörülen koşulların yerine getirilmesine bağlı bulunmaktadır.
Konuya ilişkin süreç özetlenecek olursa, elektrik piyasasında faaliyet gösterebilmek için öncelikle Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’ndan (EPDK) “üretim lisansı” alınması gerekmektedir. Hidrolik kaynaklardan elektrik enerjisi üretmek amacıyla lisans başvurusunda bulunmak için ise öncelikle hidrolik kaynaklar için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığının belgelenmesi gerekmektedir. Anılan Anlaşma, belirli bir miktardaki suyun doğal hayatın korunması amacıyla ırmak yatağına bırakılmasını ve bu miktarın yeterli olmaması durumunda su miktarının artırılmasını öngörmektedir. Lisans başvurusunu incelemeye alan EPDK, öncelikle ilgili mevzuatta öngörülen amaçlara uygunluk açısından inceleme yapmakta ve ilgili mevzuat uyarınca diğer kurum ve/veya kuruluşlardan konuya ilişkin nihai görüşlerini istemektedir. EPDK tarafından yapılan inceleme ve değerlendirme sonucu lisans alması Kurul kararıyla uygun bulunan başvuru sahibi tüzel kişiler, uygun bulma kararının kendilerine yapılan yazılı bildirimi izleyen otuz gün içerisinde Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği çerçevesinde ilgili kuruma başvurmak zorundadır.
2872 sayılı Çevre Kanunu’nun 1. maddesinde, bu Kanun’un amacının, bütün canlıların ortak varlığı olan çevrenin, sürdürülebilir çevre ve sürdürülebilir kalkınma ilkeleri doğrultusunda korunmasını sağlamak olduğu hükme bağlanmış, 10. maddesinde de, gerçekleştirmeyi plânladıkları faaliyetleri sonucu çevre sorunlarına yol açabilecek kurum, kuruluş ve işletmelerin, Çevresel Etki Değerlendirmesi Raporu veya proje tanıtım dosyası hazırlamakla yükümlü oldukları belirtilmiştir.
“Çevresel Etki Değerlendirmesi” (ÇED) kavramı, gerçekleştirilmesi plânlanan projelerin çevreye olabilecek olumlu ve olumsuz etkilerinin belirlenmesinde, olumsuz yöndeki etkilerin önlenmesi ya da çevreye zarar vermeyecek ölçüde en aza indirilmesi için alınacak önlemlerin, seçilen yer ile teknoloji alternatiflerinin belirlenerek değerlendirilmesinde ve projelerin uygulanmasının izlenmesi ve kontrolünde sürdürülecek çalışmaları ifade etmektedir.
Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında ÇED raporu hazırlanması zorunlu olan projeler ile bu projelere ilişkin yapılacak çalışmalar sırasında başvurulması gereken mevzuat, anılan Yönetmelikte belirtilmiştir. ÇED Raporu hazırlanması zorunluluğu öngörülmeyen projeler yönünden de proje tanıtım dosyalarının Çevre ve Şehircilik İl Müdürlüklerince yapılacak inceleme sonucunda da bu projelerin çevreye etkilerinin değerlendirilerek bunlar yönünden de ÇED raporu istenebilmesi olanağı getirilmiştir. Çevresel etki değerlendirmesi sürecinde Çevre ve Şehircilik Bakanlığınca komisyon kurulurken projenin yer aldığı bölge ve yukarıdaki mevzuat hükümleri gözetilerek, ilgili kurum ve kuruluş temsilcileri de komisyonda yer almaktadır. Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliğine göre Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu Kararı veya Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir kararı alınmadıkça, bu projelerle ilgili onay, izin, teşvik, yapı ve kullanım ruhsatı verilemeyeceği kabul edilmektedir.
Bu noktada, elektrik piyasasında faaliyet gösterme yeterliğini gösteren “üretim lisansı”nın, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilmesi anlamını taşımadığı gibi bu iznin yerine geçmediği, kaldı ki elektrik üretim
tesislerinin kurulması izinleri yönünden EPDK’nın yetkili olmadığı da belirtilmelidir. Söz konusu tesislerin kurulması bakımından izin vermeye yetkili makamlar, bölgenin özelliğine ve konumuna göre ilgili kanunlarda belirtilmiştir.
Dava dilekçesinde, iptali istenilen kuralda yer alan nitelikteki hidroelektrik üretim tesislerinin kurulmasının çevrenin tahribatına yol açabileceği ileri sürülmekte ise de iptali istenilen kural, söz konusu tesislerin kurulması ve faaliyet göstermesi bakımından izin, ruhsat ve lisans alınması koşulunu ortadan kaldırmadığı gibi bunların alınabilmesi için mevzuatta öngörülen koşullarda da herhangi bir değişiklik yapmamaktadır.
Bu durumda, “kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim” tesisi kurulmasına uygun elektrik enerjisi üretim kaynaklarının, 5346 sayılı Kanun kapsamında yenilenebilir enerji kaynakları kapsamında sayılmasının, sağlıklı ve dengeli yaşam hakkına ve kişinin maddi ve manevi varlığını geliştirmesine engel olduğunun ve kamu yararı ile hukuk devleti ilkesine aykırılık oluşturduğunun söylenebilmesi olanaklı değildir.
Açıklanan nedenlerle, dava konusu kural Anayasa’nın 2., 17. ve 56. maddelerine aykırı değildir. İptal isteminin reddi gerekir.
Dava konusu kuralın Anayasa’nın 166. maddesi ile ilgisi görülmemiştir.
B) 6094 Sayılı Kanun’un 4. Maddesiyle, 5346 Sayılı Kanun’un 6. Maddesinden Sonra Gelmek Üzere Eklenen 6/C Maddesinin Son Fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” Bölümünün İncelenmesi
Dava dilekçesinde, yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımının kamu düzeni ve kamu yararına ilişkin olduğu, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisans kapsamındaki denetiminin genel idare esaslarına göre yürütülmesi gereken bir kamu hizmeti olduğu, kamu hizmetlerinin Devletin, kamu iktisadi teşebbüsleri ile diğer kamu tüzelkişilerinin dışında gerçek ve tüzel kişilerce yürütülebilmesi mümkün olmakla birlikte bunların denetiminin asli ve sürekli bir kamu görevi olması nedeniyle Anayasa’nın 128. maddesi uyarınca ancak memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle yürütülebileceği, EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinin niteliğinin ve statüsünün yasada açık ve net olarak gösterilmediği gibi yetkilendirmenin niteliği ve kurallarının da belirtilmediği, denetim şirketleri ile idare arasında statüer bir ilişkinin bulunmadığı ve denetim şirketi elemanlarının Anayasa’nın 128. maddesinde belirtilen kamu görevlileri kapsamına girmediği, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenmesinin Anayasa’nın 128. maddesinde öngörülen kanunla düzenleme ilkesine aykırı olduğu, düzenlemenin kişiler ve idare yönünden belirsiz bulunduğu, yasayla düzenlenmesi gereken konularda yürütme organına genel ve sınırları belirsiz bir düzenleme yetkisi verilemeyeceği belirtilerek iptali istenilen kuralın Anayasa’nın 2., 7. ve 128. maddelerine aykırı olduğu ileri sürülmüştür.
İptali istenilen kuralın yer aldığı fıkra, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetimini düzenlemektedir. Bu inceleme ve denetimin EPDK tarafından yapılacağını veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceği öngörülmektedir. Fıkranın, söz konusu inceleme ve denetimin EPDK tarafından denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceğine ve denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceğine ilişkin bölümü, dava konusu kuralı oluşturmaktadır.
Anayasa’nın 7. maddesinde “Yasama yetkisi Türk Milleti adına Türkiye Büyük Millet Meclisinindir. Bu yetki devredilemez” denilmektedir. Buna göre, yasa ile yürütme organına genel ve sınırları belirsiz bir düzenleme yetkisinin verilebilmesi olanaklı değildir. Yürütmenin düzenleme yetkisi, sınırlı, tamamlayıcı ve bağımlı bir yetkidir. Yasa ile yetkilendirme Anayasa’nın öngördüğü biçimde yasa ile düzenleme anlamını taşımamaktadır. Temel ilkeleri belirlenmeksizin ve çerçevesi çizilmeksizin, yürütme organına düzenleme yetkisi veren bir yasa kuralı ile sınırsız, belirsiz, geniş bir alanın yönetimin düzenlemesine bırakılması, Anayasa’nın belirtilen maddesine aykırılık oluşturur.
Anayasa’nın 128. maddesinde de “Devletin, kamu iktisadî teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü oldukları kamu hizmetlerinin gerektirdiği aslî ve sürekli görevler, memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle görülür....” denilmektedir.
Devlet ya da diğer kamu tüzel kişileri tarafından ya da bunların gözetim ve denetimleri altında, genel ve ortak gereksinimleri karşılamak, kamu yararını ya da çıkarını sağlamak için yapılan ve topluma sunulmuş bulunan sürekli ve düzenli etkinlikler olarak tanımlanan kamu hizmetinin, kamu hukukunun genel ilkeleri gereğince, doğrudan idare, kuruluş ve kurumları eliyle, kamusal yönetim biçimine göre yürütülmesi asıl ve olağandır.
5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki incelenmesi ve denetlenmesi işlemlerinin kamu hizmeti niteliği taşıdığı kuşkusuzdur. Nitekim, bu inceleme ve denetlemenin EPDK tarafından yapılacağı veya gerektiğinde EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılabileceği belirtilmiştir.
Hizmet satın alınarak yaptırılacak denetimde, denetim şirketlerinin yetkilerinin sınırları, söz konusu denetim sonuçlarının EPDK yönünden bağlayıcılık taşıyıp taşımadığı ve bu aşamada EPDK’nın denetim yetkisinin ayrıca devam edip etmediği, lisans kapsamında yapılan inceleme ve denetimlerde denetlenen şirket ile denetleyen şirketin yükümlülüklerini tam olarak yerine getirmediğinin ya da usulsüzlük yapıldığının tespiti halinde uygulanacak yaptırım ve sonuçları, denetimin tekrarlanabilirliği hususlarında dava konusu kuralda bir açıklık bulunmamakta, denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esasların Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenleneceğinin belirtilmesi ile yetinilmektedir.
Denetim şirketlerinin yetkileri ve nitelikleri ile bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeler belirlenmeksizin ve çerçevesi çizilmeksizin, yürütme organına düzenleme yetkisi verilmesi, yasama yetkisinin devredilmezliği ilkesine aykırılık oluşturur.
Anayasa’nın 2. maddesinde yer alan hukuk devletinin temel ilkelerinden biri “belirlilik”tir. Bu ilkeye göre, yasal düzenlemelerin hem kişiler hem de idare yönünden herhangi bir duraksamaya ve kuşkuya yer vermeyecek şekilde açık, net, anlaşılır ve uygulanabilir olması gereklidir.
Denetim şirketlerince yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkelerin belirlenmemesi, söz konusu kuralın belirsizliğine de yol açmakta ve bu belirsizlik, Anayasa’nın 2. maddesine aykırılık oluşturduğu gibi dava konusu kural yönünden Devletin, kamu iktisadî teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişilerinin genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü oldukları kamu hizmetlerinin gerektirdiği aslî ve sürekli görevlerin memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle görüleceğini öngören Anayasa’nın 128. maddesi yönünden yapılacak denetime de engel oluşturmaktadır.
6216 sayılı Anayasa Mahkemesinin Kuruluşu ve Yargılama Usulleri Hakkında Kanun’un 43. maddesine göre, ilgisi nedeniyle kural Anayasa’nın 10. maddesi yönünden de incelenmiştir.
Anayasa’nın 10. maddesinde, “Herkes, dil, ırk, renk, cinsiyet, siyasî düşünce, felsefî inanç, din, mezhep ve benzeri sebeplerle ayırım gözetilmeksizin kanun önünde eşittir… Hiçbir kişiye, aileye, zümreye veya sınıfa imtiyaz tanınamaz. Devlet organları ve idare makamları bütün işlemlerinde kanun önünde eşitlik ilkesine uygun olarak hareket etmek zorundadırlar” denilmektedir. Bu yasak, birbirinin aynı durumunda olanlara ayrı kuralların uygulanmasını, ayrıcalıklı kişi ve toplulukların yaratılmasını engellemektedir. Aynı durumda olanlar için farklı düzenleme, eşitliğe aykırılık oluşturur. Başka bir anlatımla, kişisel nitelikleri ve durumları özdeş olanlar arasında, yasalara konulan kurallarla değişik uygulamalar yapılamaz.
Dava konusu kuralda, denetimlerin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerince yapılması halinde masrafların ilgililere ait olacağı belirtilmiştir. İnceleme ve denetimin EPDK tarafından yapılması halinde denetlenen bakımından mali bir külfete yol açmamakta iken söz konusu denetimin EPDK tarafından yetkilendirilen denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak yaptırılması halinde denetim masraflarının denetlenenden alınması sonucuna yol açan düzenleme, denetlenenler yönünden aynı hukuki konumda bulunan şirketlere farklı işlem ve yükümlülükler getirilmesi sonucunu doğurmakta ve eşitlik ilkesine de aykırı bulunmaktadır.
Açıklanan nedenlerle dava konusu kural, Anayasa’nın 2., 7. ve 10. maddelerine aykırıdır. İptali gerekir.
Hicabi DURSUN bu görüşe katılmamıştır.
Fulya KANTARCIOĞLU bu görüşe farklı gerekçeyle katılmıştır.
C) 6094 Sayılı Kanun’un 5. Maddesiyle, 5346 Sayılı Kanun’un 8. Maddesine Eklenen Beşinci Fıkranın İncelenmesi
Dava dilekçesinde, çeşitli yasa ve kararlarla korunan alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesislerinin kurulmasının bu alanların korunma gerekçelerine aykırı bir durum olduğu, koruma statüsü verilen alanlarda yenilenebilir enerji üretim tesisleri kurulması ile bu alanların niteliklerini kaybedeceği, üstün biyolojik çeşitlilikleri, üstün peyzaj ve sosyal/kültürel değerleri barındırmaları nedeniyle korunan alanların sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşamanın gereği olduğu, korunan alanlarda yenilenebilir enerji tesislerinin kurulabileceğine dair düzenlemenin zaten sınırlı ve dar ölçekte olan koruma alanlarının tahrip edilmesine neden olacağı, enerji sektörünün taleplerinin kamu yararından üstün tutulmasının Anayasa’nın 2., 17., 56. ve 166. maddelerine aykırı olduğu ileri sürülmüştür.
İptali istenilen kural; milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verileceğini öngörmektedir.
Kuralda yer alan milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ve tabiatı koruma alanları, muhafaza ormanları, yaban hayatı geliştirme sahaları, özel çevre koruma bölgeleri ile doğal sit alanları; Çevre Kanunu, Milli Parklar Kanunu, Orman Kanunu, Kültür ve Tabiat Varlıklarını Koruma Kanunu ve Kara Avcılığı Kanunu’nda getirilen hükümlerle özel olarak korunan alanlardır. Bu alanlarda yapılaşmaya gidilebilmesi, öncelikle söz konusu Kanunlarda böyle bir yapılaşmaya olanak tanınmasına ve bu doğrultuda yetkili makamlarca izin verilmiş olmasına bağlıdır.
İptali istenilen kural, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulabilmesi bakımından yukarıda anılan Kanunlarda öngörülen düzenlemelerin uygulanma zorunluluğunu ortadan kaldırmamaktadır. Bir başka deyişle, 6094 sayılı Kanun’un yürürlüğe girmesinden önce milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ve tabiatı koruma alanları, muhafaza ormanları, yaban hayatı geliştirme sahaları, özel çevre koruma bölgeleri ile doğal sit alanlarında ilgili mevzuat uyarınca kurulması mümkün olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı bir elektrik üretim tesisinin, 6094 sayılı Kanun’un yürürlüğe girmesiyle kurulabilmesi mümkün değildir.
Dava konusu kuralda, belirtilen alanların niteliğine göre ilgili Bakanlık veya koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla bu alanlarda yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verileceğinin belirtilmesi, yetkili makamların olumlu görüş ya da bu olumlu görüş üzerine tesis kurma izni verirken, çevre mevzuatı hükümlerinden bağımsız hareket edebilmelerine olanak tanımamaktadır. Bu bağlamda, iptali istenilen kuralda yer alan “izin verilir” ibaresi, mevzuata ilişkin bir değerlendirme yapılmaksızın mutlak izin verme zorunluluğunu ifade etmemekte, yapılacak inceleme ve değerlendirme sonucu mevzuata uygun talepler doğrultusunda izin verilebileceği anlamını taşımaktadır.
Belirtilen niteliği dolayısıyla dava konusu kural, hukuk devleti ilkesine, sağlıklı ve dengeli yaşam hakkına ve kişinin maddi ve manevi varlığını geliştirme hakkına aykırılık oluşturmamaktadır.
Açıklanan nedenlerle, dava konusu kural Anayasa’nın 2., 17. ve 56. maddelerine aykırı değildir. İptal isteminin reddi gerekir.
Kuralın Anayasa’nın 166. maddesi ile ilgisi görülmemiştir.
VI- YÜRÜRLÜĞÜN DURDURULMASI İSTEMİ
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
A) 4. maddesiyle 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün yürürlüğünün durdurulması isteminin, koşulları oluşmadığından REDDİNE,
B) 1- 1. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” ibaresine,
2- 5. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkraya,
yönelik iptal istemleri, 5.7.2012 günlü, E. 2011/27, K. 2012/101 sayılı kararla reddedildiğinden, bu fıkra ve ibareye ilişkin yürürlüğün durdurulması isteminin REDDİNE,
5.7.2012 gününde OYBİRLİĞİYLE karar verildi.
VII- SONUÇ
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un:
A- 1. maddesiyle, 10.5.2005 günlü, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 3. maddesinin birinci fıkrasının değiştirilen (11) numaralı bendinde yer alan “… kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim …” ibaresinin Anayasa’ya aykırı olmadığına ve iptal isteminin REDDİNE, OYBİRLİĞİYLE,
B- 4. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün Anayasa’ya aykırı olduğuna ve İPTALİNE, Hicabi DURSUN’un karşıoyu ve OYÇOKLUĞUYLA,
C- 5. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 8. maddesine eklenen beşinci fıkranın Anayasa’ya aykırı olmadığına ve iptal isteminin REDDİNE, OYBİRLİĞİYLE,
5.7.2012 gününde karar verildi.
FARKLI GEREKÇE
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yasa’nın 4. maddesiyle 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci cümlesinin “veya gerektiğinde masrafları ilgililere ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir.” bölümü ile ikinci cümlesine ilişkin karar gerekçesine Anayasa Mahkemesi’nin 13.1.2011 günlü E.2007/2 K.2011/13 sayılı kararın da 5553 sayılı Tohumculuk Kanunu’nun 15. maddesinin birinci fıkrasında yer alan “özel hukuk tüzel kişilerine” ibaresine ilişkin gerekçede belirtilen görüşler doğrultusunda farklı gerekçe ile katılıyorum.
KARŞI OY YAZISI
29.12.2010 günlü, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un 4. maddesiyle, 5346 sayılı Kanun’un 6. maddesinden sonra gelmek üzere eklenen 6/C maddesinin son fıkrasının birinci cümlesinde yer alan “…veya gerektiğinde masrafları ilgililerine ait olmak üzere EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın alınarak EPDK tarafından yaptırılabilir. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, Bakanlık görüşü alınmak kaydıyla EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.” bölümünün Anayasa’nın 7. ve 10. maddelerine aykırı olduğuna karar vermiştir. Anayasa Mahkemesi iptal kararında, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına ilişkin usul ve esasların Bakanlık görüşü alınmak suretiyle EPDK tarafından çıkartılacak yönetmelikle düzenlenmesini Anayasa’ya aykırı görmüştür. Mahkeme’nin çoğunluk görüşüne göre, yasama organı denetim şirketlerinin yetkileri ile denetimle yetkilendirilmelerine ve bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeleri belirlemek zorundadır. Mahkeme, çerçevesi kanun ile çizilmeden yürütme organına yetki verilmesini Anayasa’nın 7. maddesinde yer alan yasama yetkisinin devredilmezliği ilkesine aykırı bulmuştur.
1982 Anayasası’nın 47. maddesinin son fıkrasında 13.08.1999 tarihli ve 4446 sayılı Kanun’un 1. maddesi ile yapılan değişiklikle “Devlet, kamu iktisadî teşebbüsleri ve diğer kamu tüzelkişileri tarafından yürütülen yatırım ve hizmetlerden hangilerinin özel hukuk sözleşmeleri ile gerçek veya tüzelkişilere yaptırılabileceği veya devredilebileceği kanunla belirlenir.” hükmü getirilmiştir. Bu hükme göre idarenin üstlendiği yatırım ve hizmetlerden hangilerinin özel hukuk sözleşmesi ile gerçek ve tüzel kişilere yaptırılabileceği veya devredilebileceğinin kanunla belirleneceği düzenlenmiştir. Hükümde, hangi türden faaliyetlerin kamu hizmeti olarak görülebileceği düzenlenmediği gibi, hangi türden faaliyetlerin İdarece üstlenileceği veya yürütüleceği de belirtilmemiştir. Dolayısıyla bu iki noktada yasa koyucunun, Anayasa’nın diğer hükümlerini de dikkate alarak bir takdir hakkı bulunduğu açıktır. Bir hizmetin “niteliği gereği” kamu hizmeti olduğu anlayışı çağdaş demokratik hukuk ilkeleriyle bağdaştırılamaz. Bu itibarla somut Anayasa hükümleri dayanak gösterilerek bir Anayasal kamu hizmeti kategorisi yaratılarak ve bunların dışındaki kamu hizmetlerinin belirlenmesi veya kamu hizmeti olmaktan çıkartılması siyasi iradenin takdirine bırakılmalıdır.
Öte yandan Anayasa’da kamu hizmeti olarak yürütülmesi zorunlu tutulan hizmetlerin mutlaka devlet veya diğer idari birimlerce bizzat yürütüleceğini söylemek de pozitif hukuk açısından mümkün görünmemektedir. Örneğin ulusal güvenlik, kamu düzeninin sağlanması ve adalet hizmetlerinin sağlanması Anayasa hükümlerine göre zorunlu olarak kamu hizmeti sayılmakla birlikte bu hizmetlerin mutlaka devlet tarafından bizzat yerine getirileceği anlamına gelmemektedir. Aksi düşünce bazı ulusal güvenlik hizmetlerinin köy korucuları eliyle yürütülmesini, bazı kamu düzeninin sağlanmasına ilişkin hizmetlerin özel güvenlik kuruluşlarınca ve adalet hizmetlerinin tahkim usulü ile özel kişilere de gördürülüyor olmasını açıklayamayacaktır.
Anayasa’nın 128. maddesinin birinci fıkrası ise yasa koyucunun kamu hizmeti olarak belirlediği hizmetlerin gerektirdiği asli ve sürekli görevlerin memurlar ve diğer kamu görevlileri eliyle görüleceğini düzenlemektedir. Dava konusu, 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına ilişkin kuralda EPDK’nın genel idare esaslarına göre yürütmekle yükümlü olduğu denetim yetkisi konusunda EPDK’nın sahip olduğu hakkın devri söz konusu olmayıp, bir kamu hizmetinin özel şirketlere gördürülmesi söz konusudur. Kural, “denetim yetkisinin devrini” kapsamaması nedeniyle ortada denetim yetkisinin devri yönünden iptali gerekli kılan bir Anayasal neden de bulunmamaktadır.
Anayasa’nın 47. maddesinin dördüncü fıkrası yasa koyucuya, kamu hizmetlerini özel hukuk rejimine tabi tutarak özel kişilere gördürme konusunda açık bir takdir yetkisi vermektedir. Nitekim dava konusu kural ile 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına olanak verilmiş, Anayasa Mahkemesi de böyle bir hizmet alımını Anayasa’ya aykırı bulmamıştır. Mahkeme dava konusu kuralı, yasama organının denetim şirketlerinin yetkileri ile denetimle yetkilendirilmelerine ve bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeleri belirlememesi nedeni ile iptal etmiştir. Ancak yasama organının denetim şirketlerinin yetkileri ile denetimle yetkilendirilmelerine ve bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarına ilişkin temel ilkeleri belirlemesi zorunluluğunun anayasal dayanağı bulunmamaktadır.
Yasa koyucu, Anayasa’nın 47. maddesinin dördüncü fıkrasına uygun olarak 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasını uygun görmüştür. Böylece bu hizmetin özel kişilere özel hukuk hükümlerine göre gördürülmesine olanak verilmiştir. Yasa koyucunun denetim şirketlerinin hukuksal yapılarını, gördürülecek işe göre bu şirketlere verilecek yetkilerini kapsam ve niteliğini ve yine yaptırılacak işe göre bu şirketlerce yapılacak denetimin usul ve esaslarının belirlenmesini yürütme organına bırakması, yasama organının takdir yetkisi kapsamındadır.
Öte yandan bu şirketler, şirketler hukukuna tabi oldukları gibi, bu nitelikteki sözleşmeler de borçlar hukuku kurallarına tabidir. Ayrıca idare ile şirket arasında yapılacak sözleşmelerin hazırlanmasında 5346 sayılı Kanunun tüm hükümlerine riayet edilmesi de yasal bir zorunluluktur. Başka bir deyişle özel hukuk sözleşmesi ile denetim işini gördürecek olan EPDK’nın, o hizmetin özelliği gereği çıkabilecek tüm sorunları ve bu bağlamda tek taraflı değişiklik ve fesih konularını önceden belirleyip sözleşmeyi 5346 sayılı Kanun’a, 2886 sayılı Devlet İhale Kanunu’na, 4734 sayılı Kamu İhale Kanunu’na, 4735 sayılı Kamu İhaleleri Sözleşme Kanunu’na ve diğer ilgili kanunlara uygun hazırlaması zaten bir zorunluluktur.
Bundan başka, itiraz konusu kuralda açıkça belirtildiği gibi yapılacak inceleme ve denetim “lisans kapsamı” ile sınırlı olacağından, EPDK ile denetim şirketleri arasındaki sözleşmelerde elektrik üretimi yapan tesislerin lisanslamasına ilişkin mevzuat ile lisans hükümleri de gözetilmek zorundadır. Bu itibarla EPDK ile denetim şirketleri arasında imzalanacak anlaşmaların çerçevesinin ayrıca özel bir kanunla çizilmesi zorunluluğunun Anayasal bir dayanağı bulunmamaktadır.
Kapsamında, hidrolik, rüzgar, güneş, jeotermal, biyokütle, biyogaz, dalga, akıntı enerjisi, gel-git gibi fosil olmayan enerji kaynaklarını bulunduran yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretilmesi amacı ile kurulacak elektrik üretim tesislerinin kuruluşundan faaliyetine kadar her aşamada mevzuatta öngörülen izin, ruhsat ve lisans dahilinde EPDK tarafından inceleneceği ve denetleneceği iptal edilen bölümün önceki kısmında yer almaktadır. İptal edilen kısım ise “veya gerektiğinde” ibaresiyle başlamaktadır. Yenilenebilir enerji kaynakları gibi geniş bir alanın kurum bünyesinde kurulacak denetim teşkilatı ile her zaman etkin ve verimli bir denetimin yapılabilmesi ekonomik ve rantabl değildir. Bu alandaki denetim yetkisinin EPDK’nın tekeline bırakılmasıda dünya gerçekleri ile örtüşmemektedir. Esasen dinamik bir kavram olan ve dünyadaki standartları sürekli değişme ve gelişme gösteren denetimin yasal çerçevesinin oluşturulmasının zorunlu olarak istenmesi durumunda dahi bunun her mümkün olamayacağı açıktır.
Sonuç olarak öteden beri bazı kamu hizmetlerinin esas itibariyle özel hukuk hükümlerine tabi olması gerektiği savunulmaktadır. Bu görüşün giderek Türk hukukunda benimsenmeye başlamasının bir sonucu olarak endüstriyel ve ticari nitelikteki bazı kamu hizmetlerine özel hukuk hükümleri uygulanmaya başlamış, “kamu hizmetlerinin en verimli ve etkin biçimde işletilmesi gereği”nden hareketle, kamu hizmetlerinin gördürülmesi konusunda idareye geniş bir takdir yetkisi tanıma eğilimi artmaktadır. Bu itibarla 5346 sayılı Kanun kapsamındaki üretim tesisleri ile elektrik üretim ve dağıtımı yapılan diğer tesislerin lisansı kapsamındaki inceleme ve denetiminin EPDK tarafından yetkilendirilecek denetim şirketlerinden hizmet satın almak suretiyle bu şirketlere yaptırılmasına ilişkin usul ve esasların kanun ile değil de Bakanlık görüşü alınmak suretiyle EPDK tarafından çıkartılacak yönetmelikle düzenlenmesine ilişkin kuralda Anayasa’ya aykırılık bulunmamaktadır.
Anılan gerekçelerle çoğunluk görüşüne katılmıyorum.
|
docx
|
python-docx
|
4d6c6683ab6c
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
K U R U L K A R A R I
Karar No: 4033 Karar Tarihi: 20/09/2012
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 20/09/2012 tarihli toplantısında,
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 17/09/2012 tarihli ve TDB.16.110.05-1840 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; diğer tedarikçilerden enerji satın alan serbest tüketicilerin perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketlerine (veya dağıtım şirketlerinden ayrılan perakende satış lisansı sahibi şirketlere) dönmesi halinde uygulanacak perakende satış fiyatlarıyla ilgili aşağıdaki Kararın alınmasına ve Kararın Kurum internet sitesinde yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
Madde 1- Diğer tedarikçilerden ikili anlaşmalarla elektrik enerjisi tedarik etmekte olan tüketiciler ile tedarikçileri arasındaki enerji satış sözleşmesinin sonlandırılıp bu tüketicilerin perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketlerinden (veya perakende satış şirketlerinden) perakende satış sözleşmesi ile elektrik enerjisi satın alması halinde; bu tüketicilere uygulanacak perakende satış fiyatı, faturaya esas aydaki her bir uzlaştırma dönemi için ilgili uzlaştırma dönemindeki Gün Öncesi Fiyatına BKMT eklenerek hesaplanan fiyattır.
Madde 2- Perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketine (veya perakende satış şirketine) fatura edilen Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarı, geçmişe dönük düzeltme kalemi, piyasa işletim ücreti, iletim ek ücreti, süresinde ödenmeyen alacaklar payı ve YEKDEM kapsamında yansıtılan net bedel tutarlarından tüketimleri oranında ilgili tüketicilere düşen pay da bu tüketicilerin faturalarına yansıtılır.
Madde 3- Bu tüketicilere ait sayaçlardan, uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapılamaması durumunda, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği Uyarınca Uzlaştırma Hesaplamalarında Kullanılacak Profil Uygulamasına İlişkin Usul ve Esaslar'da yer alan ilgili hükümler uygulanır.
Madde 4- Bu Kurul Kararının 1 inci ve 2 nci maddeleri kapsamındaki uygulama bir sonraki perakende satış tarife döneminin sonuna kadar devam eder.
Madde 5- Bu Karar kapsamında enerji tedarik edilen tüketicilerin tüketim miktarları ve bu tüketicilere uygulanan fiyatlar Kurum tarafından istenen formatta ve periyotta ilgili şirketler tarafından Kuruma sunulur.
Madde 6- Bu Karar 01/01/2013 tarihinde yürürlüğe girer.
Madde 7 - Bu Kararı, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
bc3444e3ad50
|
DAĞITIM SİSTEMİNE BAĞLANTI ANLAŞMASI
(ÜRETİM FAALİYETİ GÖSTEREN TÜZEL KİŞİLER İÇİN)
Tarih: .../.../...... Kullanıcı(*) No:...........................
Bu anlaşma; isim ve/veya unvanı ile kanuni ikametgah adresi aşağıda belirtilen kullanıcıya ait ................................................................tesisinin, Elektrik Piyasası Kanunu ve ilgili mevzuat uyarınca ................................................... bağlanması için gerekli hüküm ve şartları içermektedir.
Kanuni Adresleri Kullanıcı:
Kullanıcı Sıfatı:
Temsile Yetkili Kişiler
(İmzalar)
Dağıtım Şirketi Kullanıcı
Bu anlaşma, genel hükümleri içeren birinci bölümü ve özel hükümleri ve ekleri içeren ikinci bölümü ile birlikte ayrılmaz bir bütündür.
(*)Kullanıcı: Bu anlaşmada, dağıtım sistemine bağlantı yapan gerçek veya tüzel kişileri ifade eder.
BİRİNCİ BÖLÜM
MADDE 1. BAĞLANTI BİLGİLERİ:
Bağlantı bilgileri Ek-1’de belirtilmiştir.
MADDE 2. ANLAŞMA GÜCÜ:
(1)Kullanıcı; bağlantı noktasından anlaşma gücünün üzerinde elektrik enerjisi alamaz, bağlantı noktasına anlaşma gücünün üzerinde elektrik enerjisi veremez.
(2)Kullanıcının anlaşma gücünü ihlal etmesi durumunda Dağıtım Şirketi, ihlalin düzeltilmesi için Kullanıcıya, ihlâl giderilmez ise elektrik enerjisinin kesilebileceği ihtarını da içerecek şekilde bildirimde bulunur. Kullanıcı, bildirimin alındığı tarih itibarıyla söz konusu ihlale son verir. Dağıtım Şirketi, bu yükümlülüklerin yerine getirilmemesi halinde kullanıcının elektrik enerjisini kesebilir. Elektrik enerjisinin kesilmesi ve tekrar verilmesi durumunda ortaya çıkan masraf ve maliyetler, Kullanıcı tarafından Dağıtım Şirketine ödenir.
(3)Dağıtım Şirketi, elektrik dağıtımını olumsuz yönde etkileyecek şekilde anlaşma gücünün üzerinde elektrik alınmaması ve verilmemesi için otomatik enerji kesme sistemlerini devreye alabilir.
(4)Kullanıcının anlaşma gücünü ihlal etmesi veya Dağıtım Şirketinin taahhüt ettiği anlaşma gücünü sağlayamaması durumunda, Dağıtım Şirketi ile Kullanıcı arasında bu anlaşmanın 15 inci maddesi hükümleri uyarınca işlem yapılır.
MADDE 3. MÜLKİYET SINIRLARI:
(1) Dağıtım Şirketi ile Kullanıcı arasındaki tesis ve/veya teçhizatın mülkiyet sınırları Ek-2’de belirtildiği şekildedir.
(2)Dağıtım Şirketi ve Kullanıcı tarafından işletme sınırlarında yer alan tesis ve/veya teçhizatın bakım/onarımı, işletilmesi ve korunması ile ilgili olarak yetki ve sorumluluğun hangi tarafta olduğunu belirleyen yetki çizelgesi ve dağıtım sistemi ile Kullanıcı tesisleri ve/veya iletim sistemi arasındaki işletme sınırlarında veya ortak sorumluluğun bulunduğu yerlerde uygulanacak güvenlik yönetimi sistemine ilişkin hususlar, hali hazırda dağıtım sistemine bağlı olanlar için bu Anlaşmanın yürürlüğe girmesini izleyen 15 (onbeş) gün içerisinde; dağıtım sistemine bağlanmak için başvuruda bulunanlar için, bağlantının tesis edilmesinden 15 (onbeş) gün önce Dağıtım Şirketi tarafından Kullanıcı ile müzakere edilmek suretiyle düzenlenir ve bu Anlaşmanın ayrılmaz bir parçası olarak kabul edilir.
MADDE 4. KARŞILIKLI YÜKÜMLÜLÜKLER:
A.Dağıtım Sistemi Varlıklarının Tesis Edilmesi ve Müşteri Mülkiyetindeki Tesisten Faydalanma:
Dağıtım Sistemi Varlıklarının Kullanıcı Tarafından Tesis Edilmesi veya Ettirilmesi:
(1)Dağıtım sistemine bağlantı yapılması halinde, sistem kullanımı açısından kapasitenin yetersiz olması nedeniyle genişleme yatırımı veya yeni yatırım yapılmasının gerekli olduğu ve yeterli finansmanın mevcut olmadığı hallerde; söz konusu yatırım Dağıtım Şirketi adına Kullanıcı tarafından ilgili mevzuat kapsamındaki teknik standartlar sağlanarak yapılabilir veya finansman koşullarının Dağıtım Şirketi tarafından uygun bulunması halinde Kullanıcı tarafından finanse edilebilir. Bu durumda; gerçekleşen yatırıma ait toplam harcama tutarı için, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde uygulama yapılır.
(2)Genişleme yatırımı veya yeni yatırımın Kullanıcı tarafından yapılması veya finansmanının sağlanması halinde, Dağıtım Şirketi ile Kullanıcı arasında tesis sözleşmesi düzenlenir.
(3)Kullanıcı ile imzalanan Sistem Kullanım Anlaşmasının anlaşma hükümleri çerçevesinde feshi halinde, söz konusu Kullanıcı, yaptığı harcamalar için herhangi bir hak talebinde bulunamaz.
B. Mali Yükümlülükler:
1. Bağlantı Bedeli:
Dağıtım Şirketinin Kurul tarafından onaylı tarifesindeki yönteme göre hesaplanan bağlantı bedeli Kullanıcı tarafından Dağıtım Şirketine ödenir.
2.İşletme ve Bakım Masraflarının Karşılanması:
Bağlantı varlıklarının işletme ve bakım masrafları, mülkiyet sınırları dahilinde ilgili taraflarca karşılanır.
3.Diğer Masraflar
Bu Anlaşmadan doğan vergi, resim, harç gibi yükümlülükler ile diğer masrafların tamamı Kullanıcı ya aittir.
4.Tazminat
Kullanıcı, bu Anlaşma ve ilgili mevzuata aykırı davranışları sonucunda Dağıtım Şirketi’nin uğradığı zararları tazmin eder.
C. Teknik Hükümler:
1. Veri Sağlama
Kullanıcı, bağlantının gerçekleştirilmesi için talep edilen gerekli bilgi ve belgeyi Dağıtım Şirketine verir.
2.Koruma ve Ölçüm Sistemi:
Koruma:
a)Kullanıcı; uygulanacak koruma sistemi ile ilgili tasarımlarını ilgili mevzuat çerçevesinde belirtilen şartlara uygun olarak hazırlayarak Dağıtım Şirketine sunar ve koruma ayarlarını Dağıtım Şirketi ile varacağı mutabakat uyarınca Dağıtım Şirketinin kontrol ve koordinasyonu altında yapar. Dağıtım Şirketi ile Kullanıcının mutabakata vardığı koruma sistemi ayarları ile ilgili ayrıntılar Ek-3’de belirtilmiştir.
b)Kullanıcı, bağlantı noktasında, bölgenin çevre şartları da göz önüne alınarak tespit edilen nominal spesifik ark sürünme mesafesini sağlayan izolatörler kullanır.
Ölçüm Sistemi:
a)Ölçüm sisteminde ilgili mevzuatta tanımlanan sayaçlar kullanılır.
b) Ölçüm sistemi ile ilgili projeler, mevzuata uygun olarak Kullanıcı tarafından hazırlanır ve Dağıtım Şirketinin onayına sunulur.
c) Kullanıcı, ölçüm sisteminin karşılıklı kayıt altına alınması, ölçüm sistemini oluşturan teçhizatın projeye göre kontrolü ve hassasiyet testleri için Dağıtım Şirketine başvuruda bulunur.
d) Kullanıcı, ölçüm sistemlerinde ana ve yedek sayaç grubu olmak üzere bağımsız iki grup sayaç tesis eder.
e) Ölçüm sisteminde yer alan sayaçlarla ilgili devreye alma ve periyodik muayene işlemleri Ek-4’e uygun olarak gerçekleştirilir.
f)Taraflardan birisi test tarihleri dışında da sayaçların hatalı ölçüm yaptığını iddia ederse, iddia eden taraf, sayaçların bağlı bulunduğu ölçüm sisteminin her iki taraf temsilcilerinin huzurunda test edilmesini isteyebilir. Bu durumda, ölçüm sistemi önceden bildirilen ve üzerinde mutabık kalınan tarihte veya bir tarih üzerinde anlaşılamadığı takdirde bildirim tarihinden itibaren 7 (yedi) gün içerisinde (e) bendinde belirtildiği şekilde test edilir.
g) Taraflardan biri, sayaçların hatalı ölçme yaptığını iddia eder ve test sonucunda söz konusu cihazların hassasiyet sınıfı içerisinde çalıştığı anlaşılırsa, yapılan bu testin masrafları, talepte bulunan tarafça karşılanır; aksi durumda test masrafları ölçüm teçhizatı hatalı olan tarafça karşılanır.
h) Ana sayacın mührünün kopartıldığı veya sayacın normal ölçüm yapmasına engel olacak mahiyette herhangi bir müdahalenin yapılmış olduğu tespit edilirse veya ana sayaç kayıt yapmıyorsa veya kontrol ve test sonucu ana sayacın yanlış ölçüm yaptığı tespit edilirse, ana sayaç grubu kayıt değerlerinin yedek sayaç grubu kayıt değerleri ile aynı olduğu son ölçümden itibaren doğru enerji miktarları yedek sayaç grubu üzerinden tespit edilir. Yedek sayaç grubunun da mührünün kopartıldığı veya sayacın normal ölçüm yapmasına engel olacak mahiyette herhangi bir müdahalenin yapılmış olduğu tespit edilirse veya yedek sayaç da kayıt yapmıyorsa veya kontrol ve test sonucu yedek sayacın yanlış ölçüm yaptığı tespit edilirse ilgili mevzuat hükümleri uygulanır.
3. İletişim:
Kullanıcı ile iletişimin temin edilmesi için; ilgili mevzuat kapsamında öngörülen donanımlar, Kullanıcı tesisinin dağıtım sistemine bağlanması aşamasında Dağıtım Şirketi ile görüşülmek suretiyle belirlenir. İletişim sistemine ilişkin bilgiler Ek-5’te belirtilmiştir.
4. Kompanzasyon:
(1)Kompanzasyona ait uygulamalar ilgili mevzuat hükümlerine göre yapılır.
(2)Kullanıcının her bir ölçüm noktasından çekeceği endüktif reaktif enerjinin/vereceği kapasitif reaktif enerjinin, aktif enerjiye oranı ilgili mevzuata uygun olmak zorundadır.
5. Harmonik Bozulmalar, Fliker Şiddeti ve Faz Dengesizliği:
Harmonik bozulmalar, fliker şiddeti ve faz dengesizliğinin giderilmesine ilişkin uygulamalar ilgili mevzuata uygun olarak yapılır.
6. Üretim Tesislerinin Tasarım ve Performans Şartları:
Üretim tesisleri ilgili mevzuata uygun olarak tasarlanır, devreye alınır ve işletilir.
7. Talep Kontrolü:
Dağıtım Şirketi, Kullanıcının talep kontrolünden etkilenme olasılığı bulunması halinde etkilenen tarafı mümkün ise önceden haberdar eder. Kullanıcının talep kontrolü uygulamalarına ilişkin hak ve yükümlülükleri Ek-6’da yer almaktadır.
MADDE 5. ERİŞİM ve MÜDAHALE HAKLARI:
(1)Dağıtım Şirketi, mülkiyetin gayri ayni haklar da dahil olmak üzere;
a)Bağlantı ve dağıtım sistemi varlıklarının tesisi, işletmesi, bakımı, kontrolü, test edilmesi ve sökülmesi,
b)Ölçüm sistemlerine zaman sınırlaması olmaksızın erişim,
hakkına sahiptir.
(2)Taraflar, temsilcileri, çalışanları ve taraflarca davet edilen diğer kimseler;
a) Can ve mal güvenliğinin sağlanması için yapılması gereken acil durum müdahaleleri,
b)Dağıtım Şirketinin, dağıtım sistemini ilgili mevzuatta yer alan hükümler uyarınca işletebilmek amacıyla yapacağı müdahaleler,
dışında diğer tarafın tesis ve/veya teçhizatına müdahale edemez.
MADDE 6. PARALELE GİRME
Üretim tesislerinin paralele girme işlemlerine ilişkin alınması gerekli tüm tedbirler (koruma, kilitleme, iletişim gibi), üretim faaliyeti gösteren kullanıcı tarafından alınır ve paralele girme işlemleri TEİAŞ’ın ilgili Bölge Yük Tevzi Merkezinin komuta ve talimatları doğrultusunda üretim faaliyeti gösteren kullanıcı tarafından kullanıcı tesislerinde gerçekleştirilir.
MADDE 7. MÜCBİR SEBEP HALLERİ:
(1) Bu Anlaşma kapsamındaki yükümlülükler Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 51 inci maddesinde belirtilen mücbir sebeplerden dolayı yerine getirilemediği takdirde, mücbir sebep olayının veya etkilerinin devam ettiği ve yükümlülüğün yerine getirilmesini engellediği süre boyunca etkilenen yükümlülükler askıya alınır.
(2) Mücbir sebeplerden dolayı yükümlülüğünü yerine getiremeyen kullanıcı; mücbir sebebe yol açan koşulları, mahiyetini ve tahmini süresini açıklayan mücbir sebep bildirim raporunu, mücbir sebebin süresi boyunca yükümlülüklerini yerine getirememe durumunu ortadan kaldırmak için aldığı önlemleri ve güncel bilgileri içeren raporları Dağıtım Şirketine gönderir.
(3)Dağıtım Şirketi; mücbir sebebe yol açan koşulları, mahiyetini ve tahmini süresini açıklayan mücbir sebep bildirim raporunu, mücbir sebebin süresi boyunca yükümlülüklerini yerine getirememe durumunu ortadan kaldırmak için aldığı önlemleri ve güncel bilgileri içeren raporları mücbir sebebin meydana geldiği tarihi izleyen on gün içerisinde internet sayfasında yayımlar.
MADDE 8. KULLANICI BAĞLANTISININ VE/VEYA ENERJİSİNİN KESİLMESİ:
Dağıtım Şirketi;
a) Bu anlaşma ve ilgili mevzuat hükümleri gereğince enerji kesilmesini gerektiren durumlarda en az 5 (beş) gün önceden bildirimde bulunmak suretiyle,
b) Dağıtım sisteminin herhangi bir bölümünün Dağıtım Şirketi tarafından test ve kontrolünün, tadilatının, bakımının, onarımının veya genişletilmesinin gerektirdiği durumlarda en az 5 (beş) gün önceden bildirimde bulunmak suretiyle,
c) Mücbir sebep hallerinden birine bağlı durumlarda,
d) Can ve mal güvenliğinin sağlanmasının gerektirdiği durumlarda,
e) Dağıtım sistemini veya enerji alınan veya verilen başka bir sistemi etkileyen veya etkileme ihtimali olan kaza, sistem arızası veya acil durumlarda,
kullanıcının tesis ve/veya teçhizatının bağlantısını kesebilir.
(1) Enerji kesintisine neden olan durumun ortadan kalkmasından sonra kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizat mümkün olan en kısa sürede yeniden enerjilendirilir.
(2) Kullanıcının bağlantı noktasında enerjisinin kesilmesine ilişkin yazılı talebi Dağıtım Şirketi tarafından, varılan mutabakat çerçevesinde yerine getirilir.
MADDE 9. DAĞITIM SİSTEMİNDEN AYRILMA:
(1) Kullanıcı, bu anlaşmaya konu tesis ve/veya teçhizatını sistemden ayırma talebini en az dört ay önceden Dağıtım Şirketine yazılı olarak bildirir.
(2) Dağıtım Şirketi ile kullanıcı farklı bir süre için mutabık kalmadıkları takdirde, sistemle bağlantının fiziki olarak kesilmesini takip eden dört ay içerisinde birbirlerinin arazisi içinde bulunan varlıklarını kaldırırlar.
MADDE 10. TEMİNATLAR:
(1) Sisteme bağlantı yapılmasının Dağıtım Şirketi tarafından ilave yatırım gerektirdiği hallerde veya sistem kullanımı açısından kapasitenin yetersiz olması nedeniyle genişleme yatırımı veya yeni yatırım yapılmasının gerekli olduğu ve yeterli finansmanın mevcut olmaması nedeniyle söz konusu yatırımın finansman koşulları Dağıtım Şirketi tarafından uygun bulunarak ilgili kullanıcı tarafından finanse edildiği hallerde, Dağıtım Şirketi tarafından üstlenilen mali yükümlülüklerin teminat altına alınabilmesini teminen kullanıcıdan Ek-7’de belirtilen teminatlar alınmıştır. Ancak kullanıcının bu madde kapsamında finanse ettiği yatırımın karşısında Dağıtım Şirketi herhangi bir mali yükümlülük altına girmiyorsa bu teminat alınmaz.
(2) Bağlantı yapılıp tüm yükümlülükler yerine getirildikten sonra kullanıcının teminatı iade edilir.
MADDE 11. DEVİR, TEMLİK VE REHİN:
Kullanıcı, bu anlaşma kapsamındaki haklarını veya yükümlülüklerini önceden Dağıtım Şirketinden yazılı onay almaksızın başkalarına devir, temlik ve rehne konu edemez.
Devir ve temlik;
a) Devir ve temlik edilmesi teklif edilen kişi bu Anlaşmaya taraf olacağını, Anlaşmanın tüm hüküm ve şartlarına uyacağını ve yükümlülüklerini yerine getireceğini Dağıtım Şirketine doğrudan taahhüt etmeden,
b) Kullanıcı, kendi yükümlülükleri için vermiş olduğu teminatı devir ve temlik edilmesi teklif edilen kişinin yükümlülüklerini de kapsayacak şekilde genişletmeden veya Dağıtım Şirketine eşdeğer bir teminat sağlayan yeni bir teminatla değiştirmeden,
geçerli olmaz.
MADDE 12. HİZMET ALIMI:
Dağıtım Şirketi ile kullanıcı, önceden birbirlerinin yazılı onayını almaksızın, bu anlaşma kapsamındaki yükümlülüklerini hizmet alımı yoluyla başkalarına gördürebilir. Hizmet alımı yoluna gidilmesi, bu anlaşma kapsamındaki yükümlülüklerin devri anlamına gelmez. Hizmet alımında bulunan kullanıcı, bu durumu uygulamanın başlamasından en az 3 (üç) iş günü öncesinden Dağıtım Şirketine yazılı olarak bildirir.
MADDE 13. GİZLİLİK:
Taraflar, ilgili mevzuatın uygulanması sonucu veya piyasa faaliyetleri yahut işbu anlaşmanın uygulanması sonucunda sahip oldukları ticari önemi haiz bilgilerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almak ve kendi iştirakleri ve/veya hissedarları olan tüzel kişiler dahil üçüncü şahıslara açıklamamakla ve ilgili mevzuat ile öngörülen hususlar dışında kullanmamakla yükümlüdür.
MADDE 14. FERAGAT:
Taraflar yazılı olarak haklarından feragat etmediği sürece; ilgili mevzuat ve bu anlaşma kapsamındaki hakların kullanılmasındaki gecikme, bu haklarını kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz ve bu haklardan feragat edildiği anlamına gelmez. Bir hakkın kısmen kullanılması, bu hakkın veya başka bir hakkın ileride kullanımını engellemez.
MADDE 15. CEZAİ ŞARTLAR:
(1) Kullanıcının ilgili mevzuat ve bu anlaşma hükümlerinin herhangi birini ihlal etmesi durumunda, Dağıtım Şirketi, aşağıda yer alan cezai şartları uygular.
(2) Elektrik Piyasasında Dağıtım Sisteminde Sunulan Elektrik Enerjisinin Tedarik Sürekliliği, Ticari ve Teknik Kalitesi Hakkında Yönetmelikte tanımlanan, geçici, kısa ve uzun süreli kesintiler ile iletim sisteminden kaynaklanan ve mücbir sebepler sonucu oluşan kesintiler dışında Dağıtım Şirketinin, Kullanıcıya taahhüt ettiği anlaşma gücünü Dağıtım Şirketinden kaynaklanan bir nedenle sağlayamaması durumunda, bu gücün sağlanamadığı süreye karşılık gelen Dağıtım sistem kullanım hesaplanan bedeli Kullanıcıya ödenir.
MADDE 16. EK PROTOKOLLER/EK SÖZLEŞMELER:
(1) Taraflar, karşılıklı mutabakat sağlamaları halinde aralarında mevzuat çerçevesinde bu Anlaşmaya ek olarak ilave ve/veya değişiklik protokolleri/sözleşmeleri yapabilir. Bu anlaşmadaki kullanım yeri mevcut olduğu sürece bu anlaşma yürürlükte kalır.
(2) Bu Anlaşmanın Birinci Bölümünde yer alan Genel Hükümler, Kurul kararı ile değiştirilebilir.
MADDE 17. TADİLATLAR:
Elektrik Piyasasında İletim ve Dağıtım Sistemlerine Bağlantı ve Sistem Kullanımı Hakkındaki Tebliğ hükümlerine göre yapılan tadilat, Ek-8’e işlenir.
MADDE 18. SONA ERME:
(1)Bu Anlaşma;
a)Kullanıcının lisansının iptal edilmesi veya sona ermesi halinde,
b)Kullanıcının iflasına karar verilmesi, tasfiye memuru atanması, hukuken tasfiyesini gerektiren bir durum ortaya çıkması veya acze düşmesi hallerinde,
kendiliğinden sona erer.
(2)Bağlantı başvurusunda gerçeğe aykırı beyanda bulundukları tespit edilen kullanıcı ile yapılan işbu anlaşma iptal edilir ve kullanıcı hakkında Türk Ceza Kanununun ilgili hükümleri gereği suç duyurusunda bulunulur.
(3) Bu anlaşmanın sona ermesi, tarafların bu anlaşmadan kaynaklanan mali yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.
MADDE 19. KISMİ HÜKÜMSÜZLÜKTE ANLAŞMANIN GEÇERLİLİĞİ:
Bu Anlaşmanın herhangi bir hükmünün, batıl, hükümsüz, geçersiz, uygulanamaz veya mevzuata aykırı olduğu tespit edilirse; bu durum Anlaşmanın geri kalan hükümlerinin geçerliğini kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz.
MADDE 20. ANLAŞMAZLIKLARIN ÇÖZÜMÜ:
Dağıtım Şirketi ile Kullanıcının bu Anlaşmanın hükümleri üzerinde mutabakata varamamaları halinde, taraflar, anlaşmazlığın çözümü konusunda Kuruma yazılı olarak başvuruda bulunabilir.
MADDE 21. BİLDİRİMLER:
(1) Bu anlaşma uyarınca yapılacak bildirimler, Elektrik Piyasasında İletim ve Dağıtım Sistemlerine Bağlantı ve Sistem Kullanımı Hakkında Tebliğ’de öngörülen usullere göre yapılır.
(2) Dağıtım Şirketinin adres değişikliği, resmi internet sayfasında yayımlanarak bildirilir. Kullanıcı, iletişim adresindeki değişikliği Dağıtım Şirketine değişiklik gerçekleştikten sonraki 10 (on) gün içinde bildirmekle yükümlüdür.
MADDE 22. MEVZUATA UYUM:
Bu anlaşmanın yürürlük tarihinden sonraki mevzuat değişiklikleri taraflar için bağlayıcıdır.
MADDE 23. YÜRÜRLÜĞE GİRME:
Bu anlaşma, anlaşmanın taraflarınca imzalanmasını müteakip, 15 inci maddede belirtilen cezai şartlar açısından anlaşmanın imzalanmasını takip eden aydan itibaren, diğer hükümleri açısından ise imzalandığı tarihte yürürlüğe girer.
Ekler:
Bağlantı Bilgileri,
Mülkiyet Sınırları Çizelgesi,
Koruma Ayarları,
Devreye Alma Testleri,
İletişim Sistemine İlişkin Bilgiler,
Kullanıcının Talep Kontrolü Uygulamalarına İlişkin Hak ve Yükümlülükleri,
Teminatlar,
Tadilat.
Özel hususlar
Tesis Sözleşmesi
İKİNCİ BÖLÜM
EK-1
BAĞLANTI BİLGİLERİ
Tesisin Adresi :
Kullanıcının Bağlanacağı Nokta :
Gerilim Seviyesi :
Ölçüm Noktası :
Bağlantı İçin Öngörülen Tarih : (Dağıtım Şirketinin fiziki bağlantıya ilişkin olarak verdiği termin programı çerçevesinde)
Bağlantı Bedeli :
Anlaşma Gücü :
Kurulu Güç : …………………………kW
Tahsis Edilen Güç : …………………………kW
Bağlantı Gücü : …………………………kW
Bağlantı Varlıkları :
Ölçüm Sistemi Tek Hat Şeması :
EK-2
MÜLKİYET SINIRLARI ÇİZELGESİ
EK-3
KORUMA SİSTEMİ AYARLARI
EK-4
DEVREYE ALMA TESTLERİ
Bu Ek, devreye alma programına dahil edilecek olan testleri ve kontrolleri belirler.
Ölçüm teçhizatı, topraklama ve izolasyon gibi temel testler ile Elektrik Tesisleri Kabul Yönetmeliği ve Elektrik Kuvvetli Akım Tesisleri Yönetmeliğinde belirtilen diğer testlere de tabi tutulur.
1. Ölçü Transformatörleri
Yeni ölçü transformatörleri devreye alınırken Dağıtım Şirketi, saha testleri ve denetlemeler ile ilgili olarak aşağıdaki hususları tespit eder ve kayıt altına alır:
(a) Seri numaraları, çevirme oranı, gücü, doyma katsayısı, imal yılı, hassasiyet sınıfı dahil olmak üzere tesis edilen üniteye ait detayları,
(b) Her sekonder sargı için GT ve AT’nin kullanılan çevirme oranı, polaritesi ve ölçüm teçhizatını da gösterir prensip şeması.
Dağıtım Şirketi mevcut ölçü transformatörleri için, pratikte mümkün olduğu sürece (a) ve (b) bentlerindeki yükümlülükleri gerçekleştirir. Ancak, Dağıtım Şirketi her durumda GT ve AT çevirme oranlarını tespit eder ve kayıt altına alır.
2. Ölçü Transformatörleri Bağlantı ve Yükleri
Tüm tesisler için Dağıtım Şirketi, pratikte mümkün olduğu sürece aşağıdakileri gerçekleştirir:
GT ve AT bağlantılarının doğrulanması,
GT ve AT’lerin her bir ölçüm sekonderi için harici devre sekonder yük ölçümlerinin tespit edilip kayıt altına alınması,
AT ve GT’lerin ölçüm hassasiyetinin gerektirdiği en düşük yük değerlerinin standartlara göre (IEC185, IEC186) tespit edilip kayıt altına alınması.
3. Ölçüm Sistemi
3.1. Genel Kontroller
Aşağıdaki hususlar sahada veya başka bir yerde (fabrika, referans cihaz, akredite laboratuar gibi) gerçekleştirilebilir:
Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uyarınca gerekli olan ölçüm sistemi detay bilgilerinin kaydedilmesi,
Kayıtlardaki GT ve AT çevirme oranlarının sahadaki oranlarla aynı olduğunun tespit edilip kayıt altına alınması,
Varsa, sayaç test terminal bloklarının sağlıklı çalıştığının tespit edilmesi,
Kablo ve bağlantıların onaylanmış şemaya uygunluğunun tespit edilmesi,
Sayaç bağlantısının enerjinin akış yönüne göre doğru yapılmış olduğunun tespiti,
Bağımsız Yerel Veri Toplama Ünitelerinin kullanılması durumda, sayacı Yerel Veri Toplama Ünitesine bağlayan kanalda gerçekleştirilecek tahsis işlemlerinin ve sayaç birimlerine ait değerlerinin veya eşdeğer verilerin her sinyal için doğru olduğunun tespit edilmesi,
Yerel sorgulama teçhizatının doğru çalıştığının tespit edilmesi.
3.2. Saha Testleri
Aşağıdaki testler sahada gerçekleştirilir;
Yukarıdaki 1, 2 ve 3.1 maddeler uyarınca sahadaki daha önceden kontrolü yapılmamış olan kablo ve bağlantıların kontrol edilmesi,
Sayaç/Yerel Veri Toplama Ünitesi’nin koordineli evrensel saate göre doğru ayarlanmış olduğunun tespiti,
Sayaç terminallerindeki gerilim bağlantılarının ve fazların sırasının doğru olduğunun kontrol edilmesi,
Sayaç/Yerel Veri Toplama Ünitesi’nin ilk endeks tespit protokolünün yapılması ve kayıt altına alınması,
Her sayaç GT ve AT çevirme oranı da dikkate alınarak mevcut yükte veya harici güç kaynağı vasıtasıyla uygulanan yükte sayaç kaydının doğru olduğunu teyit etmek amacıyla test edilmesi,
Sayaç alarm bilgilerinin fonksiyonlarının kontrol edilmesi.
EK-5
İLETİŞİM SİSTEMİNE İLİŞKİN BİLGİLER
EK-6
KULLANICININ TALEP KONTROLÜ UYGULAMALARINA İLİŞKİN HAK VE YÜKÜMLÜLÜKLERİ
EK-7
TEMİNATLAR
EK-8
TADİLATEK-9
ÖZEL HUSUSLAREK-10
TESİS SÖZLEŞMESİ
|
docx
|
python-docx
|
1bdbd2410228
|
DAĞITIM ŞİRKETLERİNCE KURULACAK OSOS KAPSAMINA DAHİL EDİLECEK SAYAÇLARIN, HABERLEŞME DONANIMININ VE İLAVE TEÇHİZAT VE ALTYAPININ ORTAK ASGARİ TEKNİK ÖZELLİKLERİ
OSOS KAPSAMINDA KULLANILACAK SAYAÇLARIN ASGARİ TEKNİK ÖZELLİKLERİ
Sayaçlar yürürlükteki mevzuat hükümlerine uygun olarak gerekli testleri yapılmış ve sistem onay belgesine sahip olacaktır.
Kullanıldığı ölçü noktasının durumuna göre elektrik piyasası mevzuatında öngörülen asgari özellikleri taşımalıdır.
Sayaç üzerinde, uzaktan haberleşmeyi sağlamaya yönelik dahili haberleşme donanımı bulunmalı veya harici haberleşme donanımı ile irtibatı sağlayacak, optik porttan bağımsız, Cl veya RS 485 elektriksel haberleşme portu veya ethernet (RJ45) haberleşme portu bulunmalıdır.
01.01.2013 tarihinden itibaren dağıtım şirketinin OSOS sistemine dahil olacak sayaçlar, enerji kesik olsa dahi, ön kapak ve klemens kapağı açılma müdahelelerini kaydedebilen ve bu bilgilerin haberleşme donanımı üzerinden okunmasına imkan sağlayan özellikte olmalıdır (Manyetik alan -mıknatıs- müdahalesi sayısı ve başlama / bitiş tarih ve saatleri konusunda son 10 kayıt).
Sayaçlar yük profili verme özelliğini haiz olmalı, yük profili 15, 30, 60‘ar dakikalık periyotlar kapsamında yapabilmeli, yük profili ölçüm periyotları uzaktan ayarlanabilir olmalıdır. 01.01.2013 tarihinden itibaren dağıtım şirketinin OSOS sistemine dahil olacak sayaçlar her 15 dakikalık ölçümleri içeren yük profillerini hafızasında en az 90 gün süre ile saklayabilmelidir.
Sayacın gerçek zaman saatini besleyen pilin ömrü imal tarihinden itibaren en az 10 yıl olmalıdır.
Sayaçların zaman senkronizasyonu uzaktan yapılabilir olmalıdır.
OSOS sistemine dahil olacak sayaçların ana terminalleri arasındaki darbe dayanım gerilimi ilgili standartlara uygun olarak en az 6 kV olmalıdır.
Sayaçlarda demant bilgisi oluşturma ve sıfırlama işlemi, programlanan tarih-saatte otomatik olarak veya mühür altındaki bir butona basılarak veya haberleşme donanımı üzerinden uzaktan yapılabilmelidir.
Sayaçlar, ileri ve geri saat (yaz saati uygulaması) uygulamasını otomatik olarak kendisi yapabilmeli veya aynı zamanda uzaktan erişim sağlanarak saat ve gün değişikliği yapılabilmelidir.
GSM/GPRS ŞEBEKELERİNİ DESTEKLEYEN HABERLEŞME ÜNİTESİNİN ASGARİ TEKNİK ÖZELLİKLERİ
Standart internet protokollerini (TCP/IP vb.) ve bağlantılarını desteklemelidir.
Tek bir haberleşme operatörüne bağımlılık olmamalıdır.
Kontrol merkezi yazılımı ile haberleşmede RSA, DES, 3DES, AES veya BLOWFISH veya uluslararası standarta sahip yüksek güvenliği olan güncel kriptolama algoritmalarından birini desteklemelidir.
Harici modemlerde en az bir adet sayısal giriş, bir adet sayısal çıkış veya röle çıkış birimi olmalıdır.
Haberleşme portu ve diğer bağlantı terminallerinin kapağı mühürlenebilir tipte olmalıdır.
Kimlik doğrulama ve şifreleme yapılabilmelidir.
Tanımlanan IP veya IP’ler dışında başka bir bağlantıya izin vermemelidir.
Bu amaçla, haberleşme yetkisine sahip Kontrol merkezinin ve/veya diğer merkezlerin tanıtılması için, cihaza en az bir IP ve bu IP’ler için TCP portları tanımlanabilmelidir.
Yeni kurulacak OSOS sistemlerinde, dağıtım şirketi tarafından yapılacak planlama çerçevesinde gerek görülmesi halinde haberleşme ünitesi ölçü noktası ile kontrol merkezi arasında çift yönlü haberleşmeyi desteklemelidir.
Harici modemler üzerinde gerçek zaman saati olmalıdır. Gerçek zaman saatinin ve parametrelerinin değişikliği yerel ve uzaktan yapılabilmeli, bu işlem için şifre koruma özelliği olmalıdır.
CE Sertifikasına sahip olmalıdır.
Haberleşmeyi, ölçü noktaları ile kontrol merkezi arasında, GSM/GPRS ve/veya EDGE 900/1800/1900 Class B haberleşme kanalı üzerinden sağlayabilmelidir.
Üzerindeki RS232, RS485 veya Cl giriş/çıkış ara yüzleri ile; Ölçü Noktaları, haberleşme operatörü ve Kontrol merkezi ile ilgili tanımlamalar, yazılımsal güncellemeler ve haberleşme protokolleri ile ilgili güncellemeler yerel olarak yapılabilmelidir. Ayrıca, haberleşme ünitesi üzerindeki bu tanımlamalar ve güncellemeler Kontrol merkezinden de yapılabilmelidir.
Sayaca bütünleşik haberleşme modülü kullanılması halinde sayaçların sertifikasyon mührü açılmadan ve sayaç yerinden sökülmeden haberleşme modülü değiştirilebilir olmalıdır.
Haberleşme ünitesi vasıtasıyla sayaçlardaki verilerinin tamamı veya tercihe göre bir kısmı (tahakkuka esas veriler, günlük yük profili, olay kayıtlar, aktif-reaktif tüketimler, vb)kontrol merkezine transfer edilebilmelidir.
Harici modemlerde haberleşme ünitesi, aşağıda tanımlanan olaylara ilişkin kayıtları tutmalı (event LOG), bu kayıtların oluşumunu kontrol merkezine uyarı olarak iletebilmeli veya kontrol merkezinden sorgulanabilmelidir:
Uzaktan veya yerel program güncellemeler ve parametre tanımlamaları
Tanımlanan IP dışında yetkisiz IP’den yapılmaya çalışılan erişimler
En az bağlı olduğu sayacın/sayaçların sağladığı çevresel koşullara uygun olmalıdır.
Enerji gereksinimi için bağlanacağı ölçü noktasının gerilim seviyesine uygun donanıma (dahili veya harici) sahip olmalıdır.
Sinyal seviyesinin düşük olduğu ortamlarda sinyal seviyesinin yükseltilmesi için anten bağlanabilmelidir.
Haberleşme ünitesi üzerinde enerjinin, GSM şebekesine bağlantı durumunun ve haberleşmenin yapıldığını gösteren uyarı göstergeleri olmalıdır.
Yazılımsal ve donanımsal olarak, kabul görmüş Ulusal veya Uluslararası Standartlara uygun olmalıdır.
Haberleşme ünitesi, sayaçla haberleşmede en az TS EN62056-21 mod C’ye , göre haberleşmeyi desteklemelidir. Haberleşme hızı, sabit veya değişken olarak seçilebilmelidir.
Haberleşme ünitesi 220 V (AC) ile beslenebilir olacak, primer ölçüm yapılan noktalarda kullanılacak haberleşme ünitesinin beslemesi 57,8/100 V (AC) olacaktır.
Modem sayaçla bütünleşik ise, sayacın besleme gerilimi ile aynı olacaktır.
Elektromanyetik alanlardan etkilenmeyecek bir yapıda olacaktır.
50Hz ve +/- %5 Hz frekans aralığında çalışabilir olacaktır.
Kullanılacak haberleşme üniteleri, sayaçların haberleşme hızına uyum göstermelidir.
Haberleşme ünitesinin haberleşme parametreleri (baudrate, parity, databit, stopbit, zaman aşımı süresi) ölçü noktasında bulunan sayaca göre değiştirilebilmelidir
Haberleşme üniteleri haberleşmenin kesilmesi durumunda veya ayarlanabilen sürede bir kendini otomatik başlatma (reset) özelliğine sahip olmalıdır.
OSOS sistemine dahil olacak harici tip haberleşme ünitelerinde şebekedeki dalgalanmalara karşı darbe dayanımı en az 6 kV olmalıdır.
PSTN ŞEBEKESİNİ DESTEKLEYEN HABERLEŞME ÜNİTESİNİN ASGARİ TEKNİK ÖZELLİKLERİ
Haberleşme portu ve diğer bağlantı terminallerinin kapağı mühürlenebilir tipte olmalıdır.
En az bağlı olduğu sayacın sağladığı çevresel koşullara uygun olmalıdır.
Enerji gereksinimi için bağlanacağı ölçü noktasının gerilim seviyesine uygun donanıma (dahili veya harici) sahip olmalıdır.
Haberleşme ünitesi 220 V (AC) ile beslenebilir olacak, primer ölçüm yapılan noktalarda kullanılacak haberleşme ünitesinin beslemesi 57,8/100 V (AC) olacaktır.
Haberleşme ünitesi üzerinde, şebekeye bağlantı durumunu ve haberleşmenin yapıldığını gösteren uyarı göstergeleri olmalıdır.
Üzerinde gerçek zaman saati olmalıdır. Gerçek zaman saatinin ve parametrelerinin değişikliği yerel ve uzaktan yapılabilmeli, bu işlem için şifre koruma özelliği olmalıdır.
PSTN şebekesine bağlanabilmesi için ilgili kurumlardan gerekli izinler ve onaylar alınmış olmalıdır.
Haberleşme ünitesi, sayaçla haberleşmede en az TS EN62056-21 mod C ye göre haberleşmeyi desteklemelidir. Haberleşme hızı, sabit veya değişken olarak seçilebilmelidir
Sayaca bütünleşik haberleşme modülü kullanılması halinde sayaçların sertifikasyon mühürü açılmadan ve sayaç yerinden sökülmeden haberleşme modülü değiştirilebilir olmalıdır
Kullanılacak haberleşme üniteleri, sayaçların haberleşme hızına uyum göstermelidir.
Haberleşme ünitesinin haberleşme parametreleri (baudrate, parity, databit, stopbit, zaman aşımı süresi) ölçü noktasında bulunan sayaca göre değiştirilebilmelidir
Haberleşme üniteleri haberleşmenin kesilmesi durumunda veya ayarlanabilen sürede bir kendini otomatik başlatma (reset) özelliğine sahip olmalıdır.
OSOS sistemine dahil olacak harici tip haberleşme ünitelerinde şebekedeki dalgalanmalara karşı darbe dayanımı en az 6 kV olmalıdır.
PLC ŞEBEKESİNİ DESTEKLEYEN HABERLEŞME ÜNİTESİNİN ASGARİ TEKNİK ÖZELLİKLERİ
Dar Bant (NPL) veya geniş bant (BPL) Modülasyon yapacaktır
TCP/IP, DLMS/COSEM, SML protokollerinden en az birini destekleyecektir
Çift Yönlü haberleşmeye uygun olacaktır.
EN 50065 (CENELEC), EN 61000-3 Standart serilerinin ilgili bölümlerine uygun olacaktır.
OSOS sistemine dahil olacak haberleşme ünitelerinin şebekedeki dalgalanmalara karşı darbe dayanımı en az 6 kV olmalıdır.
RF ŞEBEKESİNİ DESTEKLEYEN HABERLEŞME ÜNİTESİNİN ASGARİ TEKNİK ÖZELLİKLERİ
Harici haberleşme ünitelerinde RS232, RS485 istenen haberleşme metoduna göre tercih edilebilir.
Çift yönlü veri iletişimi yapabilmeli.
2.4 kbps’den başlayarak yükselebilen veri iletim hızına sahip olmalı
RF çıkış gücü program ile ayarlanabilir olmalı.
Alıcı ve Verici band aralıkları program ile ayarlanabilir olmalı.
İstenen modemlerde (node) tekrarlayıcı fonksiyonu olmalı.
Merkezi ünite ile okunabilme fonksiyonu olmalı.
OSOS sistemine dahil olacak haberleşme ünitelerinin şebekedeki dalgalanmalara karşı darbe dayanımı en az 6 kV olmalıdır.
|
docx
|
python-docx
|
ab2e1ceaba3a
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4804-26 Karar Tarihi : 26/12/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2013 tarihli toplantısında; Bilecik 1. OSB Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2014 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
158d1c789e7e
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9422 Karar Tarihi : 02/07/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 02/07/2020 tarihli toplantısında; 13/12/2017 tarihli ve 7524 sayılı Kurul Kararının Yürürlükten Kaldırılarak ekte verilen Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 110 uncu Maddesinin Dördüncü Fıkrası Uyarınca Beklenen Uzlaştırma Dönemi Üretim/Tüketim Miktarından Sapma Miktarı ile Üretim Planından Sapmaya İlişkin Tutarın Hesaplanmasında Kullanılacak Fiyatın Belirlenmesine Dair Katsayının Belirlenmesi Hakkında Kararın kabul edilmesine,
karar verilmiştir.
EK
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİNİN 110 UNCU MADDESİNİN DÖRDÜNCÜ FIKRASI UYARINCA BEKLENEN UZLAŞTIRMA DÖNEMİ ÜRETİM/TÜKETİM MİKTARINDAN SAPMA MİKTARI İLE ÜRETİM PLANINDAN SAPMAYA İLİŞKİN TUTARIN HESAPLANMASINDA KULLANILACAK FİYATIN BELİRLENMESİNE DAİR KATSAYININ BELİRLENMESİ HAKKINDA KARAR
MADDE 1 – (1) Bir piyasa katılımcısının adına kayıtlı ve KGÜP bildirmekle yükümlü olan bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bir uzlaştırma dönemine ait kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma miktarı aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
diğer hallerde;
(2) Bu formüllerde geçen;
BUDÜPp,t,b,u p piyasa katılımcısı adına kayıtlı ve t teklif bölgesinde yer alan b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma dönemine ait kesinleşmiş uzlaştırma dönemi üretim/tüketim planının, p piyasa katılımcısı adına kayıtlı b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma dönemindeki r teklifi kabul edilerek verilen yük alma ve yük atma talimatları neticesinde güncellenmesiyle oluşan, beklenen uzlaştırma dönemi üretim/tüketim planını (MWh),
KUDÜPp,t,b,u p piyasa katılımcısı adına kayıtlı ve t teklif bölgesinde yer alan b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma dönemine ait kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programı miktarının gün içi piyasasının kapanışından sonra 69 uncu madde uyarınca güncellenmesiyle elde edilen, kesinleşmiş uzlaştırma dönemi üretim/tüketim planını (MWh),
UDÜPSp,t,b,u p piyasa katılımcısı adına kayıtlı ve t teklif bölgesinde yer alan b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma dönemine ait beklenen üretim/tüketim miktarından sapmasını (MWh),
KÜPSMp,t,b,u p piyasa katılımcısının, adına kayıtlı ve t teklif bölgesinde yer alan b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma dönemine ait, bu Karar ile belirlenen hesaplama yöntemi kullanılarak bulunan beklenen uzlaştırma dönemi üretim/tüketim miktarından sapma miktarını (MWh),
YALMp,t,b,u,r p piyasa katılımcısı adına kayıtlı b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma dönemindeki r teklifi kabul edilerek verilen yük alma talimatı miktarını (MWh),
YATMp,t,b,u,r p piyasa katılımcısı adına kayıtlı b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma dönemindeki r teklifi kabul edilerek verilen yük atma talimatı miktarını (MWh),
SRDMn,t,b,u Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinde tanımlanmış p piyasa katılımcısı adına kayıtlı ve t teklif bölgesinde yer alan b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma döneminde sekonder frekans kontrol hizmeti sağlanmasından dolayı ilgili üretim tesisinde pozitif veya negatif dengesizlik oluşmasına neden olan sekonder frekans kontrol rezerv dengesizlik miktarını (MWh),
UEVMp,t,b,u p piyasa katılımcısı adına kayıtlı ve t teklif bölgesinde yer alan b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarını (MWh),
h u uzlaştırma dönemi için b dengeleme birimine verilen yük alma talimatı sayısını,
g u uzlaştırma dönemi için b dengeleme birimine verilen yük atma talimatı sayısını,
m Üretim planından sapmaya ilişkin tolerans katsayısını
ifade eder.
MADDE 2 – (1) Üretim planından sapmaya ilişkin tutarın hesaplanmasında kullanılacak fiyatın belirlenmesine dair katsayı 0,03 olarak uygulanır.
(2) - Üretim planından sapmaya ilişkin tolerans katsayısı 0,1 olarak uygulanır.
MADDE 3 – (1) Bu Karar 01/08/2020 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 4 – (1) Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
8dc4c785ac17
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4804-83 Karar Tarihi : 26/12/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2013 tarihli toplantısında; Kayseri İncesu OSB Müteşeebis Teşekkül Başkanlığı Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2014 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
81f6e4d08307
|
26 Mart 2021 CUMA Resmî Gazete Sayı : 31435
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No:10114 Karar Tarihi: 25.03.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 25.03.2021 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun 17 nci maddesi kapsamında, 1/4/2021 tarihinden geçerli olmak üzere, Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ) tarafından uygulanacak aktif elektrik enerji toptan satış tarifesi hakkında;
Dağıtım şirketlerine teknik ve teknik olmayan kayıp enerji satışları ile görevli tedarik şirketlerine yapılan satışlarda 16,9149 kr/kWh uygulanmasına,
Dağıtım şirketlerine genel aydınlatma kapsamında yapılan satışlarda 33,0000 kr/kWh uygulanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
a32ec2593f5a
|
28 Mayıs 2016 tarihli ve 29725 sayılı Resmî Gazetede yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 6282-2 Karar Tarihi : 13/05/2016
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 13/05/2016 tarihli toplantısında; ekteki “Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı Ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul Ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK-1
GÜN ÖNCESİ PİYASASI TEKLİFLERİNİN YAPISI VE TEKLİFLERİN DEĞERLENDİRİLMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Usul ve Esasların amacı; gün öncesi piyasasına sunulan alış ve satış tekliflerinin yapısı, içeriği ve değerlendirmesine ilişkin usul ve esaslarını belirlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Usul ve Esaslar; gün öncesi piyasasına sunulan saatlik blok ve esnek tekliklerinin yapısına, sunulan tekliflerin değerlendirilmesine ve fiyatların belirlenmesine ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 – (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a) Günlük toplam fazla: Eşleştirme sonucu oluşan üreticilerin ve tüketicilerin fazlalarının günlük toplamını,
b)Optimizasyon yazılımı: PYS içerisinde yer alan ve gün öncesi piyasasında fiyat ve miktarları, teklif bölgeleri arası iletim kapasitelerini de dikkate alarak, günlük toplam fazlanın en yüksek değerini verecek şekilde hesaplayan yazılımı,
c) Tüketicinin fazlası: Bir katılımcının, eşleştirme sonucu oluşan alış miktarı için piyasaya teklif ettiği tutar ile bu miktarı almak için ödeyeceği tutar arasındaki farkı,
ç) Üreticinin fazlası: Bir katılımcının, eşleştirme sonucu oluşan satış miktarı karşılığı alacağı tutar ile bu miktarı satmak için piyasaya teklif ettiği tutar arasındaki farkı
d) Blok teklif kabul şartı fiyatı: Bir blok teklifin kabul edilmesi için dikkate alınan eşik fiyat değerini,
e) Esnek teklif kabul şartı fiyatı: Bir esnek teklifin kabul edilmesi için dikkate alınan eşik fiyat değerini,
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
Saatlik tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 5 – (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-miktar ikilisinden meydana gelir.
(3) Bir saatlik teklifte; alış yönündeki her bir fiyat-miktar ikilisi, piyasa katılımcısının ilgili miktardaki elektrik enerjisini satın almak için teklif ettiği fiyatı, satış yönündeki her bir fiyat-miktar ikilisi ise piyasa katılımcısının ilgili miktardaki elektrik enerjisini satmak için teklif ettiği fiyatı belirtir.
(4) Bir saatlik teklif, asgari fiyat limitinden azami fiyat limitine kadar sıralandığında alış miktarları artmayacak ve satış miktarları azalmayacak şekilde verilir.
(5) Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısının her bir fiyat seviyesi için geçerli tek bir saatlik alış ya da satış miktarı bulunabilir. Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısının aynı fiyat seviyesi için geçerli hem saatlik alış miktarı hem de saatlik satış miktarı bulunamaz.
(6) Gün öncesi piyasasına saatlik teklif sunmak üzere kullanılacak olan asgari ve azami fiyat limitleri, Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur. Gün öncesi piyasasına sunulan tüm saatlik alış-satış tekliflerine ilişkin fiyatlar, fiyat limitlerini içerecek şekilde sunulur.
(7) Saatlik teklif veren bir katılımcının, ardışık iki fiyat-miktar ikilisi arasında tanımlanan doğru üzerindeki tüm fiyat-miktarları da teklif etmiş olduğu kabul edilir.
Blok tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 6 –
(1) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, belirledikleri teklif zaman aralığı için geçerli aktif elektrik enerjisi alış ya da satışına ilişkin blok alış-satış tekliflerini, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirirler.
(2) Blok alış teklifi, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısının, belirli bir teklif zaman aralığı için lot cinsinden uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen alış miktarlarını ve bu miktarlar için ödemeyi teklif ettiği maksimum birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(3) Blok satış teklifi, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısının, belirli bir teklif zaman aralığı için lot cinsinden uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen satış miktarlarını ve bu miktarlar için talep ettiği minimum birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(4) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, bir günün aynı ya da farklı teklif zaman aralıklarındabirden fazla blok teklif sunabilirler. Blok teklifler ardışık tam saatlerden meydana gelir. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının verebilecekleri blok teklifler, Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenip uygulanır. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla kendi blok tekliflerini tanımlama hakkı verilebilir, ancak bu şekilde tanımlanacak olan blok tekliflerin en az üç saatlik bir zaman dilimini kapsaması esastır. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları bir günde toplam en fazla 50 adet blok teklif verebilirler.
(6) Blok teklifler arasında en fazla altı adet blok teklif için geçerli ve üç seviye derinliğinde olmak üzere ilişki kurulabilir. Başka bir blok teklifin veya tekliflerin bağlı olduğu ancak kendisi bir blok teklife bağlı olmayan teklifler birinci seviye, birinci seviye blok teklife bağlı olan blok teklifler ikinci seviye, ikinci seviye blok teklife bağlı olan blok teklifler üçüncü seviye blok teklif olarak adlandırılır. İkinci ve üçüncü seviyede ayrı ayrı en fazla üç blok teklif bulunabilir. İkinci ve üçüncü seviyedeki blok teklifler bağlı olduğu üst seviyelerdeki blok tekliflerle birlikte değerlendirilerek kabul edilebilir. Bu şekilde birbiri ile ilişkilendirilmiş olan blok tekliflerin tamamının alış ya da satış blok teklifi olması ve aynı portföy ve teklif bölgesi ile ilişkili olması esastır.
(7) Bir blok teklifin teklif zaman aralığı içerisinde geçerli hem alış hem de satış miktarı bulunamaz.
(8) Birbiri ile ilişkilendirilmiş blok teklifler döngü oluşturamaz.
(9) Gün öncesi piyasasına sunulan bir blok teklifin herhangi bir saatteki teklif miktarı 600 MWh’i geçemez. Blok teklifler için teklif zaman aralığı en az 3 saati kapsar. Bir blok teklifte, birbirini takip eden saatlerden sonraki saat için teklif edilen miktar önceki saat için teklif edilen miktarın üç katından büyük veya üçte birinden küçük olamaz.
Esnek tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 7 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, belirledikleri teklif zaman aralığı için geçerli aktif elektrik enerjisi alış ya da satışına ilişkin esnek alış-satış tekliflerini PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirirler.
(2) Esnek alış teklifi, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısının, belirli bir teklif zaman aralığında belirtilen teklif süresi için, lot cinsinden uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen alış miktarlarını ve bu miktarlar için ödemeyi teklif ettiği maksimum birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(3) Esnek satış teklifi, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısının, belirli bir teklif zaman aralığında belirtilen teklif süresi için, lot cinsinden uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen satış miktarlarını ve bu miktarlar için talep ettiği minimum birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(4) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, bir günün aynı veya farklı teklif zaman aralıklarında, en fazla 6 adet esnek teklif sunabilirler. Gün öncesi piyasasına sunulan bir esnek teklifin herhangi bir saatteki teklif miktarı 100 MWh’i geçemez. Esnek teklifler için teklif zaman aralığı en az 8, en fazla 24 saati kapsar. Esnek teklifler için teklif süresi en fazla 4 saati kapsayabilir.
(5) Her bir esnek teklif için teklif zaman aralığı içerisindeki uzlaştırma dönemi sayısı teklif süresinden fazla olacak şekilde belirlenir.
(6) Her bir esnek teklif için; ya teklifin geçerli olduğu teklif zaman aralığı içerisinde teklif süresi boyunca teklif miktarlarının tamamı kabul edilir ya da hiç kabul edilmez. Esnek teklifler belirlenen teklif süresinden daha kısa bir süre için kabul edilemez.
(7) Bir esnek teklifin teklif süresi içerisinde geçerli hem alış hem de satış miktarı bulunamaz.
Gün öncesi piyasasında eşleştirme ve KPTF’nin belirlenmesi
MADDE 8 – (1) Tüm teklif bölgeleri için, saatlik, blok ve esnek teklifler optimizasyon yazılımı vasıtasıyla değerlendirilerek en yüksek günlük toplam fazlayı elde edecek şekilde KPTF’ler ve eşleşme miktarları belirlenir.
(2) PYS’ye sunulan
a) herhangi bir teklifle ilişkilendirilmeyen blok tekliflerden teklif zaman aralığı, fiyatı ve uzlaştırma dönemi bazında miktarları eşit olanlardan PYS’ye kaydı önce tamamlanan,
b) esnek tekliflerden geçerli olduğu teklif zaman aralığı, teklif süresi, fiyatı ve uzlaştırma dönemi bazında miktarları eşit olanlardan PYS’ye kaydı önce tamamlanan
teklif kabul edilmeden diğerleri kabul edilmez.
(3) Herhangi bir teklifle ilişkilendirilen blok tekliflerde kabul önceliği aranmaz.
Optimizasyon modelinin amaç fonksiyonu
MADDE 9 – (1) Optimizasyon modeli en yüksek günlük toplam fazlayı sağlayacak şekilde fiyatları ve işlem miktarlarını belirler.
(2) Belirlenen fiyatlar kuruş hassasiyetine ve işlem miktarları da lot hassasiyetine gelecek şekilde yuvarlama yapılır.
Saatlik tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 9/A - (1) Bir saatlik teklife ait fiyat-miktar ikililerinden oluşan doğru kullanılarak teklifin geçerli olduğu uzlaştırma dönemindeki KPTF’ye karşılık gelen miktarı eşleşir.
Blok tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 10 – (1)
(2) Optimizasyon yazılımı;
a) blok satış tekliflerinin, blok satış teklif fiyatının blok teklif kabul şartı fiyatına eşit ya da blok teklif kabul şartı fiyatından düşük olduğu durumlarda kabul edildiği, yüksek olduğu durumlarda kabul edilebileceği,
b) blok alış tekliflerinin, blok alış teklif fiyatının blok teklif kabul şartı fiyatına eşit ya da blok teklif kabul şartı fiyatından yüksek olduğu durumlarda kabul edildiği, düşük olduğu durumlarda kabul edilebileceği
şekilde hesaplama yapar.
(3) Herhangi bir saatte arz talep miktar eşitliğinin sağlanamadığı, saatlik tekliflerdeki kesintinin de bu eşitliği sağlamakta yetersiz kaldığı durumlarda blok teklifler üzerinde bu maddenin ikinci fıkrası dikkate alınmaz.”
(4) Birinci seviye blok teklif tek başına kabul edilebilirken, ikinci ve üçüncü seviyedeki blok teklifler bağlı olduğu üst seviyelerdeki blok tekliflerle birlikte değerlendirilerek kabul edilebilir. Herhangi bir seviyedeki blok teklifin kabul edilmediği durumda, bu blok teklife bağlı bir sonraki seviyedeki blok teklifler üzerinde bu maddenin ikinci fıkrası dikkate alınmaz.
(5), (6) Blok teklif kabul şartı fiyatı, bir blok teklifin teklif zaman aralığındaki her bir saate karşılık gelen teklif miktarı ile ilgili saat için hesaplanan NPTF’nin çarpılması sonucunda elde edilen değerlerin toplamının, söz konusu blok teklifin miktarlarının toplamına bölünmesi ile hesaplanır.
Esnek tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 11 – (1) Optimizasyon yazılımı;
a) esnek satış tekliflerinin, esnek satış teklif fiyatının esnek teklif kabul şartı fiyatına eşit ya da esnek teklif kabul şartı fiyatından düşük olduğu durumlarda kabul edileceği, yüksek olduğu durumlarda kabul edilebileceği,
b) esnek alış tekliflerinin, esnek alış teklif fiyatının esnek teklif kabul şartı fiyatına eşit ya da esnek teklif kabul şartı fiyatından yüksek olduğu durumlarda kabul edildiği, düşük olduğu durumlarda kabul edilebileceği
şekilde hesaplama yapar.
(2)
(3)
(4) Herhangi bir saatte arz talep miktar eşitliğinin sağlanamadığı, saatlik tekliflerdeki kesintinin de bu eşitliği sağlamakta yetersiz kaldığı durumlarda esnek teklifler üzerinde bu maddenin birinci fıkrası dikkate alınmaz.
(5) Esnek teklif kabul şartı fiyatı hesaplanırken, teklif zaman aralığının ilk saatinden başlayarak teklif süresi kadar ardışık saatteki teklif miktarları ile ilgili saat için hesaplanan NPTF’lerin çarpılması sonucu elde edilen değerler toplamı, söz konusu esnek teklifin miktarlarının toplamına bölünür. Yapılan işlem, teklif zaman aralığı süresince olası tüm teklif başlangıç saatleri için tekrarlanarak fiyat değerleri bulunur. Esnek teklif kabul fiyatı, satış teklifleri için bu fiyatların en büyüğüne alış teklifleri için bu fiyatların en küçüğüne eşittir.
Blok veya esnek satış teklifleri için avans ödemelerine esas birim bedellerin belirlenmesi
MADDE 12 – (1) Bir blok veya esnek satış teklifin geçerli olduğu zaman dilimindeki ağırlıklı ortalama piyasa takas fiyatı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
AOPTFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifi için geçerli olan ağırlıklı ortalama piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
PTFt,u “t” teklif bölgesi için, “u” uzlaştırma dönemindeki piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
GÖPSMp,t,r,u “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifinin, “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilen satış miktarını (MWh),
a “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifinin kabul edildiği başlangıç zamanını,
b “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifinin kabul edildiği bitiş zamanını,
ifade eder.
(3) Bir blok veya esnek satış teklifin üretici fazlasının negatif olmaması için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek birim bedel aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(4) Bu formüllerde geçen;
ÜFp,t,r, “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek satış teklifinin (varsa) bu teklif ile ilişkilendirilmiş diğer blok veya esnek satış teklifleriyle birlikte elde ettiği üretici fazlasını (TL),
PTFt,u “t” teklif bölgesi için, ”u” uzlaştırma dönemindeki piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
GÖPSTFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek satış teklifinin teklif fiyatını (TL/MWh),
GÖPSMp,t,r,u “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek satış teklifinin, “u” uzlaştırma dönemindeki kabul edilen satış miktarını (MWh),
ÜFp,t,y “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, (varsa) “r” blok veya esnek satış teklifi ile ilişkilendirilmiş bir alt seviyedeki “y” esnek veya blok satış teklifinin, (varsa) bu teklif ile ilişkilendirilmiş diğer blok veya esnek satış teklifleriyle birlikte elde ettiği üretici fazlasını (TL),
ÜFBp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesinde, “r” blok veya esnek satış teklifi için üretici fazlasının negatif olmaması için satış fiyatına ilave edilecek birim bedeli (TL/MWh),
a “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek satış teklifinin kabul edildiği başlangıç zamanını,
b “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek satış teklifinin kabul edildiği bitiş zamanını,
m “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek satış teklifi ile ilişkilendirilmiş “y” blok veya esnek satış teklifiyle aynı seviyedeki blok veya esnek satış teklifi sayısını,
ifade eder.
Blok veya esnek alış teklifleri için avans ödemelerine esas birim bedellerin belirlenmesi
MADDE 13 – (1) Bir blok veya esnek alış teklifin geçerli olduğu zaman dilimindeki ağırlıklı ortalama piyasa takas fiyatı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
AOPTFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifi için geçerli olan ağırlıklı ortalama piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
PTFt,u “t” teklif bölgesi için, “u” uzlaştırma dönemindeki piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
GÖPAMp,t,r,u “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifinin, “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilen alış miktarını (MWh),
a “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifinin kabul edildiği başlangıç zamanını,
b “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifinin kabul edildiği bitiş zamanını,
ifade eder.
(3) Bir blok veya esnek alış teklifin tüketici fazlasının negatif olmaması için ilgili piyasa katılımcısının borcundan mahsup edilecek birim bedel aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4) Bu formüllerde geçen;
TFp,t,r, “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek alış teklifinin (varsa) bu teklif ile ilişkilendirilmiş diğer blok veya esnek alış teklifleriyle birlikte elde ettiği tüketici fazlasını (TL),
PTFt,u “t” teklif bölgesi için, “u” uzlaştırma dönemindeki piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
GÖPATFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek alış teklifinin teklif fiyatını (TL/MWh),
GÖPAMp,t,r,u “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek alış teklifinin, “u” uzlaştırma dönemindeki kabul edilen alış miktarını (MWh),
TFp,t,y “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, (varsa) “r” blok veya esnek alış teklifi ile ilişkilendirilmiş bir alt seviyedeki “y” blok veya esnek alış teklifinin, (varsa) bu teklif ile ilişkilendirilmiş diğer blok veya esnek alış teklifleriyle birlikte elde ettiği tüketici fazlasını (TL),
TFBp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesinde, “r” blok veya esnek alış teklifleri için tüketici fazlasının negatif olmaması için alış fiyatından mahsup edilecek birim bedeli (TL/MWh),
a “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek alış teklifinin kabul edildiği başlangıç zamanını,
b “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek alış teklifinin kabul edildiği bitiş zamanını,
m “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek alış teklifi ile ilişkilendirilmiş “y” blok veya esnek alış teklifiyle aynı seviyedeki blok veya esnek alış teklifi sayısını,
ifade eder.
Yürürlük
MADDE 14 – (1) Bu Usul ve Esaslar 01/06/2016 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 15 – (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
89036f16680a
|
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
TARİFELER DAİRESİ BAŞKANLIĞI
ELEKTRİK DAĞITIM ŞİRKETLERİ DÜZENLEYİCİ HESAP PLANINA İLİŞKİN AÇIKLAMALAR
GENEL AÇIKLAMALAR
Bilindiği üzere 14/6/2012 tarihli ve 3881 sayılı Kurul Kararı ile Elektrik Dağıtım Sektörü Düzenleyici Hesap Planı, Muhasebe Sistemi Uygulama Genel Tebliği ve tek düzen hesap planı ile uyumlu bir şekilde oluşturulmuş olup düzenleyici işlemler için uygun hale getirilmiştir.
Hesap planında yer almayan ve gerekli olan yeni ve ilave hesaplar için gerekli güncellemenin yapılabilmesini sağlamak amacıyla Kurumumuza yazılı bilgilendirmede bulunulması ve şirketlerin muhasebe kayıtlarını düzenleyici hesap planına göre raporlama yapabilecek şekilde tutmaları gerekmektedir.
Hesap planı doldurulurken aktif-pasif eşitliği ve bilanço-gelir tablosu arasındaki uyum sağlanmalıdır. Aynı şekilde 7 no.lu maliyet hesapları ile gelir tablosu uyumlu bir şekilde doldurulmalıdır.
Muhasebe sisteminde 6 no.lu gelir tablosu ve 7 no.lu maliyet hesaplarında negatif olarak raporlanan bütün giderlerin düzenleyici hesap planında da görüleceği üzere pozitif olarak raporlanması gerekmektedir. Bilanço hesapları ise muhasebe sistemindeki raporlama mantığı ile doldurulacaktır. Bu kapsamda bilançoda yer alan düzenleyici hesaplar negatif değer olarak yer alacaktır.
Düzenleyici hesap planında yer alan alt hesaplar genel olarak bir elektrik dağıtım şirketinin ihtiyaçları dikkate alınarak oluşturulmuştur. Ancak yeni oluşan bir gelir ve gider kaleminin düzenleyici hesap planında yer alan “Diğer” tanımlı hesaplarda açıklaması ile birlikte belirtilmesi gerekmekte, söz konusu hesapların yeterli olmaması durumunda mevcut hücrelerin birden çok gelir ve gider için kullanılması ancak açıklamalar kısmında her bir gelir ve giderin niteliğinin belirtilmesi önem arz etmektedir. “Diğer” tanımlı hesaplar kullanılmadan önce ilgili gider veya gelir grubunda bulunan hesaplarla ilişkili olan hesapların öncelikli olarak kullanılması herhangi bir ilişkili gelir ve gider hesabı bulunamaması durumunda “Diğer” tanımlı hesapların kullanılması gerekmektedir.
Herhangi bir gelir ve gider için yeni bir alt hesap oluşturulması zaruri hale geldiğinde yukarıda belirtildiği üzere Kuruma yazılı bildirimde bulunulması ve gerekli güncellemenin yapılması gerekecektir. Söz konusu bildirimler yıl boyunca Kurumumuza sunulabilecek olup güncellemeler her yılsonunda tek seferde yapılacaktır.
Elektrik Dağıtım Sektörü Düzenleyici Hesap Planı ile Muhasebe Sistemi Uygulama Genel Tebliği, Tek Düzen Hesap Planı ve mali mevzuat dışında elektrik dağıtım şirketleri için yeni bir muhasebe sistemi oluşturulmamış olup elektrik dağıtım şirketleri ve düzenleyici kurum için standart bir Düzenleyici Hesap Planı düzenlenmiştir.
BİLANÇO HESAPLARINA İLİŞKİN AÇIKLAMALAR
Bilanço hesaplarının alt hesapları genel olarak Tek Düzen Hesap Planı ile uyumlu bir şekilde elektrik dağıtım şirketleri tarafından da kullanılmakta olup özellikle yatırımlara ilişkin 258 no.lu YAPILMAKTA OLAN YATIRIMLAR ve 264 no.lu ÖZEL MALİYETLER hesabının alt hesapları elektrik dağıtım sektörü ihtiyaçlarına göre oluşturulmuştur.
Bu kapsamda enerji alımları 153 no.lu TİCARİ MALLAR hesabı ile karşılığında 621 no.lu SATILAN TİCARİ MALLAR hesabı üzerinden yönetilecektir.
Dağıtım faaliyeti kapsamında yapılan yatırımlar öncelikle 258 no.lu YAPILMAKTA OLAN YATIRIMLAR ana hesabı ve alt hesaplar kullanılarak kayıt edilecek ve kullanıma hazır hale gelmiş olan varlıklar 264 no.lu ÖZEL MALİYETLER hesabına aktarılacaktır.
Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği’nin Geçici 2 nci maddesi kapsamında hattın geçici kabulü yapılıp hat devir alındığında 264.01.02.01 no.lu hesaba borç 436.01 no.lu hesaba alacak kaydı düşülecektir. Her yıl ödenecek tutarlar öncelikle 436.01 no.lu hesaptan 336.01 no.lu hesaba aktarılacaktır.
Enerji alımından kaynaklanan borçlar 320 no.lu SATICILAR ana hesabının alt hesaplarında takip edilecektir.
GELİR TABLOSU HESAPLARINA İLİŞKİN AÇIKLAMALAR
600 YURTİÇİ SATIŞLAR
Bilindiği üzere 1/1/2016 tarihinden itibaren sayaç okuma ve iletim bedeli gibi gelir kalemleri dağıtım bedeli altında tahakkuk ettirilmekte olup daha önce 600 YURTİÇİ SATIŞLAR hesabı altında yer alan bu gelir alt hesapları söz konusu tarihten itibaren kullanılmamaktadır. 600 YURTİÇİ SATIŞLAR ana hesabının altında
Dağıtım sistem kullanımına ilişkin;
600.01.01 DAĞITIM BEDELİ,
600.01.02 REAKTİF BEDELİ,
600.01.03 GÜÇ BEDELİ (TÜKETİCİ),
600.01.04 GÜÇ AŞIM BEDELİ (TÜKETİCİ),
600.01.05 GÜÇ BEDELİ (ÜRETİCİ),
600.01.06 GÜÇ AŞIM BEDELİ (ÜRETİCİ),
600.01.07 EMREAMADE KAPASİTE BEDELİ,
Dağıtım sisteminin kullanımına ilişkin bedellerin dışında;
600.02 EPİAŞ,
600.03 GENEL AYDINLATMA AKTİF ENERJİ GELİRİ,
600.04 DENGEDEN SORUMLU GRUP İÇİ SATIŞLAR
600.05 ARACI OLUNAN VERGİ VE FON TAHSİLATLARI
alt hesapları bulunmaktadır.
Söz konusu hesaplardan 600.01 DAĞITIM SİSTEM KULLANIM BEDELİ, tarife tablolarında yer alan bedeller üzerinden ilgili üretici veya tüketicilere tahakkuk ettirilen tutarların yer aldığı hesaplardır.
600.02 EPİAŞ alt hesabı altında Gün Öncesi Piyasası, Gün İçi Piyasası, Dengeleme Güç Piyasası, Geriye Dönük Düzeltme Kalemi gibi gelir unsurları kayıt edilmektedir.
600.03 GENEL AYDINLATMA AKTİF ENERJİ GELİRİ alt hesabına ise genel aydınlatma tarifesi kapsamında tahakkuk ettirilen aktif enerji tutarı kaydedilmektedir.
600.04 DENGEDEN SORUMLU GRUP İÇİ SATIŞLAR hesabında elektrik dağıtım şirketlerinin Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği kapsamında görevli tedarik şirketleri ile oluşturdukları dengeden sorumlu grup kapsamında yapılan grup içi satışlar izlenmektedir.
600.05 ARACI OLUNAN VERGİ VE FON TAHSİLATLARI elektrik dağıtım şirketlerinin tahakkuk ettirmiş oldukları kaçak elektrik kullanımına ilişkin faturalarda yer alan TRT Payı, Enerji Fonu ve Elektrik ve Havagazı Tüketim Vergisinin kayıt edildiği hesaptır. Söz konusu hesap ödemeler ilgili kuruluşlara yapıldığında 612 DİĞER İNDİRİMLER (-) hesabında kapatılmaktadır. Bu hesaba ilişkin şirketlerin muhasebe kayıtlarında farklı uygulamalar olduğu bilinmekte olup şirketler kendi muhasebe kayıtlarında bu hesabı bilanço kayıtları üzerinden de yönetebilir. Ancak; Düzenleyici Hesap Planında 600.05 ve 612.01 ARACI OLUNAN VERGİ VE FON TAHSİLATLARI hesaplarında söz konusu vergi ve fonlar gösterilecektir.
600 YURTİÇİ SATIŞLAR hesabında dağıtım bedeline ilişkin 600.01.01.08 FİYAT EŞİTLEME DESTEKLEME TUTARI ilgili hesapta takip edilecektir. Bu kapsamda şirketin almış olduğu pozitif destek tutarı 600.01.01.08 no.lu hesaba, şirketin ödemiş olduğu (negatif) destek tutarı ise 612 DİĞER İNDİRİMLER hesabına (612.02 FİYAT EŞİTLEME DESTEKLEME TUTARI) kayıt edilecektir.
602 DİĞER GELİRLER
Bu ana hesabın alt hesaplarında Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’in 25 inci maddesinde sayılan gelir unsurları kayıt edilmektedir. Söz konusu Tebliğ’in 25 inci maddesinde sayılan gelir unsurları aynı Tebliğ’de tanımlandığı şekilde alt hesaplara kayıt edilecektir. Bunun yanında 1 no.lu Muhasebe Sistemi Uygulama Genel Tebliği’nde belirtilen gelir unsurları da 602.19 no.lu “DİĞER” hesabında kayıt edilecektir.
5510 sayılı Kanun kapsamındaki indirimler Düzenleyici Hesap Planında 602.18 no.lu “5510 HAZİNE SGK PAYI” hesabında gösterilecek olup ilgili hesabın kaydına yönelik şirketler kendi muhasebe sistemlerinde 67 no.lu hesap grubunu da tercih edebilirler. Ancak yukarıda belirtildiği gibi şirketin kendi muhasebe sisteminde 67 no.lu hesabı tercih ettiği durumda bile Düzenleyici Hesap Planında 602.18 no.lu alt hesap kullanılacaktır.
602.10 KAÇAK ELEKTRİK ENERJİSİ GELİRLERİ hesabında tahakkuk ettirilen kaçak enerji bedeli anapara ve cezası ile birlikte kayıt edilecektir.
610 SATIŞTAN İADELER (-)
Satışlarda yapılan iadeler ve iptaller Düzenleyici Hesap Planında 610 SATIŞTAN İADELER hesabı yerine 600 YURT İÇİ SATIŞLAR ve 602 DİĞER GELİRLER hesabında borç kaydı yapılarak netleştirilecektir. Ancak şirketler kendi muhasebe sistemlerinde iade ve iptaller için 610 SATIŞTAN İADELER hesabını kullanabilecektir. 671 ÖNCEKİ DÖNEM GELİR VE KÂRLARI ve 681 ÖNCEKİ DÖNEM GİDER VE ZARARLARI hesabı daha önce olduğu gibi önceki yıllara ait ek tahakkuk ve iptallerin kaydı için kullanılmayacaktır.
612 DİĞER İNDİRİMLER (-)
Yukarıda belirtildiği üzere 600.05 ve 612.01 ARACI OLUNAN VERGİ VE FON TAHSİLATLARI hesapları Düzenleyici Hesap Planında birlikte kullanılacaktır. Şirketlerin bu iki hesabı kendi muhasebe kayıtlarında bilanço hesapları üzerinden yönettiği durumda bile söz konusu hesaplar Düzenleyici Hesap Planında 600.05 ve 612.01 ARACI OLUNAN VERGİ VE FON TAHSİLATLARI hesaplarında raporlanacaktır.
Şirketin ödemiş olduğu destekleme tutarı yine 612.02 FİYAT EŞİTLEME DESTEKLEME TUTARI hesabına kayıt edilecektir.
621 SATILAN TİCARİ MALLAR MALİYETİ (-)
Dağıtım faaliyeti kapsamında satın alınan enerji maliyeti 621 SATILAN TİCARİ MALLAR MALİYETİ ile birlikte 153 TİCARİ MALLAR hesabında birlikte takip edilecektir.
621.04 TEİAŞ SİSTEM KULLANIM hesabında TEİAŞ’ın dağıtım şirketine tahakkuk ettirmiş olduğu sistem kullanıma (sistem işletim ve elektrik kalite hizmet bedeli dâhil) ilişkin tutarlar kayıt edilecek olup sistem kullanım dışındaki reaktif ceza giderleri 689.08 TEİAŞ REAKTİF CEZA GİDERLERİ hesabında izlenecektir. Yine TEİAŞ’ın sistem kullanım faturalarında yer alan gecikme zammı giderleri 621.04 TEİAŞ SİSTEM KULLANIM hesabında değil, 65 veya 68 no.lu hesaplarda takip edilecektir.
622 SATILAN HİZMET MALİYETİ (-)
Şirketin 7 no.lu maliyet hesaplarından 740 HİZMET ÜRETİM MALİYETİ, 760 PAZARLAMA SATIŞ VE DAĞITIM GİDERLERİ, 770 GENEL YÖNETİM GİDERLERİ hesaplarından biri veya birkaçını kullanması Düzenleyici Hesap Planında serbest bırakılmış olup 740 HİZMET ÜRETİM MALİYETİ hesabının kullanılması durumunda yılsonunda söz konusu hesapta biriken tutarın 741 HİZMET ÜRETİM MALİYETİ YANSITMA hesabı ile aktarıldığı hesaptır.
630 ARAŞTIRMA VE GELİŞTİRME GİDERLERİ (-)
Şirketin 750 ARAŞTIRMA VE GELİŞTİRME GİDERLERİ hesabında takip ettiği tutarlardan mali mevzuat gereği aktifleştirilmeyen araştırma ve geliştirme giderlerinin takip edildiği hesaptır. Bu kapsamda elektrik dağıtım şirketlerinin araştırma ve geliştirme bütçeleri ile yapacağı harcamalar mali mevzuat gereği Tek Düzen Hesap Planında hangi hesapta tutulması gerekiyorsa o hesapta takip edilecek ve Düzenleyici Hesap Planında da aynı şekilde raporlanacaktır.
631 PAZARLAMA SATIŞ VE DAĞITIM GİDERLERİ (-)
Şirketin 7 no.lu maliyet hesaplarından 740 HİZMET ÜRETİM MALİYETİ, 760 PAZARLAMA SATIŞ VE DAĞITIM GİDERLERİ, 770 GENEL YÖNETİM GİDERLERİ hesaplarından biri veya birkaçını kullanması Düzenleyici Hesap Planında serbest bırakılmış olup 760 PAZARLAMA SATIŞ VE DAĞITIM GİDERLERİ hesabının kullanılması durumunda yılsonunda söz konusu hesapta biriken tutarın 761 PAZARLAMA SATIŞ VE DAĞITIM GİDERLERİ YANSITMA hesabı ile aktarıldığı hesaptır.
632 GENEL YÖNETİM GİDERLERİ (-)
Şirketin 7 no.lu maliyet hesaplarından 740 HİZMET ÜRETİM MALİYETİ, 760 PAZARLAMA SATIŞ VE DAĞITIM GİDERLERİ, 770 GENEL YÖNETİM GİDERLERİ hesaplarından biri veya birkaçını kullanması Düzenleyici Hesap Planında serbest bırakılmış olup 770 GENEL YÖNETİM GİDERLERİ hesabının kullanılması durumunda yılsonunda söz konusu hesapta biriken tutarın 771 GENEL YÖNETİM GİDERLERİ YANSITMA hesabı ile aktarıldığı hesaptır.
644 KONUSU KALMAYAN KARŞILIKLAR
Aktifle ilgili olarak ayrılan karşılıklardan iptal edilen tutarlar bu hesapta izlenecektir. Bilindiği üzere kaçak tahakkuklarına ilişkin konusu kalmayan karşılıklar bu hesabın alt hesabı olan 644.01.01 KAÇAK TAHAKKUKUNA İLİŞKİN KARŞILIKLAR hesabında takip edilmektedir. 1/1/2016 sonrasına kaçak tahakkuklarına ilişkin Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’de yapılan değişiklik ile beraber söz konusu hesap 644.01.01.01 1.1.2016 ÖNCESİ TAHAKKUKLARA AİT KARŞILIKLAR ve 644.01.01.02 1.1.2016 SONRASI TAHAKKUKLARA AİT KARŞILIKLAR olarak iki alt hesaba ayrılmıştır. 1/1/2016 tarihi öncesi yapılan bir kaçak tahakkukuna ilişkin konusu kalmayan karşılıklar 644.01.01.01 1.1.2016 ÖNCESİ TAHAKKUKLARA AİT KARŞILIKLAR alt hesabında, 1/1/2016 tarihi sonrası yapılan bir kaçak tahakkukuna ilişkin konusu kalmayan karşılık tutarları ise 644.01.01.02 1.1.2016 SONRASI TAHAKKUKLARA AİT KARŞILIKLAR alt hesabında takip edilecektir.
13/6/20109 tarihli ve 8657-1 sayılı Kurul Kararı kapsamında; dağıtım şirketlerinin Sistem Kullanım Anlaşması ve ilgili diğer mevzuat kapsamında yükümlülüklerini yerine getirmiş olması durumunda bile kaçınamayacağı ve üzerinde bir maliyet olarak kalan tedarikçi ve üreticiler için fatura edilen sistem kullanım bedeli kaynaklı alacaklarının dava ve icra safhasına gelerek Düzenleyici Hesap Planında Şüpheli Ticari Alacaklar Hesabında ayrı bir alt hesaba kaydedilmesi ve dava ve icra sonrasında elde edilen gelirin Düzenleyici Hesap Planında Konusu Kalmayan Karşılık Gelirleri Hesabında ayrı bir alt hesaba kayıt edilerek daha önce Şüpheli Ticari Alacaklar Hesabında söz konusu alacak için ayrılmış karşılık ile karşılıklı mahsuplaşılması öngörülmüştür. Bu nedenle 644.01.02 DİĞER TAHAKKUKLARA İLİŞKİN KARŞILIKLAR hesabının altına 644.01.02.01 TEDARİKÇİLERE YAPILAN TAHAKKUKLARA İLİŞKİN KARŞILIKLAR, 644.01.02.02 ÜRETİCİLERE YAPILAN TAHAKKUKLARA İLİŞKİN KARŞILIKLAR ve 644.01.02.03 DİĞER alt hesapları tanımlanmıştır.
654 KARŞILIK GİDERLERİ (-)
Aktifle ilgili olarak ayrılan karşılık giderlerinin izlendiği hesaptır. Bilindiği üzere kaçak tahakkuklarına ilişkin karşılıklar bu hesabın alt hesabı olan 654.01.01 KAÇAK TAHAKKUKUNA İLİŞKİN KARŞILIKLAR hesabında takip edilmektedir. 1/1/2016 sonrasına kaçak tahakkuklarına ilişkin Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’de yapılan değişiklik ile beraber söz konusu hesap 654.01.01.01 1.1.2016 ÖNCESİ TAHAKKUKLARA AİT KARŞILIKLAR ve 654.01.01.02 1.1.2016 SONRASI TAHAKKUKLARA AİT KARŞILIKLAR olarak iki alt hesaba ayrılmıştır. 1/1/2016 tarihi öncesi yapılan bir kaçak tahakkukuna ilişkin karşılıklar 654.01.01.01 1.1.2016 ÖNCESİ TAHAKKUKLARA AİT KARŞILIKLAR alt hesabında, 1/1/2016 tarihi sonrası yapılan bir kaçak tahakkukuna ilişkin karşılık tutarları ise 654.01.01.02 1.1.2016 SONRASI TAHAKKUKLARA AİT KARŞILIKLAR alt hesabında takip edilecektir.
13/6/20109 tarihli ve 8657-1 sayılı Kurul Kararı kapsamında; dağıtım şirketlerinin Sistem Kullanım Anlaşması ve ilgili diğer mevzuat kapsamında yükümlülüklerini yerine getirmiş olması durumunda bile kaçınamayacağı ve üzerinde bir maliyet olarak kalan tedarikçi ve üreticiler için fatura edilen sistem kullanım bedeli kaynaklı alacaklarının dava ve icra safhasına gelerek Düzenleyici Hesap Planında Şüpheli Ticari Alacaklar Hesabında ayrı bir alt hesaba kaydedilmesi öngörülmüştür. Bu nedenle 654.01.02 DİĞER TAHAKKUKLARA İLİŞKİN KARŞILIKLAR hesabının altına 654.01.02.01 TEDARİKÇİLERE YAPILAN TAHAKKUKLARA İLİŞKİN KARŞILIKLAR, 654.01.02.02 ÜRETİCİLERE YAPILAN TAHAKKUKLARA İLİŞKİN KARŞILIKLAR ve 654.01.02.03 DİĞER alt hesapları tanımlanmıştır.
654.03 KIDEM TAZMİNATI KARŞILIK GİDERLERİ hesabı ise şirketin kıdem tazminatlarına karşılık ayırması durumunda kullanılan bir alt hesaptır. Ancak her halde Düzenleyici Hesap Planında kıdem ve ihbar tazminatlarına ilişkin gerçekleşen giderler 7 no.lu maliyet hesaplarının ilgili alt hesaplarına kaydedilecektir.
660 KISA VADELİ BORÇLANMA GİDERLERİ (-)
Şirketin 780 FİNANSMAN GİDERLERİ hesabında takip ettiği 780.02 UZUN VADELİ BORÇLANMA GİDERLERİ harici finansman giderlerinin yansıtma hesabı ile aktarıldığı hesaptır.
661 UZUN VADELİ BORÇLANMA GİDERLERİ (-)
Şirketin 780 FİNANSMAN GİDERLERİ hesabında takip ettiği 780.02 UZUN VADELİ BORÇLANMA GİDERLERİ alt hesabında yer alan tutarların yansıtma hesabı ile aktarıldığı hesaptır.
679 DİĞER OLAĞANDIŞI GELİR VE KARLAR
Şirketin olağan faaliyetlerinden bağımsız olan ve bu nedenle arızi nitelik taşıyan duran varlıkların satışlarından elde edilen kârlar ile olağan dışı olay ve gelişmeler nedeniyle ortaya çıkan gelir ve kârların yer aldığı hesap grubudur. Bu hesap grubunda yer alan;
679.01 STOK SATIŞI
679.02 HURDA SATIŞI
679.03 YUVARLAMA
679.04 DAVA VE İCRA GELİRLERİ
679.05 ENVANTER FARKLARI
679.06 KAYIP KAÇAK DAVALARINA İLİŞKİN GELİRLER
679.07 DİĞER FATURA BEDELLERİNE İLİŞKİN DAVA GELİRLERİ
679.08 MADDİ DURAN VARLIK SATIŞ GELİRİ
679.09 DİĞER
alt hesapları Muhasebe Sistemi Uygulama Genel Tebliği ve Tek Düzen Hesap Planında öngörülen esaslar dikkate alınarak kullanılacak olup 679.09 DİĞER hesabında kayıt edilecek bütün tutarların açıklaması anlaşılır bir şekilde hesap isminde veya açıklamalar kısmında belirtilecektir. 679.09 DİĞER hesabı altında tanımlanan 10 hücrenin yeterli olmadığı durumlarda bir hücre birden fazla gelir unsuru için kullanılacaktır.
689 DİĞER OLAĞANDIŞI GİDER VE ZARARLAR (-)
Şirketin olağan faaliyetlerinden bağımsız olan ve bu nedenle sık sık ve düzenli olarak ortaya çıkması beklenmeyen işlem ve olaylardan kaynaklanan gider ve zararların yer aldığı hesap grubudur. Bu hesap grubunda yer alan;
689.01 TAZMİNAT VE CEZA GİDERLERİ
689.02 HASAR BEDELİ
689.03 YUVARLAMA
689.04 ENVANTER FARKLARI
689.05 KANUNEN KABUL EDİLMEYEN GİDERLER
689.05.01 VERGİLER
689.05.02 DİĞER KANUNEN KABUL EDİLMEYEN GİDERLER
689.06 KAYIP KAÇAK DAVALARINA İLİŞKİN GİDERLER
689.07 DİĞER FATURA BEDELLERİNE İLİŞKİN DAVA GİDERLERİ
689.08 TEİAŞ REAKTİF CEZA GİDERLERİ
689.09 ELEKTRİK DAĞITIMI VE PERAKENDE SATIŞINA İLİŞKİN HİZMET KALİTESİ YÖNETMELİĞİ KAPSAMINDA KULLANICILARA YAPILAN ÖDEMELER
689.10 DİĞER
alt hesapları Muhasebe Sistemi Uygulama Genel Tebliği ve Tek Düzen Hesap Planında öngörülen esaslar dikkate alınarak kullanılacak olup 689.10 DİĞER hesabında kayıt edilecek bütün tutarların açıklaması anlaşılır bir şekilde hesap isminde veya açıklamalar kısmında belirtilecektir. 689.10 DİĞER hesabı altında tanımlanan 10 hücrenin yeterli olmadığı durumlarda bir hücre birden fazla gider unsuru için kullanılacaktır.
MALİYET HESAPLARINA İLİŞKİN AÇIKLAMALAR
Maliyet hesapları fonksiyon esasına dayalı 7/A seçeneğine göre düzenlenmiştir. Söz konusu hesaplar;
740 HİZMET ÜRETİM MALİYETİ
750 ARAŞTIRMA VE GELİŞTİRME GİDERLERİ
760 PAZARLAMA SATIŞ VE DAĞITIM GİDERLERİ
770 GENEL YÖNETİM GİDERLERİ
780 FİNANSMAN GİDERLERİ
olarak 5 ana hesap grubunda takip edilecektir. Şirketler 740, 760 veya 770 no.lu hesaplardan birini seçip kullanabilecekleri gibi her üç hesabı da aynı anda kullanabileceklerdir. Her bir ana hesap (750 ve 780 no.lu hesaplar hariç)
MALZEME GİDERLERİ
PERSONEL GİDERLERİ
DIŞARIDAN SAĞLANAN FAYDA VE HİZMET GİDERLERİ
ÇEŞİTLİ GİDERLER
VERGİ RESİM VE HARÇ GİDERLERİ
AMORTİSMAN VE TÜKENME PAYLARI
alt hesaplarından oluşmaktadır. Söz konusu alt hesapların altında yer alan yardımcı hesaplar ise ilgili alt hesap bazında oluşması muhtemel giderler için oluşturulmuş olup belirtilmiş olan giderlerin dışında bir gider oluşması durumunda ilgili alt hesaplarda bulunan DİĞER hesabı da kullanılabilecektir. Ancak her bir ana hesabın altında tanımlanan “DİĞER” hesabında kayıt edilecek bütün tutarların açıklaması anlaşılır bir şekilde hesap isminde veya açıklamalar kısmında belirtilecektir. DİĞER hesabı altında tanımlanan hücrelerin yeterli olmadığı durumlarda bir hücre birden fazla gider unsuru için kullanılacaktır.
750 ARAŞTIRMA VE GELİŞTİRME GİDERLERİ
Hesabın kullanılması daha önce belirtildiği üzere elektrik dağıtım şirketlerinin araştırma ve geliştirme bütçeleri ile yapacağı harcamalar mali mevzuat gereği hangi hesapta tutulması gerekiyorsa o hesapta takip edilecek ve Düzenleyici Hesap Planında da aynı şekilde raporlanacaktır.
780 FİNANSMAN GİDERLERİ
Şirketin borçlanılan tutarlarla ilgili faiz, komisyon ve benzeri giderleri bu hesaba borç kaydedilip 781 FİNANSMAN GİDERLERİ YANSITMA hesabı ile 66 no.lu gelir tablosu hesaplarına aktarılacaktır.
|
docx
|
python-docx
|
b0329660ee50
|
31.03.2015 tarih ve 29312 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No: 5536 Karar Tarihi: 27/03/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/03/2015 tarihli toplantısında, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 17 nci maddesi kapsamında; 01/04/2015 tarihinden geçerli olmak üzere, Türkiye Elektrik Ticaret Taahhüt Anonim Şirketi (TETAŞ) tarafından uygulanacak aktif elektrik enerji toptan satış tarifesi hakkında;
1) TETAŞ tarafından; Dağıtım Şirketlerine ve Görevli Tedarik Şirketlerine 01/04/2015 tarihinden itibaren geçerli olacak şekilde aktif elektrik enerjisi bedeli olarak 17,30 Krş/kWh uygulanmasına,
2) Görevli Tedarik Şirketlerinden elektrik enerjisi alan iletim sistemi kullanıcısı tüketicilere uygulanan tarifelerin, TETAŞ tarafından iletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilerine uygulanmasına devam edilmesine,
3) Enerji KİT’lerinin Uygulayacağı Maliyet Bazlı Fiyatlandırma Mekanizmasının Uygulanmasına Yönelik Usul ve Esaslar Genelgesi uyarınca makroekonomik göstergelerde meydana gelebilecek değişikliklerden veya sair nedenlerden dolayı TETAŞ tarafından Kuruma tarife değişikliği teklifinde bulunulması durumunda, Kurum tarafından yapılacak inceleme ve değerlendirme sonucu alınan Kurul Kararı çerçevesinde tarife değişikliği yapılmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
da6ed075725c
|
ELEKTRİK PİYASASI TARİFELER YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ KISIM
Genel Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Hukuki Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE 1 — (1) Bu Yönetmeliğin amacı, piyasasında düzenlemeye tabi tarifelerin hazırlanmasına, incelenmesine, değerlendirilmesine, değiştirilmesine ve onaylanmasına ilişkin usul ve esasların belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 — (1) Bu Yönetmelik, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi, Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketi ile dağıtım ve perakende satış lisansı sahibi tüzel kişilerin tarife önerilerinin hazırlanma kriterlerinin tanımlanmasını ve bu tüzel kişilerin gelir ve/veya ortalama fiyat tavanlarının düzenlenmesine ilişkin usul ve esaslarını kapsar.
Hukuki dayanak
MADDE 3 — (1) Bu Yönetmelik, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 — (1) Bu Yönetmelikte geçen;
1. Kanun: 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
2. Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
3. Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
4. Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
5. TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
6. TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
7. Hazırlık Dönemi: Kanunun geçici 3 üncü maddesinde öngörülen süreyi,
8. Abone grubu: Aynı hizmet standardına tabi gerçek ve tüzel kişileri,
9. Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
10. Dağıtım bağlantı bedeli: Kullanıcıların bir dağıtım sistemine bağlanması ile ilgili olarak yapılan masrafların karşılanmasını esas alan bedeli,
11. Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım şirketinin lisansında tanımlanan bölgeyi,
12. Dağıtım sistemi: Bir dağıtım bölgesinde yer alan dağıtım tesisleri ve şebekesini,
13. Dağıtım sistemi kullanım fiyatı: Dağıtım hizmeti sunabilmek için dağıtım sistemine ilişkin yatırım harcamaları, işletme ve bakım giderleri dikkate alınarak hesaplanan fiyatı,
14. Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan itibaren elektrik dağıtımı için tesis edilmiş tesis ve şebekeyi,
15. Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
16. Elektrik Piyasası Endeksi: Piyasadaki fiyat artışlarını yansıtmak üzere Kurul tarafından belirlenen endeksi,
17. Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği: 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan yönetmeliği,
18. Fiyat: Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin onaylı tarifeleri kapsamında belirlenmiş olan bedeli,
19. Gelir düzenlemesi: Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin, ilgili tebliğler uyarınca bir uygulama dönemi için öngörülen gelir ve/veya ortalama fiyat tavanlarının belirlenmesi amacıyla Kurum tarafından yapılan düzenlemeyi,
20. İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
21. İletim bağlantı bedeli: Kullanıcıların iletim sistemine bağlanması ile ilgili olarak yapılan masrafların karşılanmasını esas alan bedeli,
22. İletim ek ücreti: İletim tarifesi üzerinden Kurum adına tahsil edilebilecek ücreti,
23. İletim tesisi: Üretim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu noktalardan itibaren iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dahil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
24. İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
25. İletim sistemi kullanım fiyatı: İletim sistemine ilişkin yatırım harcamaları ve işletme ve bakım giderleri dikkate alınarak hesaplanan fiyatı,
26. İletim sistemi işletim fiyatı: Ulusal Yük Dağıtım Merkezi tarafından sunulan hizmet maliyetleri, yatırım maliyetleri, yan hizmetlere ilişkin sabit maliyetler ve sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesini teminen ve yeterli kapasite olmaması nedeniyle oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarını karşılamak üzere yan hizmetler anlaşmaları kapsamında, TEİAŞ tarafından ödenecek kapasite kiralama bedeli ile kullanım amacına bağlı olarak ödenecek enerji bedeli dikkate alınarak hesaplanan fiyatı,
27. İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, lisans, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
28. İkili anlaşmalar: Gerçek veya tüzel kişiler ile lisans sahibi tüzel kişiler arasında ya da lisans sahibi tüzel kişilerin kendi aralarında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
29. Kullanıcı: Bir iletim ve/veya dağıtım sisteminden hizmet alan gerçek veya tüzel kişileri,
30. Lisans: Tüzel kişilere piyasada faaliyet gösterebilmeleri için ilgili mevzuat uyarınca Kurul tarafından verilen izni,
31. Otoprodüktör: Esas olarak kendi enerjisi ihtiyacını karşılamak üzere üretimi ile iştigal eden tüzel kişiyi,
32. Otoprodüktör grubu: Esas olarak ortaklarının enerjisi ihtiyacını karşılamak üzere enerjisi üretimi ile iştigal eden tüzel kişiyi,
33. Parametre: Gelir düzenlemesi kapsamında ilgili tebliğler çerçevesinde uygulanan formüllerde yer alan ve uygulama dönemi süresince geçerli olmak üzere tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin lisanslarına derç edilen değerleri,
34. Perakende satış: Elektrik enerjisinin tüketicilere satışını,
35 Perakende satış fiyatı: Perakende satışa ilişkin tavan fiyat ve brüt kar marjı dikkate alınarak hesaplanan fiyatı,
36. Perakende satış hizmeti: Perakende satış lisansına sahip şirketler tarafından, elektrik enerjisi ve/veya kapasite satımı dışında, tüketicilere sağlanan faturalama ve tahsilat gibi diğer hizmetleri,
37. Perakende satış hizmeti fiyatı: Perakende satış hizmeti maliyetine göre hesaplanan fiyatı,
38. Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, toptan satış, perakende satış, perakende satış hizmeti, ithalat ve ihracat dahil olmak üzere enerjisi ve kapasite alım satımı veya ticareti faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin işlemlerden oluşan enerjisi piyasasını,
39. Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi: TEİAŞ bünyesinde yer alan ve ilgili mevzuat çerçevesinde, Ulusal Yük Dağıtım Merkezi tarafından enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi sonucu tüzel kişilerin birbirlerine borçlu ya da alacaklı oldukları tutarları hesaplamak suretiyle mali uzlaştırma sistemini çalıştıran birimi,
40. Serbest olmayan tüketici: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını sadece, bölgesinde bulunduğu görevli perakende satış şirketinden yapabilen gerçek veya tüzel kişiyi,
41. Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunması veya iletim sistemine doğrudan bağlı olması nedeniyle tedarikçisini seçme serbestisine sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
42. Tüketici: Elektriği kendi ihtiyacı için alan serbest ve serbest olmayan tüketicileri,
43. Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyatları, hükümleri ve şartları içeren düzenlemeleri,
44. Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler: TEİAŞ, TETAŞ, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler ile görevli perakende satış şirketlerini,
45. Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri, otoprodüktörler, otoprodüktör grupları, toptan satış şirketleri ve perakende satış lisansına sahip şirketleri,
46. Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve teçhizatı,
47. Toptan satış: Elektrik enerjisinin tekrar satış için satışını,
48. Ulusal Yük Dağıtım Merkezi: TEİAŞ bünyesinde yer alan ve enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı olarak dengelenmesinden sorumlu birimi,
49. Uygulama dönemi: Parametrelerin geçerli olduğu süreyi,
50. Üretim: Enerji kaynaklarının, üretim tesislerinde enerjisine dönüştürülmesini,
51. Yan hizmetler: Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca iletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanacak olan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere Yan Hizmetler Yönetmeliğinde ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
52. Piyasa işletim ücreti: Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi tarafından sunulan hizmet ve yatırım maliyetleri dikkate alınarak hesaplanan ücreti,
53. İletim bedeli: TEİAŞ tarafından dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye fatura edilen iletim tarife tutarının karşılanması için dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından dağıtım sistemi kullanıcılarına uygulanan birim fiyatı,
ifade eder.
İKİNCİ BÖLÜM
Düzenlemeye Tabi Tarifeler
Düzenlemeye tabi tarife türleri
MADDE 5 — (1) Piyasada iletim ve dağıtım faaliyetleri ile serbest olmayan tüketicilere enerjisi ve/veya kapasite satışı yapılması ve/veya perakende satış hizmeti verilmesi, bu Yönetmelikte belirlenen usul ve esaslar dahilinde tarifelendirme yoluyla düzenlemeye tabidir.
(2) Düzenlemeye tabi tarife türleri şunlardır;
a) İletim bağlantı tarifesi,
b) Dağıtım bağlantı tarifesi,
c) İletim tarifesi,
d) Dağıtım tarifesi,
e) Perakende satış tarifesi,
f) TETAŞ’ın toptan satış tarifesi.
(3) TETAŞ toptan satış tarifesi, geçici 1 inci maddedeki hükümler doğrultusunda Kurum tarafından düzenlenir.
İletim bağlantı tarifesi
MADDE 6 — (1) TEİAŞ tarafından hazırlanarak önerilen iletim bağlantı tarifesi, iletim bağlantı bedeli ile tarifenin uygulanmasına ilişkin usul ve esaslardan oluşur.
(2) İletim bağlantı bedeli, şebeke yatırım maliyetlerini içermez.
(3) İletim bağlantı bedeli, İletim ve Dağıtım Bağlantı Bedellerinin Belirlenmesi Hakkında Tebliğ esas alınarak hesaplanır.
Dağıtım bağlantı tarifesi
MADDE 7 — (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından hazırlanarak önerilen dağıtım bağlantı tarifesi, dağıtım bağlantı bedeli ile tarifenin uygulanmasına ilişkin usul ve esaslardan oluşur.
Dağıtım bağlantı bedeli, şebeke yatırım maliyetlerini içermez.
Dağıtım bağlantı bedelleri, İletim ve Dağıtım Bağlantı Bedellerinin Belirlenmesi Hakkında Tebliğ esas alınarak hesaplanır.
İletim tarifesi
MADDE 8 — (1) TEİAŞ tarafından hazırlanan iletim tarifesi; iletim sistemi kullanım fiyatı, iletim sistemi işletim fiyatı ve piyasa işletim ücreti ile tarifenin uygulanmasına ilişkin usul ve esaslardan oluşur.
(2) İletim sistemi kullanım fiyatı; İletim Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ, iletim sistemi işletim fiyatı; İletim Sistemi İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ; piyasa işletim ücreti, Piyasa İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ hükümleri esas alınarak hesaplanır.
Dağıtım tarifesi
MADDE 9 — (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından hazırlanan dağıtım tarifesi; dağıtım sistemi kullanım fiyatı ile tarifenin uygulanmasına ilişkin usul ve esaslardan oluşur.
(2) Dağıtım sistemi kullanım fiyatı, Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ hükümleri esas alınarak hesaplanır.
(3) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından uygulanacak iletim bedeli, Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ hükümleri esas alınarak hesaplanır.
(4) Kayıp ve kaçak enerji miktarı dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından temin edilir. Kayıp kaçak bedeli, Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ hükümleri esas alınarak hesaplanır.
Perakende satış tarifesi
Madde 10- (1) Görevli perakende satış şirketleri tarafından serbest olmayan tüketicilere, serbest tüketici olmasına rağmen tedarikçisini seçmemiş olan tüketicilere ve son kaynak tedariği kapsamındaki tüketicilere yapılan elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı için hazırlanan perakende satış tarifesi; perakende satış fiyatı ile tarifenin uygulanmasına ilişkin usul ve esaslardan oluşur.
(2) Perakende satış hizmet tarifesi; ilgili dağıtım bölgesinde yer alan serbest olmayan tüketicilere, serbest tüketici olmasına rağmen tedarikçisini seçmemiş olan tüketicilere ve son kaynak tedariği kapsamındaki tüketicilere verilen perakende satış hizmetine ilişkin fiyat ile tarifenin uygulanmasına ilişkin usul ve esaslardan oluşur.
(3) Perakende satış ile perakende satış hizmeti tarifeleri Perakende Satış Hizmet Geliri ile Perakende Enerji Satış Fiyatlarının Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ hükümleri esas alınarak hesaplanır.
İKİNCİ KISIM
Gelir Düzenlemesi ve Tarife Önerileri
BİRİNCİ BÖLÜM
Gelir Düzenlemesi
Gelir düzenlemesi ve parametreler
MADDE 11 — (1) Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin, bir uygulama dönemi için gelir ve/veya fiyat tavanlarının belirlenmesi amacıyla yapılacak hesaplamalarda kullanılacak parametreler, Kurum tarafından yapılan gelir düzenlemesi ile belirlenir.
Gelir düzenleme esasları
MADDE 12 — (1) Gelir düzenlemesinde aşağıda belirtilen hususlar esas alınır:
a) Elektriğin tüketicilere güvenilir, yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde sunulması,
b) Eşit taraflar arasında ayrım gözetmeyen bir düzenleme yapılması,
c) Gelir düzenlemesi kapsamındaki parametrelerin maliyetleri yansıtan bazda düzenlenmesinin sağlanması,
d) Hizmet kalitesi ile iletim ve dağıtımda sunum güvenliği gözetilerek verimliliğin artırılması,
e) Verimlilikleri ölçüsünde tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin mali açıdan sürdürülebilirliklerinin sağlanması,
f) Yatırımlarda uzun dönemli verimliliğinin sağlanması,
g) Piyasada rekabetin gelişiminin desteklenmesi,
h) Artan verimlilik ve rekabet koşullarına bağlı olarak sağlanan faydaların yansıtılmasının sağlanması,
i) Faaliyetler arasında çapraz sübvansiyona yer verilmemesi.
Gelir düzenleme takvimi
MADDE 13 — (1) Bir uygulama dönemi süresince geçerli olmak üzere gelir düzenlemesine ilişkin parametre değerlerinin belirlenmesine dair çalışmalar, içinde bulunulan uygulama döneminin son yılının 31 Ekim tarihinden en az oniki ay en çok onsekiz ay önce başlatılır.
Gelir düzenlemesi için sunulması gereken bilgi ve belgeler
MADDE 14 — (1) Gelir düzenlemesi için belirlenen takvim kapsamında; tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler tarafından, piyasası hesap planı, düzenlemeye tabi unsurlar ve raporlamaya ilişkin tebliğ ile ilgili mevzuattaki diğer hükümlere uygun olarak hazırlanan aşağıdaki bilgi ve belgelerin sunulması zorunludur:
a) Cari uygulama dönemi için düzenlenmiş mali tablolar,
b) Bir sonraki uygulama dönemi için hazırlanmış yıllık talep, maliyet ve gelir tahminleri,
c) Abone grupları bazında cari uygulama dönemine ait tüketimler ile bunlara ilişkin tahakkuk ve tahsilat tutarları,
d) Bir sonraki uygulama dönemi için hazırlanmış abone grubu bazında tüketim, tahakkuk ve tahsilat tahminleri,
e) Cari uygulama dönemi için hazırlanmış yatırım planı ilerleme ve değerlendirme raporu,
f) Bir sonraki uygulama dönemine ilişkin yatırım planları.
(2) Gelir düzenlemesi sırasında ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge lisans sahibi tüzel kişilerden istenebilir ve tüzel kişiler doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
Gelir düzenlemesi kapsamında gelir ve/veya fiyat tavanına ilişkin parametrelerin belirlenmesi
MADDE 15 — (1) İletim sistemi kullanım geliri tavanı, iletim sistemi işletim geliri tavanı, piyasa işletim gelir tavanı ve dağıtım sistemi kullanım geliri tavanına ilişkin parametreler; faaliyet türüne göre belirlenen verimlilik, kalite ve kayıp-kaçak hedeflerine ulaşılması ölçüsünde, piyasası hesap planı, düzenlemeye tabi unsurlar ve raporlamaya ilişkin tebliğ ile ilgili mevzuattaki diğer hükümlere uygun olarak işletme giderleri ile amortisman giderlerinin karşılanması ve makul bir getiri elde edilmesine izin verecek şekilde belirlenir.
(2) Perakende satış fiyatlarına ilişkin parametreler; enerji alımına ilişkin tavan fiyat, brüt kar marjı ve verimlilik hedefine ulaşılması ölçüsünde elektrik piyasası hesap planı, düzenlemeye tabi unsurlar ve raporlamaya ilişkin tebliğ ile ilgili mevzuattaki diğer hükümlere uygun olarak hesaplanmış perakende satış hizmeti maliyetlerini içerecek şekilde belirlenir.
(3) Gelir düzenlemesi kapsamında hiçbir surette tarife dışı ve/veya tarife altı uygulamaya ya da herhangi bir tüketici grubunun sübvansiyonuna ilişkin gelir/gider kalemi öngörülemez. Gelir düzenlemesi kapsamında; maliyet unsuru olarak hiçbir surette dikkate alınmayacak harcamalar ile Kurul tarafından belirlenen sınırlar dahilinde maliyet unsuru olarak dikkate alınabilecek harcamalar, piyasası hesap planı, düzenlemeye tabi unsurlar ve raporlamaya ilişkin tebliğ ile ilgili mevzuattaki diğer hükümlere uygun olarak düzenlenir.
Gelir düzenlemesine ilişkin karar ve lisans tadili
MADDE 16 — (1) Gelir düzenlemesi sonucunda Kurul kararı ile saptanan parametre değerleri ve uygulama dönemi süresi tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin lisanslarına derç edilir. Bu işlem, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği çerçevesinde, ilgili mevzuat kapsamındaki uygulamaların gerektirdiği bir tadil olarak kabul edilir.
İKİNCİ BÖLÜM
Tarife Başvurusu, İnceleme ve Değerlendirme, Tarife Onayı
Tarife başvurusu
MADDE 17 — (1) Bir sonraki yılda uygulanacak olan fiyatlar ile tarifenin uygulanmasına ilişkin usul ve esasları içeren tarife önerileri, tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler tarafından ilgili mevzuat hükümleri uyarınca her yılın ekim ayının sonuna kadar hazırlanarak Kurul onayı alınmak üzere Kuruma sunulur.
(2) Tarife önerilerinin Kuruma sunulmasından en az altmış gün önce, aşağıdaki konulara ilişkin bilgi ve belgelerin, tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler tarafından Kuruma sunulması zorunludur;
a) Fiyatlandırma yöntemi,
b) Hizmet maliyet analizi,
c) Örnek fiyat hesaplamaları.
(3) Tarife önerisinin Kuruma sunulması ile birlikte, ilgili tebliğde yer aldığı takdirde; gelir farkı düzeltme bileşenine ve yatırım farkı düzeltme bileşenine ilişkin hesaplamalar ile bu hesaplamalara temel teşkil eden bilgilerin de Kuruma sunulması zorunludur.
(4) Kuruma sunulan tarife önerisinin, tarife başvuru esaslarına uygun olarak yapılıp yapılmadığı hakkındaki değerlendirme, sunulan belgelerin Kurum merkez evrakına giriş tarihini izleyen beş iş günü içerisinde tamamlanır.
(5) Tarife başvuru esaslarına uygun olarak yapılmadığı tespit edilen tarife başvuruları eksiklikler giderilene kadar işleme konulmaz ve başvuru sahibine yazılı olarak bildirimde bulunularak, eksikliklerin giderilmesi amacıyla bildirim tarihinden itibaren on iş günü süre verilir.
(6) Başvuru sahibinin başvurusunu zamanında yapmaması ve/veya eksiklikleri öngörülen sürede gidermemesi halinde 19 uncu madde hükümleri uygulanır.
(7) Tarife başvuru esaslarına uygun olarak yapıldığı tespit edilen başvurular inceleme ve değerlendirmeye alınır.
İnceleme, değerlendirme ve onay
MADDE 18 — (1) Tarife önerilerinin inceleme ve değerlendirilmesi aynı yılın 31 Aralık tarihini geçmeyecek şekilde Kurum tarafından sonuçlandırılır.
(2) Tarife önerilerinin inceleme ve değerlendirilmesi sırasında ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge lisans sahibi tüzel kişilerden istenebilir ve tüzel kişiler doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
(3) Tarife önerisinin uygun bulunması halinde, tarife onaylanır. Onaylanan tarifeler, takip eden yılın 1 Ocak - 31 Aralık tarihleri arasını kapsayan tarife dönemi için geçerlidir. Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler, onaylanan tarifelerini, basın ve yayın yoluyla kamuoyuna duyurmakla yükümlüdür.
(4) Tarife önerisinin uygun bulunmaması halinde, ret gerekçeleri lisans sahibi tüzel kişiye yazılı olarak bildirilir ve tüzel kişiye tarife önerisini yeniden düzenlemesi için, Kanunda öngörülen zaman sınırlamaları dahilinde tarife önerisinin inceleme ve değerlendirilmesinin sonuçlandırılabilmesine imkan tanıyacak uygun bir süre verilir.
(5) Lisans sahibi tüzel kişinin kendisine tanınan süre içerisinde ret gerekçelerini ortadan kaldıracak şekilde yeni tarife önerisini sunmaması halinde 19 uncu madde hükümleri uygulanır.
Yükümlülüklerin yerine getirilmemesinin hüküm ve sonuçları
MADDE 19 — (1) Mücbir sebepler dışında, tarifeleri düzenlemeye tabi bir tüzel kişinin;
a) Tarife başvurusunu zamanında yapmaması,
b) Tarife başvurusundaki eksiklikleri kendisine verilen süre içerisinde gidermemesi,
c) Tarife önerisinin reddi durumunda, yazılı olarak bildirilen ret gerekçelerini, kendisine verilen süre içerisinde ortadan kaldıracak şekilde tarife önerisini yeniden düzenleyerek Kuruma sunmaması,
hallerinde, yükümlülükler yerine getirilmemiş sayılır. Bu hallerde, Kanunun 11 inci maddesi hükümleri uyarınca gerekli işlem yapılarak lisans sahibi tüzel kişi yükümlülüklerini otuz gün içerisinde yerine getirmesi için ihtar edilir. Bu süre dahilinde, yürürlükte olan tarifeler, otomatik fiyatlandırma yapılmaksızın uygulanmaya devam eder. Yapılan ihtara rağmen, otuz gün içerisinde de yükümlülüklerin yerine getirilmemesi halinde Kanunun 11 inci maddesinin ikinci ve üçüncü fıkraları hükümleri uygulanır.
(2) Mücbir sebeplerin gerçekleşmesi halinde; mücbir sebeplerin tarife önerisinin sunulmasına ilişkin yükümlülüklerin yerine getirilmesine olan etkileri giderilene kadar yürürlükte olan tarifeler, otomatik fiyatlandırma uygulanmak suretiyle, yeni tarifeler onaylanıncaya kadar uygulanmaya devam eder.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Tarife Önerilerinin Hazırlanmasına İlişkin Esaslar
Parametrelere ve tebliğlere uygunluk
MADDE 20 — (1) Tarife önerisinde yer alan fiyatların, gelir düzenlemesine ilişkin parametreler ve ilgili tebliğ hükümleri uyarınca öngörülen gelirler dikkate alınmak suretiyle hesaplanmış olması zorunludur.
Tarife önerisi fiyat yapısı
MADDE 21 — (1) Tarife önerisindeki fiyat yapısı sabit ve/veya değişken bileşenlerden oluşabilir.
(2) Fiyat yapısı içerisinde değişken bileşenler olarak enerji (aktif-reaktif), kilovat (kW) cinsinden güç veya bağlantı kapasitesi gibi unsurlar yer alır.
(3) Tarife önerisi kapsamındaki fiyatlar;
a) Bölgesel özellikler,
b) Gerilim ve güç seviyeleri,
c) Gün içi (gece, gündüz, puant gibi) ve yıl içi dönemler,
dikkate alınarak düzenlenebilir.
(4) Perakende satış hizmeti fiyatları, abone grupları ve/veya gerilim seviyeleri bazında ayrı ayrı olmak üzere sabit ve/veya değişken bir bedel olarak belirlenir.
(5) Tarife önerisindeki fiyat yapısı içerisinde, tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin piyasa faaliyetleri ile doğrudan ilişkili olmayan hiçbir unsur yer alamaz ve Kurum tarafından onaylanmış bir tarifenin fiyat yapısına hiçbir surette müdahale edilemez.
(6) Belirli bölgelere ve/veya belirli amaçlara yönelik olarak tüketicilerin desteklenmesi amacıyla sübvansiyon yapılması gerektiğinde, bu sübvansiyon fiyat yapısına ve fiyatlara müdahale edilmeksizin, miktarı ile usul ve esasları Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının teklifi ve Bakanlar Kurulu Kararı ile belirlenmek üzere söz konusu tüketicilere geri ödeme şeklinde yapılır.
Abone grupları
MADDE 22 — (1) Tarife önerilerinde yer alan abone grupları temel olarak mesken, sanayi, ticarethane, tarımsal sulama ve aydınlatma gruplarından oluşur.
(2) Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler tarafından alt gruplar ya da bölgesel özellikler ve yük eğrilerine göre yeni abone grupları önerilebilir. Ancak, aynı abone grubuna dahil edilen tüketicilerin benzer maliyet yapısına ve benzer tüketim veya talep eğilimine sahip olması zorunludur.
Fiyatlandırma yöntemi
MADDE 23 — (1) Gelir düzenlemesi kapsamında gelir ve/veya fiyat tavanına göre hazırlanacak tarife önerisi, 17 nci madde kapsamında sunulan fiyatlandırma yöntemine dayanır ve bu yöntem tarife önerisi başvurusunda açık ve anlaşılır bir şekilde tanımlanır.
İletim ve dağıtım fiyatlarının hizmet maliyet analizi yolu ile belirlenmesi
MADDE 24 — (1) İletim ve dağıtım faaliyetlerine ilişkin tarife önerilerinin, 17 nci madde kapsamında sunulan ve marjinal maliyetler dikkate alınarak aşağıdaki işlemler çerçevesinde gerçekleştirilmiş bir hizmet maliyet analizine dayalı olması esastır;
a) Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler tarafından tarife önerisi kapsamında farklı fiyat uygulamasına tabi tutulması öngörülen kullanıcıların ya da abone gruplarının belirlenmesinde esas alınan kriterlerin tanımlanmış olması,
b) Şebekenin kullanım ve genişletilmesine ilişkin maliyet unsurlarının belirlenmiş olması,
c) Her bir kullanıcı ya da abone grubu ile her bir maliyet unsuru için, iletimi ve/veya dağıtımı yapılan enerjisi miktarı ve sunulan hizmetin standardının mevcut ve gelecekteki maliyetlere etkisinin incelenmiş olması,
d) Mevcut ve gelecekteki maliyetlerin kullanıcılar ya da abone grupları bazında dağıtılmak suretiyle fiyatlara dönüştürülmüş olması,
e) Her bir kullanıcı ya da abone grubu için asgari hizmet maliyetinin belirtilmiş olması.
Perakende satış fiyatının hizmet maliyet analizi yolu ile belirlenmesi
MADDE 25 — (1) Perakende satış faaliyetlerine ilişkin tarife önerilerinin, tarife başvurusu sırasında sunulan ve aşağıdaki işlemler dahilinde yapılmış bir hizmet maliyet analizi ile belirlenmiş olması esastır;
a) Abone gruplarının ve bu grupların oluşturulmasında esas alınan kriterlerin tanımlanmış olması,
b) Her bir abone grubu ve her bir maliyet unsuru için, satışı yapılan enerjisi ve/veya kapasite miktarı ile sunulan hizmet standardının mevcut ve gelecekteki maliyetlere etkisinin incelenmiş olması,
c) Her bir abone grubu için, şüpheli alacaklara ve tahsili mümkün olmayan alacaklara ilişkin maliyetlerin belirlenmiş olması,
d) Mevcut ve gelecekteki maliyetlerin abone grupları bazında dağıtılmak suretiyle fiyatlara dönüştürülmüş olması.
Fiyatların mevcut ve gelecekteki maliyetleri yansıtması
MADDE 26 — (1) Tarife önerisinde yer alan fiyatların mevcut ve gelecekteki maliyetleri yansıtması esas olup, bu çerçevede fiyatların;
a) Abone grupları bazında oluşan gerçek maliyetlere dayalı olması,
b) Gerekli emreamade kapasite maliyetini yansıtması,
c) İlave sistem kullanımının gelecekteki yatırım maliyetleri üzerindeki etkisini yansıtması,
zorunludur.
Hesaplanan fiyatlara dayalı gelir ile gelir tavanı arasındaki farkın giderilmesi
MADDE 27 — (1) Tarife önerisi kapsamında hizmet maliyet analizi esas alınarak hesaplanan fiyatlara dayalı gelir ile tarife dönemi için hesaplanan gelir tavanı arasında bir fark olması halinde, tarife önerisinde yer alan fiyatlar; söz konusu fark yeni bileşenlerin eklenmesi yoluyla giderilir.
(2) Yeni bileşenlerin belirlenmesinde, hizmet maliyet analizi esas alınarak hesaplanan fiyatların tüketim ve yatırım kararları üzerinde oluşturması öngörülen etkinin korunması esas alınır ve yeni bileşen olarak sabit bir bileşenin yer almasına öncelik verilir.
(3) Sabit bileşenin yeterli olmaması ve değişken bir bileşenin de yer almasının gerekli görülmesi halinde, tüketilen enerji ve/veya talep edilen güce bağlı değişken bileşenler kullanılabilir. Değişken bileşen yoluyla dengelenen fark, uzun dönemli marjinal hizmet sunum maliyetini aşamaz.
(4) İletim ve dağıtım sistemi kullanım fiyatlarının dengelenmesinde kullanılan bileşenlerin, eşit taraflar arasında ayrım yapılmadan uygulanması esastır.
İletim ve dağıtım tarifesinde yer alan fiyatların tüketicilere yansıtılması
MADDE 28 — (1) İletim ve dağıtım tarifelerinde yer alan fiyatların yansıtılmasında, perakende satış tarifelerinde belirtilen abone grupları dikkate alınmak suretiyle, söz konusu tarifelerde yer alan fiyat yapısının korunması esastır.
(2) Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin gelir ve/veya fiyat tavanı hesaplamalarında yer almayan ancak tarifeleri düzenlemeye tabi diğer tüzel kişiler tarafından kendilerine fatura edilen iletim ve/veya dağıtıma ilişkin bedeller, bu tüzel kişilerin hizmet sundukları abonelere ve/veya müşterilere uygulayacakları fiyatlara ayrıca ilave edilir.
(3) Serbest tüketiciler açısından, iletim sistemi kullanım fiyatı,iletim sistemi işletim fiyatı ve piyasa işletim ücretine ilişkin tutarlar, dağıtım ı sahibi tüzel kişiler tarafından, tedarikçilerden veya dağıtım sistemine bağlı serbest tüketicilerden tahsil edilebilir. Bu durumda iletim tarifesi ile dağıtım tarifesi kapsamındaki fiyatlar, ödeme bildirimlerinde ayrı olarak gösterilir.
(4) Serbest olmayan tüketiciler açısından; iletim sistemi ve dağıtım sistemi kullanım fiyatları, iletim sistemi işletim fiyatı ve piyasa işletim ücretine ilişkin tutarlar, perakende satış ı sahibi tüzel kişiler tarafından düzenlenen perakende satışa ilişkin ödeme bildirimlerinde ayrıca gösterilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Ortak Hükümler
Otomatik fiyatlandırma
MADDE 29 — (1) Düzenlemeye tabi tarifelerde yer alan fiyatlar, Kurul onayına gerek olmaksızın, tarifenin geçerlilik süresi dahilinde gerçekleşecek enflasyona bağlı maliyet değişimlerinin yansıtılabilmesi amacıyla, Elektrik Piyasası Endeksinin değişimi oranında her uygulama döneminde Kurulca belirlenecek aralıklarla ayarlanır.
(2) Yapılan otomatik fiyatlandırma sonucunda oluşan yeni tarifeler Kuruma bildirilir ve tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler tarafından basın ve yayın yoluyla kamuoyuna duyurulur.
Vergiler
MADDE 30 — (1) Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler, tahsilatına aracı oldukları tüm vergileri ve yasal kesintileri ödeme bildirimlerinde ayrı olarak gösterirler.
Denetim ve düzenlemeye tabi tarifelerin uygulanması
MADDE 31 — (1) Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin piyasa faaliyetlerinin ilgili mevzuata uygun olarak gerçekleştirilip gerçekleştirilmediğinin denetimi Kurumca yapılır.
(2) Düzenlemeye tabi tarifelerinin uygulanmasına ilişkin usul ve esaslar, Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği ile ilgili mevzuatın tarifelere ilişkin diğer hükümleri çerçevesinde belirlenir.
Lisansların sona ermesi veya iptali halinde düzeltme bileşenleri toplam tutarı
MADDE 32 — (1) Elektrik piyasası hesap planı, düzenlemeye tabi unsurlar ve raporlamaya ilişkin tebliğ ile ilgili mevzuattaki diğer hükümler uyarınca hesaplanan ve tanımlanan gelir farkı düzeltme bileşeni ve yatırım farkı düzeltme bileşeninden oluşan düzeltme bileşenleri toplam tutarının, lisansların sona ermesi veya iptali durumunda ilgili tarifelere yansıtılmasını sağlamak üzere gerekli düzenlemeler Kurumca yapılır.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Diğer Hükümler
İletim ek ücreti
MADDE 33 — (1) İletim ek ücreti oranı, Kurul tarafından yıllık olarak saptanır ve yürürlük tarihi ile birlikte, her yılın 15 Ekim tarihine kadar Resmî Gazete’de yayımlanır.
(2) İletim ek ücreti, ödeme bildirimlerinde, iletim sistemi kullanım fiyatı, iletim sistemi işletim fiyatı ve piyasa işletim ücretinden ayrı olarak gösterilir.
Olağandışı haller
MADDE 34 — (1) Aşağıdaki durumlardan herhangi birinin gerçekleşmesi durumunda; tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin talebi üzerine alınabilecek Kurul kararı ile veya Kurul tarafından gerekli görülmesi halinde, uygulama dönemi için belirlenmiş olan parametrelerde değişiklik yapılması için inceleme başlatılır;
a) İlgili mevzuatın yanı sıra yürürlükteki diğer mevzuat hükümlerinde tarifeleri açık olarak etkileyebilecek değişikliklerin olması,
b) Lisans tadillerinin tarifeleri açık olarak etkileyebilecek değişikliklere yol açması,
c) Mücbir sebeplerin gerçekleşmesi.
(2) Kurum tarafından altmış günü aşmayan bir süre dahilinde bu Yönetmelikte belirtilen usul ve esaslar çerçevesinde yapılan inceleme ve değerlendirme sonuçları Kurul kararını takiben işleme konulur.
(3) Yapılan parametre değişiklikleri uygulama dönemi sonuna kadar geçerli olmak üzere ilgili lisansa derç edilir. Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin yeni parametrelere binaen sunacağı tarife önerisi, bu Yönetmelikte belirtilen usul ve esaslar çerçevesinde inceleme ve değerlendirilmeye alınarak en geç altmış gün içerisinde sonuçlandırılır.
(4)Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından nihai teklifler alınmadan önce kamuya ait dağıtım şirketlerinin uygulama dönemi için belirlenmiş olan parametrelerinde değişiklik yapılmasının talep edilmesi halinde, söz konusu talep Kurul tarafından değerlendirilir.
İlk lisans başvurusunda tarife önerilerinin sunulması
MADDE 35 — (1) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin geçici 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a), (b), (c), (d) ve (e) bentleri çerçevesinde lisans başvurusunda bulunacak tüzel kişiler hariç olmak üzere, tarife yoluyla düzenlemeye tabi bir faaliyette bulunmak üzere ilk defa lisans başvurusunda bulunacak tüzel kişilerin, lisans başvuruları kapsamındaki tarife önerileri için hangi bilgi ve belgelerin isteneceği hususunda bilgi edinmek üzere, lisans başvurusunda bulunacakları tarihten en az otuz gün önce Kuruma başvuruda bulunmuş olmaları zorunludur.
Uygulanmayacak hükümler
MADDE 36 — (1) 9/11/1995 tarihli ve 22458 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Tarifeleri Yönetmeliği hükümlerinden bu Yönetmelik ile düzenlenmiş konulara ilişkin olanlar, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren hükümsüzdür.
ALTINCI BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
GEÇİCİ MADDE 1 — (1) TETAŞ tarafından yapılan elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışında uygulanacak toptan satış tarifesi ve iletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere uygulanacak satış fiyatının düzenlenmesine ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından belirlenir ve TETAŞ’ın lisansında yer alır.
(2) TETAŞ’ın toptan satış tarifesine ilişkin usul ve esasların belirlenmesinde Kurul, TETAŞ tarafından satın alınan enerjisi ve/veya kapasitenin ortalama fiyatının tarifeye yansıtılmasını ve TETAŞ’ın mali yükümlülüklerinin yerine getirilebilmesini esas alır.
GEÇİCİ MADDE 2 — (1) Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilere lisanslarının verilmesi ile birlikte, içinde bulunulan yıla ait tarifelerin de onaylanması, aşağıdaki düzenlemeler çerçevesinde yapılır;
a) Bu Yönetmeliğin yayımı tarihinde piyasada faaliyet göstermekte olan tüzel kişilerin, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin "Tüzel Kişilerin Lisans Başvurusunda Sunmaları Gereken Bilgi ve Belgeler" başlıklı "3" numaralı ekinin 13 üncü sırası uyarınca sunmaları gereken tarife önerilerini hazırlamalarına ilişkin çalışmalar Hazırlık Dönemi sonu itibarıyla başlatılır,
b) Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin gelir düzenlemesi için sunacakları bilgi ve belgeler Kurum tarafından belirlenerek ilgili tüzel kişilere bildirilir,
c) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentlerinde belirtilen bilgi ve belgeler, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin geçici 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a), (b), (c), (d) ve (e) bentleri çerçevesinde lisans başvurusunda bulunacak tüzel kişilerin lisans başvurusu tarihinden en az otuz gün önce Kuruma sunulur.
(2) Hazırlık Dönemi sonu itibarıyla piyasada faaliyet göstermekte olan tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin, Kanun uyarınca almak zorunda oldukları lisanslarının verilmemiş olması, bu madde hükümlerinin uygulanmasına engel teşkil etmez.
GEÇİCİ MADDE 3 — (1) Bu Yönetmelik çerçevesinde yapılacak gelir ve/veya fiyat düzenlemesi sonucu ilgili tarifeler onaylanarak yürürlüğe girene kadar, 9/11/1995 tarihli ve 22458 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Tarifeleri Yönetmeliği çerçevesinde düzenlenmiş bulunan tarifeler uygulanmaya devam olunur.
GEÇİCİ MADDE 4 — (1) İlk uygulama dönemi için, Devlet İstatistik Enstitüsü tarafından yayımlanan "Kentsel Yerler Tüketici Fiyatları Endeks Sayıları" Elektrik Piyasası Endeksi olarak kabul edilir.
GEÇİCİ MADDE 5 — (1) Aydınlatma adı altında enerjisi temin eden tüm gerçek ve tüzel kişilerin tüketimlerinin ölçülebilmesine ilişkin ölçüm sistemi alt yapısının, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından 30 Haziran 2004 tarihine kadar tesis edilmesi zorunludur.
GEÇİCİ MADDE 6 — (1) Elektrik piyasası hesap planı, düzenlemeye tabi unsurlar ve raporlamaya ilişkin tebliğ, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren üç ay içerisinde Kurum tarafından hazırlanarak yayımlanır.
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Bu Yönetmeliğin 9 uncu maddesinin ikinci fıkrası ile 10 uncu maddesinin ikinci fıkrası Kanunun geçici 9 uncu maddesi kapsamında tarife teklifi sunulan 20 dağıtım şirketi için 31/12/2010 tarihine kadar uygulanmaz. Bu süre içerisinde 20 dağıtım şirketine, 21/12/2006 tarihli ve 26383 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren 20 Dağıtım Şirketinin İlk Uygulama Dönemine İlişkin Gelir Düzenlemesi Hakkında Tebliğ esasları çerçevesinde işlem tesis edilir.
GEÇİCİ MADDE 8 – (1) Bu Yönetmeliğin 29 uncu maddesi 31/12/2010 tarihine kadar uygulanmaz.
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) 1/1/2009 - 31/12/2011 yıllarını kapsayan dönemde, TEİAŞ’a ait gelir düzenlemesi ve tarife belirlemesinde, Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan Tüketici Fiyatları Endeksi Elektrik Piyasası Endeksi olarak kabul edilir.
(2) 1/1/2007 - 31/12/2010 yıllarını kapsayan dönemde, dağıtım şirketlerine ait gelir düzenlemesi ve tarife belirlemesinde, Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan Tüketici Fiyatları Endeksi Elektrik Piyasası Endeksi olarak kabul edilir.
Geçici Madde 10- Bu Yönetmeliğin 21 inci maddesinin 5 ve 6 ncı fıkraları Kanunun geçici 9 uncu maddesi uyarınca 1/1/2013 tarihine kadar uygulanmaz.
Geçici Madde 11-,
Yürürlük
MADDE 37 — (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 38 — (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
668b02ad84c8
|
ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik piyasasındaki önlisans ve lisanslandırma uygulamalarına ilişkin usul ve esaslar ile önlisans ve lisans sahiplerinin hak ve yükümlülüklerinin belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; elektrik piyasasında faaliyette bulunulabilmesi için alınması zorunlu olan önlisans ve lisanslar ile bu lisanslara ilişkin temel hükümleri, lisanslandırma işlemlerini, önlisans ile lisans sahibi tüzel kişilerin hak ve yükümlülüklerini kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik; 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Akredite kuruluş: 27/10/1999 tarihli ve 4457 sayılı Türk Akreditasyon Kurumu Kuruluş ve Görevleri Hakkında Kanun çerçevesinde Türk Akreditasyon Kurumu tarafından, rüzgar ölçümlerine ilişkin TS EN 61400-12-1 Elektrik Üreten Rüzgar Türbinlerinin Güç Performansı Ölçmeleri, TS EN ISO 17025 Deney ve Kalibrasyon Laboratuvarlarının Yeterliliği İçin Genel Şartlar ile güneş ölçümlerine ilişkin bu Yönetmeliğin yedinci bölümü ve TS EN ISO 17025 Deney ve Kalibrasyon Laboratuvarlarının Yeterliliği İçin Genel Şartlar uyarınca akredite edilmiş kuruluşu,
b) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
c) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
ç) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi (Ek ibare:RG-9/5/2021-31479) , tedarik şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
d) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
e) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
f) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım şirketinin lisansında tanımlanan bölgeyi,
g) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
ğ) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
h) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
ı) Enterkonneksiyon kullanım anlaşması: Sistem işleticisi tarafından işletilen uluslararası enterkonneksiyon hatları üzerinden hizmet alan lisans sahibi tüzel kişi ile sistem işleticisi arasında imzalanan ve enterkonneksiyon hatlarının kullanımı ile ilgili esas ve usulleri içeren anlaşmayı,
i) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
j) Esas sözleşme: Anonim şirketler için 13/1/2011 tarihli ve 6102 sayılı Türk Ticaret Kanununun 339 ve devamı maddelerde düzenlenen sözleşmeyi, limited şirketler için aynı Kanunun 575 ve devamı maddelerinde düzenlenen şirket sözleşmesini,
k) EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketini,
l) GES: Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretim Tesisini,
m) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariği yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
n) Güneş ölçümü: Asgari güneş radyasyonu ve güneşlenme süresi ölçümlerini ihtiva eden meteorolojik ölçümleri,
o) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmayı,
ö) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
p) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
r) İletim tesisi: Üretim veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dâhil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
s) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, (Ek ibare:RG-9/5/2021-31479) Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, lisans, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
ş) İştirak: Kamu iktisadi teşebbüsü olanlar hariç olmak üzere; doğrudan veya dolaylı olarak tek başına veya başka şirket ve şirketler veya gerçek kişi ve kişilerle birlikte piyasada faaliyet gösteren herhangi bir tüzel kişiyi kontrol eden şirket veya doğrudan ya da dolaylı olarak, tek başına veya birlikte, başka herhangi bir şirket ve şirketler veya gerçek kişi ve kişiler tarafından kontrol edilen, piyasada faaliyet gösteren tüzel kişiyi ve bu şirketlerin ve/veya piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin birinin diğeriyle veya birbirleriyle olan doğrudan veya dolaylı ilişkisini,
t) Kanun: 14/03/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
u) Kojenerasyon: Isı ve elektrik ve/veya mekanik enerjinin aynı tesiste eş zamanlı olarak üretimini,
ü) Kontrol: Bir tüzel kişi üzerinde ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan hakları, sözleşmeler veya başka araçlarla ve özellikle bir tüzel kişinin malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkıyla veya bir tüzel kişinin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları,
v) Kullanıcı: İletim veya dağıtım sistemine bağlanan ya da bu sistemleri veya enterkonneksiyon hatlarını kullanan gerçek veya tüzel kişiyi,
y) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
z) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
aa) Lisans: Piyasada faaliyet göstermek isteyen tüzel kişiye Kurumca verilen izin belgesini,
bb) Mevcut sözleşmeler: Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce, 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Kanun, 8/6/1994 tarihli ve 3996 sayılı Kanun, 16/7/1997 tarihli ve 4283 sayılı Kanun, 21/1/2000 tarihli ve 4501 sayılı Kanun hükümleri ve ilgili yönetmeliklere göre imzalanan sözleşmeleri, imtiyaz sözleşmelerini ve uygulama sözleşmelerini,
cc) Mikrokojenerasyon tesisi: Elektrik enerjisine dayalı kurulu gücü 100 kilovat ve altında olan kojenerasyon tesisini,
çç) Müşteri: TEİAŞ, üretim şirketleri, tedarik şirketleri, dağıtım şirketleri ve serbest tüketicileri,
dd) Meteoroloji Genel Müdürlüğü (MGM): Meteoroloji Genel Müdürlüğünün merkez ve taşra teşkilatını,
ee) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve ileri tarihli fiziksel teslimat gerektiren diğer elektrik piyasaları ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve TEİAŞ tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
ff) Önlisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere, üretim tesisi yatırımlarına başlamaları için gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için belirli süreli verilen izni,
gg) Özel direkt hat: Yapılacak sistem kontrol anlaşması hükümlerine göre üretim lisansı sahibi bir tüzel kişinin üretim tesisi ile müşterileri ve/veya iştirakleri arasında elektrik enerjisi naklinin sağlanabilmesi veya üretim lisansı sahibinin sınırda yer alan illerde kurduğu üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden ihraç edebilmesi amacıyla, iletim veya dağıtım şebekesi dışında ulusal iletim veya dağıtım sistemi için geçerli standartlara uygun olarak tesis edilerek işletilen hattı,
ğğ) Perakende satış: Elektriğin tüketicilere satışını,
hh) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Perakende satış hizmeti: Görevli tedarik şirketleri tarafından, elektrik enerjisi ve/veya kapasite satımı dışında, tüketicilere sağlanan faturalama ve tahsilat hizmetleri ile tüketici hizmetleri merkezi aracılığıyla verilen hizmetleri,
ıı) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, piyasa işletimi, toptan satış, perakende satış, ithalat ve ihracat faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin iş ve işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını,
ii) Rüzgar ölçümü: Asgari olarak rüzgar hızı ve yönü ölçümlerini ihtiva eden meteorolojik ölçümleri,
jj) Serbest olmayan tüketici: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını sadece, bölgesinde bulunduğu görevli tedarik şirketinden yapabilen gerçek veya tüzel kişiyi,
kk) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
ll) Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı,
mm) Sistem kontrol anlaşması: TEİAŞ veya dağıtım şirketi ile özel direkt hattın mülkiyet sahibi veya işletmecisi olan özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişi arasında, iletim ve dağıtım sistemlerinin kararlılığının ve işletme bütünlüğünün korunmasını sağlayan hükümleri içeren ve özel hukuk hükümlerine göre yapılan anlaşmaları,
nn) Son kaynak tedarikçisi: Son kaynak tedariği kapsamındaki tüketicilere enerji temin etmekle görevlendirilmiş olan tedarik lisansı sahibi şirketi,
oo) Son kaynak tedariği: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilere elektrik enerjisi tedariğini,
öö) Standart ölçüm: Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiler tarafından tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Yönetmelik kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak elde edilmiş ölçümü,
pp) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyatları, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
rr) Tedarik: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan veya perakende satışını,
ss) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri,
tt) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı faaliyeti yürütülen veya yürütülmeye hazır tesis, şebeke veya teçhizatı,
uu) TEDAŞ: Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketini,
üü) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
vv) (Mülga:RG-16/8/2018-30511)
yy) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
zz) Teknik etkileşim izni: Teknik Etkileşim Analizinin neticesine göre, ilgili kurum tarafından olumlu veya şartlı olarak Bakanlık aracılığıyla ilgili kişilere verilen izni,
aaa) Toptan satış: Elektrik enerjisi ve/veya kapasitesinin tekrar satış için satışını,
bbb) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
ccc) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Türev piyasalar: İleri bir tarihte nakit uzlaşması yapılmak üzere elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin, bugünden alım satımının yapıldığı piyasaları,
ççç) Uluslararası enterkonneksiyon: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla işletilmesini esas alan enterkonneksiyonu,
ddd) UTM Koordinatı: “Universal Transversal Mercator” izdüşümünde altı derecelik dilim esasına göre verilen koordinatı (ED 50 Datum),
eee) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralları için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
fff) Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
ggg) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
ğğğ) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı üretim tesisi ya da tesislerinde elektrik enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışıyla iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiyi,
hhh) Yan hizmetler: İletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere ilgili yönetmelikte ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
ııı) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri: Rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, dalga, akıntı ve gel-git ile kanal tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesislerini,
iii) (Ek:RG-26/12/2014-29217) Kurumsal Bilişim Sistemi: Kuruluş çalışanları tarafından kullanılan bilgisayarlar, bunlara hizmet veren dosya, uygulama, veri tabanı ve e-posta sunucusu ve ağ altyapısının tamamını,
jjj) (Ek:RG-26/12/2014-29217) Endüstriyel Kontrol Sistemleri: Enerjinin üretilmesi, enerji sağlayan ham petrol, taş kömürü ve benzeri hammaddelerin işlenip tüketime hazır hale getirilmesi, enerjinin iletim veya dağıtım katmanları aracılığı ile aktarılması gibi süreçlerin bir veya birden fazla merkezden izlenmesini, bazen de yönetilmesini sağlayan bilgi ve iletişim sistemlerini,
kkk) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Bağlantı bölgesi: TEİAŞ tarafından belirlenen ve il ya da illerin idari mülki sınırlarını kapsayan bölgeyi,
lll) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Kayıtlı Elektronik Posta (KEP) Adresi: 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanununun 7/a maddesi uyarınca sermaye şirketlerine geçerli tebligata esas elektronik iletilerin gönderimi ve teslimatı da dahil olmak üzere kullanımına ilişkin olarak delil sağlayan, elektronik postanın nitelikli şeklini,
mmm) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Teminat: Bu Yönetmelik kapsamında Kuruma sunulması öngörülen ve Türk Lirası cinsinden nakit olarak değeri ya da Kuruma muhatap düzenlenmiş ve Kurul kararı ile belirlenen örneğe uygun banka teminat mektubunu,
nnn) (Ek:RG-22/10/2016-29865) YEKA: 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında belirlenecek yenilenebilir enerji kaynak alanlarını,
ooo) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA Yönetmeliği: 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğini,
ööö) (Ek:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Enerji İşleri Genel Müdürlüğünü,
ppp) (Ek:RG-9/7/2019-30826) Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS): 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu uyarınca tebligat çıkarmaya yetkili makam ve merciler tarafından Posta ve Telgraf Teşkilatı Anonim Şirketi (PTT) vasıtasıyla yapılacak elektronik tebligat sistemini,
rrr) (Ek:RG-9/7/2019-30826) EPDK Başvuru Sistemi: Kurum nezdinde yürütülen tüm önlisans ve lisans işlemlerine ilişkin başvuruların elektronik ortamda yapılmasını sağlayan sistemi,
sss) (Ek:RG-23/8/2019-30867) Yerli maden: 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesinin ikinci fıkrasının IV. Grup madenler başlıklı bendinin (b) alt bendi kapsamında belirtilen ve yurt içinde çıkarılan madenleri,
şşş) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi: Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisini, birleşik elektrik üretim tesisini, destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisini ve birlikte yakmalı elektrik üretim tesisini,
ttt) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi: Şebekeye aynı bağlantı noktasından bağlanan birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan tek bir elektrik üretim tesisini,
uuu) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi: Şebekeye aynı bağlantı noktasından bağlanan tamamı yenilenebilir birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan tek bir elektrik üretim tesisini,
üüü) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birlikte yakmalı elektrik üretim tesisi: Yenilenebilir enerji kaynakları dışındaki kaynakların kullanıldığı elektrik üretim tesislerinde, ana kaynak yanında yenilenebilir yardımcı kaynağın aynı tesiste yakıldığı tek bir elektrik üretim tesisini,
vvv) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisi: Üretim tesislerinde ısıl dönüşüm sürecinde diğer bir enerji kaynağından da yararlanılan tek bir elektrik üretim tesisini,
yyy) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Ana kaynak: Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde önlisans veya lisans başvurusunda tercih edilen kaynağı,
zzz) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Yardımcı kaynak: Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde önlisans veya lisans başvurusunda kullanılan ana kaynak türünde olmamak üzere, ana kaynak dışındaki diğer kaynak ya da kaynakları,
aaaa) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Yüzer GES: Rezervuarlı veya regülatörlü hidroelektrik üretim tesisleri santral sahaları kapsamındaki su yüzeylerine kurulan güneş enerjisine dayalı elektrik üretim ünitelerini,
bbbb) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Müstakil elektrik depolama tesisi: Herhangi bir üretim veya tüketim tesisiyle irtibatı olmaksızın doğrudan şebekeye bağlı elektrik depolama tesisini,
cccc) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi: Santral sahası sınırları içerisinde, üretim tesisinde üretilen veya sistemden çekilen elektrik enerjisini depolayabilen ve depolanan enerjiyi tekrar kullanılmak üzere sisteme verebilen elektrik depolama ünitesini,
çççç) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Trijenerasyon: Elektrik üretimi, ısıtma ve soğutma işlemlerinin eşzamanlı olarak birlikte yapıldığı enerji üretim tesislerini,
dddd) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi: Kanunun 7 nci maddesinin onuncu ve on birinci fıkraları kapsamında kurulan üretim tesisini,
eeee) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Elektrik depolama kapasitesi: Elektrik depolama ünitesinin megavat-saat cinsinden depolayabileceği toplam elektrik enerjisi miktarını,
ffff) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Elektrik depolama ünitesi kurulu gücü: Elektrik depolama ünitesinin anlık olarak sisteme verebileceği megavat cinsinden azami gücü,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Lisansa Tabi Faaliyetler ile Muafiyetler
Önlisans ve lisans alma yükümlülüğü
MADDE 5 – (1) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Piyasada faaliyet göstermek isteyen tüzel kişi, faaliyetine başlamadan önce; bu Yönetmelik kapsamındaki istisnalar hariç, her faaliyet için ve söz konusu faaliyetlerin birden fazla tesiste yürütülecek olması hâlinde, her tesis için ayrı lisans almak zorundadır. Bağlantı noktası ve tesisin fiziki durumuna göre, Kurul, birden fazla projeye konu üniteleri, tek bir önlisans veya lisans kapsamında değerlendirebilir. Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesindeki elektrik depolama ünitesi, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde kullanılan yardımcı kaynak ünitesi, ana kaynağa dayalı tesisin ünitesi olarak kabul edilir ve tesis tek bir önlisans veya lisans kapsamında değerlendirilir.
(2) Üretim faaliyetiyle iştigal edecek tüzel kişi, faaliyeti birden fazla tesiste yürütecek olması hâlinde, her tesis için ayrı önlisans almak zorundadır. Ancak birden çok yapı veya müştemilatının yüzeylerinde tesis edilen aynı tür yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim tesisleri, sisteme aynı noktadan bağlanmak kaydıyla tek bir önlisans veya üretim lisansı kapsamında değerlendirilebilir.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans devredilemez. Ancak, aşağıdaki durumlar lisans devri sayılmaz:
a) Lisans sahibi bir tüzel kişi, bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülüklerini, 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu uyarınca birleşme veya bölünme yoluyla, 59 uncu madde çerçevesinde başka bir tüzel kişiye devredebilir.
b) Üretim lisansı almış bir tüzel kişinin bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülükleri, aynı ortaklık yapısı ile kurulan bir başka tüzel kişiye Kurul onayı alınmak ve yeni tüzel kişinin bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülükleri yerine getirmesi kaydıyla devredilebilir ve devralması onaylanan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir. Üretim lisansı sahibi halka açık bir tüzel kişinin bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülükleri, bu tüzel kişinin yüzde yüz payına sahip olarak kurduğu bir başka tüzel kişiye, Kurul onayı alınmak kaydıyla devredilebilir ve devralması onaylanan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir. Bu bent kapsamında eskisinin devamı mahiyetinde lisans verilmesi onaylanan tüzel kişilerin ortaklık yapılarında, ilgili tüzel kişiye lisans verilene kadar, halka açık paylar hariç olmak üzere pay devri yoluyla değişiklik yapılması halinde, bu tüzel kişilerin lisans başvuruları Kurul kararıyla reddedilir. Eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilmesine ilişkin Kurul kararında lisans verilmesi uygun bulunan tüzel kişinin yükümlülükleri ve bu yükümlülüklerin yerine getirileceği süre belirlenir. Söz konusu yükümlülüklerin mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller dışında süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, bahse konu başvuru Kurul kararı ile reddedilir.
c) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim lisansı sahibi bir tüzel kişi lisansı kapsamındaki üretim tesisini, Kurul onayı almak kaydıyla satış, devir veya kiralama gibi kullanım hakkının değişmesi sonucunu doğuran diğer bir işlem ile lisans kapsamındaki faaliyete devam etmek isteyen bir diğer tüzel kişiye devredebilir. Bu suretle üretim tesisini devralacak tüzel kişinin, devir işlemi gerçekleşmeden önce Kurumdan onay alması zorunludur. Üretim tesisini devralan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir ve söz konusu lisans, devir işlemlerinin tamamlanması ve eski lisansın sona ermesi ile yürürlüğe girer. Eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilmesine ilişkin Kurul kararında yeni lisans verilmesi uygun bulunan tüzel kişinin yükümlülükleri ve bu yükümlülüklerin yerine getirileceği süre belirlenir.
ç) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiye bankalar ve/veya finans kuruluşları tarafından sınırlı veya gayri kabili rücu proje finansmanı sağlanması halinde, sözleşme hükümleri gereği, bankalar ve/veya finans kuruluşlarının Kuruma gerekçeli olarak bildirimde bulunması ve Kurul tarafından gerekçelerin uygun bulunması halinde, bu Yönetmeliğin öngördüğü şartlar çerçevesinde önerecekleri bir başka tüzel kişiye lisans sahibi tüzel kişinin lisansı kapsamındaki tüm yükümlülüklerini üstlenmek şartıyla lisans verilmesini talep edebilir. Önerilen tüzel kişiye, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülükleri yerine getirmesi kaydıyla aynı hak ve yükümlülüklerle eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir.
d) (Ek:RG-19/11/2022-32018) İcra takibi sonucu üretim tesisinin satışının kesinleşmesi üzerine satışa konu üretim tesisini satın alan tüzel kişinin başvurması ve başvuru kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmesi hâlinde bu tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir ve söz konusu lisans, devir işlemlerinin tamamlanması ve eski lisansın sona ermesi ile yürürlüğe girer.
(4) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ve birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisinde hiçbir koşulda yardımcı kaynak ana kaynağa dönüştürülemez.
Lisansa tabi faaliyetler
MADDE 6 – (1) Elektrik piyasasında elektrik enerjisinin;
a) Üretimi,
b) İletimi,
c) Dağıtımı,
ç) Toptan satışı,
d) Perakende satışı,
e) İthalatı,
f) İhracatı,
g) Piyasa işletimi,
faaliyeti için uygun bir lisans alınması zorunludur.
Muafiyetler
MADDE 7 – (1) Aşağıdaki üretim tesislerinde yapılan üretim faaliyetleri, önlisans ile lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaftır:
a) İmdat grupları ve iletim ya da dağıtım sistemiyle bağlantı tesis etmeden izole çalışan üretim tesisi.
b) (Değişik:RG-16/8/2018-30511) Kurulu gücü azami bir megavat veya Kanunun 14 üncü maddesi çerçevesinde Cumhurbaşkanı kararı ile belirlenmiş kurulu güç üst sınırına kadar olan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
c) Belediyelerin katı atık tesisleri ile arıtma tesisi çamurlarının bertarafında kullanılmak üzere kurulan elektrik üretim tesisi.
ç) Mikrokojenerasyon tesisleri ile Bakanlıkça belirlenecek verimlilik değerini sağlayan kategorideki kojenerasyon (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) ve trijenerasyon tesisleri.
d) Ürettiği enerjinin tamamını iletim veya dağıtım sistemine vermeden kullanan, üretimi ve tüketimi aynı ölçüm noktasında olan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
e) (Ek:RG-16/8/2018-30511) Bakanlığın görüşü alınarak Kurulun belirleyeceği limitler ile usul ve esaslar çerçevesinde elektrik depolama ve talep tarafı katılımı kapsamında gerçekleştirilen piyasa faaliyetleri.
f) (Ek:RG-16/8/2018-30511) Elektrik aboneliği Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğüne ait tarımsal sulama amaçlı tesislerin elektrik ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla, kurulu gücü tarımsal sulama tesisinin bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücü, birden fazla tesis için tesislerin sözleşme güçleri toplamı ile sınırlı olmak koşuluyla Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü tarafından kurulan ve işletilen yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
g) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücü ile sınırlı olmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
(2) Sermayesinin yarısından fazlası doğrudan veya dolaylı olarak belediyeye ait olan tüzel kişilerce, belediyeler tarafından işletilen su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde teknik imkânın olması ve DSİ tarafından uygun bulunması hâlinde, önlisans ve lisans alma yükümlülüğü olmaksızın, üretim tesisi kurulabilir. Su isale hattı üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda, hidroelektrik enerji tesisi ilgili belediyeler arasında yapılacak protokole göre kurulur ve işletilir. Bu fıkra kapsamındaki tesisler, Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelikte belirtilen koşullar çerçevesinde kurulabilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Önlisans ve Lisanslara İlişkin Temel Hükümler
Lisans türleri
MADDE 8 – (1) Faaliyet konularına göre Kurumdan alınabilecek lisanslar şunlardır:
a) Üretim lisansı.
b) OSB üretim lisansı.
c) İletim lisansı.
ç) Piyasa işletim lisansı.
d) Dağıtım lisansı.
e) OSB dağıtım lisansı.
f) Tedarik lisansı.
Önlisans ve lisans süreleri
MADDE 9 – (Değişik:RG-24/2/2017-29989)
(1) Önlisansın süresi, önlisans başvurusuna konu üretim tesisi projesinin kaynak türü ve kurulu gücüne bağlı olarak, mücbir sebep hâlleri hariç, otuz altı ayı geçmemek üzere Kurul kararı ile belirlenir. YEKA için verilen önlisansın süresi önlisans başvurusuna konu işin yarışma şartnamesinde öngörülen süreye uygun olarak otuz altı ayı geçmemek üzere Kurul kararıyla belirlenir.
(2) (Değişik:RG-9/6/2017- 30091) Lisans, faaliyetin niteliği dikkate alınarak en az on, en çok kırk dokuz yıl için verilir. Ancak, Kanunun geçici 12 nci maddesi kapsamında verilen üretim lisansının süresi, ilgili mevcut sözleşmenin süresi ile sınırlıdır. YEKA için verilen üretim lisansının süresi, YEKA Yönetmeliği çerçevesinde belirlenen süre ile sınırlıdır.
Önlisans ve lisansta yer alacak hususlar
MADDE 10 – (1) Önlisans ve lisansta yer alacak hususlar ile önlisans ve lisans formatları, Kurul kararı ile belirlenir.
(2) (Değişik ibare:RG-9/5/2021-31479) Önlisans veya lisansa aşağıdaki hususların dercedilmesi zorunludur:
a) Tüzel kişinin ünvanı ile adresi.
b) Önlisans veya lisansın yürürlük tarihi ve süresi.
c) (Değişik ibare:RG-9/5/2021-31479) Tarifesi düzenlemeye tabi tüzel kişilerin lisanslarına tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişiler ve pay oranları.
ç) Önlisans veya lisansa ilişkin özel hükümler.
(3) İletim ve dağıtım lisansına;
a) Sistem işletmeciliğinden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden veya kesintilerinden doğan zarar ve hasarların tazmin edileceği hususu,
b) Sisteme bağlantı ve sistem kullanımı hakkında eşit taraflar arasında ayrım gözetilmeksizin hizmet sunulacağı,
c) Dağıtım lisanslarında dağıtım faaliyetinin yürütüleceği faaliyet bölgesi,
ç) Hizmet maliyetinin yansıtılmasında uygulanacak hükümler,
dercedilir.
(4) Görevli tedarik şirketinin tedarik lisansında, ayrıca lisansına kayıtlı olan ilgili dağıtım bölgesinde son kaynak tedarikçisi olarak faaliyet göstermekle yükümlü olduğu hükmüne, yer verilir.
(5) Tedarik lisansında, varsa ithalat veya ihracat; üretim lisansında ise varsa ihracat yapılacak ülke, şirket, miktar ve süreye ilişkin hükümlere de yer verilir.
(6) Piyasa işletim lisansında, işletilecek olan organize toptan elektrik satış piyasası türlerinin hangileri olduğuna yer verilir.
(7) (Ek:RG-9/5/2021-31479) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Tedarik lisansında, varsa müstakil elektrik depolama tesis veya tesislerine; önlisans veya üretim lisansında varsa üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesine, depolamalı elektrik üretim tesisinde ise elektrik depolama ünitesine ilişkin hükümlere de yer verilir.
(8) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişilerin dolaylı pay sahipleri arasında yabancı uyruklu ortakların bulunması halinde, söz konusu ortakların lisansa nasıl dercedileceği Kurul kararı ile belirlenir.
Önlisans ve lisans işlemlerine ilişkin kararların yürürlüğe girmesi
MADDE 11 – (1) Önlisans ve lisans, üzerinde kayıtlı olan yürürlük tarihinde yürürlüğe girer ve önlisans ve lisans sahibinin önlisans ve lisans kapsamındaki hak ve yükümlülükleri, bu Yönetmelikte farklı bir şekilde belirlenmedikçe, bu tarihten itibaren geçerlilik kazanır.
(2) Tadil, lisans yenileme ve sona erme ile iptal kararları, kararda aksi belirtilmediği sürece, kararın alındığı tarihte yürürlüğe girer.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Önlisans İşlemleri
Önlisans başvuru usulü
MADDE 12 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişiler, önlisans almak için; Kurul kararıyla yürürlüğe konulan “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken bilgi ve belgeleri EPDK Başvuru Sistemi üzerinden sunmak suretiyle, bu Yönetmelikte başvuru süresi düzenlenen kaynaklar bakımından süresi içerisinde Kuruma başvurur. YEKA için yapılacak önlisans başvuruları YEKA Yönetmeliğinde belirlenen sürelere göre yapılır.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisansa ilişkin başvuruların elektronik ortamda yapılabilmesi için; başvuruda bulunacak tüzel kişi, Kurum nezdinde elektronik başvuruda bulunmaya yetkilisinin bilgilerini Kuruma yazılı olarak sunar. Ana hizmet birimi Kuruma bildirim tarihinden itibaren beş işgünü içinde söz konusu tüzel kişi adına yetkili kişinin elektronik başvuru yetkisini tanımlar.
(3) Piyasada faaliyet göstermek üzere önlisans başvurusunda bulunacak özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilerin;
a) 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri doğrultusunda anonim şirket ya da limited şirket olarak kurulmuş olması,
b) (Değişik:RG-9/7/2018-30473) Anonim şirket olarak kurulmuş olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olması ve şirketin borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay çıkarmaması,
c) (Ek:RG-9/7/2019-30826) UETS üzerinden tebligat adresi almaları ve bu adresi tebligata açık tutmaları,
zorunludur.
(4) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin veya tüzel kişilikte;
a) Doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Yönetim kurulu başkan ve üyeleri ile limited şirketlerde müdürlerin,
Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmaması zorunludur.
(5) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans başvurularında,
a) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) MWm cinsinden her bir kurulu güç başına Kurul kararı ile belirlenen tutarda teminat sunulur. Bu yöntemle hesaplanan teminat tutarının üst sınırı, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde beşini geçmemek üzere, Kurul kararı ile belirlenir. Bahse konu teminatın, banka teminat mektubu olarak sunulması halinde başvuru tarihinden itibaren beş işgünü içinde Kurum evrakına teslim edilmesi zorunludur. Kuruma sunulacak banka teminat mektubu tutarı, birden fazla bankadan temin edilen banka teminat mektupları ile de sağlanabilir.
b) Şirket asgari sermayesinin, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde beşine, nükleer enerjiye veya yerli kömüre dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvuruları açısından yüzde birine artırıldığına ilişkin şirket esas sözleşmesinin sunulması zorunludur.
c) Önlisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belgenin ibraz edilmesi zorunludur. Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden önlisans alma bedelinin sadece yüzde onu tahsil edilir.
ç) Başvuru sahibi tüzel kişinin esas sözleşmesinde;
1) (Değişik:RG-9/7/2018-30473) Tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve şirketin borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkaramayacağına ilişkin hükme,
2) (Danıştay Onüçüncü Dairesinin 25/1/2022 tarihli ve E.:2016/4721; K.:2022/178 sayılı kararı ile iptal alt bent; Danıştay İDDK’nın 25/4/2023 tarihli E.:2022/1478, K.:2023/807 sayılı Onama kararı ile mezkûr karar kesinleşmiştir.)
yer verilmesi zorunludur.
d) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Rüzgâr, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı başvurular hariç olmak üzere, önlisans başvurularında 25/11/2014 tarihli ve 29186 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın sunulması zorunludur.
e) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi önlisans başvurularında bu maddenin (a), (b) ve (c) bendi kapsamındaki yükümlülükler için ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir.
f) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki önlisans başvurularında, bu fıkranın (a) ve (b) bentleri kapsamındaki yükümlülüklerin belirlenmesinde, rüzgar veya güneş enerjisine dayalı mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesinin kapasitesine denk gelen bedeller toplanarak birlikte değerlendirilir.
(6) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Önlisans başvuruları kapsamında; yerli madenler, jeotermal, rüzgâr, güneş enerjisi ve hidrolik kaynaklar gibi yerli doğal kaynaklardan elektrik enerjisi üretmek üzere üretim tesisi kurulması talep edildiği takdirde;
a) Yerli madenler ve jeotermale dayalı önlisans başvurularında, enerji kaynağının kullanım hakkı ya da diğer ayni haklarının tesis edilmiş olduğunun veya bu hakların tesis edileceğinin yetkili gerçek veya tüzel kişilerce taahhüt edilmiş olduğuna ilişkin belgenin,
b) Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı kaynaklar açısından; üretim tesisinin kurulacağı sahanın başvuruda bulunacak tüzel kişinin mülkiyetine konu olması halinde, sahanın mülkiyet hakkına sahip olunduğuna ilişkin belgenin,
c) (Değişik:RG-8/3/2020-31062)(1) Hidrolik kaynaklara dayalı önlisans başvurularında DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığına ilişkin belgenin, yardımcı kaynaklara dayalı üniteler için DSİ’nin uygun görüşünün,
sunulması zorunludur.
(7) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) YEKA için yapılacak başvurular (Ek ibare:RG-19/11/2022-32018) ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında yapılacak başvurular hariç rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule uygun olarak alınır:
a) TEİAŞ, Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, her yıl rüzgar enerjisine dayalı başvurular için 1 Ekim, güneş enerjisine dayalı başvurular için 1 Mayıs tarihine kadar, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sisteme bağlanabilecek rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesini Kuruma bildirir.
b) Rüzgar enerjisine dayalı başvurular için her yıl Nisan ayının ilk beş iş gününde, güneş enerjisine dayalı başvurular için her yıl Kasım ayının ilk beş iş gününde, açıklanan kapasite çerçevesinde Kurum tarafından önlisansbaşvuruları alınır.
c) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Bu Yönetmelik kapsamında son sekiz yıl içinde elde edilmiş, standardına uygun rüzgar veya güneş ölçümünün yapılmış olması zorunludur.
ç) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi için yapılan önlisans başvurusu kapsamında yardımcı kaynak için bu fıkranın (c) bendi haricinde bu maddenin tüm hükümleri uygulanır.
(8) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvurusu kapsamında ilgili kurumdan alınacak yer lisansının Kuruma ibrazı zorunludur.
(9) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Beşinci fıkranın (b) bendi çerçevesinde yapılacak olan asgari sermaye hesabında;
a) Birden fazla önlisans veya lisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin sermayesinin, her bir önlisans veya lisans başvurusu için öngörülen sermaye miktarlarının toplanması suretiyle bulunan miktardan az olmaması,
b) Lisans veya önlisans sahibi bir tüzel kişinin yeni bir önlisans veya lisans başvurusunda bulunması halinde, şirketin sermayesinin, yeni başvuru için öngörülen sermaye miktarıyla, geçici kabulü yapılmamış her bir üretim tesisine ilişkin lisans ile önlisans ve varsa mevcut başvurular için Kurum tarafından öngörülen sermaye tutarlarının toplanması suretiyle bulunan tutardan az olmaması,
zorunludur.
(10) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu maddenin beşinci fıkrasının (c) bendi dışındaki diğer hükümleri ile dokuzuncu fıkrası hükümleri, kamu tüzel kişilerine uygulanmaz.
(11) (Ek:RG-23/12/2015-29571) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında yapılacak başvurular hariç rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları açısından beşinci fıkranın (ç) bendinde aranan yükümlülükler ile Kurul kararı ile belirlenen bilgi ve belgelerin Kuruma sunulmasına ilişkin yükümlülükler söz konusu tüzel kişinin 15 inci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi uyarınca bağlantı görüşünü kabul ve taahhüt etmesini veya etmiş sayılmasını müteakip tanınacak doksan günlük süre içerisinde yerine getirilir.
(12) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiler, önlisanslarına üretime bütünleşik depolama üniteleri de eklemek istemeleri halinde birinci fıkrada belirtilen şekilde Kuruma başvuruda bulunur. Bu kapsamda başvuruda bulunulması halinde, söz konusu elektrik depolama ünitesinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Talebin Kurul tarafından uygun bulunması halinde verilecek olan önlisansta, söz konusu elektrik depolama ünitesine ilişkin bilgilere de yer verilir. Bu kapsamdaki ünite için sermaye yeterliliği ile teminat yükümlülüğü aranmaz.
(13) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünler olan pirolitik yağ ve pirolitik gazın yakıt olarak kullanılması planlanan elektrik üretim tesisi projeleri için yapılan önlisans başvurularında, söz konusu yakıtın ilgili elektrik üretim tesisinde üretilmesi ve bu kaynaklar dışında başka kaynak kullanılmaması gerekir.
(14) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında önlisans başvurusunda bulunulması halinde, bu maddede belirtilen hükümlere ek olarak;
a) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesisinin elektriksel kurulu gücünün, kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesi kurulu gücüne oranının azami 1 olması,
b) Başvuruların, rüzgar enerjisine dayalı başvurular için asgari 20 MWe, güneş enerjisine dayalı başvurular için ise asgari 10 MWe kurulu güçte olması ve 250 MWe’yi aşmaması,
c) Taahhüt edilen elektrik depolama kapasitesinin söz konusu elektrik depolama ünitesi kurulu gücüne oranının asgari 1 olması,
ç) Taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin başvuruya konu santral sahası sınırları içerisinde olması,
zorunludur.
(15) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Önlisans başvurularında talep edilen mekanik kurulu güç, elektriksel kurulu gücün iki katını aşamaz.
Önlisans başvurularının alınması ve incelenmesi
MADDE 13 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Başvuru sırasında tüzel kişilerden istenen bilgi ve belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, bunların Kuruma sunulma tarihini izleyen yirmi işgünü içerisinde tamamlanır. İlgili mevzuata uygun olarak yapılmadığı tespit edilen önlisans başvurularındaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde, başvurunun yapılmamış sayılarak başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgelerin iade edileceği tüzel kişiye bildirilir. Bu süre içerisinde eksikliklerin giderilmemesi veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi halinde, ilgili ana hizmet birimi tarafından başvuru yapılmamış sayılır ve başvuru sahibinin talebi halinde, başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler iade edilir. Bu durumda yatırılmış ise başvuru sahibinin talebi halinde önlisans alma bedeli iade edilir.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisans başvuru esaslarına göre eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla veya birinci fıkra kapsamında eksikliklerin giderildiğine ilişkin bilgi ve belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla değerlendirmeye alınmış sayılır.
(3) Değerlendirmeye alınan önlisans başvurusuna ilişkin bilgiler Kurum internet sayfasında duyurulur. Duyurusu yapılan başvuruya, üçüncü şahıslar tarafından on iş günü içerisinde ve sadece kişisel hak ihlali açısından yazılı olarak itirazda bulunulabilir. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) Başvuruya konu proje sahasının tamamının mülkiyetinin ilgili tüzel kişiye ait olduğu sahalar ile kaynak olarak belediye atıklarının kullanılacağı projelere ilişkin tesis sahasının ilgili belediyenin mülkiyetinde olduğu ve santral sahası olarak belediye atıklarının kullanım haklarına sahip tüzel kişiye tahsis edildiği santral sahaları için duyuru yapılmaz. (Ek cümle:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisleri için 15 inci maddenin dokuzuncu fıkrasında belirtilen usulde duyuru yapılır.
(4) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Üçüncü fıkra uyarınca yapılacak ilanda başvuruya konu yerin il, ilçe, köy ve/veya mahalle, ada ve/veya parsel ve/veya 1/25.000’lik pafta numarası ve/veya UTM-ED50 (6˚ lik) sisteme göre belirlenmiş koordinat bilgileri ilan edilir.
(5) (Ek:RG-24/2/2017-29989) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) YEKA için yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule göre alınır ve incelenir:
a) Başvuru YEKA Yönetmeliğinde kırk beş gün olarak belirlenen süre içerisinde Kuruma yapılır.
b) Başvuru sırasında istenen belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, ilgili belgelerin Kuruma sunulduğu tarihi izleyen yirmi işgünü içerisinde tamamlanır.
c) İlgili mevzuata uygun olarak yapılmadığı tespit edilen başvurudaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılarak başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgelerin iade edileceği bildirilir. Bu süre içerisinde eksikliklerin giderilmemesi veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi halinde, Kurul kararı ile başvuru yapılmamış sayılır ve başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler iade edilir. Kurul kararı ayrıca Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne bildirilir. Bu durumda yatırılmış ise önlisans alma bedeli iade edilir.
ç) Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla veya eksikliklerin giderildiğini gösterir belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla değerlendirmeye alınmış sayılır.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA Yönetmeliği uyarınca (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından Kuruma yapılan bildirim tarihinden itibaren kırkbeş gün içerisinde YEKA için önlisans başvurusu yapılmaması halinde durum (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne bildirilir.
Aynı yere birden fazla başvurunun yapılması halinde öncelik hakkı
MADDE 14 – (1) Önlisans başvurusuna ilişkin yapılan duyurunun süresi tamamlandıktan sonra, duyuru konusu yerde piyasada başka bir önlisans, doğal gaz piyasasında depolama veya petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama faaliyeti göstermek için yapılan önlisans veya lisans başvuruları iade edilir veya reddedilir.
(2) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Aynı yerde faaliyette bulunmak için yapılan birden fazla başvurunun değerlendirilmesine ilişkin olarak mevzuatta özel düzenleme bulunan haller hariç olmak üzere, ilgili önlisans başvuru tarihinden itibaren 13 üncü maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde yapılan duyuruya kadar geçen sürede ve/veya duyurudan itibaren on iş günü içerisinde, duyuru konusu yerde faaliyet göstermek üzere piyasada başka bir önlisans veya petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama veya doğal gaz piyasasında depolama lisansı başvurusunun olması durumunda aşağıda yer alan esaslar çerçevesinde değerlendirme yapılır:
a) Uluslararası antlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yerde veya piyasada nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilen sahada faaliyet göstermek üzere piyasada ya da petrol veya doğal gaz piyasalarında yapılan önlisans veya lisans başvuruları her aşamada reddedilir.
b) 13 üncü maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerin uluslararası antlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yer olmaması veya nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilmemesi, ancak duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde faaliyette bulunmak üzere, piyasada üretim faaliyeti göstermek üzere başka önlisans başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da doğal gaz piyasasında depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması halinde, duyuru konusu yerde hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir:
1) Önlisans veya lisans başvurularından doğal gaz piyasasında yeraltı doğal gaz depolama, piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı önlisans, doğal gaz piyasasında sıvılaştırılmış doğal gaz tesisinde yapılacak depolama, petrol piyasasında rafinerici, piyasada doğal gaza dayalı önlisans ve petrol piyasasında depolama lisansı başvurularına sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde öncelik verilen önlisans veya lisans başvurusu ya da başvuruları dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
c) 13 üncü maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde Kurul kararıyla piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti gösterilmesi yönünde karar alınması ve piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti göstermek üzere birden fazla önlisans başvurusu olması halinde, hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir.
1) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisinin kaynağı ya da yakıt cinsi dikkate alınarak yerli kömür, ithal kömür ve yenilenebilir enerji kaynağına dayalı başvurulara sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü kapsamında piyasada farklı yenilenebilir enerji kaynağına dayalı birden fazla başvuru olması halinde, lisanslama sürecinin devam edeceği başvurunun belirlenmesinde sırasıyla jeotermal, hidrolik, rüzgar ve güneş enerji kaynaklarına dayalı başvurulara öncelik verilir.
3) (2) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde belirlenen ilk sıradaki başvuru dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
(3) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans veya üretim lisansı başvurusuna konu üretim tesisi sahası için lisanssız üretim başvurusu yapılamaz ve yapılması halinde ilgili başvurular iade edilir.
(4) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinde üretim lisansı alındıktan sonra, üretim lisansına konu sahada, malikin kendi arazisi üzerine kuracağı lisanssız üretim tesisi başvuruları (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunmak ve bahse konu üretim lisansı ile başka lisanslı üretim tesisini etkilememek kaydıyla kabul edilebilir. Aksi halde her aşamada reddedilir.
Önlisans başvurularının değerlendirilmesi
MADDE 15 – (1) 13 üncü madde uyarınca eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular değerlendirmeye alınır.
(2) Değerlendirmeye alınan önlisans başvuruları ile ilgili olarak;
a) Kurum tarafından, kurulacak üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında TEİAŞ ve/veya üretim tesisinin bulunduğu dağıtım bölgesindeki dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden görüş istenir.
b) TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketi, başvuru kapsamındaki üretim tesisinin bağlanması talep edilen trafo merkezi ile bağlantı kapasitesine ilişkin ilgili mevzuat kapsamında oluşturulan görüşünü, bildirim tarihinden itibaren kırkbeş gün içerisinde sonuçlandırarak Kuruma sunar.
c) Kuruma sunulan görüşler, on işgünü içerisinde başvuru sahibine bildirilir. Başvuru sahibinin, bağlantı ve sistem kullanımı hakkında oluşturulan görüş veya görüşleri kabul etmesi halinde söz konusu görüşleri kabul ve taahhüt ettiğine ilişkin belgeyi, aksi halde gerekçeleri ile birlikte itirazını on iş günü içerisinde Kuruma sunması zorunludur. Aksi halde bağlantı ve sistem kullanım hakkındaki görüş veya görüşleri kabul ve taahhüt etmiş sayılır.
(3) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) (Değişik ibare:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki başvurular hariç rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak için yapılan önlisans başvuruları, kişisel hak itirazı bakımından değerlendirilmesini müteakip aşağıdaki şekilde değerlendirilir:
a) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiler tarafından her bir tesis için ilan edilen bağlantı noktalarından veya bağlantı bölgelerinden yalnızca bir bağlantı noktası veya bölgesi ilgili mevzuat çerçevesinde tercih edilebilir. Başvuruya esas kurulu güç, tercih edilen bağlantı noktası ve/veya bağlantı bölgesinde ilan edilen kapasiteden fazla olamaz. Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında, santral sahasının birden fazla bağlantı bölgesi içinde yer alması halinde, santral sahasının en fazla yer kapladığı bağlantı bölgesinde yer aldığı kabul edilir.
b) Önlisans başvurularının ilgili mevzuat çerçevesinde teknik değerlendirmesinin yapılabilmesi için istenen bilgi ve belgeler, (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir. (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü teknik değerlendirmeyi tamamlayarak Kuruma bildirir. Bu kapsamda teknik değerlendirmesi uygun bulunan önlisans başvuruları, bağlantı görüşlerinin oluşturulması için TEİAŞ’a ve/veya ilgili dağıtım şirketine gönderilir.
c) Söz konusu başvuru kapsamındaki üretim tesisinin bağlantı noktası ve gerilim seviyesi, TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından belirlenir.
ç) Aynı bağlantı noktasına ve/veya aynı bağlantı bölgesine bağlanmak için ilan edilen kapasiteden daha fazla başvuru bulunması halinde ve/veya aynı sahaya birden fazla başvurunun bulunması halinde, başvurular arasından ilan edilen kapasite kadar sisteme bağlanacak olanları belirlemek için TEİAŞ tarafından yarışma yapılarak bağlantı kapasitesi kazanan başvurular belirlenir. TEİAŞ bağlantı kapasitesi kazanan başvurulara ilişkin bağlantı görüşlerini oluşturur ya da kendi görüşüyle birlikte bağlantı görüşü oluşturulması için ilgili dağıtım şirketine gönderir.
d) TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi bağlantı görüşlerini Kuruma bildirir ve söz konusu başvuruya ilişkin önlisans işlemlerine bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde Kurum tarafından devam edilir.
(4) Başvuru sahibinden, değerlendirme sürecinin sonuçlandırılabilmesi için ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge ayrıca istenebilir ve başvuru sahibi tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
(5) Önlisans başvurusunun değerlendirmeye alınması, önlisans almaya hak kazanıldığı anlamını taşımaz.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için yapılan önlisans başvuruları aşağıdaki usule göre değerlendirilir:
a) Başvurular 13 üncü madde hükümleri kapsamında değerlendirmeye alınır. Başvurunun değerlendirmeye alınması önlisans almaya hak kazanıldığı anlamına gelmez.
b) (Değişik:RG-14/5/2020-31127) Başvuru sahibinden veya ilgili kurum ve kuruluşlardan, değerlendirme sürecinin sonuçlandırılabilmesi için ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge ayrıca istenebilir ve/veya başvuru sahibi tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
c) Değerlendirme üç ay içerisinde tamamlanır. (b) bendi kapsamında geçen süreler üç aylık sürenin hesabında dikkate alınmaz.
(7) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi için yapılan önlisans başvurularının yardımcı kaynakları için bu maddede düzenlenen yarışma hükümleri dışındaki tüm hükümler uygulanır.
(8) (Ek:RG-10/3/2022-31774) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisleri dahil, önlisans başvurusu kapsamında kurulması planlanan elektrik üretim tesisinde, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi de kurulmak istenmesi hâlinde elektrik depolama ünitesinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş istenir.
(9) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi için yapılan önlisans başvuruları aşağıdaki usule göre değerlendirilir:
a) Başvurular 13 üncü madde hükümleri kapsamında değerlendirmeye alınır.
b) Değerlendirmeye alınan başvurular, değerlendirmeye alınma sırasına göre, bağlantı görüşlerinin oluşturulması için TEİAŞ’a gönderilir. TEİAŞ, Kurum tarafından gönderilen sıraya uygun olarak, bağlantı bölgesi kapasitesine ulaşıncaya kadar Kanunun 23 üncü maddesi kapsamında bağlantı görüşü verir. Sıralanan başvurular içinde bağlantı bölgesi kapasitesini aşan ilk başvuru sahibi tüzel kişiden, proje kurulu gücünü, kalan kapasite için revize etmesi talep edilir. Bu fıkra kapsamındaki değerlendirmeler sonucunda hesaplanan kapasitenin 12 nci maddenin on dördüncü fıkrasında belirtilen asgari limitlerin altında olması halinde TEİAŞ tarafından olumsuz görüş verilir. TEİAŞ tarafından verilen bağlantı görüşleri için ikinci fıkranın (c) bendi uygulanır.
c) TEİAŞ tarafından olumlu bağlantı görüşü verilen önlisans başvuruları, Kurum internet sayfasında duyurulur. Duyurusu yapılan başvuruya, üçüncü şahıslar tarafından on iş günü içerisinde ve sadece kişisel hak ihlali açısından yazılı olarak itirazda bulunulabilir. Olumlu bağlantı görüşü verilen önlisans başvuruları teknik değerlendirme yapılmak üzere, Kurum tarafından TEİAŞ’a bildirilen sıraya uygun olarak, Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir. Enerji İşleri Genel Müdürlüğü, Kurum tarafından bildirilen sıraya uygun olarak teknik değerlendirmeyi tamamlayarak Kuruma bildirir. Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından santral sahalarında kesişme veya çakışma tespit edilmesi halinde, Kurum tarafından sonraki başvuru veya başvurulardan santral sahalarını revize etmesi talep edilir. Bu kapsamda yapılan değerlendirme sonucunda, sahası değişen başvuru veya başvurular, yeniden teknik değerlendirme yapılmak üzere Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir.
Önlisans başvurularının sonuçlandırılması
MADDE 16 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Kurum tarafından yapılan değerlendirme Kurula sunulur ve önlisans başvurusu Kurul kararıyla sonuçlandırılır.
(2) Bu Yönetmelikte belirtilen yükümlülükleri yerine getiren tüzel kişiye Kurul kararı ile önlisans verilir ve önlisans sahibi tüzel kişinin ticaret unvanı ile aldığı önlisans süresi ve önlisansa konu üretim tesisinin bulunduğu yere ilişkin bilgiler, Kurumun internet sayfasında duyurulur.
(3) Önlisans başvurusuna ilişkin kişisel hak itirazları Kurul kararıyla sonuca bağlanır ve itiraz kapsamında gerekli görülmesi halinde Kurul tarafından başvurunun reddine karar verilebilir.
(4) Önlisans başvuruları aşağıdaki hallerde Kurul kararı ile reddedilir:
a) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi tarafından uygun bağlantı görüşü verilmeyen başvurular ile 15 inci maddenin dokuzuncu fıkrası kapsamında yapılan değerlendirmede kalan kapasiteyi kabul etmeyen başvurular.
b) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı başvurularda, üretim tesisinin kurulacağı sahanın maliki tarafından başvuru yapılması durumunda aynı saha için yapılan diğer başvurular.
c) Önlisans başvurusu kapsamında kurulması planlanan üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında, ilgili mevzuat çerçevesinde uygun bağlantı görüşü oluşturulamayan ve/veya başvuru sahibi tüzel kişi tarafından özel direkt hat tesis edilmesi tercih edilmeyen başvurular.
ç) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Ana kaynağı veya yardımcı kaynağından biri rüzgar, güneş, biyokütle veya jeotermal olan tesisler ile depolamalı elektrik üretim tesisleri için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunmayan başvurular.
d) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında yapılacak başvurular hariç Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından ölçüm istasyonunun, üretim tesisine ilişkin bilgi formunda verilen koordinatlara göre üretim tesisinin kurulacağı önlisans başvurusu yapılan santral sahası alanında yer almadığı bildirilen başvurular.
e) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisinin, başvuru sahasında kurulmasının mümkün olmadığı belirlenen başvurular.
f) (Ek:RG-22/10/2016-29865) 6/12/2013 tarihli ve 28843 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Rüzgâr ve Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisi Kurmak Üzere Yapılan Önlisans Başvurularına İlişkin Yarışma Yönetmeliği kapsamında yarışmayı kazandığı halde önlisans başvurusundan vazgeçen tüzel kişilerin başvuruları.
g) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiden istenen bilgi ve belgelerin süresi içinde Kuruma sunulmadığı veya sunulan belgelerin mevzuatı kapsamında istenilen şartları sağlamadığı anlaşılan başvurular.”
(5) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Önlisans başvuruları aşağıdaki hallerde ilgili ana hizmet birimi tarafından reddedilir:
a) Önlisans verilmesi hakkında karar alınmadan önce, başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirildiği başvurular.
b) Rüzgâr ve Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisi Kurmak Üzere Yapılan Önlisans Başvurularına İlişkin Yarışma Yönetmeliği kapsamında yarışmayı kazanamadığı Kuruma bildirilen başvurular.
Önlisans süresi içerisinde tamamlanması gereken iş ve işlemler
MADDE 17 – (Değişik:RG-22/10/2016-29865)
(1) Önlisans sahibi tüzel kişi, önlisansa konu üretim tesisinin yatırımına başlanabilmesi için önlisans süresi içerisinde aşağıdaki iş ve işlemleri tamamlamakla yükümlüdür:
a) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın önlisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde, söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi, hidroelektrik santrallerinde su tutma alanları ile ilgili olarak kamulaştırma kararının alınması, yerli madenler ile ithal kömüre dayalı termik santral projelerinin kül sahaları için kamulaştırma kararlarının ve/veya orman ön izinlerinin alınması, nükleer santrallerde üretim tesisinin kurulacağı sahaya ilişkin tahsis işlemlerinin yapılması.
b) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin nazım ve uygulama imar planı onaylarının kesinleşmesi.
c) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Üretim tesisine ilişkin ön proje veya kat’i proje onayının alınması.
ç) Bağlantı anlaşması için TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine başvurunun yapılması.
d) Rüzgar enerjisine dayalı önlisansa konu üretim tesisi için Teknik Etkileşim İzninin alınması.
e) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Rüzgâr, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı başvurular için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması.
f) Üretim tesisine ilişkin yapı ruhsatının veya söz konusu ruhsatın yerine geçecek belgenin sunulması.
g) Önlisansa konu üretim tesisi ile ilgili olarak;
1) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Yerli madenlere dayalı üretim tesisleri ile jeotermal kaynağa dayalı üretim tesisleri için kaynak kullanım hakkına ilişkin anlaşmanın,
2) (Değişik:RG-8/3/2020-31062)(1) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının, Yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotu ile işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjisine dayalı üniteler için DSİ ile yapılan kiralama sözleşmesinin,
3) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için yükümlü olmaları halinde TEİAŞ ile imzalanmış RES veya GES Katkı Payı anlaşmasının,
yapılmış olması.
ğ) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) YEKA kapsamında kurulması planlanan üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, YEKA Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından tanzim edilecek, üretim lisansı almasına dair uygunluk yazısı olması.
h) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA kapsamında kurulması planlanan elektrik üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, kurulacak elektrik üretim tesislerinde kullanılacak aksam için 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair Bakanlık ya da yetkilendirdiği kurum/kuruluşlarca düzenlenecek belge olması.
ı) (Ek:RG-23/8/2019-30867) Rüzgâr enerjisine dayalı başvurulara ilişkin 17/1/1983 tarihli ve 83/5949 sayılı Bakanlar Kurulu Kararıyla yürürlüğe konulan Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Yönetmeliğine ve askeri atış alanları ile tatbikat bölgelerine ilişkin olumlu görüşlerin alınması.
(2) Önlisans sahibi tüzel kişiler, önlisans verilmesine ilişkin Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren;
a) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Rüzgâr, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı üretim tesisleri için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması amacıyla doksan gün içerisinde,
b) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzninin alınması amacıyla yüz seksen gün içerisinde,
ilgili kuruma başvurmak zorundadır.
(3) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisleri için birinci fıkra kapsamında sunulması gereken iş ve işlemlerden birinci fıkranın (ç) bendi dışındaki diğer iş ve işlemler, üretim lisansı verilmesinden sonra olmak üzere, Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulabilir. Bu üretim tesislerinde, diğer mevzuattan kaynaklanan yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla üretim lisansı alınmadan önce üretim tesisi ile doğrudan ilgili olmayan yapıların inşasına başlanabilir.
(4) (Ek:RG-23/8/2019-30867) İlgili diğer mevzuattaki yükümlülükler saklı kalmak kaydıyla, birinci fıkranın (f) bendi kapsamındaki yükümlülük, hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesisleri için aranmaz.
(5) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi ve üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi kurmak amacıyla başvuruda bulunan önlisans sahibi tüzel kişiler ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında başvuruda bulunan önlisans sahibi tüzel kişiler, birinci ve ikinci fıkralardaki yükümlülüklerini yerine getirir. Bu yükümlülükler, kaynak bazında ayrı ayrı veya birlikte yerine getirilebilir.
Önlisansın tadil edilmesi
MADDE 18 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Önlisans aşağıdaki durumlarda tadil edilebilir:
a) Önlisans sahibinin talep etmesi ve talebin uygun bulunması.
b) Mevzuat değişikliklerinin ve mevzuat kapsamındaki uygulamaların önlisansa kayıtlı hususlarda değişiklik gerektirmesi.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisans tadil başvurusu ile ilgili olarak;
a) Tadil başvurusu, “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken belgelerin EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunulması suretiyle yapılır.
b) Tadil başvurusu sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, belgelerin Kuruma sunulma tarihini izleyen on işgünü içerisinde tamamlanır. Gereğine uygun olarak yapılmadığı tespit edilen önlisans tadil başvurusundaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılacağı ilgili tüzel kişiye bildirilir. Bu çerçevede sunulan bilgi ve belgeler on işgünü içerisinde incelenir. Başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi veya inceleme sonucu eksikliklerin giderilmediğinin ilgili ana hizmet birimi tarafından tespiti halinde başvuru yapılmamış sayılır ve bu husus ilgili tüzel kişiye bildirilir. Başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler başvuru sahibinin talebi halinde iade edilir.
c) Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla veya (b) bendi kapsamında eksikliklerin giderilmesine ilişkin bilgi ve belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla bu madde çerçevesinde değerlendirmeye alınır.
ç) YEKA için verilen önlisanslarda (b) bendi kapsamındaki tespit, Kurul kararı ile yapılır.
(3) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Önlisans süresi, 35 inci maddede belirtilen mücbir sebepler kapsamında tadil edilebilir. YEKA için verilen önlisanslarda YEKA Yönetmeliği uyarınca Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı Tahsis kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne sunulan savunma veya açıklama ve önlem tekliflerinin yeterli görülmesi halinde işbu savunmaya veya açıklama ve önlem tekliflerine konu iş programı gecikmesinin önlisans süresinde en fazla otuz altı aya kadar olan kısmı söz konusu savunma veya açıklama ve önlem tekliflerinin Kurul tarafından uygun bulunması, otuz altı ayı geçen kısmı için söz konusu savunma veya açıklamaların mücbir sebepler çerçevesinde gerçekleştiğinin Kurul tarafından tespiti halinde Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda önlisans süresi uzatılabilir.
(4) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Önlisansın tadil edilmesine karar verilmesi halinde bu kapsamdaki yükümlülükler süre tayin edilerek ilgili tüzel kişiye bildirilir. Bu yükümlülükler, mücbir sebep halleri hariç olmak üzere süresi içinde yerine getirilmez ise tadil başvurusu reddedilmiş sayılır.
(5) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Önlisansa konu üretim tesisinin mekanik kapasitesinin veya elektriksel kurulu gücünün değiştirilmesi suretiyle önlisans tadil başvurusunda bulunulması halinde, üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Söz konusu başvurunun Kurul veya ilgili ana hizmet birimi tarafından uygun bulunması halinde, yeni kapasiteye veya elektriksel kurulu güce göre;
a) Şirket asgari sermayesinin ve teminat tutarının, ilgili Kurul kararına göre belirlenen miktara uyumlu hale getirildiğine ilişkin bilgi ve belgelerin ilgili Kurul kararında veya ana hizmet birimi işleminde belirlenen süre içerisinde,
b) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın alınması için ilgili kurumlara başvuru yapıldığına ilişkin belgenin Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren bir ay içerisinde,
Kuruma sunulması kaydıyla önlisans tadili yapılır. Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı önlisanslar için elektriksel kurulu güç artışı yapılamaz.
(6) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı önlisanslar kapsamında;
a) Önlisansta belirlenen sahanın dışına çıkılmaması,
b) Önlisansa dercedilmiş tesis toplam elektriksel kurulu gücünün değişmemesi,
c) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Rüzgâr veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı önlisanslar için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun bulunması, hidroelektrik kaynaklara dayalı önlisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,
kaydıyla mekanik kapasite tadili uygun bulunabilir. Mekanik kapasite tadiline ilişkin uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren ilgili işlemde belirlenen süre içerisinde, beşinci fıkranın (a) ve (b) bentleri uyarınca belirlenen ilgili yükümlülüklerin tamamlanması ve/veya rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin alınması amacıyla ilgili kurumlara başvuru yapıldığına ilişkin belgenin Kuruma sunulması kaydıyla mekanik kapasite tadili yapılır. Mekanik kapasite artışları, elektriksel kurulu güç artışı olarak değerlendirilmez. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) Mekanik kapasite artışı kapsamında ilave edilecek toplam mekanik güç miktarı, lisansa derç edilmiş elektriksel kurulu güç miktarından fazla olamaz.
(7) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Önlisansa konu üretim tesisi sahasının değiştirilmek istenmesi ve bu durumun mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında olduğunun tespiti durumunda, talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması, bağlantı noktasının veya bağlantı bölgesinin değişmemesi ve hidroelektrik kaynaklara dayalı tesisler için DSİ’nin uygun görüşünün alınması, rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı tesisler için Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün teknik değerlendirmesinin uygun olması halinde, söz konusu önlisansta gerekli tadiller yapılabilir. Başvuruya konu proje sahasının tamamının mülkiyetinin ilgili tüzel kişiye ait olduğu sahalar ile kaynak olarak belediye atıklarının kullanılacağı projelere ilişkin tesis sahasının ilgili belediyenin mülkiyetinde olduğu ve santral sahası olarak belediye atıklarının kullanım haklarına sahip tüzel kişiye tahsis edildiği santral sahaları için duyuru yapılmaz.
(8) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Önlisansa kayıtlı ünite koordinat ve/veya santral sahası koordinat bilgilerinin tadil edilmesinin uygun bulunması halinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli karar ile rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri hakkında Teknik Etkileşim İzninin alınması için ilgili kurumlara başvuru yapıldığına ilişkin belgenin, Kurul kararının veya ilgili ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren bir ay içerisinde Kuruma sunulması kaydıyla önlisans tadili Kurum tarafından gerçekleştirilir.
(9) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) İlgili ana hizmet birimi;
a) Önlisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliğine,
b) (ç) bendinde belirtilen hüküm saklı kalmak koşuluyla, önlisansın özel hükümlerinde yer alan bağlantı noktası ve kurulu gücü değişmemek kaydıyla, ünite sayısı, ünite gücü, ünite koordinatları, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı, bulunduğu il, ilçe, mevki ve üretim tesisi adına,
c) Önlisansın özel hükümlerinde yer alan bildirim adresi değişikliğine,
ç) 10 MW’ı geçmemek kaydıyla, kurulu gücün toplamda yüzde onuna kadar değiştirilmesi kapsamında yapılacak değişikliklere,
ilişkin tadil talepleri ile 57 nci maddenin birinci ve ikinci fıkraları kapsamında belirtilen bildirim yükümlülüklerine ilişkin işlemleri sonuçlandırır. Rüzgar enerjisine dayalı önlisanslarda (b) bendi kapsamında yapılacak ünite koordinat tadili, Teknik Etkileşim İzni belgesinin başvuruda sunulması kaydıyla tesis sahasına komşu sahalardaki türbin koordinatlarının etkilenmediği yönünde Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı önlisanslarda (b) bendi kapsamındaki ünite sayısı ve ünite gücü tadili, Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. (ç) bendi kapsamında belirlenen orana kadar yapılacak tadiller için bu Yönetmeliğin sermaye ve teminat yükümlülüklerine ilişkin hükümleri uygulanmaz. Bu fıkra kapsamında yapılan tadil işlemlerine üçüncü kişiler tarafından itiraz edilmesi halinde söz konusu itiraz ve itiraza konu tadil işlemi Kurul tarafından sonuçlandırılır.
(10) Bu madde kapsamında önlisans sahibinin talebiyle yapılacak tadillerde, tadil hakkındaki kararın ardından önlisans tadil işlemi, ilgili ana hizmet birimi tarafından gerçekleştirilir. Tadile ilişkin kararda herhangi bir yükümlülüğün belirlenmesi halinde, söz konusu yükümlülüğün tadile ilişkin kararın tebliğinin yapıldığı tarihten itibaren otuz gün veya tadile ilişkin kararda öngörülen süre içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Belirlenen yükümlülüğün yerine getirilmemesi halinde, önlisans tadili talebi reddedilmiş sayılır. Önlisans tadili başvurusunun reddedilmesi halinde, red kararı gerekçesi ile birlikte ilgili tüzel kişiye bildirilir.
(11) (Ek:RG-24/2/2017-29989) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) YEKA için verilen önlisanslara kayıtlı,
a) Ünite koordinatları, ünite sayısı ve ünite gücüne,
b) Yıllık elektrik enerjisi üretim miktarına,
c) Önlisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliklerine,
ç) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
ilişkin tadil talepleri Kurul Kararı ile sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı önlisanslarda (a) bendi kapsamında yapılacak ünite koordinat tadili, Teknik Etkileşim İzni belgesinin başvuruda sunulması kaydıyla tesis sahasına komşu sahalardaki türbin koordinatlarının etkilenmediği yönünde Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı önlisanslarda (a) bendi kapsamındaki ünite sayısı ve ünite gücü tadili, Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Bu maddenin beşinci, yedinci fıkraları ile dokuzuncu fıkrasının bu fıkrada ayrıca düzenlenen hükümleri YEKA için verilen önlisanslar için uygulanmaz.
(12) (Değişik:RG-28/7/2020-31199) Önlisansa konu üretim tesisinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında yapılan tadil başvurusu;
a) Önlisansa derç edilmiş sahanın dışına çıkılmaması,
b) Önlisansa derç edilmiş tesis toplam elektriksel kurulu gücünün değişmemesi,
c) Önlisansa derç edilmiş mevcut bağlantı şekli ile bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin değişmemesi,
ç) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Yardımcı kaynağı rüzgar veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı olan önlisanslar için yardımcı kaynaklara ilişkin Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması,
d) Hidroelektrik kaynaklara dayalı önlisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren Kurul kararında belirlenen süre içerisinde, beşinci fıkrada belirlenen yükümlülüklerin tamamlanması, rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin alınması amacıyla ilgili kurumlara başvuru yapıldığına ilişkin belgenin ve Yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotu ile işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjisine dayalı üniteler için DSİ ile kiralama sözleşmesi imzalanması için başvuru yapıldığına ilişkin belgenin Kuruma sunulması kaydıyla önlisans tadili yapılır.
(13) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Önlisansa konu üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi eklenmesi kapsamında yapılan tadil başvurusu;
a) Önlisansa derç edilmiş sahanın dışına çıkılmaması,
b) Önlisansa derç edilmiş elektriksel ve/veya mekanik kurulu gücün değişmemesi,
c) Önlisansa derç edilmiş mevcut bağlantı şekli ile bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin değişmemesi,
ç) Söz konusu elektrik depolama ünitesinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası uyarınca ilgili şebeke işletmecisinden alınan görüşün olumlu olması,
d) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Söz konusu elektrik depolama ünitesinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş alınması,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren Kurul kararında belirlenen süre içerisinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması için ilgili Kurumlara başvuru yapıldığına ilişkin belgenin Kuruma sunulması kaydıyla önlisans tadili yapılır.
Önlisansın sona ermesi ve iptali
MADDE 19 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisans sahibi tüzel kişinin önlisansını sonlandırmak istemesi halinde, önlisans aslının Kuruma sunulması zorunludur.
(2) Önlisans;
a) Süresi uzatılmadığı takdirde süresinin bitiminde,
b) Önlisans sahibi tüzel kişinin talebi veya iflası hâlinde,
c) Önlisans sahibi tüzel kişinin üretim lisansı alması halinde,
kendiliğinden sona erer.
(3) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisans, sonlandırma talebinin Kuruma yapıldığı tarih itibarıyla kendiliğinden sona erer. Önlisansın sona erdiği, Kurum tarafından ilgili tüzel kişi ile kurum ve kuruluşlara yazılı olarak bildirilir.
(4) Önlisans;
a) Bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında, lisans alınıncaya kadar, veraset ve iflas nedenleri dışında, önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, payların devri veya birleşme ve bölünme gibi payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması durumunda,
b) Kurum tarafından belirlenen yükümlülüklerin yerine getirilmemesi, bu kapsamda Kanunun 16 ncı maddesinin birinci ve ikinci fıkraları çerçevesinde,
iptal edilir.
(5) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisanslar süresi uzatılmadığı takdirde süresinin bitiminde, önlisans sahibi tüzel kişinin talebi veya iflasının kesinleşmesi ile önlisans sahibi tüzel kişinin üretim lisansı alması halinde kendiliğinden sona erer. Söz konusu önlisanslar YEKA Yönetmeliği uyarınca YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesini imzalayan tarafların iş programında mücbir sebepler kapsamında yaşanan gecikmelerin bir yıldan fazla sürdüğü veya bir yıl içerisinde giderilemeyeceği konusunda anlaşmaları halinde sözleşmenin feshedilerek teminat mektubunun iadesi durumunda, önlisans sahibi şirketin talebi üzerine Kurul kararı ile sona erdirilir.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisanslar;
a) Bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında, lisans alınıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri dışında, önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, payların devri veya birleşme ve bölünme gibi payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması durumunda,
b) Kurum tarafından belirlenen Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne sunulan savunma veya açıklama ve önlem tekliflerinin yeterli görülmeyerek YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesinin feshedilmesi halinde söz konusu savunma veya açıklamaların Kurul tarafından mücbir sebepler kapsamında değerlendirilmemesi durumunda,
c) Önlisans sahibi tüzel kişinin YEKA Yönetmeliği kapsamındaki yükümlülüklerinden fabrikanın süresi içerisinde işletmeye alınamadığının Bakanlıkça Kuruma bildirilmesi durumunda,
ç) Önlisans sahibi tüzel kişinin YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi kapsamındaki taahhütlerini süresi içerisinde yerine getiremediğinin Bakanlıkça Kuruma bildirilmesi durumunda,
d) YEKA Yönetmeliğinin 12 nci maddesinin yedinci fıkrasının (b) ve (c) bentlerindeki belgelerin süresi içerisinde Bakanlığa sunulmaması ve/veya sunulan belgeler kapsamında Şartnamede belirtilen ve taahhüt edilen değerlerin karşılanamaması durumu kapsamında YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi feshedilerek Kuruma bildirilmesi halinde,
e) Bu Yönetmelik kapsamındaki talep ve işlemlerde Kanuna karşı hile veya gerçek dışı beyanda bulunulduğunun tespiti halinde,
iptal edilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Lisans İşlemleri
Lisans başvurusu
MADDE 20 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Piyasada faaliyette bulunmak isteyen tüzel kişiler, lisans almak için Kurul kararıyla yürürlüğe konulan “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken bilgi ve belgeleri EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunmak suretiyle başvurur.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Lisansa ilişkin başvuruların elektronik ortamda yapılabilmesi için; başvuruda bulunacak tüzel kişi, Kurum nezdinde elektronik başvuruda bulunmaya yetkilisinin bilgilerini Kuruma yazılı olarak sunar. Ana hizmet birimi Kuruma bildirim tarihinden itibaren beş işgünü içinde söz konusu tüzel kişi adına yetkili kişinin elektronik başvuru yetkisini tanımlar.
(3) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Piyasada faaliyet göstermek üzere lisans başvurusunda bulunacak özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişinin,
a) 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri doğrultusunda anonim şirket ya da limited şirket olarak kurulmuş olması,
b) (Değişik:RG-9/7/2018-30473) Anonim şirket olarak kurulmuş olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olması ve şirketin borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarmaması,
c) Kendisi ile tüzel kişinin;
1) Doğrudan veya dolaylı payına sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
2) Yönetim kurulu başkan ve üyeleri ile limited şirketlerde müdürlerin, Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmaması,
ç) (Ek:RG-9/7/2019-30826) UETS üzerinden tebligat adresi alması ve bu adresi tebligata açık tutması zorunludur.
zorunludur.
(4) Üretim lisansı hariç, diğer lisans başvurularında;
a) Başvuru sahibi tüzel kişinin esas sözleşmesinde aşağıdaki hususlara yer verilmesi zorunludur;
1) (Değişik:RG-9/7/2018-30473) Tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının nama yazılı olduğuna ve şirketin borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay çıkaramayacağına ilişkin hüküm,
2) Pay devirleri ile şirket birleşmeleri açısından bu Yönetmelikte öngörülen hükümler,
3) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için, şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmesi ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun uygun görüşünün alınmasına ilişkin hüküm,
b) Şirketin sermayesinin asgari olarak;
1) Tedarik lisansı başvuruları açısından, iki milyon TL tutarında,
2) Dağıtım lisansı ile piyasa işletim lisansı ve görevli tedarik şirketlerinin tedarik lisansı başvurularında Kurul tarafından belirlenen oran ve/veya tutarda,
olduğuna ilişkin şirket esas sözleşmesinin sunulması zorunludur. Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler ile görevli tedarik şirketlerinin lisansları süresince sağlamaları gereken sermaye yeterliliğine ilişkin hususlar Kurul kararı ile belirlenir.
c) Lisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belgenin ibraz edilmesi zorunludur.
ç) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Tedarik lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişiler, lisanslarına müstakil elektrik depolama tesisi de eklemek istemeleri halinde birinci fıkrada belirtilen şekilde Kuruma başvuruda bulunur. Bu kapsamda başvuruda bulunulması halinde, söz konusu müstakil elektrik depolama tesisinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Bu kapsamdaki tesis için sermaye yeterliliği ile teminat yükümlülüğü aranmaz. Talebin Kurul tarafından uygun bulunması halinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın Kurul kararında belirlenen süre içerisinde Kuruma sunulması hâlinde ilgili ana hizmet birimi tarafından depolama tesisine ilişkin bilgiler tedarik lisansına dercedilir.
d) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Müstakil elektrik depolama tesisi kurulmak amacıyla yapılan tedarik lisansı başvurularında depolama tesisinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş istenir.
(5) Üretim lisansı başvurusunda bulunmak isteyen önlisans sahibi tüzel kişi, önlisansı kapsamındaki yükümlülüklerini tamamlamak koşulu ile önlisans süresi içerisinde altıncı fıkrada belirtilen şekilde Kuruma üretim lisansı başvurusunda bulunur. Önlisans sahibinin, önlisans süresi sona ermeden önce üretim lisansı başvurusunda bulunmaması halinde, önlisans süresinde yerine getirilmesi gereken yükümlülüklerin ikmal edilmemiş olduğu kabul edilir.
(6) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Üretim lisansı başvurusunda (Mülga ibare:RG-9/7/2019-30826) (…) ;
a) Başvuru sahibi tüzel kişinin önlisansı kapsamında 17 nci maddenin birinci fıkrasında belirtilen iş ve işlemlerin tamamlandığını tevsik eden bilgi ve belgeler,
b) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Kaynak türü ve kurulu güç bazında Kurul kararı ile belirlenen oranlara karşılık gelen tutarda ve üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde onunu geçmemek koşuluyla, Kurul kararıyla belirlenen tutarda teminat,
c) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Lisansa konu olan üretim tesisinin özellikleri dikkate alınarak hazırlanan ve üretim tesisinin tamamlanma tarihine kadar olan süreci kapsayan bir termin programı veya YEKA Yönetmeliği kapsamında (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından kabul edilen iş programı,
ç) Lisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belge,
d) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Şirket asgari sermayesinin, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde yirmisine, nükleer enerjiye veya yerli kömüre dayalı veya (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) mekanik gücü 100 MW’ı aşan YEKA kapsamında üretim tesisi kurulması için yapılan üretim lisansı başvuruları açısından yüzde beşine artırıldığına ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına yönelik esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun onayının alınacağına ilişkin şirket esas sözleşmesi,
e) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Şirket birleşme ve bölünmeleri açısından bu Yönetmelikte öngörülen hükümlerin yer verildiği şirket esas sözleşmesi,
sunulur. Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere lisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden lisans alma bedelinin sadece yüzde onu tahsil edilir. (Ek cümle:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi ile birleşik elektrik üretim tesisi üretim lisansı başvurularında (a), (b), (ç) ve (d) bentleri kapsamındaki yükümlülükler için ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir. (Ek cümle:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki lisans başvurularında, bu fıkranın (b) ve (d) bendi kapsamındaki yükümlülüklerin belirlenmesinde, rüzgar veya güneş enerjisine dayalı mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesinin kapasitesine denk gelen bedeller toplanarak birlikte değerlendirilir.
(7) Özelleştirme kapsamında olan bir üretim tesisi için lisans başvurusunda bulunan tüzel kişiye, bu Yönetmelikte belirtilen yükümlülüklerin yerine getirilmesi koşuluyla, üretim lisansı verilir.
(8) Değişik:RG-23/12/2015-29571) 17 nci madde kapsamında belirtilen yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgelerin başvuru aşamasında sunulması koşuluyla, önlisans almaksızın doğrudan üretim lisansı başvurusunda bulunulabilir. Üretim lisansı başvurusuna konu üretim tesisinin geçici kabulünün yapılmış olması halinde, 17 nci madde kapsamında belirtilen yükümlülükler ile söz konusu başvuru için bu Yönetmeliğin asgari sermaye ve teminat yükümlülüklerine ilişkin hükümleri uygulanmaz.
(9) Bu maddenin;
a) (c) bendi dışında, dördüncü fıkrası,
b) (a) ve (ç) bendi dışında altıncı fıkrası,
hükümleri, kamu tüzel kişilerine uygulanmaz.
(10) OSB Üretim Lisansı ve OSB Dağıtım Lisansı başvuruları ile başvuruların alınması, incelenmesi, değerlendirilmesi ve sonuçlandırılmasına ilişkin usul ve esaslar, ayrıca yönetmelikle düzenlenir.
(11) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için önlisans alan tüzel kişinin önlisans süresi içerisinde üretim lisansı başvurusu yapmaması halinde durum (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne bildirilir.
Lisans başvurularının alınması ve incelenmesi
MADDE 21 – (Değişik:RG-9/7/2019-30826)
(1) Başvuru sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, belgelerin Kuruma sunulma tarihini izleyen on işgünü içerisinde tamamlanır. Gereğine uygun olarak yapılmadığı tespit edilen lisans başvurularındaki eksikliklerin ilgilisine tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılarak başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgelerin iade edileceği bildirilir. Bu çerçevede sunulan bilgi ve belgeler on işgünü içerisinde incelenir ve söz konusu süre içerisinde de eksikliklerin giderilmemesi veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi halinde, başvuru yapılmamış sayılır ve başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler iade edilir. YEKA için yapılan üretim lisansı başvurularının yapılmamış sayılmasına ilişkin alınan Kurul kararı ayrıca Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne bildirilerek yatırılmış ise üretim lisansı alma bedeli iade edilmez.
(2) Lisans başvuru esaslarına göre eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla, eksik yapıldığı tespit edilen başvurular ise birinci fıkra kapsamında eksikliklerin giderilmesine ilişkin bilgi ve belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla 22 nci madde çerçevesinde değerlendirmeye alınır.
Lisans başvurularının değerlendirilmesi
MADDE 22 – (1) Kurumun yaptığı değerlendirmede dağıtım ile tedarik ve piyasa işletim lisansları açısından temel olarak aşağıdaki hususlar dikkate alınır;
a) Tüketici haklarının korunması ile rekabetin ve piyasanın gelişimine olan etki,
b) Başvuruda bulunan tüzel kişi ile tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin varsa, piyasadaki deneyim ve performansları,
c) Başvuru hakkında ilgili kuruluşlardan alınan görüşler ve/veya ilgili tüzel kişi hakkında yürütülmekte olan veya sonuçlandırılmış olan işlemler.
(2) Üretim lisansı başvurusunun değerlendirilmesinde, başvuru sahibi tüzel kişinin önlisansı kapsamındaki yükümlülüklerini önlisans süresi içerisinde tamamlamış olup olmadığı esas alınır.
(3) Lisans başvurusunun değerlendirmeye alınması, lisans almaya hak kazanıldığı anlamına gelmez.
Lisans başvurularının sonuçlandırılması
MADDE 23 – (1) Değerlendirmeye alınan lisans başvurusuna ilişkin Kurum tarafından yapılan değerlendirme, 45 gün içerisinde tamamlanarak, söz konusu değerlendirme Kurula sunulur ve lisans başvurusu Kurul kararıyla sonuçlandırılır.
(2) Üretim lisansı başvurularında, yapılan değerlendirme sonucunda;
a) Önlisans kapsamında öngörülen yükümlülüklerinden herhangi birinin süresi içerisinde tamamlanmadığının anlaşılması halinde, söz konusu tüzel kişinin başvurusu, Kurul kararı ile reddedilir.
b) Önlisans kapsamında öngörülen yükümlülüklerin süresi içerisinde tamamlanmış olduğu sonucuna varılması halinde, söz konusu tüzel kişiye Kurul kararı ile üretim lisansı verilir.
(3) Üretim lisansı ile ilgili olarak;
a) Üretim lisansına inşaat süresi ve tesis tamamlanma tarihi derç edilir. Tesis tamamlanma tarihinin belirlenmesine esas inşaat süresi, Kurul kararı ile belirlenir ve Kurum internet sayfasında yayımlanır.
b) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansına, lisansa konu tesisin kaynağına göre mevcut kurulu gücü ile üretebileceği (Ek ibare:RG-9/5/2021-31479) öngörülen yıllık azami üretim miktarı, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı olarak derç edilir.
c) Yenilenebilir enerji kaynakları dışında diğer enerji kaynaklarına dayalı üretim lisanslarına, öngörülen ortalama yıllık üretim miktarı, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı olarak derç edilir.
(4) Bu Yönetmelikte belirtilen yükümlülükleri yerine getiren tüzel kişiye Kurul kararı ile lisans verilir, lisans sahibi tüzel kişinin ticaret ünvanı ile aldığı lisans türü ve süresi Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
Lisans tadil başvurularının incelenmesi, değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması
MADDE 24 – (1) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans aşağıdaki durumlarda tadil edilebilir:
a) Lisans sahibinin talep etmesi ve talebin uygun bulunması.
b) Gelir ve tarife düzenlemesi kapsamında belirlenen fiyat, parametre, gösterge ve benzeri hususların lisansa derç edilmesine karar verilmesi veya lisansa derç edilen bu hususlarda değişikliğe gidilmesi.
c) Mevzuat değişikliklerinin ve mevzuat kapsamındaki uygulamaların lisansa kayıtlı hususlarda değişiklik gerektirmesi.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Lisans tadil başvurusu ile ilgili olarak;
a) Lisans tadil başvurusu, “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken belgelerin, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunulması suretiyle yapılır.
b) Tadil başvurusu sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, sunulan belgelerin Kuruma sunulma tarihini izleyen on işgünü içerisinde tamamlanır. Gereğine uygun olarak yapılmadığı tespit edilen lisans tadil başvurusundaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılacağı ilgili tüzel kişiye bildirilir. Bu çerçevede sunulan bilgi ve belgeler on işgünü içerisinde incelenir. Başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi veya inceleme sonucu eksikliklerin giderilmediğinin ilgili ana hizmet birimi tarafından tespiti halinde başvuru yapılmamış sayılır ve bu husus ilgili tüzel kişiye bildirilir. Başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler başvuru sahibinin talebi halinde iade edilir.
c) Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla veya (b) bendi kapsamında eksikliklerin giderilmesine ilişkin bilgi ve belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla bu madde çerçevesinde değerlendirmeye alınır.
ç) Dağıtım ile tedarik ve piyasa işletim lisansı tadil başvuruları için Kurum tarafından yapılan değerlendirmede temel olarak aşağıdaki hususlar dikkate alınır:
1) Tüketici haklarının korunması ile rekabetin ve piyasanın gelişimine olan etki.
2) Başvuruda bulunan tüzel kişi ile tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin varsa, piyasadaki deneyim ve performansları.
3) Başvuru hakkında ilgili kuruluşlardan alınan görüşler ve/veya ilgili tüzel kişi hakkında yürütülmekte olan veya sonuçlandırılmış olan işlemler.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Üretim tesisinin kurulması sürecinde;
a) Mücbir sebep halleri ile Kurul tarafından uygun bulunan hallerin bulunması,
b) Söz konusu durumların üretim tesisinin kurulmasını doğrudan etkilemesi veya etkileyebilecek nitelikte olması,
c) Lisansta belirlenen tesis tamamlanma süresi içerisinde gerekçeleri ve belgeleriyle birlikte Kuruma başvurulması,
hallerinde, tesis tamamlama süresinin uzatılması suretiyle lisans tadil edilebilir. Ancak, üretim tesisi yatırımının, geri dönülemez noktaya geldiğinin tespiti halinde (c) bendinde öngörülen süre koşulu aranmaz.
(4) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Lisansa konu üretim tesisinin mekanik kapasitesinin veya elektriksel kurulu gücünün değiştirilmesi suretiyle lisans tadili başvurusunda bulunulması halinde, üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Söz konusu başvurunun Kurul veya ilgili ana hizmet birimi tarafından uygun bulunması halinde, uygun bulma kararının ilgili tüzel kişiye tebliğ tarihinden itibaren;
a) Şirket asgari sermayesinin, yeni kurulu güce göre, Kurum tarafından öngörülen sermaye tutarına uyumlu hale getirildiğine ilişkin bilgi veya belgelerin,
b) Revize edilmiş ilgili kaynak kullanım hakkı anlaşmasına veya söz konusu anlaşmanın revize edilmesine gerek olmadığına ilişkin bilgi veya belgelerin,
c) Teminat tutarının, yeni kurulu güce göre, ilgili Kurul kararında öngörülen tutara uyumlu hale getirildiğine ilişkin bilgi veya belgelerin,
ç) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın
doksan gün veya ilgili kararda ya da ana hizmet birimi işleminde belirlenen süre içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Bu fıkradaki diğer yükümlülüklerin belirlenen süre içerisinde yerine getirilmesi kaydıyla, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında Çevresel Etki Değerlendirmesine tabi projeler için alınan Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu Kararı, mücbir sebepler dışında, bir yıl içerisinde Kuruma sunulabilir. Bu fıkra kapsamında tayin edilen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmesi kaydıyla, lisans tadili ilgili ana hizmet birimi tarafından gerçekleştirilir. Söz konusu yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, tadil başvurusu reddedilmiş sayılır.
(5) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansları kapsamındaki tesisler için kurulu güç artışı veya azalışı, modernizasyon, yenileme yatırımları ve tadilatlar;
a) TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketinden alınan tadil kapsamındaki bağlantı görüşünün olumlu olması,
b) Lisansa dercedilen üretim tesisi sahasının dışına çıkılmaması,
c) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesisleri için DSİ’den uygun görüş alınması, rüzgâr veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı üretim tesisleri için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren ilgili işlemde belirlenen süre içerisinde dördüncü fıkranın (a), (b), (c) veya (ç) bentleri kapsamında belirlenen ilgili yükümlülüklerin yerine getirilmesi ile rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren yüzseksen gün içerisinde Kuruma sunulması kaydıyla lisans tadili gerçekleştirilir. Söz konusu yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, tadil başvurusu reddedilmiş sayılır.
(6) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansları kapsamında,
a) Lisansta belirlenen sahanın dışına çıkılmaması,
b) İşletme anında sisteme verilen gücün lisansta belirtilen kurulu gücü aşmaması,
c) Rüzgâr veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı lisanslar için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun bulunması, hidroelektrik kaynaklara dayalı lisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,
kaydıyla mekanik kapasite tadili uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren ilgili işlemde belirlenen süre içerisinde dördüncü fıkranın (a), (b), (c) ve (ç) bentleri kapsamında belirlenen ilgili yükümlülüklerin yerine getirilmesi ile rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren yüz seksen gün içerisinde Kuruma sunulması kaydıyla mekanik kapasite tadili yapılabilir. Söz konusu yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, tadil başvurusu reddedilmiş sayılır. Bu fıkra kapsamındaki mekanik kapasite artışları, elektriksel kurulu güç artışı olarak değerlendirilmez. Mekanik kapasite artışı kapsamında ilave edilecek toplam mekanik güç miktarı, işletmede olanlar dahil, lisansa dercedilmiş elektriksel kurulu güç miktarından fazla olamaz.
(7) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans sahibinin talebiyle yapılacak tadillerde, tadil hakkındaki kararın ardından lisans tadil işlemi ilgili ana hizmet birimi tarafından gerçekleştirilir. Tadil kararında herhangi bir yükümlülüğün belirlenmesi halinde, söz konusu yükümlülüklerin tadil kararının tebliğinin yapıldığı tarihten itibaren otuz gün veya tadil kararında öngörülen süre içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Bu yükümlülüğün yerine getirilmemesi halinde, lisans tadili talebi reddedilmiş sayılır.
(8) Lisans alma tarihinden sonra;
a) Tedarik lisansı sahibi tüzel kişinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden ya da ülkelere ithalat ve/veya ihracat faaliyetlerinde bulunabilmesine ilişkin,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelere ihracat faaliyetinde bulunabilmesine ilişkin,
c) Üretim lisansı sahibi tüzel kişinin, sınırda yer alan illerde kurduğu üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden kuracağı özel direkt hat ile ihraç etme talebine ilişkin,
lisans tadil talepleri Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde sonuçlandırılır.
(9) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Üretim lisansına konu üretim tesisi sahasının değiştirilmek istenmesi ve bu durumun mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında olduğunun tespiti durumunda, talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması, bağlantı noktasının veya bağlantı bölgesinin değişmemesi ve hidrolik kaynaklara dayalı tesisler için DSİ’nin uygun görüşünün alınması, rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı tesisler için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun bulunması hallerinde, söz konusu lisansta gerekli tadiller yapılabilir. Başvuruya konu proje sahasının tamamının mülkiyetinin ilgili tüzel kişiye ait olduğu sahalar ile kaynak olarak belediye atıklarının kullanılacağı projelere ilişkin tesis sahasının ilgili belediyenin mülkiyetinde olduğu ve santral sahası olarak belediye atıklarının kullanım haklarına sahip tüzel kişiye tahsis edildiği santral sahaları için duyuru yapılmaz. Santral sahasının bir bölümünün aynı sahada kalması, toplam santral sahası büyüklüğünün değişmemesi, tadil talebine ilişkin gerekçenin Kurul tarafından mücbir sebep kapsamında olduğunun tespiti ve söz konusu tesisin kısmen veya tamamen işletmede olması kaydıyla, rüzgâr enerjisine dayalı tesisler için teknik değerlendirme şartı aranmaz. Ancak santral sahasında meydana gelen değişiklik için kesişme/çakışma ve komşu sahalardaki türbinlerin etkileşim durumuna ilişkin olarak Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün görüşü alınır.
(10) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Yapılan değerlendirme sonucu ilgili mevzuat açısından uygun görülen lisans tadil başvurusu, ilgisine göre Kurul ya da ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılır.
(11) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Aşağıda belirtilen konulardaki lisans tadili talepleri ile 57 nci maddenin birinci ve ikinci fıkraları kapsamında belirtilen bildirim yükümlülüklerine ilişkin işlemler, ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılır:
a) Tarifesi düzenlemeye tabi tüzel kişiler dışında, lisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliği.
b) (e) bendi hükmü saklı kalmak koşuluyla, lisansların özel hükümlerinde yer alan bağlantı noktası ve kurulu gücü değişmemek kaydıyla, ünite sayısı, ünite gücü, ünite koordinatları, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı, bulunduğu il, ilçe, mevki ve üretim tesisi adı.
c) Lisansların özel hükümlerinde yer alan bildirim adresi değişikliği.
ç) Tarifesi düzenlemeye tabi tüzel kişilerin lisanslarında tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilere ait bilgiler.
d) Rüzgar enerjisine dayalı üretim lisanslarında komşu sahalardaki türbin koordinatlarının etkilenmediği yönünde Enerji İşleri Genel Müdürlüğünden alınacak uygunluk belgesi ve Teknik Etkileşim İznine binaen yapılan üretim tesisi sahası içerisindeki türbin koordinatlarına ait bilgilerin değiştirilmesi.
e) 10 MW’ı geçmemek kaydıyla, kurulu gücün toplamda yüzde onuna kadar değiştirilmesi kapsamında yapılacak değişiklikler. Bu bent kapsamında yapılacak tadiller için, bu Yönetmeliğin sermaye ve teminat yükümlülüklerine ilişkin hükümleri uygulanmaz. Bu fıkra kapsamında yapılan tadil işlemlerine üçüncü kişiler tarafından itiraz edilmesi halinde söz konusu itiraz ve itiraza konu tadil işlemi Kurul tarafından sonuçlandırılır.
(12) Yapılan lisans tadili ilgili tüzel kişiye yazılı olarak bildirilir. Lisans tadili başvurusunun reddi halinde, gerekçesi yazılı olarak ilgili tüzel kişiye bildirilir.
(13) Lisans sahibinin, lisans tadilinden doğacak yükümlülükleri yerine getirebilmesi için ilave bir süreye ihtiyaç duyması halinde, söz konusu süre Kurul kararı ile belirlenir ve tadil edilen lisanslarda yer alır.
(14) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Üretim lisansına konu ve ekonomik ömrünü tamamlamış olan üretim tesisi veya ünitelerin yerine yeni üretim tesisi veya ünitelerin kurulması amacıyla yapılan üretim lisansı tadil başvurularında, artış sağlanan ilave kurulu güç için asgari sermaye şartı ile teminat sunma yükümlülüğü aranır.
(15) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarında üretim tesisinin tesis tamamlama süresi, iş programında meydana gelen gecikmelerin mücbir sebepler çerçevesinde gerçekleştiğinin Bakanlıkça kabul edildiğinin bildirilmesi halinde iş programına eklenen süre kadar uzatılır.
(16) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarına kayıtlı,
a) Ünite koordinatları, ünite sayısı ve ünite gücüne,
b) Yıllık elektrik enerjisi üretim miktarına,
c) Üretim lisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliklerine,
ç) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
ilişkin tadil talepleri Kurul kararı ile sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı üretim lisanslarında (a) bendi kapsamında yapılacak ünite koordinat tadili, Teknik Etkileşim İzni belgesinin başvuruda sunulması kaydıyla tesis sahasına komşu sahalardaki türbin koordinatlarının etkilenmediği yönünde (Değişik ibare:RG-9/5/2021-31479) Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı üretim lisanslarında (a) bendi kapsamındaki ünite sayısı ve ünite gücü tadili, (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Bu maddenin dördüncü, beşinci, dokuzuncu fıkrası ve onbirinci fıkrasının bu fıkrada ayrıca düzenlenen hükümleri ile onüçüncü fıkrası YEKA için verilen üretim lisansları için uygulanmaz.
(17) (Değişik:RG-28/7/2020-31199) Üretim lisansına konu tesisin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında yapılan tadil başvurusu;
a) Lisansa derç edilmiş sahanın dışına çıkılmaması,
b) Lisansa derç edilmiş tesis toplam elektriksel kurulu gücünün değişmemesi,
c) Üretim lisansına derç edilmiş mevcut bağlantı şekli, bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin değişmemesi,
ç) Yardımcı kaynağı rüzgar veya güneş enerjisine dayalı olan lisanslar için yardımcı kaynaklara ilişkin Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması,
d) Hidroelektrik kaynaklara dayalı lisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren Kurul kararında belirlenen süre içerisinde, dördüncü fıkrada belirlenen yükümlülüklerin tamamlanması, rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin ve Yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotu ile işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjisine dayalı üniteler için DSİ ile imzalanan kiralama sözleşmesinin Kuruma sunulması kaydıyla lisans tadili yapılır.
(18) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Üretim lisansına konu tesise elektrik depolama ünitesi eklenmesi kapsamında yapılan tadil başvurusu;
a) Lisansa derç edilmiş sahanın dışına çıkılmaması,
b) Lisansa derç edilmiş elektriksel ve/veya mekanik kurulu gücün değişmemesi,
c) Lisansa derç edilmiş mevcut bağlantı şekli ile bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin değişmemesi,
ç) Söz konusu elektrik depolama ünitesinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası uyarınca ilgili şebeke işletmecisinden alınan görüşün olumlu olması,
d) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Söz konusu elektrik depolama ünitesinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş alınması,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren Kurul kararında belirlenen süre içerisinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın Kuruma sunulması kaydıyla lisans tadili yapılır. Bu kapsamdaki ünite için sermaye yeterliliği ile teminat yükümlülüğü aranmaz.
(19) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler, müstakil elektrik depolama tesisi kurmak istemeleri halinde söz konusu tesisin lisansına eklenmesi için Kuruma lisans tadil başvurusunda bulunur. Bu kapsamda talepte bulunulması halinde, söz konusu elektrik depolama tesisinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Talebin Kurul tarafından uygun bulunması halinde, uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren Kurul kararında belirlenen süre içerisinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın Kuruma sunulması kaydıyla lisans tadili yapılır. Üçüncü fıkra hükmü kapsamında; üretim tesislerinin süre uzatımına ilişkin lisans tadil talepleri için uygulanan hükümler, müstakil elektrik depolama tesisleri için de uygulanır. Bu kapsamdaki tesis için sermaye yeterliliği ile teminat yükümlülüğü aranmaz. (Ek cümle:RG-19/11/2022-32018) Tedarik lisanslarına eklenecek her bir müstakil elektrik depolama tesisi için ayrı lisans tadili başvurusunda bulunulur.
(20) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Mevcut tedarik lisansına müstakil elektrik depolama tesisi eklenmesi kapsamında yapılan lisans tadil başvurularında depolama tesisinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş istenir.
(21) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Kısmen veya tamamen işletmede bulunan üretim tesislerinden, elektrik depolama ünitesi kurmayı taahhüt eden rüzgar veya güneş enerjisine dayalı elektrik üretim lisansı sahibi tüzel kişilere, kurmayı taahhüt ettikleri elektrik depolama ünitesi kurulu gücüne kadar kapasite artışına, bu maddenin beşinci fıkrasında belirtilen koşullara uyulması kaydıyla, izin verilir. Bu kapsamdaki tadil başvurusunun, 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası hükmüne uygun olarak yapılması zorunludur. Söz konusu tadil talepleri için bağlantı görüşlerinin oluşturulması 15 inci maddenin dokuzuncu fıkrasının (b) bendi kapsamında yürütülür. Bu kapsamda kapasite artış talebinde bulunan tesisler için ilave edilen elektrik depolama ünitesi ile rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üniteler, depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında değerlendirilir.
(22) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişilerin unvan değişikliği, Kurul onayına tabidir.
Lisans yenileme başvurularının değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması
MADDE 25 – (1) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Lisanslar, lisans sahibinin talebi üzerine lisans süresinin bitiminden başlamak üzere ve Kanunda öngörülen asgari süreler gözetilmek suretiyle her defasında en fazla kırkdokuz yıl için yenilenebilir. YEKA için verilen üretim lisansları yenilenemez.
(2) Lisans yenileme talebi, yürürlükteki lisans süresinin bitiminden en erken 12 ay, en geç dokuz ay önce, dağıtım şirketi ile görevli tedarik şirketi için en erken 15 ay, en geç 12 ay olmak üzere, lisans sahibinin Kuruma yazılı olarak başvurması suretiyle yapılabilir. Lisans yenileme bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belgenin başvuru ekinde sunulması zorunludur.
(3) Görevli tedarik şirketleri veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin, lisans sürelerinin bitiminden önce ve öngörülen süreler içerisinde lisanslarını yenilemek üzere Kuruma başvurmamaları halinde Kurum tüketicilerin korunması ve hizmetin aksamaması için gereken önlemleri alır.
(4) Dağıtım ile tedarik ve piyasa işletim lisansı yenileme talebi incelenirken temel olarak lisans sahibinin;
a) Tüketici haklarının korunması ile rekabetin ve piyasanın gelişimine olan etki,
b) Başvuruda bulunan tüzel kişi ile tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin varsa, piyasadaki deneyim ve performansları,
c) Başvuru hakkında ilgili kuruluşlardan alınan görüşler ve/veya ilgili tüzel kişi hakkında yürütülmekte olan veya sonuçlandırılmış olan işlemler,
ç) İlgili kamu kurum ve kuruluşları ile yenilenmesi gereken anlaşmalar ve/veya izinler,
dikkate alınır.
(5) Dağıtım lisansının yenilenebilmesi için, lisans sahibinin lisansında belirlenen dağıtım bölgesindeki dağıtım sistemini işletme hakkını elde ettiğini tevsik etmesi zorunludur. Söz konusu işletme hakkını elde ettiğini tevsik edemeyen dağıtım lisansı sahibinin başvurusu Kurul kararı ile reddedilir. Bu durumda dağıtım lisansı verilecek yeni tüzel kişi, Elektrik Piyasasında Dağıtım ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(6) Görevli tedarik şirketinin tedarik lisansının yenilenebilmesi için, lisans sahibinin lisansında belirlenen dağıtım bölgesindeki düzenlemeye tabi faaliyetlere ilişkin varlıkların işletme hakkını elde ettiğini tevsik etmesi zorunludur. Söz konusu işletme hakkını elde ettiğini tevsik edemeyen görevli tedarik şirketinin başvurusu, Kurul kararı ile reddedilir. Bu durumda son kaynak tedarikçisi olarak, tedarik lisansı verilecek yeni tüzel kişi, Elektrik Piyasasında Dağıtım Ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(7) Lisans yenileme başvurusu hakkındaki değerlendirme, lisansın sona erme tarihinden en geç üç ay öncesine kadar sonuçlandırılır ve lisans yenileme başvurusu hakkındaki Kurul kararı lisans sahibine yazılı olarak bildirilir.
(8) Lisansı yenilenen lisans sahibi tüzel kişinin ticaret unvanı ile yenilenen lisans türü ve süresi Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
Lisansların sona ermesi
MADDE 26 – (1) Lisans;
a) Süresinin bitiminde kendiliğinden,
b) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Lisans sahibi tüzel kişinin iflasının veya icra takibi sonucu üretim tesisinin satışının kesinleşmiş olduğunun tespit edilmesi, lisans sahibinin talebi veya lisans verilmesine esas şartların kaybedilmesi hâllerinde ise Kurul kararıyla,
sona erer.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Lisans sahibi bir tüzel kişinin lisansı kapsamındaki faaliyetini sona erdirmek istemesi halinde; lisansın sona ermesinin talep edildiği tarihten en az altı ay önce, dağıtım şirketi ile görevli tedarik şirketi için en az on iki ay önce Kuruma gerekçeleri ile birlikte EPDK Başvuru Sistemi üzerinden başvuruda bulunulması esastır. Ancak Kurul, sona erdirme talebinin piyasaya olan etkilerini dikkate alarak bu süre şartını uygulamayabilir. Bu başvuru kapsamında lisans sahibi tüzel kişinin lisansını sona erdirmek istediği tarih itibarıyla ne tür yükümlülükler taşıdığının ve bu yükümlülüklerin yerine getirilmesi için ne tür tedbirlerin öngörüldüğünün belirtilmesi de zorunludur.
(3) Yapılan değerlendirme sonucu, sona erdirme talebinin Kurul kararıyla uygun bulunması halinde lisans, Kurul kararında yer alan tarihte sona erer. Kurul, lisansın sona ermesinin tüketiciler ve piyasa koşulları aleyhine bir durum yaratacağının belirlenmesi halinde, gerekçeleri lisans sahibi tüzel kişiye bildirilmek suretiyle talebi reddedebilir veya lisansın sona ermesi için talep edilen tarihi ileri bir tarihe erteleyebilir.
(4) Dağıtım lisansı sahibi bir tüzel kişinin lisans süresi sona ermeden önce lisansını sona erdirmek istemesi halinde, söz konusu lisans kapsamındaki faaliyeti sürdürecek yeni bir tüzel kişi lisans alıncaya kadar lisans sona erdirilmez. Görevli tedarik şirketinin lisans süresi sona ermeden önce lisansını sona erdirmek istemesi halinde, söz konusu lisans kapsamındaki faaliyeti sürdürecek başka bir tüzel kişi Kurul tarafından belirleninceye kadar lisans sona erdirilmez.
(5) Dağıtım veya görevli tedarik şirketinin lisansının sona ermesi veya lisansının Kurul tarafından iptal edilmesinin gerekli hale gelmesi durumunda, dağıtım lisansı verilecek tüzel kişi veya son kaynak tedariği yükümlüsü tüzel kişi Elektrik Piyasasında Dağıtım ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(6) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesislerine konu önlisans veya üretim lisansında yer alan ana kaynağa dayalı ünitelerin kurulu gücünün sıfıra indirilmesi suretiyle ilgili önlisans veya üretim lisansının tadil talebi, önlisans veya üretim lisansının sonlandırılması talebi olarak değerlendirilir.
Yaptırımlar ve lisans iptali
MADDE 27 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Lisans sahibi tüzel kişilerin ilgili mevzuat hükümlerine aykırı davranması durumunda, fiilin niteliğine göre Kanunun 16 ncı maddesinde öngörülen yaptırımlar uygulanır.
(2) Üretim lisansı, mücbir sebep halleri ile lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında üretim tesisinin ilgili lisansta belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi hallerinde iptal edilir.
(3) Lisansı iptal edilen tüzel kişi, bu tüzel kişilikte yüzde on veya daha fazla paya sahip ortaklar ile lisans iptal tarihinden önceki bir yıl içerisinde görevden ayrılmış olanlar dahil, yönetim kurulu başkan ve üyeleri, limited şirketlerde müdürler, lisans iptalini takip eden üç yıl süreyle, mevcut önlisansları kapsamındaki üretim lisansı başvuruları hariç olmak üzere, önlisans ve lisans alamaz, önlisans ve lisans başvurusunda bulunamaz, önlisans ve lisans başvurusu yapan tüzel kişiliklerde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olamaz, yönetim kurullarında görev alamaz. Önlisans ve lisans başvurusundan sonra bir tüzel kişinin ortakları ve yönetim kurulu başkan ve üyeleri, limited şirketlerde müdürlere ilişkin yasaklılık halinin olması halinde, bu aykırı durumun giderilmesi için doksan gün süre verilir. Aykırılığın giderilmemesi halinde ilgili başvuru Kurul kararı ile reddedilir.
(4) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Üçüncü fıkrada belirtilenler dışında, lisans iptali ile ilgili olarak Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri uygulanır.
(5) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisine ilişkin inşaat lisansı ve/veya işletme lisansı başvurularının olumlu sonuçlanmaması ya da mevcut inşaat lisansı ve/veya işletme lisansının iptal edilmesi durumunda, ilgili üretim lisansı iptal edilir. Ayrıca, 17 nci maddenin üçüncü fıkrası kapsamındaki yükümlülüklerin mücbir sebepler veya lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulmaması hâlinde üretim lisansı iptal edilir.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisansları;
a) Üretim tesisi işletmeye geçene kadar, lisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının Bakanlıktan yazılı onay alınmadan doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, payların devri veya birleşme ve bölünme gibi payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması,
b) Kurul tarafından mevzuat veya piyasa yapısının gerekleri doğrultusunda belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi,
c) Elektrik enerjisi üretim tesisinde Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı kapsamında kullanımı öngörülen aksam ve tedarik planında belirtilen yerli malı ürünlerin ya da yerli malı aksamın kullanılmadığının tespiti ve (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan yazılı ihtarnamede belirlenen süre içerisinde ihtar edilen aykırılıkların giderilmemesi üzerine YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesinin feshedilmesi,
ç) Üretim lisansı sahibi tüzel kişinin YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi kapsamındaki taahhütlerini süresi içerisinde yerine getiremediğinin Bakanlıkça Kuruma bildirilmesi,
d) Bu Yönetmelik kapsamındaki talep ve işlemlerde Kanuna karşı hile veya gerçek dışı beyanda bulunulduğunun tespiti,
hallerinde iptal edilir.
(7) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile müstakil elektrik depolama tesisinin, lisansına derç edilen süresi içerisinde tamamlanmamış olması halinde söz konusu depolama ünitesine veya tesisine ilişkin hükümler Kurul kararı ile ilgili lisans kapsamından terkin edilir.
(8) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesindeki elektrik depolama ünitelerinin işletmede olmadığı uzlaştırma dönemlerinde, söz konusu depolamalı elektrik üretim tesislerinin sisteme veriş miktarları, ilgili mevzuat uyarınca uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz.
(9) (Ek:RG-19/11/2022-32018) 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası kapsamında kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin, mücbir sebepler dışında, Kurul kararı ile belirlenen sürede işletmeye alınmaması halinde lisans iptal edilir. 24 üncü maddenin yirmi birinci fıkrası kapsamında kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin, mücbir sebepler dışında, Kurul kararı ile belirlenen sürede işletmeye alınmaması halinde bu kapsamda tahsis edilen kurulu güç, lisanstan terkin edilerek tadil kapsamında Kuruma sunulmuş olan teminat irat kaydedilir.
ALTINCI BÖLÜM
Önlisans ve Lisanslarla Kazanılan Haklar ve Üstlenilen Yükümlülükler
Önlisans sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 28 – (1) Önlisans, sahibine lisansına konu üretim tesisi yatırımına başlamak için mevzuattan kaynaklanan izin, onay, ruhsat ve benzeri belgeleri edinebilmek ve üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde edebilmek için ilgili kurum ve kurulaşlar nezdinde girişimde bulunma hakkını verir.
(2) Önlisans sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Kurumun faaliyetlerini yerine getirebilmesi için ihtiyaç duyacağı her türlü bilgi ve belgeyi istenilen zamanda Kuruma vermek,
b) Lisans alıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri ile bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında ortaklık yapısında doğrudan veya dolaylı olarak herhangi bir değişiklik yapmamak, paylarını devretmemek, payların devredilmesi veya payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemleri yapmamak,
c) (Ek:RG-9/7/2018-30473) Önlisansa konu proje kapsamında olan veya önlisansa konu projeden doğrudan etkilenen ancak kullanım hakkı elde edilmeyen gayrimenkulleri kullanmamak,
ile yükümlüdür.
Lisans sahiplerinin genel hak ve yükümlülükleri
MADDE 29 – (1) Lisans sahibi tüzel kişinin lisans kapsamındaki hak ve yükümlülükleri lisansın yürürlüğe girmesi ile geçerlilik kazanır.
(2) Lisans sahibi, lisanstan kaynaklanan yükümlülükleri saklı kalmak koşuluyla, lisansı kapsamındaki faaliyetlerinden, bu Yönetmelik ile belirlenenleri hizmet alımı yolu ile gördürebilir.
(3) Lisans sahibi ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Tüketiciler dışında, lisans sahibi olmayan hiçbir kişi ile yurt içinde elektrik enerjisi ve/veya kapasite ticareti yapmamak,
b) Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında belirlenen yükümlülükleri yerine getirmek,
c) Lisansı kapsamındaki tesislerini mevzuat hükümlerine uygun olarak işletmek,
ç) Lisansı kapsamındaki hizmetin teknik gereklere göre yapılmasını sağlamak,
d) Kurum tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde verilen tüm talimatlara uymak,
e) Tesislerini, yasal defter ve kayıtlarını Kurum denetimine hazır bulundurmak, Kurum tarafından talep edildiğinde denetime açmak,
f) Kurum tarafından istenen her türlü bilgi ve belgeyi zamanında, tam ve doğru olarak Kuruma vermek,
g) Kurum tarafından talep edilen veya Kuruma sunulacak olan bildirim, rapor ve diğer evrakları, ilgili mevzuatta düzenlenen usul ve esaslara uygun olarak Kuruma sunmak,
ğ) Lisansına derç edilmiş bulunan hükümlere uymak,
h) Lisans kapsamındaki faaliyetlerin yerine getirebilmesini teminen gerçek ve tüzel kişiler tarafından verilen veya edinilen bilgileri gizli tutmak ve amacı dışında kullanmamak,
ı) Lisans işlemleri ile ilgili bedeller ile yıllık lisans bedellerini zamanında ve eksiksiz olarak Kuruma ödemek,
i) Lisans almanın yanı sıra faaliyet alanlarına göre ilgili diğer mevzuatların gereklerini yerine getirmek,
j) (Ek:RG-22/10/2016-29865) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Lisans kapsamında faaliyette bulunduğu konuda yaptığı iş ve işlemlere ilişkin veri işleme veya veri depolama amacıyla kurdukları ve/veya hizmet aldıkları bilgi işlem merkezlerinde üçüncü kişilerin söz konusu verilere hukuka aykırı erişimini ve bu verileri hukuka aykırı işlemesini önlemek, verilerin gizliliğini, bütünlüğünü ve erişilebilirliğini sağlamak üzere uygun güvenlik seviyesini temin etmeye yönelik gerekli her türlü teknik ve idari tedbiri almak,
k) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Bu Yönetmelik kapsamında tesis edeceği kojenerasyon ve trijenerasyon tesisleri ile kabulü yapılan üniteler için bakım-onarım kapsamında tedarik edilen ekipmanlar hariç; elektrik üretim tesisi ve 9/5/2021 tarihli ve 31479 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Depolama Faaliyetleri Yönetmeliği kapsamında tesis edeceği elektrik depolama tesisi veya ünitesinde, ilgili mevzuat ve standartlara göre imal edilmiş, garanti kapsamında yer alan ve son beş yıl içerisinde üretilmiş türbin, jeneratör, kanat, panel, invertör, buhar kazanı, motor, batarya gibi ana ekipmanları kullanmak,
ile yükümlüdür. (Ek cümle:RG-19/11/2022-32018) Bu fıkranın (k) bendi, yurt içinde imal edilmiş ekipman kullanacak lisans sahipleri için uygulanmaz.
(4) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi, üçüncü fıkrada sayılanlara ek olarak;
a) Piyasa faaliyetleri arasında ve piyasa faaliyetleri ile piyasa dışı faaliyetleri arasında çapraz sübvansiyon yapamaz.
b) Tüketicilere yapılan satışlar açısından, elektrik enerjisi veya kapasite alımlarını basiretli bir tacir olarak yapmakla yükümlüdür.
c) Bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar ile OSB’ler hariç, piyasa dışında faaliyet gösteremez.
ç) (Mülga:RG-24/2/2017-29989)
d) Lisansı kapsamındaki hizmeti, eşitler arasında ayrım gözetmeksizin sunmak ile yükümlüdür.
e) Yapım, mal ve hizmet alım ihalelerini; rekabet ortamında, şeffaf ve eşitlik ilkesi çerçevesinde yapmakla yükümlüdür.
(5) OSB Üretim Lisansı ile OSB Dağıtım Lisansı sahiplerinin hak ve yükümlülükleri, ayrıca yönetmelikle düzenlenir.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisansı sahibi tüzel kişiler bu maddede sayılan haklardan YEKA Yönetmeliği ile çelişmeyenleri haizdir.
Üretim lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 30 – (1) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim lisansı, sahibine;
a) Lisansında belirtilen üretim tesisini kurma ve işletme,
b) Üretim tesisinde ürettiği elektrik enerjisini veya kapasitesini;
1) Tedarik şirketlerine satma,
2) Serbest tüketicilere satma,
3) Özel direkt hat tesis ettiği kişilere satma,
c) Organize toptan elektrik piyasalarında, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapma,
ç) Tedarik etmekle yükümlendiği elektrik enerjisi veya kapasitesini teminen, bir takvim yılı için lisansına dercedilen yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının, Kurul tarafından belirlenen oranını aşmamak kaydıyla elektrik enerjisi veya kapasitesi alma,
d) Ürettiği elektrik enerjisinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelere ihracatını yapma,
e) Kurulca verilecek izin ile, sınırda yer alan illerde kurmak kaydıyla, üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden kuracağı özel direkt hat ile ihraç etme,
f) Satış olarak değerlendirilmemek üzere, tesislerinde ürettiği enerjiyi iletim veya dağıtım sistemine çıkmadan kullanmak kaydıyla sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı tüketim tesislerinin ihtiyacı için kullanma,
g) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Lisansına derç edilmesi kaydıyla, bütünleşik elektrik depolama ünitesini kurma ve işletme,
hakkını verir. YEKA için verilen üretim lisansı sahibi tüzel kişiler ürettikleri elektrik enerjisini ancak YEKA Yönetmeliğinde belirlenen hükümlere uygun olarak değerlendirir.
(2) Üretim lisansı sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Mücbir sebepler ile yıllık programlı bakım takvimi dışında, üstlenilmiş bulunan yükümlülükleri yerine getirecek şekilde üretim tesisini işler halde tutmak,
b) Yıllık programlı bakım takvimlerini, TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye bildirmek,
c) İletim tarifesi ve/veya dağıtım tarifesine göre belirlenen bedelleri ödemek,
ç) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Üretim tesisinin (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) lisansa dercedilen tesis toplam kurulu gücünün tamamının (Mülga ibare:RG-10/3/2022-31774) kabulünün yapıldığı tarihe kadar, gerçekleştirilen faaliyetler hakkında her yılın Ocak ve Temmuz ayları içerisinde Kuruma, usulüne uygun olarak ilerleme raporu sunmak,
d) (Ek:RG-26/12/2014-29217) (Mülga:RG-22/10/2016-29865)
e) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler; kriz, gerginlik ve harp durumlarında Milli Savunma Bakanlığı ve/veya İçişleri Bakanlığı ve/veya MİT Başkanlığı tarafından talep edildiğinde; Milli Savunma Bakanlığı ve/veya İçişleri Bakanlığı ve/veya MİT Başkanlığının sorumluluğunda işletilen sistemler ile Haberleşme, Seyrüsefer ve Radar Sistemlerine etkisi olduğu tespit edilen rüzgâr türbinlerine ilişkin talep edilen tedbirleri yerine getirmek,
f) (Ek:RG-24/2/2017-29989) Geçici kabul tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde OSB üretim lisansı sahipleri hariç olmak üzere, işletmeye geçmiş kurulu gücü 100 MWe ve üzerinde olan bütün üretim tesisleri için kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak, TS ISO/IEC 27001’e göre kuracakları Bilgi Güvenliği Yönetim Sisteminde TS ISO/IEC 27002 Uygulama Rehberine ek olarak ISO/IEC TR 27019 rehber dokümanını da referans almak,
g) (Ek:RG-9/7/2018-30473) Lisansa konu proje kapsamında olan veya önlisansa konu projeden doğrudan etkilenen ancak kullanım hakkı elde edilmeyen gayrimenkulleri kullanmamak,
ğ) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünleri kullanacak biyokütleye dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, bahse konu tesislerinde kullanacakları yan ürünleri lisansı kapsamındaki tesis bünyesinde kuracakları piroliz tesislerinden karşılamak,
h) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Kabulü yapılarak işletmeye geçen biyokütleye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin lisans sahibi tüzel kişiler, 10/9/2014 tarihli ve 29115 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevre İzin ve Lisans Yönetmeliği kapsamında Çevre, Şehircilik ve İklim Değişikliği Bakanlığından alınması gereken belgeyi kabul tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde Kuruma sunmak,
ı) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Lisans verilmesine esas olan gerekli izin, onay, ruhsat ve benzerlerinin geri alınması, kaldırılması, sonlandırılması, yürütmesinin durdurulması veya iptal edilmesi durumlarını en geç (Değişik ibare:RG-19/11/2022-32018) iki ay içerisinde Kuruma bildirmek,
i) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler; 9/7/2020 tarihli ve 31180 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Düşey Engel Verilerini Toplama ve Sunma Yönetmeliğine uygun olarak, üretim lisansları kapsamında düşey engel niteliğindeki her türlü tesis ve yapıya ilişkin bilgiyi, yetkili fen adamları vasıtasıyla tespit etmek, söz konusu yönetmelik ekinde bulunan tabloları belirtilen süreler içinde, tarif edilen nitelikte, tam, doğru, zamanında toplamak ve doğruluğunu teyit ederek Harita Genel Müdürlüğü’ne göndermek ve bu bilgiyi güncel tutmak, üretim lisansı sahibi şirket yetkilisinin adı-soyadı imzası ile yetkili/sorumlu mühendis onayı olacak şekilde, hem yazılı olarak hem de elektronik ortamda Harita Genel Müdürlüğü’ne iletmek, bu kapsamdaki işlemlerin yerine getirilmesinde Harita Genel Müdürlüğü tarafından verilen talimatları yerine getirmek,
ile yükümlüdür.
(3) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesislerinde sisteme verilebilecek aktif çıkış gücü, ana kaynağa dayalı geçici kabulü yapılmış olan ünitelerin toplam elektriksel kurulu gücünü aşamaz. Üretim miktarının ana kaynağa dayalı geçici kabulü yapılmış ünitelerin kurulu gücüne karşılık gelen enerji miktarından fazla olması halinde, söz konusu fazla enerji, ilgili mevzuat kapsamında uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz. Ancak bu durum katılımcının ilgili mevzuattaki yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.
(4) (Ek:RG-28/7/2020-31199) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
(5) (Ek:RG-28/7/2020-31199) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
(6) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dayalı olarak kurulacak ünite ve/veya ünitelerin toplam gücü, Kurul kararıyla belirlenir.
(7) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana kaynağa dayalı ünitelerin kısmi veya tam kabulü yapılmadan yardımcı kaynağa dayalı ünite veya ünitelerin kısmi veya tam kabulü yapılmaz.
(8) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesislerinde rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üniteler bakımından elektrik depolama ünitesinin işletmeye alınan kurulu gücü kadar kapasite işletmeye alınabilir. Söz konusu elektrik depolama ünitesinin tamamı işletmeye geçmeden; elektriksel kapasite artışı veya birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında tadil başvurusu yapılamaz.
İletim lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 31 – (1) TEİAŞ, iletim lisansı kapsamında;
a) Münhasıran iletim faaliyetinde bulunma ve iletim sistemini işletme,
b) Oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarının karşılanmasıyla sınırlı olmak üzere, yan hizmetler anlaşmaları kapsamında yeni üretim tesisi yaptırmak ve/veya mevcut üretim tesislerinin kapasitelerini kiralamak amacıyla ihale yapabilme,
c) Uluslararası enterkonneksiyon hatlarının ulusal sınırlar dışında kalan kısmının tesisi ve işletilmesini yapabilme ve/veya bu amaçla uluslararası şirket kurabilme ve/veya kurulmuş uluslararası şirketlere ortak olabilme ve bölgesel piyasaların işletilmesine ilişkin organizasyonlara katılabilme,
ç) İletim sisteminin teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak amacıyla ve yan hizmetler piyasası kapsamında elektrik enerjisi veya kapasitesi satın almak, iletim sistemi teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak için sözleşmeye bağlanan enerjinin, gerçekleşmeler nedeniyle fazlasını satma,
d) Kurulun izni alınmak kaydıyla, iletim faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyeti yürütme,
e) İletim sisteminin işletilmesi için ihtiyaç duyulan telsiz sistemi de dâhil her türlü iletişim ve bilgi sistemleri altyapısını kurma ve işletme,
f) Fiber optik kablo altyapısının bir kısmını, kendi faaliyetlerini aksatmayacak şekilde ilgili mevzuat çerçevesinde Kurum görüşleri doğrultusunda, üçüncü kişilere kullandırabilme,
hakkına sahiptir.
(2) TEİAŞ, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Bakanlığın kararı doğrultusunda uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarını yapmak,
b) Kurulması öngörülen yeni iletim tesisleri için iletim yatırım planı yapmak, yeni iletim tesislerini kurmak ve gerektiğinde iletim sisteminde ikame ve kapasite artırımı yatırımı yapmak,
c) İletim sistemine bağlı veya bağlanacak olan serbest tüketiciler dâhil tüm sistem kullanıcılarına şebeke işleyişine ilişkin mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin iletim ve bağlantı hizmeti sunmak,
ç) Yük dağıtımı ve frekans kontrolünü gerçekleştirmek, piyasa işletim lisansı kapsamında yan hizmetler piyasasını ve dengeleme güç piyasasını işletmek, gerçek zamanlı sistem güvenilirliğini izlemek, sistem güvenilirliğini ve elektrik enerjisinin öngörülen kalite koşullarında sunulmasını sağlamak üzere gerekli yan hizmetleri belirlemek ve bu hizmetleri ilgili yönetmelik hükümleri doğrultusunda sağlamak,
d) Lisansı kapsamında yürüttüğü faaliyetlere ilişkin tarife tekliflerini Kurumun belirlediği ilke ve standartlar çerçevesinde hazırlamak ve Kurumun onayına sunmak,
e) Şebeke, yan hizmetler ve dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini belirleyen ilgili mevzuatın uygulanmasını gözetmek, bu amaçla gerekli incelemeleri yapmak, sonuçları hakkında Kuruma rapor sunmak ve gerekli tedbirlerin alınmasını talep etmek,
f) İletim kısıtlarını asgari seviyeye indirmek, kaliteyi artırmak ve arz güvenliğini sağlamak amacıyla iletim şebekesini planlanmak ve Kurul tarafından onaylanan planları icra etmek,
g) Gerçek ve tüzel kişilere, eşitler arasında ayrım gözetmeksizin sisteme erişim ve sistemi kullanım imkânı sağlamak,
ğ) Kurulacak olan üretim tesisinin sistemine bağlantısının mümkün olup olmadığı hakkında Kurum veya ilgili tüzel kişi tarafından istenen görüşü gerekçeleri ile birlikte kırkbeş gün içerisinde vermek,
h) Lisans sahipleri ve iletim sisteminden bağlı tüketiciler ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzalamak,
ı) Piyasada elektrik enerjisi üretimi, toptan satışı ve perakende satışında rekabet ortamına uygun iletim teknik alt yapısını sağlamak,
i) Kanunun 8 inci maddesinin birinci fıkrasında belirtilenler dışında, piyasada hiçbir surette kendi nam ve hesabına elektrik enerjisi ve/veya kapasite ticareti yapmamak,
j) İletim sistemine bağlı tüm gerçek ve tüzel kişilere ait kayıtları tutmak, puant talepleri kaydetmek ve sayaç kayıtlarını izlemek,
k) İlgili mevzuat çerçevesinde, sistem işletmeciliğinden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden ve/veya kesintilerinden doğduğu tespit edilen zarar ve hasarları tazmin etmek,
l) Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerini yayımlamak,
m) İthalat ve ihracat faaliyetleri hakkında Kurum tarafından istenen görüşü, gerekçeleri ile birlikte Kuruma sunmak,
n) Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, her yıl, 1 Nisan tarihine kadar, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini yayımlamak,
o) Üretim kapasite projeksiyonu ile yirmi yıllık Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planını hazırlamak,
ö) İthalat ve/veya ihracat yapmak isteyen tedarik şirketleri veya üretim şirketleri ile enterkonneksiyon kullanım anlaşması imzalamak,
p) (Ek:RG-26/12/2014-29217) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak, TS ISO/IEC 27001’e göre kuracakları Bilgi Güvenliği Yönetim Sisteminde TS ISO/IEC 27002 Uygulama Rehberine ek olarak ISO/IEC TR 27019 rehber dokümanını da referans almak,
r) (Ek:RG-23/12/2015-29571) TS EN ISO 9001, TS ISO 10002, TS 18001 ve TS EN ISO 14001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ile yükümlüdür.
Piyasa işletim lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 32 – (1) Piyasa işletim lisansı, sahibine; lisansı kapsamında belirtilen organize toptan elektrik piyasalarının işletilmesi ve bu piyasalarda gerçekleştirilen faaliyetlerin mali uzlaştırılması ile söz konusu faaliyetlere ilişkin diğer mali işlemleri yapma hakkını verir.
(2) EPİAŞ, piyasa işletim lisansı kapsamında;
a) Piyasanın gelişimi doğrultusunda görev alanına giren organize toptan elektrik piyasalarında yeni piyasalar kurulmasına yönelik çalışmaları yapma ve Kuruma sunma,
b) Bakanlıkça uygun görülmesi hâlinde; görev alanına giren organize toptan elektrik piyasalarının işletilmesi amacıyla oluşturulan veya ileride oluşturulabilecek uluslararası elektrik piyasalarına taraf olarak katılma, bu amaçla kurulan uluslararası elektrik piyasası işletmecisi kuruluşlara ortak veya üye olma,
c) Kurum ve Sermaye Piyasası Kurulunun görüşleri doğrultusunda, Sermaye Piyasası Kanununun 65 inci maddesi kapsamındaki anlaşmaların tarafı olabilme,
ç) Bakanlık ve Sermaye Piyasası Kurulunun görüşü alınmak suretiyle Kurul tarafından belirlenen ve piyasa işletim lisansı kapsamı dışında kalan diğer enerji piyasası faaliyetleri ile emisyon ticaretine ilişkin faaliyetleri yürütme,
d) Uluslararası kurum veya kuruluşlara danışmanlık ve eğitim hizmeti verme ve önceden duyurusu yapılmak koşuluyla, yurt içinde lisansı kapsamındaki faaliyetlerle ilgili eğitim verme,
hakkına sahiptir.
(3) EPİAŞ, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) TEİAŞ tarafından piyasa işletim lisansı kapsamında işletilen organize toptan elektrik piyasalarının mali uzlaştırma işlemlerini yürütmek,
b) Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini belirleyen ilgili mevzuat çerçevesinde dengesizlik hesaplamalarına dair mali uzlaştırma işlemlerini yürütmek,
c) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Gün öncesi, gün içi ve ileri tarihli fiziksel teslimat gerektiren organize toptan elektrik piyasalarının işletim ve mali uzlaştırma faaliyetini yürütmek,
ç) Kurumun belirlediği usul ve esaslar çerçevesinde piyasa işletim tarifelerini belirleyerek Kuruma sunmak,
d) Lisansı kapsamındaki işlemlerinin yürütülebilmesi için kendisine sağlanan verilerin gizli tutulmasını sağlamak ve ilgili mevzuat hükümlerinde belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde kamuoyu ile paylaşmak,
e) Elektrik enerjisi ve/veya kapasite tedarik eden lisans sahipleri ile serbest tüketicilerin kayıtlarını tutmak,
f) Lisansında belirtilen organize toptan elektrik satış piyasalarında faaliyet gösteren tüzel kişilere merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından verilecek hizmetlerin karşılığında merkezi uzlaştırma kuruluşuna ödenecek bedeli belirlemek,
g) Esas sözleşmesindeki her türlü değişiklikten önce, ilgili değişikliğe ilişkin Kurum onayı almak,
ğ) (Ek:RG-26/12/2014-29217) Kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak,
h) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Lisans alma tarihinden itibaren yirmidört ay içerisinde TS EN ISO 9001, TS ISO 10002 ve TS 18001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ı) (Ek:RG-23/12/2015-29571) İşlettiği veya mali uzlaştırma işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektik piyasalarına ilişkin piyasa izleme ve buna ilişkin raporlama faaliyetlerini ilgili mevzuat uyarınca yerine getirmek,
ile yükümlüdür.
(4) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) TEİAŞ piyasa işletim lisansı kapsamında dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasasının işletilmesi, ilgili mevzuat uyarınca izlenmesi ve raporlanması ile yükümlüdür.
Dağıtım lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 33 – (1) Dağıtım lisansı, sahibine;
a) Lisansında belirlenen dağıtım bölgesinde dağıtım faaliyetinde bulunma,
b) Kurum tarafından belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde, dağıtım faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyeti yürütme,
c) Genel aydınlatma ve dağıtım sistemi teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak amacıyla kullanılmak üzere elektrik enerjisi satın alma ile sistem teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak için sözleşmeye bağlanan enerjinin gerçekleşmeler nedeniyle fazlasını organize toptan elektrik piyasalarında satabilme,
ç) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
d) (Ek:RG-9/5/2021-31479) İlgili mevzuatta belirtilen koşullar çerçevesinde elektrik depolama tesisi kurma ve işletme,
hakkını verir.
(2) Dağıtım lisansı sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Lisansında belirlenen bölgedeki dağıtım gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin sayaçlarının kurulumu, bakımı ve işletilmesi hizmetlerini yürütmek, söz konusu bölgede yer alan sayaçları okumak ve elde edilen verileri ilgili tedarikçilerle ve piyasa işletmecisiyle paylaşmak,
b) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla mevcut kullanıcıların mülkiyetinde olan sayaçları, ilgili mevzuat çerçevesinde devralmak,
c) Lisansında belirtilen bölgedeki dağıtım sistemini, elektrik enerjisi üretimi ve satışında rekabet ortamına uygun şekilde işletmek,
ç) Kurul tarafından onaylanan yatırım planı uyarınca yatırım programına alınan dağıtım tesislerinin projelerini hazırlamak, gerekli iyileştirme, yenileme ve kapasite artırımı yatırımlarını yapmak ve/veya yeni dağıtım tesislerini inşa etmek,
d) Dağıtım sistemine bağlı ve/veya bağlanacak olan tüm dağıtım sistemi kullanıcılarına ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin hizmet sunmak,
e) İlgili yönetmelik hükümleri doğrultusunda yan hizmetleri sağlamak,
f) Tedarik şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirebilmesi için gerekli olan bilgileri, talep edilmesi halinde sağlamak,
g) İlgili yönetmelik çerçevesinde lisansına kayıtlı olan bölgeye ilişkin talep tahminlerini hazırlamak,
h) Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri doğrultusunda yatırım planlarını hazırlamak ve Kurul onayına sunmak,
ı) Dağıtım hizmetinin Kanunda öngörülen nitelikte verilmesini sağlayacak yatırımları yapmak,
i) OSB dağıtım lisansı sahibi olmayan organize sanayi bölgesinin onaylı sınırları içindeki dağıtım faaliyetini yürütmek,
j) İlgili mevzuat çerçevesinde, sistem işletmeciliğinden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden ve/veya kesintilerinden doğduğu tespit edilen zarar ve hasarları tazmin etmek,
k) Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde her yıl, 1 Nisan tarihine kadar, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini yayımlamak,
l) Serbest tüketicileri herhangi bir tedarikçiye yönlendirmemek,
m) Serbest tüketicilerin tedarikçilerini değiştirmek istemeleri durumunda ilgili mevzuat çerçevesinde gerekli hizmet ve bilgileri sağlamak,
n) Genel aydınlatma ile teknik ve teknik olmayan kayıplarından dolayı enerji ihtiyaçlarını (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) EÜAŞ’tan temin etmek,
o) Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde ilgili tarife tekliflerini Kuruma sunmak,
ö) Bölgesinde yürütülen perakende satış faaliyetlerinde, tüm tedarik lisansı sahibi tüzel kişilere eşit taraflar arasında ayrım gözetmeden dağıtım hizmeti sağlamak,
p) İletim tarifesine göre belirlenen bedelleri ödemek,
r) Dağıtım sistemine bağlı tüm gerçek ve tüzel kişilere ait kayıtları tutmak, puant talepleri kaydetmek ve sayaç kayıtlarını izlemek,
s) Kurulacak olan üretim tesisinin dağıtım sistemine bağlantısının mümkün olup olmadığı hakkında Kurum tarafından istenen görüşü gerekçeleri ile birlikte süresi içerisinde vermek,
ş) Dağıtım sistemi kayıplarını asgari seviyeye indirmek,
t) Piyasa faaliyeti gösteren diğer tüzel kişilere doğrudan ortak olmamak,
u) Piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilere, ortaklık yapısında doğrudan pay sahibi olarak yer vermemek,
ü) Lisanssız elektrik üretim faaliyeti ile ilgili mevzuat kapsamında belirtilen görevleri yerine getirmek,
v) Kurulca belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde dağıtım faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı faaliyetler hariç olmak üzere, dağıtım faaliyeti dışında başka bir faaliyetle iştigal etmemek,
y) (Ek:RG-26/12/2014-29217) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Lisans alma tarihinden itibaren yirmidört ay içerisinde OSB dağıtım lisansı sahipleri hariç olmak üzere, kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak, TS ISO/IEC 27001’e göre kuracakları Bilgi Güvenliği Yönetim Sisteminde TS ISO/IEC 27002 Uygulama Rehberine ek olarak ISO/IEC TR 27019 rehber dokümanını da referans almak,
z) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Lisans alma tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde TS EN ISO 9001, TS ISO 10002, TS 18001 ve TS EN ISO 14001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ile yükümlüdür.
(3) Dağıtım şirketi, lisansına kayıtlı olan dağıtım bölgesinde, ilgili yönetmelik çerçevesinde genel aydınlatmadan ve bunlara ait gerekli ölçüm sistemlerinin tesis edilmesi ve işletilmesinden sorumludur.
(4) Dağıtım şirketi, iş ve işlemlerinde bağımsız olarak hareket etmek ve karar almak ile yükümlüdür. Dağıtım şirketini kontrol eden gerçek ve/veya tüzel kişiler, dağıtım şebekesinin işleyişine ve yönetimine müdahale edemez.
(5) Dağıtım şirketi ile dağıtım şirketiyle aynı kontrol ilişkisine sahip (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) tedarik, üretim ve görevli tedarik şirketlerinin yönetim kurulu üyesi, genel müdür ve genel müdür yardımcısı unvanları ile başka unvanlarla istihdam edilseler dahi yetki ve görevleri itibarıyla genel müdür yardımcısına denk veya daha üst makamlarda imza yetkisini haiz diğer yöneticilerin farklı kişilerden oluşturulması zorunludur. Dağıtım şirketinde görevli olan söz konusu yöneticiler, ilgili ana şirketin dağıtım ile perakende satış ve/veya üretim faaliyetlerini birlikte izlemek, koordine etmek, yönetmek, denetlemek gibi amaçlarla veya bu etkileri doğurabilecek şekilde, ilgili ana şirket bünyesinde veya kontrolünde olan şirketlerde oluşturulan; kurul, yönetim kurulu ve benzeri yapılanmalarda görev alamaz.
(6) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Dağıtım şirketinin genel müdür ve genel müdür yardımcısı unvanları ile başka unvanlarla istihdam edilseler dahi yetki ve görevleri itibarıyla genel müdür yardımcısına denk veya daha üst makamlarda imza yetkisini haiz diğer yöneticiler, aynı ortaklık yapısına sahip diğer elektrik dağıtım şirketleri dışında, elektrik piyasasına, elektrik piyasası ile ilgili hizmet veren diğer şirketlerde eş zamanlı olarak görev alamaz.
(7) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Dağıtım şirketinin lisansına kayıtlı olan bildirim adresi, faaliyette bulunduğu dağıtım bölgesi dışında bir yer olamaz.
Tedarik lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 34 – (1) Tedarik lisansı, sahibine;
a) Herhangi bir bölge sınırlaması olmaksızın serbest tüketicilerle, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapabilme,
b) Diğer lisans sahibi tüzel kişilerle elektrik enerjisi ve/veya kapasite ticareti faaliyetinde bulunma,
c) Organize toptan elektrik piyasalarında, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapma,
ç) Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden veya ülkelere, Kurul onayı ile elektrik enerjisi ithalatı ve ihracatı faaliyetlerini yapabilme,
d) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Lisansı kapsamında müstakil elektrik depolama tesis veya tesislerini kurma ve işletme,
hakkını verir.
(2) Tedarik lisansı, görevli tedarik şirketine, birinci fıkrada ve ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) İlgili dağıtım bölgesinde bulunan serbest olmayan tüketicilere Kurul tarafından onaylanan perakende satış tarifeleri üzerinden elektrik enerjisi satışı yapma,
b) İlgili dağıtım bölgesinde, son kaynak tedarikçisi sıfatıyla elektrik enerjisi sağlama,
hakkını verir.
(3) Tedarik lisansı sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Elektrik enerjisi satışı yapılan serbest tüketiciler ile ilgili bilgileri, TEİAŞ’a veya ilgili dağıtım şirketine vermek,
b) İletim tarifesi ve/veya dağıtım tarifesine göre belirlenen bedelleri ödemek,
c) Hizmet verilen tüketiciler ile ilgili olarak, bölgesindeki dağıtım şirketinin talep ettiği bilgileri, dağıtım şirketinin ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirebilmesi için gerekli olması koşuluyla, talep tarihinden itibaren 30 gün içinde sunmak,
ile yükümlüdür.
(4) Görevli tedarik şirketi, üçüncü fıkra ve ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Lisansına kayıtlı olan dağıtım bölgesinde bulunan serbest olmayan tüketicilere Kurul tarafından onaylanan perakende satış tarifeleri üzerinden elektrik enerjisi satışı yapmak,
b) İlgili dağıtım bölgesinde, son kaynak tedarikçisi sıfatıyla elektrik enerjisi sağlamak,
c) Piyasada rekabeti kısıtlayıcı veya engelleyici etki doğuran davranış veya ilişkilere girmemek, bu tür davranış veya ilişkilerin tespiti halinde Kurulca öngörülecek tedbirlere uymak,
ç) Lisanssız elektrik üretim faaliyeti ile ilgili mevzuat kapsamında belirtilen görevleri yerine getirmek,
d) Tarife önerilerini, Kurul tarafından belirlenecek usul ve esaslara göre hazırlayarak Kurum onayına sunmak,
e) Her yıl Aralık ayı sonuna kadar gelecek beş yıl için, tahmin ettikleri elektrik enerjisi puant güç taleplerini, ihtiyaç duydukları elektrik enerjisi miktarını, bu miktarın temini için yaptıkları sözleşmeleri ve ilave enerji veya kapasite ihtiyaçlarını Kuruma bildirmek,
f) Son kaynak tedariği kapsamındaki tüketiciler için temin ettiği elektrik enerjisinin Kurul tarafından her yıl belirlenecek oranı kadarını, (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) EÜAŞ’tan temin etmek,
g) İş ve işlemlerinde tüketicilere; ilgili dağıtım şirketinin devamı niteliğinde olduğu izlenimi verebilecek aynı marka, logo ve ana şirket unvanı gibi hususların kullanılmasından ve bu nitelikteki açıklama ve beyanlardan kaçınmak,
ğ) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Lisans alma tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde TS EN ISO 9001, TS ISO 10002 ve TS ISO/IEC 27001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ile yükümlüdür.
(5) Son kaynak tedarik yükümlülüğü bulunan tedarik şirketinin lisansının sona ermesi veya iptali hâlinde, ilgili bölge için son kaynak tedarik yükümlüsü tedarik şirketi, Elektrik Piyasasında Dağıtım ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(6) Görevli tedarik şirketleri dışındaki tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler, lisansları kapsamında serbest olmayan tüketicilere elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı yapamazlar.
(7) Tedarik lisansı, (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) EÜAŞ’a;
a) Mevcut imtiyaz ve uygulama sözleşmeleri kapsamında enerji alış ve satış anlaşmaları imzalayabilme,
b) (Değişik:RG-9/6/2017- 30091) Elektrik enerjisi mübadele, ithalat ve ihracat anlaşmaları kapsamında enerji alış ve satış anlaşmaları imzalayabilme,
c) İlgili mevzuat kapsamında elektrik enerjisi ve kapasitesi alım ve satımına ilişkin ikili anlaşmalar yapma ve yürütme,
ç) Organize toptan elektrik piyasalarında faaliyette bulunabilme,
d) (Ek:RG-22/10/2016-29865)(Değişik:RG-16/8/2018-30511) Sekizinci fıkranın (a) ve (b) bentlerinde belirtilen yükümlülüklerin karşılanması amacıyla gerekli olan elektrik enerjisi miktarını mevcut sözleşmeler kapsamında karşılayamaması durumunda, Kanunun 26 ncı maddesinin onüçüncü fıkrası çerçevesinde yerli kömür yakıtlı elektrik üretim santrallerinden Bakanlıkça belirlenen usul ve esaslar kapsamında enerji temin etme,
hakkını verir.
(8) Tedarik lisansı kapsamında (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) EÜAŞ, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Görevli tedarik şirketine, tarifesi düzenlemeye tabi olan tüketiciler için ihtiyaç duyulan elektrik enerjisinin Kurul tarafından her yıl belirlenecek oranı kadarını, toptan satış tarifesinden satmak,
b) Dağıtım şirketlerinin, genel aydınlatma ile teknik ve teknik olmayan kayıplarından dolayı ortaya çıkan enerji ihtiyaçlarını temin etmek,
c) Mevcut sözleşmeler kapsamında imzalanmış olan enerji alış ve satış anlaşmalarını yürütmek,
ç) Satın aldığı elektrik enerjisinin ortalama maliyetini ve üstlenilmiş olan diğer yükümlülükleri yansıtan toptan satış tarife önerisini Kuruma sunmak ve Kurul onayını müteakip eşit taraflar arasında ayrım gözetilmeksizin uygulamak,
d) (Ek:RG-22/10/2016-29865) (Değişik:RG-16/8/2018-30511) Bu fıkranın (a) ve (b) bentlerinde belirtilen yükümlülüklerin karşılanması amacıyla gerekli olan elektrik enerjisi miktarını mevcut sözleşmeler kapsamında karşılayamaması durumunda, Kanunun 26 ncı maddesinin onüçüncü fıkrası çerçevesinde yerli kömür yakıtlı elektrik üretim santrallerinden Bakanlıkça belirlenen usul ve esaslar kapsamında enerji temin etmek,
ile yükümlüdür.
(9) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Görevli tedarik şirketi ile görevli tedarik şirketiyle aynı kontrol ilişkisine sahip tedarik lisansı sahibi tüzel kişilerin yönetim kurulu üyesi, genel müdür ve genel müdür yardımcısı unvanları ile başka unvanlarla istihdam edilseler dahi yetki ve görevleri itibarıyla genel müdür yardımcısına denk veya daha üst makamlarda imza yetkisini haiz diğer yöneticilerin farklı kişilerden oluşturulması zorunludur.
(10) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Görevli tedarik şirketinin genel müdür ve genel müdür yardımcısı unvanları ile başka unvanlarla istihdam edilseler dahi yetki ve görevleri itibarıyla genel müdür yardımcısına denk veya daha üst makamlarda imza yetkisini haiz diğer yöneticiler, aynı ortaklık yapısına sahip diğer görevli tedarik şirketleri dışında, elektrik piyasasına, elektrik piyasası ile ilgili hizmet veren diğer şirketlerde eş zamanlı olarak görev alamaz.
(11) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Görevli tedarik şirketi, lisans kapsamında tarifesi düzenlemeye tabi faaliyetleri başta olmak üzere, faaliyetleri için ana şirket dahil, diğer şirketlerden ayrı bir internet sitesi kurmak ve işletmek ile yükümlüdür.
Yükümlülüklerin ertelenmesi, askıya alınması ve kaldırılması
MADDE 35 – (1) Önlisans ve lisans sahibinin ilgili mevzuattan kaynaklanan yükümlülükleri, mücbir sebep hallerinde, etkilendikleri oranda, mücbir sebebin etkileri giderilinceye kadar, Kurul kararıyla ertelenebilir veya askıya alınabilir. Söz konusu yükümlülüklerin yerine getirilemeyeceğinin anlaşıldığı hallerde, Kurul, önlisans ve lisans sahibinin yükümlülüğünün kaldırılmasına da karar verebilir. İletim ve dağıtım faaliyetlerine ilişkin yükümlülüklerin kaldırılması talep edilemez.
(2) Bir olayın mücbir sebep hali sayılabilmesi için; olaydan etkilenen tarafın gerekli özen ve dikkati göstermiş ve tüm önlemleri almış olmasına karşın olayın önlenemeyecek, kaçınılamayacak ve öngörülemeyecek olması ve bu durumun etkilenen tarafın ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmesini engellemesi gerekir.
(3) Aşağıda belirtilen haller, bunlarla sınırlı olmamak kaydıyla, mücbir sebepler olarak kabul edilir:
a) Doğal afetler ve salgın hastalıklar,
b) Savaş, nükleer ve kimyasal serpintiler, seferberlik halleri, halk ayaklanmaları, saldırı, terör hareketleri ve sabotajlar,
c) Grev, lokavt veya diğer memur ve işçi hareketleri.
(4) İlgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerin ertelenmesi, askıya alınması veya kaldırılması kararının verilebilmesi için, (Ek ibare:RG-8/3/2020-31062)(1) önlisans veya lisans sahibinin;
a) Mücbir sebebin başlama tarihini ve mahiyetini,
b) İlgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerine olan etkilerini,
c) Mümkün olması halinde etkilerin tahmini giderilme süresini,
içeren başvurusunu, Kuruma yazılı (Ek ibare:RG-8/3/2020-31062)(1) veya EPDK Başvuru Sistemi üzerinden elektronik olarak bildirmesi zorunludur.
(5) Bu madde kapsamındaki talepler, başvuruya ilişkin gerekli bilgi ve belgelerin tamamlanmasından itibaren altmış gün içerisinde Kurul kararı ile sonuçlandırılır.
Lisans kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin devri
MADDE 36 – (1) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibinin lisans kapsamındaki hakları Kuruldan izin almaksızın üçüncü şahıslara devir, temlik ve rehin edilemez. Kurul izni için yapılan başvuru, bu Yönetmeliğin 21 inci maddesi hükümleri uyarınca incelendikten sonra hazırlanan değerlendirme raporu Kurula sunulur ve Kurul kararı ile sonuçlandırılır.
YEDİNCİ BÖLÜM
Rüzgâr ve Güneş Enerjisine Dayalı Önlisans Başvurularına İlişkin
Ölçüm Standardı
Rüzgâr ve güneş ölçümlerine ilişkin yükümlülük
MADDE 37 – (1) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki başvurular hariç olmak üzere rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans başvurularında, tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Bölüm kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak son sekiz yıl içinde elde edilmiş en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunludur. YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki başvurular hariç olmak üzere güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans başvurularında, tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Bölüm kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak son sekiz yıl içinde elde edilmiş, 6 ayı yerinde olmak üzere, en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunludur. Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları esnasında; “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da yer alan Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu ve Ölçüm Sonuç Raporu MGM veya ilgili akredite kuruluş tarafından elektronik ortamda Kuruma sunulur.
(2) Ölçüm yapılacak sahada bu Bölümde belirtilen ölçüm istasyonunun kurulması için gerekli olan sahaya ilişkin izinlerin alınması ilgili tüzel kişinin sorumluluğundadır. Bu izinler, MGM’ye veya bir Akredite Kuruluşa başvuru yapılmadan önce ilgili tüzel kişi tarafından alınacak ve başvuru dosyasına eklenecektir.
Rüzgâr ve güneş ölçümlerinin sahayı temsil etmesi
MADDE 38 – (1) Ölçüm istasyonu, rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin kurulacağı önlisans başvurusu yapılan santral sahası alanında yer almalıdır. Aynı sahaya birden fazla ölçüm istasyonu kurulmasının talep edilmesi durumunda, ölçüm istasyonlarının birbirini etkilememesi yönündeki düzenleme MGM tarafından yapılır.
Rüzgâr ve güneş ölçüm istasyonlarının yapısı
MADDE 39 – (1) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri ile ilgili olarak;
a) Ölçüm istasyonu; rüzgâr hızı sensörü, rüzgâr yönü sensörü, sıcaklık sensörü, basınç sensörü, bağıl nem sensörü ile ölçüm kayıt cihazından oluşur. Rüzgâr ölçüm direğinin yüksekliği minimum 60 metre olmalıdır. Rüzgâr ölçümleri, birisi 30 m, diğeri direğin en üst seviyesinde olmak üzere en az iki seviyede yapılacaktır. Başvuru sahibi bu iki seviyede yapılan ölçümlere ilave olarak farklı seviyelerde de rüzgâr ölçümü yapabilir. Basınç, sıcaklık ve nem ölçümleri ise en az 3 metre yükseklikte yapılacaktır. Başvuru sahibi basınç, sıcaklık ve nem ölçümlerini en az 3 metre yükseklikte yapılan ölçümlere ilave olarak farklı seviyelerde de yapabilir.
b) Yapılan ölçümler, ölçüm verileri üzerinde değişikliğe sebep olacak herhangi bir müdahale olmaksızın çevrimiçi olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa iletilecektir. Veri iletimi, günün belli bir saatinde veri kayıt cihazı tarafından MGM’nin veya ilgili Akredite Kuruluşun belirleyeceği e-posta adresine veya terminale otomatik olarak gönderilir.
c) Kayıt edilen tüm ölçüm verileri, belli zaman aralıklarında veya ölçüm süresinin sonunda, verileri değiştirecek herhangi bir müdahale olmaksızın orijinal olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa elektronik ortamda sunulacaktır. Bu kapsamda sunulacak verilerin doğruluğundan ve güvenilirliğinden başvuru sahibi sorumludur.
(2) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri ile ilgili olarak;
a) Güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında aşağıdaki esaslar doğrultusunda ölçüm verileri bulundurulur:
1) Önlisans başvurusu kapsamındaki tesisin kurulacağı alandaki güneş ölçüm istasyonunda TS ISO 9060 veya ISO 9060 standardına uygun güneş radyasyon ölçüm sensörü (piranometre) ve güneşlenme süresi sensörü kullanılır. Ölçüm istasyonunda ayrıca sıcaklık sensörü, bağıl nem sensörü, rüzgâr hızı ve rüzgâr yönü sensörü ile ölçüm kayıt cihazı bulunur.
2) 2 ila 5 metre arasında bir yükseklikte kurulan piranometre ile yeryüzünün yatay düzlemindeki bir metrekaresine gelen toplam güneş radyasyonu ölçülür ve dakikalık veya on dakikalık bazda kayıt edilir.
3) 2 ila 5 metre arasında bir yükseklikte kurulan güneşlenme süresi sensörü ile dakikalık olarak yapılan ölçümlerden saatlik toplamlar kaydedilir.
4) Ölçüm istasyonunda kullanılan güneş ölçüm sensörlerinin TS ISO 9060 veya ISO 9060 standardına uygunluk belgesi, güncel kalibrasyon sertifikası ve benzeri belgeler başvuru dosyasında yer alır.
b) Yapılan ölçümler, ölçüm verileri üzerinde değişikliğe sebep olacak herhangi bir müdahale olmaksızın çevrimiçi olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa iletilecektir. Veri iletimi, günün belli bir saatinde veri kayıt cihazı tarafından MGM’nin veya ilgili Akredite Kuruluşun belirleyeceği e-posta adresine veya terminale otomatik olarak gönderilir.
c) Kayıt edilen tüm ölçüm verileri, belli zaman aralıklarında veya ölçüm süresinin sonunda, verileri değiştirecek herhangi bir müdahale olmaksızın orijinal olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa elektronik ortamda sunulacaktır. Bu kapsamda sunulacak verilerin doğruluğundan ve güvenilirliğinden başvuru sahibi sorumludur.
(3) Bu Bölüm hükümleri kapsamında MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa sunulan veriler ile ticari sır niteliğinde olan bilgilerin saklanması ve korunması, MGM’nin veya ilgili Akredite Kuruluşun sorumluluğundadır.
Rüzgâr ve güneş ölçümlerine başlama
MADDE 40 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da yer alan Rüzgâr Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu ile Güneş Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporunu onaylama yetkisi yerinde inceleme yapılması kaydıyla MGM’de veya ilgili akredite kuruluşta olup raporun onaylandığı tarih, rüzgâr veya güneş ölçümüne başlama tarihi olarak kabul edilir.
(2) Rüzgâr Ölçüm Sonuç Raporu ile Güneş Ölçüm Sonuç Raporu, MGM veya ilgili Akredite Kuruluş ile önlisans başvurusunda bulunacak tüzel kişi tarafından müştereken onaylanır.
Rüzgâr ve güneş ölçüm süresi
MADDE 41 – (1) Rüzgâr veya güneş ölçüm istasyonunda, 37 nci maddenin birinci fıkrası kapsamında en az bir yıllık ölçüm yapılması zorunludur.
(2) Bir yıllık ölçüm süresi içerisinde, işletme ve/veya bakım veya sair nedenlerle veri kaybı yüzde 20’den daha fazla olamaz. Veri kaybının yüzde 20’ye kadar olduğu durumlarda kayıp veriler, mevcut veriler veya faaliyet alanını temsil edebilecek ve MGM tarafından belirlenecek bir veya birkaç meteoroloji istasyonu verilerinden faydalanılarak istatistiksel veri tamamlama yöntemlerinden birisi (enterpolasyon ve benzeri) kullanılarak elde edilir.
(3) Ölçüm verilerinden anormal olduğu değerlendirilen veriler için de, yüzde 20’lik kayıp veri sınırının içinde kalmak kaydıyla, istatistiksel veri tamamlama yöntemlerinden birisi (enterpolasyon ve benzeri) kullanılabilir.
Rüzgâr ölçüm verilerinin kayıt yapısı
MADDE 42 – (1) Rüzgâr ölçüm istasyonlarında beş saniye veya daha kısa sürelerde ölçülen/hesaplanan;
a) Rüzgâr hızı için ortalama, standart sapma, minimum ve maksimum,
b) Rüzgâr yönü için ortalama ve standart sapma,
c) Diğer parametreler için ortalama, minimum ve maksimum
bir veya on dakikalık aralıklarla kayıt edilir.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Mali Hükümler
Lisans bedelleri
MADDE 43 – (1) Piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin Kurum hesabına yatırmak zorunda oldukları ve bir sonraki yıl için geçerli olacak önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili, önlisans ve lisans sureti çıkartma bedelleri, her yılın Aralık ayının sonuna kadar Kurul tarafından belirlenerek Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
(2) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Önlisans ve lisans alma bedelleri faaliyet konularına ve/veya faaliyet büyüklüğüne göre maktu olarak, yıllık lisans bedelleri ise faaliyet konularına ve üretimi, iletimi, dağıtımı, toptan veya perakende satışı, depolanması gerçekleştirilen elektrik enerjisi miktarına göre nispi olarak belirlenir ve bu Yönetmelik hükümlerine göre ödenir.
(3) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Önlisans ve lisans alma, lisans yenileme, önlisans ve lisans sureti çıkartma ile önlisans ve lisans tadili bedelleri peşin olarak ödenir. Aynı dilekçeyle veya elektronik ortamda aynı gün yapılan başvurularda farklı konuların bulunması halinde, söz konusu başvuru kapsamında Kurul ve ilgili ana hizmet birimi tarafından ayrı ayrı sonuçlandırılacak tadiller için ayrı tadil bedelleri alınır.
(4) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri için, üretim tesisinin (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) kısmen veya tamamen kabulünün yapıldığı ilk tarihten itibaren ilk sekiz yıl süresince yıllık lisans bedeli alınmaz.
(5) İlk yıllık lisans bedeli,
a) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Üretim lisansları açısından, üretim tesisinin (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) kısmen veya tamamen kabulünün yapıldığı tarih ile o yıl 31 Aralık tarihine kadar üretilen elektrik enerjisi miktarına göre hesaplanır. Takip eden yıllar için ise yıllık lisans bedeli, bir önceki yılda üretilen elektrik enerjisi miktarı üzerinden hesaplanır.
b) Diğer lisanslar açısından, lisans alma tarihi ile o yıl 31 Aralık tarihine kadar, ilgili lisans çerçevesinde faaliyete konu edinilen elektrik enerjisi miktarı üzerinden hesaplanır. Takip eden yıllar için ise yıllık lisans bedeli, bir önceki yılda ilgili lisans çerçevesinde faaliyete konu edinilen elektrik enerjisi miktarı üzerinden hesaplanır.
(6) Üretim tesisi, geçici kabulün yapıldığı tarihte tamamlanmış olur.
(7) Yıllık lisans bedelleri;
a) Üretim lisansları için her yılın Şubat, Haziran ve Ekim aylarının,
b) Tedarik lisansları için her yılın Mart, Temmuz ve Kasım aylarının,
c) Dağıtım lisansları için her yılın Nisan, Ağustos ve Aralık aylarının,
ç) TEİAŞ’ın iletim lisansı ve piyasa işletim lisansı ile EPİAŞ’ın piyasa işletim lisansı için Ocak, Mayıs ve Eylül aylarının,
ilk beş iş günü içerisinde üç eşit taksitte Kurum hesabına yatırılır.
(8) Yıllık lisans bedellerinin ödenmesi gereken süre içerisinde Kurum hesabına yatırılmaması durumunda; ödenmesi gereken tutara 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammı oranı uygulanır.
(9) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır. Bu hüküm, kısmi işletmede olan üretim tesisleri için işletmede olmayan ve süre uzatımına konu olan kurulu güç miktarı, kapasite artışları bakımından da kapasite artış miktarı dikkate alınarak uygulanır. Önlisans süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde önlisans alma bedelinin tamamı tadil bedeli olarak alınır.
(10) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Değerlendirmeye alınmış olan önlisans ve lisans başvuruları ile anılan önlisans ve lisansların tadil başvurularının reddedilmesi veya söz konusu başvurulardan vazgeçilmesi halinde, Kuruma ödenmiş olan önlisansveya lisans alma bedelleri ile tadil bedelleri iade edilmez.
(11) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisansının sona erdirilmesi talebi uygun bulunan tüzel kişi, ikinci fıkra kapsamında ödenmesi gereken yıllık lisans bedelinin ödendiğine ilişkin belgeyi, ilgili Kurul kararında belirtilen süre içerisinde Kuruma sunmakla yükümlüdür.
(12) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Mevzuatın değişikliklerinin ve mevzuat uygulamalarının gerektirdiği tadiller için önlisans ve lisans tadil bedeli alınmaz.
(13) (Ek:RG-24/2/2017-29989) Önlisans veya lisans alma bedelleri ile tadil bedellerinde, başvuruya ilişkin bilgi ve belgelerin tam ve eksiksiz olarak Kuruma sunulduğu tarihte geçerli bedeller esas alınır.
(14) (Ek:RG-9/7/2019-30826) Bir tüzel kişinin sahibi olduğu önlisanslarda ve/veya lisanslarda yer alan ortak hükümlere ilişkin tadil talepleri için aynı başvuruda olması kaydıyla tek lisans tadil bedeli alınır.
(15) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi ile birleşik elektrik üretim tesisi için lisans bedelleri ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir.
(16) (Ek:RG-14/5/2020-31127) 57 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında; onay alınması gerektiği halde onay alınmadan gerçekleştirilen ya da onay verilen veya onaya tabi olmayan ortaklık yapısı değişiklikleri kapsamında yapılması gereken lisans tadil başvurularının; onay alınması gerektiği halde onay alınmadan gerçekleştirilen ortaklık yapısı değişiklikleri için değişikliğin gerçekleştiği takvim yılı içinde, diğerleri için ilgili hükümde belirlenen sürelerin bittiği takvim yılı içinde başvuru yapılması halinde tadil bedeli üç kat, sonraki her bir takvim yılı için ilave bir kat olarak uygulanır. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) 57 nci maddenin birinci ve ikinci fıkraları kapsamında; pay değişikliklerine ilişkin bildirim yükümlülüğünün belirlenen süre içerisinde yerine getirilmemesi halinde de söz konusu tadil bedeli kadar bir bedel uygulanır.
(17) (Ek:RG-14/5/2020-31127) 59 uncu maddenin onuncu fıkrası kapsamında ilgili tüzel kişinin kendisine tanınan süre içerisinde birleşme veya bölünme işlemini tamamlaması ancak yükümlülüklerini süresi içinde tamamlamaması halinde lisans alma bedeli bir katı artırılarak uygulanır.
(18) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesislerinde; önlisans süresinin uzatılması ile üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılması kapsamındaki tadillerde lisans tadil bedellerinin belirlenmesinde, üretim tesisinin toplam mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesi kurulu gücü toplanarak birlikte değerlendirilir.
(19) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Tedarik lisansına eklenecek her bir müstakil elektrik depolama tesisi için ayrı tadil bedeli alınır.
Hesapların ayrıştırılması ve çapraz sübvansiyon yasağı
MADDE 44 – (1) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet gösteren tüzel kişiler;
a) Tarifesi düzenlemeye tabi her faaliyet ve bu faaliyetin lisansı kapsamında sınırlandığı her bölge için,
b) Piyasa faaliyeti ile birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyetin yürütülmesi halinde, piyasa dışı faaliyet için,
ayrı hesap ve kayıt tutmakla yükümlüdür.
(2) Görevli tedarik şirketi, perakende satış faaliyeti ile perakende satış hizmeti için ayrı hesap tutar ve bu hesaplar arasında çapraz sübvansiyon yapamaz.
(3) Görevli tedarik şirketi, hesaplarını Kurul tarafından onaylanan Elektrik Dağıtım Sektörü Düzenleyici Hesap Planına uygun olarak tutmakla yükümlüdür.
(4) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi;
a) Müessesesi, bağlı ortaklığı, iştiraki veya ortağının kendisi ile,
b) Aynı holding ya da şirketler topluluğu çatısı altında yer alan başka bir şirketle,
c) Piyasa faaliyetleri arasında,
ç) Piyasa faaliyetleri ile piyasa dışı faaliyetleri arasında,
çapraz sübvansiyon tesis edemez.
Teminatın iadesi ve irat kaydedilmesi
MADDE 45 – (Başlığıyla Birlikte Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Önlisans başvurularında, 12 nci madde kapsamında Kuruma sunulan teminat,
a) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Aşağıdaki hallerde ilgili tüzel kişiye iade edilir:
1) (b) bendinin (6) numaralı alt bendi hükmü saklı kalmak üzere, önlisans başvurusundan vazgeçilmesi veya önlisans başvurusunun reddedilmesi.
2) Önlisansın, önlisans sahibi tüzel kişiden kaynaklanmayan bir nedenle sona ermesi veya erdirilmesi.
b) Aşağıdaki hallerde irat kaydedilir:
1) Önlisans sahibinin 20 nci maddede belirtilen süre içerisinde üretim lisansı başvurusunda bulunmaması.
2) Önlisans sahibinin, önlisans süresinde yerine getirmesi gereken yükümlülüklerini süresi içerisinde yerine getirmemesi.
3) Bu fıkranın (a) bendinin (2) numaralı alt bendinde belirtilen durumlar dışında, önlisansın, önlisans sahibi tüzel kişinin talebiyle sona ermesi veya Kurul kararıyla iptal edilmesi.
4) 21 inci madde kapsamında lisans başvurusunun yapılmamış sayılmasına karar verilmesi.
5) Lisans başvurusu değerlendirmeye alındıktan sonra başvurudan vazgeçilmesi veya mücbir sebep halleri ile başvuru sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında bir sebeple başvurunun reddedilmesi.
6) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında TEİAŞ tarafından yapılan yarışma sonucunda bağlantı hakkını elde eden tüzel kişilerin mücbir sebep halleri ile başvuru sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında bir sebeple önlisans başvurusundan vazgeçmesi veya önlisans başvurusunun reddedilmesi.
7) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisansın mücbir sebep halleri dışında sona erdirilmesi veya Kurul Kararı ile iptal edilmesi.
(2) Lisans başvurularında, 20 nci madde kapsamında Kuruma sunulan teminat aşağıdaki hallerde iade edilir:
a) Lisans başvurusundan vazgeçilmesi veya başvurunun reddedilmesi halinde.
b) Lisansa konu üretim tesisinin;
1) Tamamının geçici kabulünün yapıldığının tevsiki halinde,
2) Geçici kabulü yapılmayan kısım için 20 nci madde uyarınca belirlenen tutarda yeni teminatın Kuruma sunulması kaydıyla, kısmi geçici kabulünün yapıldığının tevsiki halinde.
(3) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim lisansları ile ilgili olarak, 20 nci madde kapsamında Kuruma sunulan teminat, mücbir sebep halleri ile lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında;
a) Üretim tesisinin lisansta belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması,
b) Üretim tesisinin kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi,
c) Lisansın, üretim tesisinin geçici kabulü yapılmadan önce herhangi bir nedenle iptal edilmesi,
d) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesislerinde, kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin lisansında belirlenen sürede kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi,
halinde irat kaydedilir. Bu fıkra hükümleri YEKA için verilen üretim lisansları bakımından sadece mücbir sebep halleri dikkate alınarak uygulanır.
(4) Önlisans veya lisansa derç edilmiş bulunan kurulu gücün düşürülmesi suretiyle önlisans veya lisansın tadil edilmesinin talep edilmesi halinde;
a) Tadil talebinin gerekçesinin mücbir sebep ya da gerekçeleri Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında bulunması durumunda, tadil sonucunda önlisans veya lisansa derç edilecek kurulu güce karşılık gelen tutarda yeni teminatın Kuruma sunulması kaydı ile mevcut teminat iade edilir.
b) (a) bendinde belirtilen haller dışında, Kuruma sunulmuş bulunan teminat önlisans süresince veya üretim tesisinin geçici kabulü yapılıncaya kadar iade edilmez.
(5) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisans veya üretim lisansına derç edilmiş kurulu gücün düşürülmesi suretiyle önlisansveya üretim lisansının tadil edilmesinin talep edilmesi halinde, tadil talebinin gerekçesinin mücbir sebepler kapsamında bulunması durumunda, tadil sonucunda önlisans veya üretim lisansına derç edilecek kurulu güce karşılık gelen tutarda yeni teminatın Kuruma sunulması kaydı ile mevcut teminat iade edilir. Bunun dışındaki hallerde teminatın kurulu güç düşümüne konu kısmı irat kaydedilir. YEKA için verilen önlisans ve üretim lisansları için dördüncü fıkra hükümleri uygulanmaz.
(6) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisinde yardımcı kaynağa dayalı olarak kurulan ünitenin, ana kaynağa dayalı ünite işletmeye geçmeden önce işletmeye geçmesi halinde; yardımcı kaynağa dayalı ünite için Kuruma sunulan teminat, ana kaynağa dayalı ünite işletmeye geçinceye kadar iade edilmez.
(7) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi için önlisans başvuru aşamasında Kuruma sunulan teminat, lisans alınıncaya kadar iade edilmez. Depolamalı elektrik üretim tesisinin elektrik depolama ünitesine ilişkin lisans başvurusunda sunulan teminat, söz konusu elektrik depolama ünitesinin tamamı işletmeye geçinceye kadar iade edilmez.
Kamulaştırma, irtifak hakkı tesisi, kullanma izni veya kiralama
MADDE 46 – (Değişik:RG-9/5/2021-31479)
(1) Önlisans ve üretim lisansı sahibi özel hukuk tüzel kişisi, faaliyetiyle doğrudan ilgili olarak;
a) Kamulaştırma işlemleri,
b) İrtifak hakkı tesisi,
c) Kullanma izni,
ç) Kiralama yapılması,
d) Hazineye ait taşınmazlar dışındaki kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazların devir kararının alınması,
e) Mera tahsis amacı değişikliği,
talebiyle Kuruma başvurabilir. YEKA için verilen önlisans ve üretim lisanslarında YEKA Yönetmeliği kapsamında kurulacak fabrika, AR-GE tesisleri ve benzeri için bu fıkra kapsamında talepte bulunulamaz.
(2) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesinde kurulan elektrik depolama ünitesi ile üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama üniteleri dahil, elektrik piyasasında üretim faaliyetinde bulunan önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişilerinin, önlisans ve lisansa konu faaliyetleri için gerekli olan ve kişilerin özel mülkiyetinde bulunan taşınmazlara ilişkin kamulaştırma talepleri Kurum tarafından değerlendirilir ve uygun görülmesi hâlinde Kurul tarafından karar alınır. Söz konusu karar çerçevesinde gerekli kamulaştırma işlemleri Kanunun 19 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde sonuçlandırılır. Müstakil elektrik depolama tesisleri ile bu tesislerin bağlantısına ilişkin tesisler için arazi edinimi veya kullanım hakkı tesisine ilişkin Kanunun 19 uncu maddesi hükümleri uygulanmaz.
Tesis varlıklarını teminat altına alma zorunluluğu
MADDE 47 – (1) Lisans sahibi tüzel kişiler, gerçekleştirdikleri faaliyet ile ilgili tesis varlıklarını faaliyet türlerine göre muhtemel risklere karşı korumak amacıyla teminat altına almakla yükümlüdür.
(2) Bu kapsamda lisans sahibi tüzel kişilerin üretim, iletim ve dağıtım tesislerini; doğal afetler, yangın, kaza, hırsızlık, üçüncü şahıslara karşı mali sorumluluk, terör ve sabotaj tehlikelerine karşı teminat altına almaları zorunludur.
(3) Teminat uygulaması;
a) Elektrik iletim tesisleri için TEİAŞ,
b) Elektrik dağıtım tesisleri için TEDAŞ,
c) EÜAŞ bünyesindeki üretim tesisleri, Bağlı Ortaklıklar ile EÜAŞ’ın işletme hakkı devri yoluyla devrettiği üretim tesisleri için EÜAŞ,
tarafından ayrı ayrı hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanan usul ve esaslar çerçevesinde gerçekleştirilir. Hazırlanan usul ve esaslarda teminat altına alma şekli, uygulanacak teminat bedeli, muafiyet gibi maliyete etki edecek unsurlara yer verilir.
(4) Lisans sahibi tüzel kişiler diğer tehlikeleri de teminat altına alabilirler. Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin, ikinci fıkrada belirtilen tehlikeler dışındaki tehlikeleri teminat altına almalarından kaynaklanan maliyetleri tarifelere yansıtabilmeleri Kurul onayıyla mümkündür.
(5) Uluslararası anlaşmalar kapsamında kurulan üretim tesisleri için, ilgili anlaşmada söz konusu tesisin teminat altına alınmasının öngörülmüş olması halinde, bu madde hükmü söz konusu tesislere uygulanmaz.
Hizmet alımı
MADDE 48 – (1) Lisans sahibi tüzel kişiler, lisansları kapsamındaki faaliyetlerle ilgili olarak hizmet alımı yapabilirler.
(2) Dağıtım şirketleri, lisansları kapsamındaki faaliyetlerle ilgili olarak;
a) Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, her yıl, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin belirlenmesi,
b) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) SCADA’nın işletilmesi ile ilgili mevzuat uyarınca proje onayı ve kabul işlemleri, üretim ve tüketim tesislerinin dağıtım sistemine bağlantısı ile ilgili görüşlerin verilmesi ve 21/12/2012 tarihli ve 28504 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Dağıtımı ve Perakende Satışına İlişkin Hizmet Kalitesi Yönetmeliği kapsamındaki yükümlülüklerin yerine getirilmesi,
c) Yapım işleri ile mal ve hizmet alımı işlerinde, ihale dokümanlarının hazırlanması ve tekliflerin değerlendirilmesi gibi yüklenici ve/veya tedarikçi ile sözleşme imzalanmasına kadar olan sürece ilişkin işlemlerin yapılması,
ç) Tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) ve tahsilat işlemleri dışında, (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) kullanıcı hizmetleri merkezlerinin iş ve işlemleri,
konularında hizmet alımı yapamaz.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Görevli tedarik şirketleri;
a) Faturalandırma ve tahsilat işlemleri ile tüketici hizmetleri merkezlerinin tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri için,
b) Nüfusu elli binin altında olan ilçelerde tüketici hizmetleri merkezlerinin tüm faaliyetleri için,
hizmet alımı yapabilirler. Görevli tedarik şirketleri hizmet alımına ilişkin uygulamasını, her yıl, Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan nüfus sayılarını esas alarak takip eden yılın sonuna kadar bu fıkra hükmüne uygun hale getirir.
(4) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri, bu madde kapsamındaki hizmet alımlarını dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması çerçevesinde belirlenen ve bu Yönetmelik ile ilgili diğer mevzuatta yer alan düzenlemelere aykırı olmamak koşuluyla yapabilirler.
(5) Bu madde kapsamında düzenlenen hizmet alımı, ilgili lisans sahibi tüzel kişinin lisanstan kaynaklanan yükümlülüklerinin devri anlamına gelmez.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Diğer Hükümler
Görüş talebi
MADDE 49 – (1) İlgili mevzuatın uygulanmasında ortaya çıkan belirsizliklerin ya da yorum farklılıklarının giderilmesi amacıyla Kuruma başvurulabilir.
Piyasa kısıtı
MADDE 50 – (1) Herhangi bir gerçek veya özel sektör tüzel kişisinin kontrol ettiği üretim şirketleri aracılığıyla üretebileceği toplam elektrik enerjisi üretim miktarı, bir önceki yıla ait yayımlanmış Türkiye toplam elektrik enerjisi üretim miktarının yüzde yirmisini geçemez.
(2) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Tedarik lisansı sahibi özel sektör tüzel kişilerinin, üretim lisansı sahibi tüzel kişilerden, ithalat faaliyetinde bulunan diğer tedarik lisansı sahibi tüzel kişilerden ve ithalat kapsamında satın alacağı elektrik enerjisi miktarı toplamı, bir önceki yıl ülke içerisinde tüketilen elektrik enerjisi miktarının yüzde yirmisini geçemez. Ayrıca, söz konusu özel sektör tüzel kişilerinin nihai tüketiciye satışını gerçekleştireceği elektrik enerjisi miktarı da bir önceki yıl ülke içerisinde tüketilen elektrik enerjisi miktarının yüzde yirmisini geçemez. Ancak görevli tedarik şirketinin lisanssız elektrik üretimine ilişkin ilgili mevzuat kapsamında satın almakla yükümlü olduğu enerji miktarı, bu oranların hesabında dikkate alınmaz.
(3) Kanunun geçici 7 nci maddesinin ikinci fıkrası kapsamındaki lisans sahipleri, bir takvim yılı içinde lisanslarına kayıtlı olan yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının en fazla yüzde yirmisini piyasada satabilir. Arz güvenliği açısından ihtiyaç duyulacak hâllere münhasır olmak üzere, bu oran Bakanlık görüşü alınarak Kurul tarafından artırılabilir. Ancak bu fıkra kapsamında lisans verilen tüzel kişilerden yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretimi yapan tüzel kişilerce dengeleme ve/veya acil durumların giderilmesi amaçlı yük alma ve yük atma talimatları sonucu sisteme verilen fazla ve üretilmeyen eksik elektrik enerjisi miktarları, söz konusu oranın hesabında dikkate alınmaz.
Dolaylı pay sahipliği
MADDE 51 – (1) Ortaklık yapısında en az bir tüzel kişi ortağın varlığı halinde dolaylı pay sahipliği ilişkisine bakılır. Dolaylı pay sahipliğinin tespitinde aşağıdaki esaslar uygulanır;
a) Bir tüzel kişinin dolaylı pay sahipliği oranının tespitinde söz konusu tüzel kişinin beyanı esas alınır.
b) Bir gerçek kişiye ait dolaylı pay sahipliğinin belirlenmesinde, bu gerçek kişi ile eşi ve çocuklarına veya bu kişilerin ayrı ayrı veya birlikte sermayesini veya yönetimini kontrol ettikleri ortaklıklara ait paylar birlikte dikkate alınır. Tüzel kişiye ait dolaylı pay sahipliğinin belirlenmesinde de tüzel kişiye ait paylar ile bu kişinin sermayesini veya yönetimini kontrol ettikleri ortaklıklara ait paylar birlikte hesaplanır.
c) (Mülga:RG-14/5/2020-31127)
(2) Kamu iktisadi teşebbüsleri ve bağlı ortaklıklarında dolaylı pay sahipliği ilişkisi aranmaz.
Raporlama
MADDE 52 – (1) (Mülga:RG-22/10/2016-29865)
(2) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Üretim faaliyeti göstermek üzere lisans almış tüzel kişiler, lisanslarına dercedilen tesis toplam kurulu gücünün tamamının kabulü yapılana kadar gerçekleştirdikleri faaliyetler hakkında Kuruma her yılın Temmuz ve Ocak ayları içerisinde sırasıyla yılın ilk ve ikinci yarısındaki gerçekleşmeleri Kurumca belirlenen şekle uygun ilerleme raporunda sunmakla yükümlüdür. Söz konusu yükümlülük; lisansın verildiği tarih ile bu tarihi takip eden ilk ilerleme raporu dönemi arasının 90 günden fazla olması halinde içinde bulunulan dönemde, aksi takdirde bir sonraki dönemde başlar.
(3) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Kurum tarafından talep edilmesi halinde dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri, hukuki ayrıştırma çerçevesinde bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat kapsamında öngörülen düzenlemelere uygunluk sağlamak için aldıkları tedbirleri, kanıtlayıcı bilgi ve belgeleri ile birlikte, Kurum tarafından belirlenen formata uygun olarak Kuruma bildirmekle yükümlüdür. Kurum tarafından yıl içerisinde yapılan izleme faaliyetleri ile söz konusu bildirimler birlikte değerlendirilerek, ihtiyaç olması halinde hukuki ayrıştırmanın etkin bir şekilde uygulanması için alınması gereken ek tedbirler Kurula sunulur.
(4) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans sahibi tüzel kişiler, faaliyetlerine ilişkin Kuruma yapacakları bildirimleri 27/5/2014 tarihli ve 29012 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Yönetmeliği hükümlerine göre yapar.
İzleme
MADDE 53 – (1) Elektrik piyasasında faaliyet gösteren tüzel kişilerin ilgili mevzuat kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının izlenmesi Kurum tarafından yapılır. Kurum tarafından yapılacak izlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından belirlenir.
İnceleme ve denetim
MADDE 54 – (1) Elektrik piyasasında faaliyet gösteren tüzel kişilerin Kanun kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının inceleme ve denetimi Kurum tarafından yapılır.
(2) Kurum, birinci fıkra kapsamındaki inceleme ve denetim yükümlülüğü ile ilgili olarak, sonuçları itibarıyla Kurum açısından bağlayıcı olmayacak ve yaptırım içermeyecek şekilde inceleme, tespit ve raporlama yapmak üzere yetkilendireceği şirketlerden ilgili mevzuata uygun bir şekilde hizmet satın alabilir.
(3) Kanun kapsamında tanımlanan elektrik dağıtım şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının periyodik inceleme ve denetimi, Bakanlık tarafından yapılır. Ancak, periyodik inceleme ve denetim dışında, Kurum tarafından gerekli görülmesi halinde, Kanunun 9 uncu ve 16 ncı maddeleri çerçevesinde, dağıtım şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının inceleme ve denetimi, Kurum tarafından yapılabilir.
Gizlilik
MADDE 55 – (1) Kurum, yayımlanması halinde önlisans veya lisans sahibinin ticari ilişkilerine zarar verebilecek bilgi veya belgeleri;
a) Adli mercilerin,
b) Bilgi Edinme Değerlendirme Kurulunun,
kararları hariç olmak üzere, açıklayamaz.
(2) Önlisans veya lisans sahibi tüzel kişiler; piyasada faaliyet gösteren önlisans veya lisans sahibi diğer tüzel kişiler, bunların müşterileri veya tedarikçileri hakkında, piyasa faaliyetleri veya başka bir yolla sahip oldukları ve açıklandığı takdirde ticari ilişkilere zarar verebilecek;
a) Gizli rekabet bilgileri,
b) Ticari sırlar,
gibi bilgileri gizli tutmak ve kendi iştirakleri ve/veya hissedarları olan tüzel kişiler dahil, üçüncü şahıslara açıklamamakla yükümlüdür.
(3) Lisansı sona eren veya lisansı iptal edilen bir tüzel kişi, ticari ilişkileri nedeniyle elde etmiş olduğu diğer tüzel kişilere ait ikinci fıkra kapsamındaki bilgileri, beş yıl süreyle gizli tutmakla yükümlüdür.
Anlaşmazlıkların çözümü
MADDE 56 – (1) TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler ile ilgili tüzel kişilerin, bağlantı ve sistem kullanım anlaşması hükümlerinin uygulanması veya anlaşma hükümlerinde yapılacak değişiklikler üzerinde mutabakata varamamaları halinde oluşan ihtilafların çözümü için öncelikle Kuruma başvuruda bulunabilirler. Söz konusu başvuru, Kurul tarafından ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda ve başvuru tarihinden itibaren altmış gün içerisinde sonuçlandırılır.
(2) Bir acil durum bildiriminde, TEİAŞ’ın piyasa işleyişine acil durumun gerektirdiğinden daha fazla müdahale ettiği ve/veya alınan önlemleri gereğinden daha fazla süreyle uyguladığını ileri süren lisans sahibi bir tüzel kişi öncelikle TEİAŞ’a başvuruda bulunur. TEİAŞ’a yapılan başvuruya otuz gün içerisinde cevap verilmemesi veya verilen cevabın söz konusu şikayetleri gidermemesi durumunda tüzel kişi Kuruma başvurabilir.
(3) Kurul, Mevcut Sözleşmelere ilişkin olarak, Kanun hükümleri uyarınca rekabetçi piyasaya geçişi kolaylaştıracak hususlarda, taraflarca değerlendirilmek üzere değişiklik önerilerinde bulunabilir ve mevcut sözleşmelerin ihtilafların halline ilişkin hükümlerini ihlal etmemek kaydıyla, bu sözleşmelere ilişkin herhangi bir resmi ihtilaf halli sürecinin başlatılmasından önce, ihtilafların halli için arabuluculuk yapabilir.
Pay devirleri
MADDE 57 – (1) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Lisans alınıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri dışında önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, paylarının devri veya payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemler yapılamaz. Bu hüküm;
a) Halka açık olan payları ile sınırlı olmak üzere, halka açık tüzel kişilere ve halka açık tüzel kişi ortağı bulunan tüzel kişinin, söz konusu ortağının halka açık olan paylarından kaynaklanan ortaklık yapısı değişikliklerine,
b) Uluslararası antlaşmalar kapsamında kurulması öngörülen tesisler için önlisans verilen tüzel kişilere,
c) Önlisans sahibi bir tüzel kişinin ortaklık yapısında, yurt dışında kurulmuş olan ortakların ortaklık yapılarında oluşan değişiklikler sebebiyle gerçekleşen dolaylı pay sahipliği değişikliklerine,
ç) Önlisans sahibi tüzel kişi ile bu tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı tüzel kişi ortaklarının paylarının halka arz edilmesi kapsamında, söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında oluşacak doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
d) Pay sahiplerinin rüçhan haklarının kullanımına bağlı olarak önlisans sahibi tüzel kişinin mevcut ortakları arasında oluşan pay değişiklikleri sebebiyle, söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
e) Önlisans sahibi tüzel kişinin önlisansına derç edilmiş tüm dolaylı pay sahiplerinin pay oranları değişmeksizin doğrudan ortak haline gelmesi sonucunu doğuran değişiklikler ile tüm doğrudan pay sahiplerinin pay oranları değişmeksizin dolaylı pay sahibi haline gelmesi sonucunu doğuran değişikliklere,
f) Özelleştirme programında yer alan önlisans sahibi tüzel kişinin kamu uhdesindeki paylarının satış veya devri nedeniyle ilgili önlisans sahibi tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısında oluşan değişikliklere,
g) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrol değişikliği oluşturmayacak şekilde yapılan doğrudan veya dolaylı pay değişikliklerine,
ğ) Sermayesinin yarısından fazlası doğrudan veya dolaylı olarak kamu kurum ve kuruluşlarına ait olan önlisans sahibi tüzel kişilerin ortaklık yapısında, kamu kurum ve kuruluşu niteliğini haiz ortak dışında yeni ortak alınmamak kaydıyla, sermaye artışı ve/veya ortakların değişmesinden kaynaklanan doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
h) 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri kapsamında, önlisans sahibi tüzel kişi ile bu tüzel kişinin doğrudan ve dolaylı tüzel kişi ortaklarının kendi paylarını iktisap etmesi sonucu, söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
ı) Yurt dışında kurulmuş tüzel kişilerce veya bu tüzel kişilerce kontrol edilen ve 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu kapsamında kurulmuş tüzel kişiler tarafından, yurt dışı kaynak kullanılması suretiyle önlisans sahibi tüzel kişilikte gerçekleştirilen doğrudan veya dolaylı pay edinimlerine,
i) Önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında doğrudan veya dolaylı paya sahip olan ve eşler ile aralarında birinci derece kan hısımlığı bulunan gerçek kişiler arasında yapılan pay devirleri sonucunda söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
j) Tasarruf Mevduatı Sigorta Fonu tarafından yönetimine el konulan önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
k) (Ek:RG-16/2/2019-30688) YEKA için verilen önlisanslarda önlisans sahibi tüzel kişinin doğrudan ve/veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
uygulanmaz. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) Bu fıkra kapsamındaki değişikliklerin, gerçekleştirildiği tarihten itibaren altı ay içerisinde EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma bildirilmesi zorunludur.
(2) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişiler için sermayesinin yüzde on veya daha fazlasını temsil eden payların, halka açık şirketlerde ise yüzde beş veya daha fazlasını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi ile yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrolün değişmesi sonucunu veren pay devirleri veya bu sonucu doğuran diğer işlemler ile söz konusu lisans sahibi tüzel kişilerin payları üzerinde rehin tesis edilmesi ile bu tüzel kişilere ilişkin hesap rehni tesis (Değişik ibare:RG-19/11/2022-32018) edilmesi ile kefalet verilmesi her defasında Kurulun onayına tabidir. Piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişilerin ortaklık yapılarında, yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak, ayrıca, tüzel kişinin sermayesinin yüzde dört ve üzerini temsil eden doğrudan pay değişiklikleri Kurulun onayına tabidir. Ancak rüçhan hakkının kullanımına bağlı olarak ortaya çıkan ve kontrol yapısını değiştirmeyen doğrudan veya dolaylı pay değişiklikleri, onaya tabi değildir. Onay verildiği tarihten itibaren altı ay içerisinde, pay devri tamamlanmadığı takdirde, verilen onay geçersiz olur. Pay devrinin tamamlanma tarihinden itibaren üç ay içerisinde lisans tadil talebinde bulunulması zorunludur. Bu fıkra hükmü halka açık olan payları ile sınırlı olmak üzere, halka açık tüzel kişilere ve halka açık tüzel kişi ortağı bulunan tüzel kişinin, söz konusu ortağının halka açık olan paylarından kaynaklanan ortaklık yapısı değişikliklerine uygulanmaz. Bu fıkra kapsamında onay alınmasını gerektirmeyen diğer değişikliklerin Kuruma bildirilmesi ve bu değişiklikler için gerekmesi halinde, değişiklik tarihinden itibaren altı ay içerisinde lisans tadil talebinde bulunulması zorunludur. (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) Tarifesi düzenlemeye tabi olmayan lisans sahibi tüzel kişiler için; bu fıkra kapsamındaki değişikliklerin, gerçekleştirildiği tarihten itibaren altı ay içerisinde EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma bildirilmesi zorunludur.
(3) Onay, payı devralan gerçek veya tüzel kişinin, lisans başvurusu sırasında tüzel kişinin ortakları için aranan şartları taşıması kaydıyla verilir.
(4) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Pay devri için yapılacak başvurular, “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken bilgi ve belgelerin EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunulması suretiyle yapılır.
(5) Kurum, onay için değerlendirme sırasında ihtiyaç duyacağı ilave bilgi ve belgeleri pay devrine taraf olan gerçek veya tüzel kişilerden isteyebilir.
(6) Yabancı uyruklu kişiler için bu madde hükümleri kıyasen uygulanır.
(7) (Ek:RG-24/2/2017-29989) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
(8) (Ek:RG-15/12/2017-30271) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
Bildirimler
MADDE 58 – (1) Kurumca bu Yönetmeliğe göre yapılacak her türlü tebligat hakkında 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümleri uygulanır, ancak ilanen yapılacak tebligatlar Resmî Gazete’de yayımlanır.
Birleşme ve bölünme
MADDE 59 – (1) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans sahibinin kendi veya diğer bir tüzel kişi bünyesinde tüm aktif ve pasifleri ile birlikte birleşmek istemesi halinde, birleşme işlemi hakkında, birleşme işlemi gerçekleşmeden önce, Kurul onayı alınması zorunludur.
(2) Lisans sahibi bir tüzel kişinin tam veya kısmi olarak bölünmek istemesi halinde, bölünme işlemi hakkında, bölünme işlemi gerçekleşmeden önce, Kurul onayı alınması zorunludur.
(3) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Birleşme ve bölünmeye ilişkin başvurular, “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken bilgi ve belgelerin EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunulması suretiyle yapılır.
(4) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı, tüketicilerin hak ve alacaklarını ihlal eden hükümler ile lisans sahibi tüzel kişinin yükümlülüklerini kaldıran hükümler içeremez. Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağında, asgari olarak, birleşme veya bölünme sonrası hangi tüzel kişi ya da kişilerin hükmi şahsiyetinin sona ereceğine yer verilir.
(5) Birleşme veya bölünme izni için Kuruma yapılan başvurularda aşağıdaki bilgi ve belgeler istenir;
a) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı,
b) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Birleşme veya bölünme hakkında tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri,
c) Devralan tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası esas sözleşme taslağı,
ç) Birleşme veya bölünmeden beklenen amaçları değerlendiren bir rapor.
d) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarında lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Bakanlıktan alınacak yazılı onay.
(6) Devralan tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası oluşan sermayesinin, bu Yönetmelikte öngörülen sermaye koşulunu sağlaması zorunludur.
(7) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) İzin verildiği tarihten itibaren altı aydan az olmamak üzere Kurul tarafından belirlenen süre içerisinde, birleşme veya bölünme işlemi tamamlanmadığı takdirde, verilen izin geçersiz olur. Bu durumda, Kurul kararı ile yeniden izin almaksızın birleşme ve bölünme işlemlerine devam olunamaz.
(8) Kurul onayı, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla verilir.
(9) Birleştirme veya bölünme işlemine onay verilmesine ilişkin Kurul kararı, ilgili kurum veya kuruluşlara bildirilir.
(10) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) (Değişik:RG-14/5/2020-31127) Birleşme veya bölünmeye onay verilmesi kararında herhangi bir yükümlülüğe yer verilmesi halinde söz konusu yükümlülüğün yerine getirilmesi için süre tayin edilir. Süresi içerisinde yükümlülükleri yerine getirerek lisans alma bedelini ödeyip Kuruma başvuru yapan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir. Yükümlülüklerin mücbir sebep halleri dışında öngörülen süre içerisinde yerine getirilememesi halinde onay işlemi süre sonunda kendiliğinden hükümsüz hale gelir.
(11) (Ek:RG-22/10/2016-29865) DSİ tarafından yeniden yapılan havza planlamaları çerçevesinde, birden fazla projenin kotunun ve/veya sahasının kısmen veya tamamen değişmesine bağlı olarak Kurul tarafından uygun bulunması halinde, önlisans sahibi tüzel kişilerin bu madde kapsamındaki birleşme veya bölünme taleplerine izin verilebilir.
Araştırma ve geliştirme faaliyetleri
MADDE 60 – (1) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri yapmak isteyen tüzel kişiler,
a) 28/2/2008 tarihli ve 5746 sayılı Araştırma ve Geliştirme Faaliyetlerinin Desteklenmesi Hakkında Kanun kapsamında almış oldukları,
b) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri için ulusal ve uluslararası kuruluşlar tarafından verilen,
c) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri yapmak üzere 26/6/2001 tarihli ve 4691 sayılı Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu kapsamında alınmış olan,
belgelerden biri ile yapacağı tesisin şebekeyi olumsuz etkilememesi için gerekli önlemleri alacağını ve şebekeye verilebilecek zararları tazmin edeceğini taahhüt eden belgeyi Kuruma sunar. Söz konusu faaliyet için yapılacak tesisin bağlantı görüşünün TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi ilgili tüzel kişi tarafından olumlu bulunması ve bu tesisten üretilecek olan elektriğin ticarete konu olmaması ve 10 MW kurulu gücü geçmemesi kaydıyla bu faaliyete Kurul kararı ile izin verilir. Kurul kararı ile verilen belgede, tesisin kurulu gücü, teknolojisi, kaynağı, faaliyet süresi gibi hususlar yer alır. Söz konusu faaliyetin ticarete konu olması durumunda lisans alınması zorunludur.
(2) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Kanunla kurulmuş araştırma kurumları ile 28/3/1983 tarihli ve 2809 sayılı Yükseköğretim Kurumları Teşkilatı Kanununda düzenlenen yüksek öğretim kurumlarının, bilimsel araştırma geliştirme ve eğitim faaliyetleri kapsamında aynı dağıtım bölgesinde olmak, kendi ihtiyaçlarını karşılamak ve azami 10 MW kurulu gücü geçmemek kaydıyla yerleşkelerinde nükleer, yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesisi kurmak amacıyla tek başına kontrol ettiği anonim ya da limited şirketler vasıtasıyla yapacakları önlisans başvurularında 12 nci maddenin yedinci fıkrasının (b) ve (c) bendi hükümleri uygulanmaz. Üniversitelerin bünyesinde 26/6/2001 tarihli ve 4691 sayılı Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu kapsamında kurulan Teknoloji Geliştirme Bölgelerinin elektrik enerjisi tüketimi kendi ihtiyacı sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 61 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarih itibariyle, 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
ONUNCU BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Yerleşim alanları dışında üretim tesislerinden enerji sağlanması
GEÇİCİ MADDE 1 – (Değişik:RG-26/12/2014-29217)
(1) Dağıtım ve perakende satış hizmetlerinin sağlanamadığı gerekçesiyle Kuruma başvuruda bulunulması halinde, yerleşim alanları dışında yer alan üretim tesislerinde, üretim faaliyetini tamamlayan ve/veya gereği olan faaliyetler ile üretim faaliyeti sonucu oluşan yan ürünlere ilişkin faaliyetlerin diğer tüzel kişiler tarafından söz konusu üretim tesislerine entegre şekilde yürütülebilmesi için üretim tesislerinden elektrik enerjisi sağlanmasına söz konusu hizmetlerin ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından sağlanabileceği tarihe kadar izin verilebilir.
Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gereken kararın sunulması
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Mülga Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin geçici 40 ıncı maddesi çerçevesinde ilgili tüzel kişilere tanınan haklar saklıdır.
Güneş enerjisine dayalı başvurular
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) 31/12/2013 tarihine kadar iletim sistemine bağlanacak YEK Belgeli güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin toplam kurulu gücü 600 MW’dan fazla olamaz.
(2) 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6/C maddesinin beşinci fıkrası kapsamında güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvurularında, başvuruya konu her bir üretim tesisinin kurulu gücü 50 MW’ı geçemez.
Hukuki ayrıştırma kapsamında hizmet alımı
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Görevli tedarik şirketi, 1/1/2013 tarihinden itibaren, kısmi bölünme ve diğer devir işlemlerinin tamamlandığı tarihe kadar, ilgili mevzuat kapsamında sunmakla yükümlü olduğu hizmetleri dağıtım şirketinden hizmet alımı yoluyla temin eder. Ancak bu fıkra kapsamındaki hizmet alımı 6 (altı) aydan fazla olamaz. Bu süre, özelleştirme kapsamında olan görevli tedarik şirketleri için 12 (oniki) ay olarak uygulanır.
(2) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, birinci fıkrada belirtilen hizmet alımı süresince, lisansları kapsamında perakende satış ve perakende satış hizmeti faaliyetlerini de yürütebilirler.
(3) Görevli tedarik şirketlerinin faaliyetlerini sürdürebilmek için ihtiyaç duydukları yönetim ve destek hizmetlerine (muhasebe, finans, hukuk, insan kaynakları gibi) ait birimler, kendileri tarafından oluşturulur veya bu hizmetler, hizmet alımı yoluyla karşılanabilir. Dağıtım şirketleri, bu hizmetlere ilişkin alımlarını, 1/1/2016 tarihinden itibaren ilgili ana şirketten ve bu şirketin kontrolünde olan şirketlerden temin edemezler.
(4) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik satış şirketleri, 1/1/2016 tarihinden itibaren farklı fiziksel ortam ve bilgi sistemleri alt yapısı kullanarak hizmet verirler.
Aynı yerde faaliyette bulunmak üzere yapılan lisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce aynı yerde faaliyette bulunmak üzere yapılan ve duyuru süresi tamamlanmış, piyasada, doğal gaz piyasasında ve petrol piyasasında önlisans ve lisans başvurularının olması halinde aşağıda yer alan esaslar çerçevesinde değerlendirme yapılır:
a) Uluslararası andlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yerde veya piyasada nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilen sahada faaliyet göstermek üzere piyasada ya da petrol veya doğal gaz piyasalarında yapılan önlisans ve lisans başvuruları her aşamada reddedilir.
b) Duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerin uluslararası andlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yer olmaması veya nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilmemesi, ancak duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde faaliyette bulunmak üzere, piyasada üretim faaliyeti göstermek üzere başka önlisans başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da doğal gaz piyasasında depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması halinde, duyuru konusu yerde hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir;
1) Önlisans veya lisans başvurularından doğal gaz piyasasında yeraltı doğal gaz depolama, piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı önlisans, doğal gaz piyasasında sıvılaştırılmış doğal gaz tesisinde yapılacak depolama, petrol piyasasında rafinerici, piyasada doğal gaza dayalı önlisans ve petrol piyasasında depolama lisansı başvurularına sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde öncelik verilen önlisans veya lisans başvurusu ya da başvuruları dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
c) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde Kurul kararıyla piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti gösterilmesi yönünde karar alınması ve piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti göstermek üzere birden fazla önlisans başvurusu olması halinde, hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir:
1) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisinin kaynağı ya da yakıt cinsi dikkate alınarak yerli kömür, ithal kömür ve yenilenebilir enerji kaynağına dayalı başvurulara sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü kapsamında piyasada farklı yenilenebilir enerji kaynağına dayalı birden fazla başvuru olması halinde, lisanslama sürecinin devam edeceği başvurunun belirlenmesinde sırasıyla jeotermal, hidrolik, rüzgar ve güneş enerji kaynaklarına dayalı başvurulara öncelik verilir.
3) (2) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde belirlenen ilk sıradaki başvuru dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
ç) (Mülga:RG-23/12/2015-29571)
Tesis sahalarının değiştirilmesi
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) Piyasaya ilişkin yapılan başvurularla ilgili olarak, geçici 5 inci madde çerçevesinde başvurusu reddedilen tüzel kişilerden, başvurunun reddedildiğinin ilgili tüzel kişiye tebliğ edildiği tarihten itibaren otuz gün içerisinde başvuru sahibinin, başvuruya konu üretim tesisi sahasının değiştirilmesini talep etmesi ve talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması halinde, yeni sahada kurulacak üretim tesisi için ilgili tüzel kişiye önlisans verilebilir.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce verilen üretim lisansına konu üretim tesisi sahasının değiştirilmek istenmesi ve bu durumun mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında olduğunun tespiti durumunda, talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması ve bağlantı noktasının veya bağlantı bölgesinin değişmemesi halinde, söz konusu lisansta gerekli tadiller yapılabilir.
Otoprodüktör lisanslarının üretim lisansına dönüştürülmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Otoprodüktör lisansı sahibi tüzel kişilere, mevcut lisanslarındaki hakları korunarak Kanunun yayımı tarihinden itibaren altı ay içerisinde resen ve lisans alma bedeli alınmaksızın üretim lisansı verilir. Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten sonra Kuruma otoprodüktör lisansı başvurusunda bulunulamaz.
Mevcut lisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 8 – (1) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurumca henüz sonuçlandırılmamış olan;
a) Üretim ve otoprodüktör lisansı başvuruları, önlisans başvurusu olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelikte düzenlenen önlisans başvurularına ilişkin düzenlemeler çerçevesinde,
b) Toptan ve perakende satış lisansı başvuruları, tedarik lisansı başvurusu olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelikte düzenlenen lisans başvurularına ilişkin düzenlemeler çerçevesinde,
sonuçlandırılır.
(2) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibariyle uygun bulma kararı verilmiş olan üretim lisansı başvuruları ile ilgili olarak;
a) (Danıştay Onüçüncü Dairesinin 23/3/2021 tarihli ve E.:2016/2332; K.:2021/1028 sayılı kararı ile iptal bent; Uygun bulmaya ilişkin Kurul kararında belirtilen yükümlülüklerini yerine getirmesi için öngörülen süresi sona ermiş olanlardan, mücbir sebep ile Kurul tarafından uygun bulunan haller dışında kalan sebeplerle, söz konusu yükümlülüklerini süresi içerisinde tamamlamamış olan tüzel kişilerin başvuruları reddedilerek başvuru aşamasında sunulmuş olan teminatları irat kaydedilir.)
b) (Danıştay Onüçüncü Dairesinin 23/3/2021 tarihli ve E.:2016/2332; K.:2021/1028 sayılı kararı ile iptal ibare; (a) bendi kapsamındaki tüzel kişiler hariç olmak üzere, diğer) tüzel kişilerin uygun bulmaya ilişkin Kurul kararları kaldırılarak bu kişilerin başvuruları önlisans başvurusu olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerin tamamlanması için ilgili tüzel kişilere doksan günlük süre verilir. İlgili tüzel kişinin, bu süre içerisinde de yükümlülüklerini tamamlayamaması veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi halinde, söz konusu tüzel kişinin başvurusu Kurul kararı ile reddedilir ve ilgili başvuru kapsamında Kuruma sunulan teminat mektubu iade edilir.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla, başvuru ile değerlendirme aşamasında olan üretim lisansı başvuruları, önlisans başvurusu olarak kabul edilir ve söz konusu başvurular, bu Yönetmelik hükümlerine göre sonuçlandırılır. Önlisans başvurusunun değerlendirmesinin sonuçlandırılabilmesi için, başvuru sahibi tüzel kişinin, 15 inci maddenin ikinci fıkrası kapsamında bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki görüşleri kabul ve taahhüt ettiğine ilişkin belgeyi Kuruma sunma tarihinden veya söz konusu görüşleri kabul ve taahhüt etmiş sayıldığı tarihten sonra, başvuru sahibi tüzel kişiye bildirimde bulunulur. Bu bildirimde, başvuru sahibi tüzel kişiye, bildirimden itibaren doksan gün içerisinde, 12 nci maddenin beşinci fıkrası kapsamında belirlenecek olan yükümlülükleri tamamlaması koşuluyla Kurul kararıyla önlisans verileceği bildirilir. İlgili tüzel kişinin, bu süre içerisinde yükümlülüklerini tamamlayamaması veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi halinde, söz konusu tüzel kişinin başvurusu Kurul kararı ile reddedilir ve ilgili başvuru kapsamında Kuruma sunulan teminat mektubu iade edilir.
Tedarik lisansı verilmesi
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla toptan veya perakende satış lisansı sahibi olan tüzel kişilere, mevcut lisanslarındaki hakları korunarak resen ve bedel alınmaksızın, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren Kurul kararıyla tedarik lisansı verilir.
Kamulaştırma işlemleri
GEÇİCİ MADDE 10 – (1) Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurul tarafından kamulaştırma kararı veya 2942 sayılı Kanunun 30 uncu maddesine göre devir kararı alınmış olan elektrik üretim ve dağıtım tesisleri için gerekli olan taşınmazların kamulaştırılması ve devir işlemleri Kurum tarafından sonuçlandırılır.
Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri ile projelere lisans verilmesi
GEÇİCİ MADDE 11 – (1) Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri ile projelere, mevcut sözleşmelerindeki hak ve yükümlülüklerle ve sözleşme süresi ile sınırlı olmak kaydıyla, mevcut üretim lisansı başvuruları esas alınarak, Kanunun yürürlük tarihinden itibaren bir yıl içerisinde ve lisans alma bedeli alınmak suretiyle, ilgili mevzuat kapsamında resen üretim lisansı verilir. Bu kapsama giren tüzel kişilerden, gerekmesi halinde, lisans verilmesine esas teşkil eden bilgileri güncellemeleri istenir.
Hizmet alımına ilişkin sürenin başlangıcı
GEÇİCİ MADDE 12 – (1) 48 inci madde kapsamında öngörülen hizmet alımına ilişkin düzenlemeler, 1/1/2014 tarihinden itibaren yürürlüğe girer.
Sisteme erişim ve sistem kullanım hakları
GEÇİCİ MADDE 13 – (Mülga:RG-28/1/2014-28896)
Daha önce uygun bulma kararı alınmış rüzgâr başvurularının sonuçlandırılması
GEÇİCİ MADDE 14 – (1) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim faaliyeti için yapılmış lisans başvurularından Kurul kararı ile lisans verilmesi uygun bulunmuş, ancak uygun bulma kararında belirtilen yükümlülüklerini yerine getiremediğinden dolayı, 2/8/2013 tarihinden önce lisans başvurusu reddedilmiş tüzel kişilerin 2/8/2013 tarihinden itibaren bir ay içinde Kuruma başvurması ve TEİAŞ veya elektrik dağıtım şirketleri tarafından uygun bağlantı görüşlerinin devam ettiğinin tevsik edilmesi hâlinde bu kapsama giren tüzel kişilerin başvuruları önlisans başvurusu olarak kabul edilir ve Kanunda belirtilen yükümlülükleri tamamlamaları koşuluyla ilgili tüzel kişilere önlisans verilir. Bu madde kapsamında başvuran tüzel kişilerin daha önce irat kaydedilmiş olan teminatları iade edilmez.
(2) Birinci fıkra kapsamına giren başvurular, uygun bağlantı görüşlerinin devam edip etmediğinin tespiti için ilgili dağıtım şirketine ve/veya TEİAŞ'a gönderilir. Bu başvurulardan;
a) Uygun bağlantı görüşlerinin devam ettiği bildirilen başvurularla ilgili olarak; ilgili tüzel kişilere bildirimde bulunularak, bildirim tarihinden itibaren doksan gün içerisinde bu Yönetmeliğin 12 nci maddesi çerçevesinde belirtilen bilgi ve belgeleri sunmaları istenir. Söz konusu bilgi ve belgeleri süresi içerisinde sunduğu tespit edilen tüzel kişilerin başvuruları, 15 inci madde çerçevesinde teknik değerlendirmenin yapılması amacıyla (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir.
b) (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunan başvurulardan, onbeş ay içerisinde tamamlanması şartıyla bir yıl süreli rüzgâr ölçümü talep edilir.
c) Rüzgâr ölçümünün tamamlanması ve Kuruma teslim edilmesini müteakip, ilgili tüzel kişilere önlisans verilir.
(3) TEİAŞ Genel Müdürlüğü tarafından uygun bağlantı görüşü tevsik edilmeyen veya yukarıda belirtilen süreler içerisinde yükümlülüklerini yerine getiremeyen tüzel kişilerin başvuruları Kurul kararı ile reddedilir.
Mevcut lisans sahiplerine altı aylık süre verilmesi
GEÇİCİ MADDE 15 – (Değişik:RG-4/2/2015-29257)
(1) Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesindeki tüzel kişilerin tamamlaması gereken yükümlülükler şunlardır:
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde, söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde etmek, hidroelektrik santrallerinde su tutma alanları hakkında ilgili idarelerden kamulaştırma kararı almak.
b) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin imar planlarını onaylatmak.
c) Rüzgâr başvurularına ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli başvuruyu yapmak.
ç) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararı almak.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihi itibarıyla,
a) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi biten tüzel kişiler, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden itibaren en geç altı ay içerisinde,
b) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi bitmeyen tüzel kişiler, kalan inşaat öncesi sürelerine altı ay eklenmek suretiyle bulunacak süre içerisinde,
birinci fıkrada belirtilen yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgeleri Kuruma sunmakla yükümlüdür. Bu süre içerisinde söz konusu yükümlülükleri tamamlayamayan tüzel kişiler hakkında Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde işlem tesis edilir. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) Üretim lisansı kapsamında Kuruma sunulan teminatlar, söz konusu tesis işletmeye geçmiş olsa dahi birinci fıkra kapsamındaki yükümlülükler tamamlanıncaya kadar iade edilmez.
(3) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) İkinci fıkrada belirtilen tarihler itibarıyla, inşaat ruhsatını alan veya inşaat ruhsatı yerine geçen belge temin eden lisans sahibi tüzel kişilerden birinci fıkrada sayılan belgeler istenmez.
(4) Bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten önce hakkında bu madde uyarınca işlem tesis edilmiş lisans sahibi tüzel kişilerin durumları re’sen yeniden değerlendirilir.
TEİAŞ ile EPİAŞ’ın piyasa işletim lisansı başvurusu
GEÇİCİ MADDE 16 – (1) EPİAŞ ve TEİAŞ, EPİAŞ’ın kurulmasından itibaren en geç üç ay içerisinde piyasa işletim lisansı için Kuruma başvuruda bulunmak zorundadır.
Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 17 – (1) 2014 yılı için rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule uygun olarak alınır;
a) TEİAŞ, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 1 ay içerisinde Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, 2014 yılı için takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sisteme bağlanabilecek rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesini Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
b) (a) bendi çerçevesinde Kuruma bildirilen bağlanabilir üretim tesisi kapasitesi çerçevesinde, söz konusu bildirim tarihinden itibaren 16 ay sonrasına tekabül eden ayın;
1) İlk beş iş gününde güneş enerjisine dayalı başvurular,
2) Son beş iş gününde rüzgâr enerjisine dayalı başvurular,
için Kurum tarafından önlisans başvuruları alınır.
Bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin yayımlanması
GEÇİCİ MADDE 18 – (1) TEİAŞ ve dağıtım şirketleri, 2013 yılını takip eden beş yıl ve takip eden on yıl için sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 3 ay içerisinde Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına ilişkin yükümlülük
GEÇİCİ MADDE 19 – (Değişik:RG-24/2/2017-29989)
(1) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler 30 uncu maddenin ikinci fıkrasının (f) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, TEİAŞ 31 inci maddenin ikinci fıkrasının (p) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler 32 nci maddenin üçüncü fıkrasının (ğ) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler 33 üncü maddenin ikinci fıkrasının (y) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini 31/12/2017 tarihine kadar tamamlamakla yükümlüdür.
Önlisans başvuruları için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan karar
GEÇİCİ MADDE 20 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla rüzgar, güneş, hidrolik ve jeotermal enerjiye dayalı önlisans başvuruları hariç olmak üzere;
a) Önlisans başvurusu değerlendirme aşamasında bulunan tüzel kişilere, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın Kuruma sunulması için bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yirmi dört ay süre verilir.
b) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli karar, başvuru dosyasında Kuruma sunulmamış olan önlisans başvurularından, henüz değerlendirmeye alınmamış olanlar iade edilir.
(2) Birinci fıkranın (a) bendi kapsamında Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın, mücbir sebepler dışında süresi içerisinde Kuruma sunulmaması halinde, söz konusu başvuru Kurul kararıyla reddedilerek teminatı iade edilir.
Mevcut lisans sahiplerinin standartlara ilişkin yükümlülükleri
GEÇİCİ MADDE 21 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) TEİAŞ 31 inci maddenin ikinci fıkrasının (r) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler 32 nci maddenin üçüncü fıkrasının (h) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler 33 üncü maddenin ikinci fıkrasının (z) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, görevli tedarik şirketleri ise 34 üncü maddenin (Değişik ibare:RG-22/10/2016-29865) dördüncü fıkrasının (ğ) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yirmi dört ay içerisinde tamamlamakla yükümlüdür.
Kayıtlı elektronik posta adresi sunma yükümlülüğü
GEÇİCİ MADDE 22 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) Önlisans veya lisans sahibi tüzel kişiler ile önlisans veya lisans başvurusunda bulunan tüzel kişilerden kayıtlı elektronik posta adreslerini Kuruma sunmamış olan tüzel kişiler, kayıtlı elektronik posta adreslerini bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren iki ay içerisinde Kuruma sunmakla yükümlüdür. Bu yükümlülüğü yerine getirmeyen tüzel kişiler hakkında Kanunun 16 ncı maddesinde yer alan iligili hükümler uygulanır.
Rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 23 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) 2017 yılı için rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule uygun olarak alınır:
a) TEİAŞ, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay içerisinde Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, 2017 yılı için, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesini Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
b) (a) bendi çerçevesinde Kuruma bildirilen bağlanabilir üretim tesisi kapasitesi çerçevesinde, söz konusu bildirim tarihinden itibaren on altı ay sonrasına tekabül eden ayın ilk beş iş gününde rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvuruları Kurum tarafından alınır.
Yenilenebilir enerji kaynak alanlarına ilişkin başvurular
GEÇİCİ MADDE 24 – (Ek:RG-24/2/2017-29989)
(1) Bu Yönetmelik hükümleri 20/10/2016 tarihli ve 29863 sayılı Resmî Gazete’de ilan edilen Karapınar Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanı (YEKA) Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsisi (YÜKT) Yarışma İlanı kapsamında verilecek önlisans ve üretim lisansı için de uygulanır.
Kullanım hakkı elde edilmeyen gayrimenkullere ilişkin yükümlülük
GEÇİCİ MADDE 25 – (Ek:RG-9/7/2018-30473)
(1) Önlisans veya lisans sahibi tüzel kişilerden, bu Yönetmeliğin 28 inci maddesinin ikinci fıkrasının (c) bendi ile 30 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (g) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmeyenlerin, bu hükmün yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altı ay içerisinde durumlarını söz konusu hükümlere uygun hale getirmeleri için ilgili mevzuat kapsamında gerekli işlemleri başlatmaları zorunludur.
(2) Birinci fıkra kapsamında tanınan süre, önlisans süresi ile bu Yönetmeliğin geçici 15 inci maddesi kapsamında belirlenen süreleri etkilemez.
Ön proje onayı
GEÇİCİ MADDE 26 – (Ek:RG-9/7/2018-30473)
(1) Bu Yönetmeliğin 17 nci maddesinin birinci fıkrasının (c) bendi çerçevesinde (Değişik ibare:RG-25/12/2020-31345) 31/12/2021 tarihine kadar proje ya da kat’i proje onayı yerine ön proje onayı da sunulabilir.
Ulusal Elektronik Tebligat Adresi
GEÇİCİ MADDE 27 – (Ek:RG-9/7/2019-30826)
(1) Önlisans ve lisans sahibi tüzel kişiler, elektronik tebligat mevzuatına uygun olarak temin edecekleri Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi adreslerini bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altı ay içerisinde almakla yükümlüdür.
Yazılı başvuru
GEÇİCİ MADDE 28 – (Ek:RG-9/7/2019-30826)
(1) Kuruma yapılacak önlisans ve lisanslara dair başvurular EPDK Başvuru Sistemi üzerinden alınıncaya kadar önlisans ve lisanslara dair Kuruma yapılacak başvurulardan hangilerinin yazılı olarak yapılacağına ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından düzenlenir.
(2) EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurular 30/11/2019 tarihine kadar yazılı olarak da yapılabilir.
28/2/2019 öncesi uygun bulunmuş kapasite artışları
GEÇİCİ MADDE 29 – (Ek:RG-23/8/2019-30867)
(1) Bu Yönetmeliğin 18 inci ve 24 üncü maddeleri kapsamındaki kurulu güç artış taleplerinden 28/2/2019 tarihinden önce Kurum tarafından uygun bulunanlar için söz konusu uygun bulma kararında belirtilen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmesi halinde önlisans veya lisans tadil işlemleri gerçekleştirilir.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinin geçici kabulü
GEÇİCİ MADDE 30 – (Ek:RG-28/7/2020-31199)
(1) 1/1/2021 tarihinden önce birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana kaynağa dayalı ünitelerin kısmi veya tam kabulü yapılmadan yardımcı kaynağa dayalı ünite veya ünitelerin kısmi veya tam kabulü yapılmaz.
Ortaklık yapısı değişikliği bildirimleri
GEÇİCİ MADDE 31 – (Ek:RG-9/5/2021-31479)
(1) Bu Yönetmeliğin 57 nci maddesinin birinci ve ikinci fıkraları kapsamında, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak bildirimler 1/6/2021 tarihine kadar yazılı olarak yapılabilir.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin mevcut başvurular
GEÇİCİ MADDE 32 – (Ek:RG-9/5/2021-31479)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla bu Yönetmeliğin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi kurulmasına ilişkin hükümleri kapsamında Kuruma başvuruda bulunan tüzel kişilerin söz konusu başvurularına ilişkin bağlantı görüşü oluşturulmasına ilişkin süreç Kurul kararı ile belirlenir.
Dağıtım lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri ile tedarik lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
GEÇİCİ MADDE 33- (Ek:RG-10/3/2022-31774)
(1) Bu Yönetmeliğin, 33 üncü maddesinin altıncı ve yedinci fıkraları ile 34 üncü maddesinin dokuzuncu, onuncu ve on birinci fıkralarında yer alan düzenlemelere aykırı olan hususlar için 1/7/2022 tarihine kadar gerekli işlemler yapılır.
Çevre izin ve lisans belgeleri
GEÇİCİ MADDE 34- (Ek:RG-10/3/2022-31774)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla kabulü yapılarak kısmen veya tamamen işletmeye geçen biyokütleye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin lisans sahibi tüzel kişiler, Çevre İzin ve Lisans Yönetmeliği kapsamında Çevre, Şehircilik ve İklim Değişikliği Bakanlığından alınması gereken belgeyi bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yirmi dört ay içerisinde Kuruma sunmak zorundadır.
Düşey engel verileri
GEÇİCİ MADDE 35- (Ek:RG-19/11/2022-32018)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla kabulü yapılarak kısmen veya tamamen işletmeye geçen rüzgâr enerjisine dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, Düşey Engel Verilerini Toplama ve Sunma Yönetmeliğine uygun olarak, üretim lisansları kapsamında düşey engel niteliğindeki her türlü tesis ve yapıya ilişkin bilgiyi, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay içerisinde Harita Genel Müdürlüğüne sunmak zorundadır.
Biyokütle ve jeotermal enerjisine dayalı elektrik üretim tesislerinde teknik değerlendirme yapılması
GEÇİCİ MADDE 36- (Ek:RG-19/11/2022-32018)
(1) Biyokütle ve jeotermal enerjisine dayalı elektrik enerjisi üretim tesisleri için yapılan önlisans başvuruları ile önlisans ve lisans tadil başvurularının sonuçlandırılmasında, Kanunun 7 nci maddesinin dokuzuncu fıkrası kapsamında Bakanlık/Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirme yapılmasına ilişkin usul ve esaslara ilişkin düzenlemenin yürürlük tarihine kadar bu Yönetmeliğin ilgili maddeleri uygulanmaz.
Müstakil elektrik depolama tesisi başvuruları
GEÇİCİ MADDE 37- (Ek:RG-19/11/2022-32018)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla, lisansına müstakil elektrik depolama tesisi dercedilmesi uygun bulunan tedarik lisansı sahibi tüzel kişilerin, depolamalı elektrik üretim tesisi kurmak için bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 3 ay içerisinde önlisans başvurusunda bulunmaları hâlinde, söz konusu müstakil elektrik depolama tesisleri için verilmiş olumlu bağlantı görüşleri, bu tüzel kişiler tarafından yapılacak önlisans başvuruları için de geçerlidir. Ancak, önlisans başvuruları için geçerli olacak güç, her bir tedarik lisansı kapsamında;
a) 250 MW ve altında olan müstakil elektrik depolama tesisleri için, olumlu görüş verilen kurulu gücü,
b) 250 MW’ın üstünde olan müstakil elektrik depolama tesislerinde, 250 MW güce, olumlu görüş verilen toplam kurulu gücün 250 MW’ı aşan kısmının yarısına tekabül eden güç ilave edilerek bulunacak toplam gücü,
aşamaz. Bu fıkra kapsamında önlisans başvuruları için geçerli olan güç, her hâlde 500 MW’ı geçemez.
Depolamalı elektrik üretim tesisi önlisans başvurularının değerlendirilmesi
GEÇİCİ MADDE 38- (Ek:RG-19/11/2022-32018)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten 30/6/2023 tarihine kadar, 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası ile geçici 37 nci madde kapsamında yapılacak önlisans başvuruları için; söz konusu başvuruların 13 üncü madde hükümleri kapsamında değerlendirmeye alınması aşamasında, asgari sermaye ve teminat sunulmasına ilişkin yükümlülükler başvuru aşamasında aranmaz. Ancak bu kapsamda yapılan başvurunun değerlendirmeye alındığı tarihten itibaren 90 gün içeresinde teminatın, önlisans verilmesine ilişkin Kurul kararının bildirim tarihinden itibaren 90 gün içeresinde de asgari sermaye yükümlülüklerinin yerine getirilmesi zorunludur. Bu süreler içerisinde söz konusu yükümlülüklerin yerine getirilmemesi halinde; önlisans başvurusu Kurul kararı ile reddedilir, önlisans verilmiş ise Kurul kararı ile sonlandırılır.
Depolamalı elektrik üretim tesisi önlisans başvurularında teminat sunulmasına ilişkin yükümlülük
GEÇİCİ MADDE 39- (Ek:RG-13/7/2023-32247)
(1) Yönetmeliğin 12 nci maddesinin on dördüncü fıkrası kapsamında 30/6/2023 tarihine kadar yapılan önlisans başvurularından bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla henüz bağlantı görüşü oluşturulmamış başvuruların teminat sunma yükümlülüklerine ilişkin olarak; TEİAŞ tarafından olumlu bağlantı görüşü oluşturulan başvurular için teminat sunma yükümlülüğünün, Kurum tarafından yapılan bildirimin şirkete tebliğ edildiği tarihten itibaren 30 gün içerisinde yerine getirilmesi zorunludur. Bu süre içerisinde söz konusu yükümlülüğünün yerine getirilmemesi halinde; önlisans başvurusu Kurul kararı ile reddedilir.
Yürürlük
MADDE 62 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 63 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
________________
(1) Bu değişiklik 1/7/2020 tarihinde yürürlüğe girer.
Yönetmeliğin ekleri için tıklayınız
|
docx
|
python-docx
|
f31805eaa86b
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10892 Karar Tarihi : 31/03/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 31/03/2022 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 17 nci maddesinin dördüncü fıkrasına eklenen ‘bu abone grupları için elektrik enerjisi tüketim miktarına göre farklı’ hükmünün ticarethane aboneliği ile ilişkilendirilen lisanssız elektrik üretim tesislerine uygulanmasına ilişkin olarak;
Üreticinin serbest tüketici olup olmaması ve mahsuplaşmanın saatlik veya aylık olarak yapılması arasında herhangi bir ayrım yapılmaksızın üreticilere ödenecek ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi bedeli için kademeli tarife esas alınarak uygulama yapılmasına,
Saatlik mahsuplaşma işlemi sonucunda tüketimin, üretimi geçmesi halinde; saatlik mahsuplaşma neticesinde elde edilen net tüketim değeri üzerinden kademeli tarife uygulamasının yapılmasına,
Aylık mahsuplaşma kapsamındaki tesislerde mahsuplaşılmamış ham tüketim değerleri esas alınarak tüketiciler ve tedarikçiler için kademeli tarife kapsamında uygulama yapılmasına
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
22b1f96f8da9
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
Kurul Kararı
Karar No:227 Karar Tarihi: 30/10/2003
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu 30/10/2003 tarihli toplantısında, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunun 13 üncü maddesi uyarınca, Türkiye Elektrik Ticaret Taahhüt Anonim Şirketi (TETAŞ) tarafından uygulanacak toptan satış tarifeleri hakkında 1 Ocak 2004 tarihinden geçerli olacak ortalama toptan satış fiyatının, 2004 yılı maliyetleri esas alınarak 30 Eylül 2003 tarihinde uygulanmakta olan ortalama toptan satış tarifesi seviyesinde uygulamaya konulması kaydıyla aşağıdaki kararları almıştır.
a) TEDAŞ ve Bağlı Ortaklıklarına, Eylül-2003 tarihinde uygulanmakta olan TETAŞ toptan satış fiyatlarında % 10,5 (Yüzde onbuçuk) indirim yapılarak 1 Ekim 2003 tarihinden geçerli olacak şekilde uygulanmasına,
b) Kayseri ve Civarı Elektrik T.A.Ş. ye uygulanacak tarifenin mevcut sözleşme koşullarına göre TETAŞ tarafından belirlenmesine,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler için; TEDAŞ ve Bağlı Ortaklıklarının ilgili tüketicinin bulunduğu dağıtım bölgesinde belirlenecek olan dağıtım sistemi sistem kullanım tarifesi ve perakende satış tarifesi toplamının % 4 eksiği olarak uygulanmasına,
d) Nahcivan’a enerji satışına ilişkin olarak 120 sayılı Kurul Kararı’nın (e) bendi hükmünün uygulanmasına devam edilmesine,
e) Yukarıda tanımlanan usuller çerçevesinde TETAŞ tarafından yeniden belirlenerek oluşturulan tarifelerin Kurumumuza gönderilmesine.
|
docx
|
python-docx
|
a8cc9a83e13c
|
Elektrik Piyasası Dairesi Başkanlığının 15.04.2021 tarihli toplantısında; ekteki Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılması Hakkında Kararın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
EK
ELEKTRİK PİYASASINDA ÖNLİSANS VEYA LİSANSLARA KONU ÜRETİM TESİSLERİNİN SANTRAL SAHALARININ BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASI HAKKINDA KARAR
MADDE 1 – 25/06/2020 tarihli ve 31166 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar’ın (Usul ve Esaslar) 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“a) Santral alanı: Elektrik üretiminin gerçekleştirilmesine ilişkin türbin, motor, generatör vb. teçhizatın bulunduğu tesisler ile tesisin çalışması ve işletilmesi için gerekli olan idari birimler, yangın müdahale birimleri, yangın suyu depoları, arıtma tesisleri, yardımcı yakıt depoları, acil durum jeneratörleri, depolar, atölyeler vb. gibi destek ünitelerinin bir arada yer aldığı alanı,”
MADDE 2 – Aynı Usul ve Esaslar’ın 5 inci maddesinin ikinci, üçüncü ve dördüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Elektrik üretim tesisleri için verilen önlisans veya üretim lisanslarına güvenlik bandı da dâhil olmak üzere santral sahası olarak; santral alanı ile bulunması halinde şalt sahası, talep edilmesi halinde sosyal alan ve dördüncü fıkrada belirtilen diğer alanlar ile ilgili maddesinde belirtilen alanları çevreleyen bütünleşik sahanın koordinatları derç edilir. Diğer unsurlara ilişkin veriler EPDK Başvuru Sisteminde tutulur.
(3) Üretim tesis sahasının bütünleşik olması zorunludur. Santral sahasını oluşturan alanlar ya da unsurlar arasında teknik gerekler dışında makul mesafeler bırakılabilir. Bu mesafelerin mevzuatta tanımlanan hakların fazladan elde edilmesini amaçlayan kullanımları makul mesafe olarak değerlendirilmez. Ayrıca santral sahası, koridor oluşturulmak suretiyle genişletilemez. Ancak, kömür yakıtlı üretim tesislerinde maden işletme ruhsat sahası içerisinde kalacak ve bir koridorla santral sahasına birleştirilecek şekilde oluşturulan alan santral sahasına ilave edilebilir.
(4) İkinci fıkrada ve her bir kaynak türü ve tesis tipi için bu Usul ve Esasların ilgili hükmünde yer verilmeyen ancak diğer mevzuatta ya da tesis sahasının veya tesis teknolojisinin özelliklerinden kaynaklanan gerekler nedeniyle santral sahası içerisinde yer alması gereken alanlar ile yardımcı kaynak ünite alanı ve elektrik depolama ünite alanının her biri harita üzerine yerleştirilerek santral sahasına dâhil edilebilir.”
MADDE 3– Aynı Usul ve Esaslar’ın 6 ncı maddesinin birinci fıkrasının (d) bendi ile ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(d) Su iletim yapısı,”
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek ve DSİ tarafından belirlenen rezervuar azami su kotu seviyesi ve üretim tesisinin diğer unsurları için DSİ tarafından onaylanacak kuyruk suyu kotu seviyesine göre projeksiyonu alınmak suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir (Örnek Ek Şekil-1-a veya 1-b).”
MADDE 4 – Aynı Usul ve Esaslar’ın 7 nci maddesinin birinci fıkrasının (a), (b) ve (e) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı fıkraya aşağıdaki bent eklenmiş, aynı maddenin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“a) Regülatör ile bulunması halinde göl alanı,
b) Su iletim yapısı,”
“e) Kazı palyeleri,
f) Santral kuyruk suyu alanı.”
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek ve DSİ tarafından belirlenen regülatör azami su kotu seviyesine ve üretim tesisinin diğer unsurları için DSİ tarafından onaylanacak kuyruk suyu kotu seviyesine göre projeksiyonu alınmak suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-2)”
MADDE 5 – Aynı Usul ve Esaslar’ın 10 uncu maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-3). Bir üretim veya reenjeksiyon kuyusu ancak bir önlisansa veya üretim lisansına derç edilebilir.”
MADDE 6 – Aynı Usul ve Esaslar’ın 11 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-4).
(3) Bu madde kapsamındaki elektrik üretim tesislerinin termal bertaraf tipinde oldukları kabul edilir.”
MADDE 7 – Aynı Usul ve Esaslar’ın 12 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-5).
(3) Çöp gazının yakıt olarak kullanıldığı elektrik üretim tesislerinde bu maddenin birinci fıkrasında yer alan unsurlar yer almaz, bu tipteki üretim tesislerinde santral sahası beşinci maddenin birinci fıkrasında belirtilen ortak unsurlardan oluşur.”
MADDE 8– Aynı Usul ve Esaslar’ın 13 üncü maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-6).
(3) Bu madde kapsamındaki elektrik üretim tesislerinin termal bertaraf tipinde oldukları kabul edilir.”
MADDE 9– Aynı Usul ve Esaslar’ın 14 üncü maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-7).
(3) Atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakların yakıt olarak kullanıldığı elektrik üretim tesisleri haricindeki piroliz teknolojisi kullanılan elektrik üretim tesislerinin termal bertaraf tipinde oldukları kabul edilir. Bu elektrik üretim tesislerinde çelik ayrıştırma ve manyetik ayırıcı unsurları yer almaz.”
MADDE 10– Aynı Usul ve Esaslar’ın 15 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).”
MADDE 11– Aynı Usul ve Esaslar’ın 16 ncı maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).”
MADDE 12– Aynı Usul ve Esaslar’ın 17 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).”
MADDE 13– Aynı Usul ve Esaslar’ın 18 inci maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “her biri için” ibaresinden sonra gelmek üzere “gerekmesi halinde” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 14– Aynı Usul ve Esaslar’ın 19 uncu maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “her biri için” ibaresinden sonra gelmek üzere “gerekmesi halinde” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 15– Aynı Usul ve Esaslar’ın 20 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-10).”
MADDE 16– Aynı Usul ve Esaslar’ın 21 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(3) Bir elektrik üretim tesisinin elektrik enerjisi ihtiyacını karşıladığı sanayi tesisinin birden çok bağımsız alan üzerinde kurulmuş olması halinde, söz konusu elektrik üretim tesisinin santral sahası olarak; talep edilmesi halinde, elektrik enerjisi ihtiyacı aynı baradan karşılanan ve aynı tüzel kişiliğe ait tüketim tesislerinin yer aldığı bağımsız alanların tamamı santral sahası olarak lisansına derç edilir.”
MADDE 17– Aynı Usul ve Esaslar’ın 23 üncü maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve üçüncü fıkrası ile dördüncü fıkrası yürürlükten kaldırılmıştır.
“(2) Elektrik üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında, yardımcı kaynak ünite alanı için ihtiyaç duyulması halinde Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 46 ncı maddesi hükümleri kapsamında Kuruma başvuru yapılabilir. Yardımcı kaynağı güneş enerjisi olan birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde, her 1 MW yardımcı kaynak gücüne karşılık azami 15 dönüme kadar alan santral sahası sınırlarına bütünleşik olmak kaydıyla yardımcı kaynak ünite alanı olarak santral sahasına ilave edilebilir.”
MADDE 18 – Aynı Usul ve Esaslar’a 23 üncü maddeden sonra gelmek üzere aşağıdaki madde eklenmiştir.
“MADDE 24 – Yardımcı kaynak ünite gücü
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde kurulabilecek yardımcı kaynağa dayalı ünitelerin toplam mekanik gücü;
a) Ana kaynağa dayalı ünitelerin toplam elektriksel kurulu gücü 50 MW ve altında olan elektrik üretim tesislerinde, ana kaynağa dayalı ünitelerin toplam elektriksel kurulu gücünü,
b) Ana kaynağa dayalı ünitelerin toplam elektriksel kurulu gücü 50 MW’ın üstünde olan elektrik üretim tesislerinde; 50 MW güce, ana kaynağın elektriksel kurulu gücünün 50 MW’ı aşan kısmının yarısına tekabül eden güç ilave edilerek bulunacak toplam gücü
aşamaz. Bu madde kapsamında tesis edilecek yardımcı kaynağa dayalı ünitelerin mekanik kurulu gücü toplamda 100 MW’ı geçemez.”
MADDE 19– Aynı Usul ve Esaslar’ın Geçici 2 nci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Santral sahası önlisanslarına derç edilmemiş tüzel kişilere verilecek üretim lisanslarında bu Usul ve Esaslara göre belirlenmiş santral sahası bilgilerine de yer verilir.”
MADDE 20– Aynı Usul ve Esaslar’ın Geçici 3 üncü maddesi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 21– Aynı Usul ve Esaslar’ın “Yürürlük” başlıklı 24 üncü maddesinin madde numarası 25 olarak, “Yürütme” başlıklı 25 inci maddesinin madde numarası 26 olarak teselsül ettirilmiştir.
MADDE 22 – Bu karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 23– Bu karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
aa90c80abf3a
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11529-3 Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 7/4/2016 tarihli ve 6199 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen Sayaç Kontrol Bedellerine İlişkin Usul ve Esaslar’ın 5 inci maddesi uyarınca sayaç kontrol bedellerinin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
f6a8847aef0e
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4717-3 Karar Tarihi : 21/11/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 21/11/2013 tarihli toplantısında; AKEDAŞ’ın 2011-2015 uygulama dönemi yatırım planını teşkil eden "Elektrik Piyasası Dağıtım Sistemi Düzenlemeye Esas Yatırım Harcamalarının Belirlenmesi ve Gerçekleşmesinin İzlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar" eki "Ek-1" ve "Ek-2"nin aşağıdaki gibi revize edilmesine,
1)
2)
3)
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
bf19632a1a66
|
12 KASIM 2008 TARİHLİ VE 27052 SAYILI RESMİ GAZETEDE YAYINLANMIŞTIR.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA PERAKENDE SATIŞ SÖZLEŞMESİ DÜZENLENMESİ HAKKINDA TEBLİĞDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR TEBLİĞ
MADDE 1– 31/08/2003 tarihli ve 25215 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Perakende Satış Sözleşmesi Düzenlenmesi Hakkında Tebliğin 3 üncü maddesinin birinci fıkrasında yer alan (4) numaralı bent aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“4. Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri, otoprodüktörler, otoprodüktör grupları, toptan satış şirketleri ve perakende satış lisansına sahip şirketleri,”
MADDE 2- Bu Tebliğ yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Tebliğ hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
f67c924e0f3a
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI BAĞLANTI VE SİSTEM KULLANIM YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 28/1/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin 25 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Kullanıcı, ödeme bildiriminin tebliğ edildiği günü izleyen onbeş gün içerisinde bildirimde yer alan tutarı, TEİAŞ veya dağıtım şirketine öder. Ödemede gecikilen süre için 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre hesaplanan gecikme zammı uygulanır. İletim sistemi kullanıcıları hakkında bu oran iki kat olarak uygulanır.”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
79306058afa4
|
1 Mayıs 2008 tarihli ve 26863 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 5 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, ikinci fıkradan sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiş ve diğer fıkralar buna göre teselsül ettirilmiştir.
"Lisanslar devredilemez. Ancak, lisans sahibi tüzel kişiye bankalar ve/veya finans kuruluşları tarafından sınırlı veya gayri kabili rücu proje finansmanı sağlanması halinde, kredi sözleşmesi hükümleri gereği, bankalar ve/veya finans kuruluşları Kuruma gerekçeli olarak bildirimde bulunarak, bu Yönetmeliğin öngördüğü şartlar çerçevesinde önerecekleri bir başka tüzel kişiye lisans sahibi tüzel kişinin lisansı kapsamındaki tüm yükümlülüklerini üstlenmek şartıyla lisans verilmesini talep edebilir. Önerilen tüzel kişiye, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülükleri yerine getirmesi kaydıyla aynı hak ve yükümlülüklerle eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir."
"Üretim veya otoprodüktör lisansı başvurusunda bulunmuş veya üretim veya otoprodüktör lisansı sahibi bir tüzel kişinin, Türk Ticaret Kanunu ve ilgili mevzuatı uyarınca bölünmesi yoluyla oluşan veya aynı ortaklık yapısı ile kurulan ve üretim veya otoprodüktör lisansı başvurusunda bulunmuş veya üretim veya otoprodüktör lisansı sahibi tüzel kişi ile aynı ortaklık yapısına sahip tüzel kişi veya kişilere, Kurul onayı alınmak ve oluşan yeni tüzel kişi veya kişilerin bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülükleri yerine getirmesi kaydıyla, aynı hak ve yükümlülüklerle eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir."
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 7 nci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
"Piyasada faaliyet göstermek üzere lisans başvurusunda bulunacak özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilerin, 6762 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri doğrultusunda anonim şirket ya da limited şirket olarak kurulmuş olmaları zorunludur. Anonim şirket olarak kurulmaları halinde, otoprodüktörler hariç olmak üzere, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki hisselerinin tamamının nama yazılı olması şarttır. Ancak, hisselerinin tamamı nama yazılı olmayan anonim şirketlere, lisans almalarının Kurul kararıyla uygun bulunması sonrası anasözleşme değişikliği yapmaları kaydıyla lisans verilebilir."
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 8 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
"Lisans alma bedelinin yüzde birinin Kurum hesabına yatırıldığının ibraz edilmesini takiben lisans başvurusu inceleme ve değerlendirmeye alınır ve başvuruya ilişkin bilgiler 43 üncü madde hükümleri çerçevesinde Kurum internet sayfasında duyurulur."
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 13 üncü maddesinin dördüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
"Lisans tadil sürecinde Kurum; lisans sahibi tüzel kişinin tadil talebi hakkında alınan Kurul kararını, Kurum internet sayfasında duyurur ve ayrıca ilgili tüzel kişilere yazılı olarak bildirir."
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
"Yapılan denetimler sonucu, tarifeleri düzenlemeye tabi olan lisans sahibi bir tüzel kişinin mali durumunun, lisansı kapsamındaki faaliyetini güvenli olarak yürütebilmesi ve/veya üstlenmiş olduğu mali yükümlülüklerini yerine getirmesini tehlikeye düşürecek şekilde bozulduğunun, ilgili mevzuat çerçevesinde lisans sahibi tüzel kişinin savunması da alınmak suretiyle hazırlanan denetim raporlarıyla tespit edilmesi durumunda, tüketiciler ve piyasa koşulları aleyhine bir sonuç yaratılmamasını teminen, Kurul kararına uygun olarak gereken önlemlerin alınacağı, tüzel kişilerin lisanslarında yer alır. Piyasa istikrarı açısından gerekli görülen hallerde, alınan önlemlere ilişkin Kurul kararı, Kurum internet sayfasında yayımlanır."
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 48 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
"MADDE 48 – Bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla lisans sahibi tüzel kişilerin kendi aralarında ya da lisans sahibi tüzel kişiler ile lisans sahibi olmayan tüzel kişilerin, lisans sahibi bir tüzel kişi bünyesinde tüm aktif ve pasifleri ile birlikte birleşmek istemeleri halinde, birleşme izni hakkında Kurul onayı alınması zorunludur. Bu madde hükmünün, tarifesi düzenlemeye tabi tüzel kişiler için uygulanmasında, Kanunda belirlenen izinler ve yasaklar dikkate alınır.
Kurul onayı ile birleşmeye izin verildiği takdirde; izne ilişkin Kurul kararı, Kurum internet sayfasında duyurulur. İzin verildiği tarihten itibaren yüzseksen gün içerisinde, birleşme işlemi tamamlanmadığı takdirde, verilen izin geçersiz olur. Bu durumda, Kurul onayı ile yeniden izin almaksızın birleşme işlemlerine devam olunamaz.
Birleşme sözleşmesi, tüketicilerin hak ve alacaklarını ihlal eden hükümler ile lisans sahibi tüzel kişinin yükümlülüklerini kaldıran hükümler içeremez. Bir birleşme sözleşmesinde asgari olarak aşağıdaki hususlar hüküm altına alınır;
a) Birleşme için öngörülen aşamalar,
b) Birleşme sonrası hangi tüzel kişi ya da kişilerin hükmi şahsiyetinin sona ereceği,
c) Devralan tüzel kişinin birleşme sonrası oluşan sermayesinin, bu Yönetmelikte öngörülen asgari sermayeden az olması halinde; aradaki farkın, devralan tüzel kişi tarafından, birleşme işleminin tamamlanmasından itibaren yüzseksen gün içerisinde ödeneceğine ilişkin taahhüt,
d) Devralan tüzel kişinin, birleşme sonucu devralınan diğer tüzel kişi veya kişilerin külli halefi olduğu.
Birleşme izni için Kuruma yapılan başvurularda aşağıdaki bilgi ve belgeler istenir;
a) Birleşme sözleşmesi,
b) Birleşme sözleşmesi tasarısı hakkında, tüzel kişilerin genel kurullarından alınmış karar örnekleri,
c) Devralan tüzel kişinin birleşme sonrası anasözleşme taslağı,
d) Birleşmeden beklenen amaçları değerlendiren bir rapor.
Bu madde ile getirilen yükümlülükler lisans sahibi tüzel kişilerin anasözleşmelerinde ve ilgili lisanslarında yer alır.
Otoprodüktör lisansı sahibi tüzel kişilere bu madde hükümleri uygulanmaz."
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin ekinde yer alan Ek-1 ve Ek-2, ekteki şekilde değiştirilmiştir.
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
"GEÇİCİ MADDE 33 – Üretim faaliyetleri kapsamında, Kurul kararı ile lisans verilmesi uygun bulunmuş, ancak uygun bulma kararında belirtilen yükümlülüklerini, 1/5/2008 tarihi itibariyle yerine getiremediğinden dolayı lisans başvurusu reddedilmiş tüzel kişilere, 1/5/2008 tarihinden itibaren otuz gün içerisinde Kuruma başvurması ve yapılacak inceleme sonucunda, reddedilen lisans başvurusuna konu üretim tesisi için DSİ tarafından Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının ve TEİAŞ ve elektrik dağıtım şirketleri tarafından uygun bağlantı görüşlerinin devam ettiğinin tevsik edilmesi halinde, bu kapsama giren tüzel kişilerin lisans başvuruları yeniden inceleme ve değerlendirmeye alınır.
1/5/2008 tarihi itibariyle lisans verilmesi Kurul kararı ile uygun bulunan tüzel kişilere, bu Yönetmeliğin 10 uncu maddesinin üçüncü fıkrası kapsamında verilen süreye ek olarak otuz gün daha süre verilir."
MADDE 9 – Bu Yönetmeliğin;
a) 7 nci maddesi 29/9/2007 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde,
b) Diğer maddeleri yayımı tarihinde
yürürlüğe girer.
MADDE 10 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanı yürütür.
EK-1
LİSANS BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
BAŞKANLIĞINA
………..........(Yurt genelinde/Bölgesinde/İllerinde/İlinde)……………..(Toptan Satış / Perakende Satış / Perakende Satış Hizmeti / Üretim / Otoprodüktör / Otoprodüktör Grubu / İletim / Dağıtım) faaliyeti için .....yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel Kişiyi Temsile Yetkili Kişi veya
Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil nosu:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
e-posta:
Ekler:
1- Taahhütname
2- Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
EK-2
TAAHHÜTNAME (*)
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
BAŞKANLIĞINA
1) Lisans başvurumuz kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve belgelerin doğru ve eksiksiz olduğunu,
2) İlgili mevzuata uyacağımızı,
3) Talep ettiğimiz lisans kapsamındaki faaliyete ilişkin olarak diğer mevzuattan kaynaklanan izin, ruhsat, onay alma gibi yükümlülükleri yerine getireceğimizi, aksi takdirde sorumluluğun tarafımıza ait olacağını,
4) Lisans başvurumuzun kabul edilmesi halinde lisans alma bedelinin yüzde birini on iş günü içerisinde Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu hesabına yatırmadığımız takdirde, başvurumuzun geçersiz olacağını,
5) Kurum tarafından yapılacak inceleme ve değerlendirme sonucu lisans talebimiz reddedildiği takdirde lisans alma bedelinin yüzde biri olarak ödediğimiz tutarın Kurum tarafından irat kaydedileceğini ve bu konuda herhangi bir hak ve tazminat talep etmeyeceğimizi,
6) (**) Lisansımızın sona ermesi veya iptali halinde; Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği ve ilgili Tebliğ hükümleri uyarınca hesaplanacak düzeltme bileşenleri toplam tutarını, Kurumca yapılacak düzenleme çerçevesinde dağıtım tarifelerine yansıtılmak üzere, lisansımızın sona erdiği ya da iptal edildiği tarihten itibaren doksan gün içerisinde Kurum hesabına yatıracağımızı, süresi içinde yatırmadığımız takdirde, ödenmesi gereken tutara 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammı uygulanacağını,
7) (***) Mücbir sebepler nedeniyle ya da gerekçeleri Kurul tarafından uygun bulunan haller dışında, ilgili mevzuatta belirtilen yükümlülüklerin yerine getirilmemesi halinde, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 7 nci ve 10 uncu maddeleri uyarınca, Kuruma teslim etmiş olduğumuz, Kuruma muhatap düzenlenmiş banka teminat mektuplarının Kurum tarafından irat kaydedileceğini,
kabul ve taahhüt ederiz.
Tüzel Kişiyi Temsile Yetkili Kişi veya
Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Pul
Tarih
(*) Bu taahhütname içeriğinde lisans başvuru sahibi tarafından hiçbir surette değişiklik yapılamaz.
(**) Sadece dağıtım lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerden istenecektir.
(***) Yalnızca üretim faaliyetinde bulunmak için lisans başvurusunda bulunan tüzel kişilerden istenir.
|
docx
|
python-docx
|
4b553ae8b05b
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 5971-2 Karar Tarihi: 24/12/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 24/12/2015 tarihli toplantısında; 3/11/2010 tarihli ve 2861 sayılı Kurul Kararı ile 1/1/2012 tarihinden itibaren uygulanmak üzere kabul edilen Elektrik Piyasasında Dağıtım Bağlantı Bedelleri ile Uygulamaya İlişkin Usul ve Esasların 2 nci maddesinde yer alan sabit bağlantı bedellerinin yine aynı Usul ve Esasların 6 ncı maddesi uyarınca TÜİK tarafından yayımlanan 2015 yılı Eylül ayı 12 aylık TÜFE değişim oranı dikkate alınarak sabit bağlantı bedellerinin artırılmasına ve 1/1/2016 tarihinden itibaren aşağıdaki sabit bağlantı bedellerinin uygulanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
f26270089961
|
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ: 14/04/2011
KARAR SIRA NO: 3169-13
Elektrik Piyasası Dairesi Başkanlığının 11/04/2011 tarihli ve EPD.10.01.05-4096 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 01/02/2011 tarihli ve 3070/1 sayılı Kurul kararında Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin Geçici 5 inci Maddesi uyarınca Gün Öncesi Piyasasının işlerlik kazanacağı tarih 01/05/2011 olarak belirlenmiş olup, TEİAŞ tarafından Piyasa Yönetim Sisteminde ihtiyaç duyulan düzeltme ve geliştirme işlemlerinin tamamlanmasını teminen söz konusu tarihin 01/12/2011 olarak yeniden belirlenmesine ve söz konusu tarihe kadar Gün Öncesi Piyasasının sanal olarak işletilmesine ve Kurul Kararının Kurum internet sayfasında ilan edilerek kamuoyuna duyurulmasına
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
b330488014bc
|
(8 EKİM 2003 TARİHLİ VE 25253 SAYILI RESMİ GAZETE’DE YAYIMLANMIŞTIR.)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
Elektrik Piyasasında Perakende Satış Sözleşmesi Düzenlenmesi Hakkında Tebliğde Değişiklik Yapılmasına İlişkin Tebliğ
MADDE 1 —31/8/2003 tarihli ve 25215 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Perakende Satış Sözleşmesi Düzenlenmesi Hakkında Tebliğe aşağıdaki geçici 2 nci madde eklenmiştir.
“Geçici Madde 2 — Perakende satış sözleşmelerine ilişkin tip sözleşme, 30/9/2003 tarihinden itibaren otuz gün içerisinde perakende satış lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından hazırlanarak Resmî Gazete’de yayımlanır ve yayımlanmasını müteakip uygulamaya konur.”
Yürürlük
MADDE 2 —Bu Tebliğ, 30/9/2003 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 3 —Bu Tebliğ hükümlerini Başkan yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
aebe52523d96
|
28/05/2009 tarihli ve 2108/30 sayılı Kurul Kararı 11 Haziran 2009 tarihli ve 27255 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİ UYARINCA UZLAŞTIRMA HESAPLAMALARINDA KULLANILACAK PROFİL UYGULAMASINA İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Hukuki Dayanak, Tanımlar
Amaç
Madde 1 - (1) Bu düzenlemenin amacı; Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uyarınca, uzlaştırma hesaplamalarında kullanılacak profil uygulamasına ilişkin usul ve esasların belirlenmesidir.
Kapsam
Madde 2 - (1) Bu düzenleme; Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uyarınca uzlaştırma kapsamındaki uzlaştırmaya esas çekiş birimlerine ait sayaçlardan, uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapılamaması durumunda okunacak ölçüm değerlerine uygulanacak profillerin belirlenme yöntemine, profillerin onaylanmasına, profillerin geçerlilik süresine ve bu süreçte tarafların görevlerinin tanımlanmasına ilişkin usul ve esasları kapsar.
Hukuki dayanak
Madde 3 - (1) Bu düzenleme, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
Madde 4 - (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a) Kanun: 14/03/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
b) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
c) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
ç) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
d) DUY: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğini,
e) Dağıtım Şirketi: Kurumdan dağıtım lisansı almış olduğu bölgede elektrik dağıtım faaliyetini yürütmekte olan anonim şirketleri,
f) Gün Tipi: Gün Tipi: Pazartesi, Salı, Çarşamba, Perşembe, Cuma, Cumartesi ve Pazar ile Kılavuz uyarınca belirlenen bayram ve diğer gün tipleri olmak üzere profil değerlerinin ait olduğu güne ilişkin karakter etiketini,
g) Kılavuz: Başkan tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Profil Hazırlama Kılavuzunu,
ğ) OSB: 4562 sayılı Organize Sanayi Bölgeleri Kanununa göre kurularak tüzel kişilik kazanmış bulunan organize sanayi bölgelerini,
h) Piyasa İşletmecisi: Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezini,
ı) 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,
i) Profil: Kapsamış olduğu tüketici grubu için geçmişe yönelik verilere dayanarak hazırlanmış olan ve geçerli olduğu dönem boyunca uzlaştırma döneminden daha uzun aralıklarla ölçülmüş olan elektrik tüketim ölçüm değerlerini uzlaştırma dönemi bazında değerlere dönüştürmek üzere kullanılacak olan çarpanları gösteren çizelgeyi,
j)
k)
ifade eder.
İKİNCİ BÖLÜM
Profillerin Belirlenme Yöntemi
Dağıtım Sistemine Bağlı Uzlaştırma Kapsamındaki Uzlaştırmaya Esas Çekiş Birimlerine ait Ölçüm Noktaları İçin Belirlenecek Standard Profiller
,Madde 5 – (1) Dağıtım şirketleri tarafından,
Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği’nde belirtilmiş olan abone grupları için; Ocak ayından başlayarak her ay için, gün tiplerine dair uzlaştırma dönemleri bazında hesaplanacak olan günlük profiller Kılavuzda yer alan kurallar çerçevesinde Kuruma sunulur.
b) İlgili dağıtım bölgesinde Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği’nde belirtilmiş olan bazı abone gruplarına ilişkin profil hesaplaması için bu madde uyarınca gerekli veri oluşturacak sayıda tüketim noktasının olmadığının belirtilmesi halinde, söz konusu abone grupları için komşu dağıtım bölgelerinin onaylanmış profil değerlerinin ortalaması Kurum tarafından hesaplanır ve ilgili dağıtım bölgesi için profil değeri olarak onaylanmak üzere Kurula sunulur.
(2) Dağıtım şirketleri yeterli veriye sahip olmaları halinde belirli abone grupları altında yer alan fakat tüketim davranışı açısından farklılık gösteren alt tüketici grupları için serbest tüketicilere tanınan tedarikçi seçme hakkını en fazla kullanan alt gruplardan başlayarak yukarıda belirtilen abone grupları altında daha detaylı abone alt gruplandırmalarına giderek her bir abone alt grubu için ayrı bir profil oluşturabilir.
(3) Piyasada faaliyet gösteren tedarikçiler, yeterli veri ve hesaplamaların bulunduğu gerekçeler ile birlikte, belirli tüketici grupları için ilgili dağıtım bölgelerinde ayrı bir profil hazırlanması için dağıtım şirketlerine başvurabilirler. İlgili dağıtım şirketinin söz konusu başvuruyu uygun bulmaması halinde tedarikçi Kuruma başvurabilir. Başvurunun uygun bulunması halinde söz konusu tüketici grupları için Kılavuza uygun olarak ayrı bir profil hazırlanır ve diğer profiller ile birlikte onaylanmak üzere ilgili dağıtım şirketi tarafından Kuruma sunulur.
(4) Bu madde uyarınca sunulacak olan Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği’nde yer alan abone grupları veya abone alt grupları bazında hazırlanacak profillerin aşağıda yer alan esaslar dahilinde toplanacak olan verilere dayanması gerekir:
(a) Dağıtım bölgesi içerisindeki tedarikçisini seçmiş ve dağıtım sistemine bağlı olan serbest tüketicilere ait sayaçlardan okunan uzlaştırma dönemleri bazındaki tüm tüketim verilerinin kullanılması esastır. Ancak ilgili abone grubu veya alt grubu profilini yansıtmayan verilerin varlığı halinde, bu durum açıklama dosyasında detaylı olarak gösterilmek kaydı ile, söz konusu veriler dağıtım şirketince profil hesaplamalarında kullanılmaz.
(b) (a) bendi kapsamında toplanan verilere, profillemeye konu olan abone grubuna ait tüketim noktalarında profil oluşturmak amacıyla dağıtım şirketlerince doğrudan yapılan ölçümlere dayanan tüm veriler de ilave edilir.
(c) (a) ve (b) bentleri kapsamında toplanan abone grubuna ait tüketim verilerinin, söz konusu abone grubunun dağıtım bölgesi içerisindeki toplam tüketimini Kılavuzda yer alacak oran çerçevesinde temsil etmekte yetersiz olması halinde; Kılavuzda yer alan kurallar dahilinde dağıtım fideri, dağıtım merkezi (DM) ve/veya dağıtım sistemini besleyen TEİAŞ trafo merkezlerinde (TM) yapılacak olan ölçümlere dayanarak elde edilen veriler de kullanılabilir.
(d) (c) bendi kapsamında ihtiyaç duyulması ve dağıtım şirketinin TM tüketim verilerini talep etmesi halinde, TEİAŞ ilgili TM’deki tüketim değerlerini başvuran dağıtım şirketine sağlar.
(e) Aydınlatma profillerinin belirlenmesine dair kurallar Kılavuzda ayrı bir bölüm olarak yer alır.
(5) Kılavuzda yer alan kurallar çerçevesinde; sunulan profillere ilave olarak, hesaplamaya esas tüketim verileri, veri kaynakları ve veri yeterliliğine ilişkin tablolar ile hesaplama detaylarının ve gerekli beyanların yazılı olarak yapıldığı açıklama dosyası ve Kılavuzda istenen diğer hususlar Kuruma sunulur.
(6) OSB tüzel kişilikleri dağıtım lisansına sahip oldukları bölge için ayrıca profil başvurusunda bulunmayacak olup, OSB tüzel kişilikleri içerisinde yer alan tüketiciler için, OSB tüzel kişiliğinin içerisinde bulunduğu dağıtım bölgesi için onaylanmış profiller kullanılır.
Dağıtım Sistemine Bağlı Uzlaştırma Kapsamındaki Ölçüm Noktaları için Alternatif Profiller
Madde 6 - (1) Dağıtım sistemine bağlı uzlaştırma kapsamındaki ölçüm noktaları için her bir fatura dönemi için uygulanabilecek uzlaştırma dönemi bazındaki alternatif profiller; dağıtım bölgesinin uzlaştırma dönemi bazında yapılan ölçümlerinden hesaplanan toplam talebinden, dağıtım bölgesi içerisinde yer alan uzlaştırma dönemi bazında ölçülebilen talep ile kendilerine 5 inci madde uyarınca belirlenen profillerin uygulanmasını tercih eden katılımcıların uzlaştırma dönemi bazında hesaplanan talep değerlerinin toplamlarının çıkartılması ile elde edilen fark dikkate alınarak aşağıdaki formül uyarınca belirlenir.
(2) Bu formüllerde geçen;
APÇDu,k “k” dağıtım bölgesinin, ilgili fatura dönemi içerisinde yer alan “u” uzlaştırma dönemi için alternatif profil çarpan değerini,
DSDu,k “k” dağıtım bölgesinin, “u” uzlaştırma dönemi bazında dağıtım bölgesi için tanımlanan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonunda yer alan dağıtım bölgesine enerji temin eden tüm giriş sayaçlarından ölçülen toplam tüketim değerini (MWh),
UöTu,k “k” dağıtım bölgesi içerisinde yer alan uzlaştırma dönemi bazında ölçülebilen uzlaştırmaya esas çekiş birimlerine ait , “u” uzlaştırma dönemi bazında ölçülen toplam tüketim değerini (MWh),
PTu,k “k” dağıtım bölgesi içerisinde yer alan ve kendilerine 5 inci madde uyarınca belirlenen profillerin uygulanmasını tercih eden katılımcıların uzlaştırma dönemi bazında hesaplanan talep değerleri toplamını (MWh),
n İlgili fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
ifade eder.
(3) Bu madde kapsamında hesaplanan alternatif profiller Piyasa İşletmecisi tarafından internet sayfasında yayımlanır.
İletim Sistemine Bağlı Uzlaştırma Kapsamındaki Ölçüm Noktaları için Profiller
Madde 7 - (1) İletim sistemine bağlı uzlaştırma kapsamındaki ölçüm noktaları için her bir fatura dönemi için oluşturulacak uzlaştırma dönemi bazındaki profiller, uzlaştırma dönemi bazında belirlenen toplam ulusal talep ile iletim sistemine bağlı, uzlaştırma dönemi bazında ölçülebilen talep arasındaki fark dikkate alınarak profil çarpanlarının hesaplanması suretiyle belirlenir.
(2) Bu madde kapsamında hesaplanan profiller Piyasa İşletmecisi tarafından internet sayfasında yayımlanır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Profillerin Onaylanması ve Geçerlik Süresi
Profillerin Onaylanması
Madde 8 - (1) Her yıl 15 Ekim tarihine kadar dağıtım şirketleri bir sonraki yıl için geçerli olacak profilleri bu usul ve esaslarda yer alan düzenlemeler çerçevesinde Kuruma sunar. Kurum sunulan profilleri inceleyerek, gerekli görmesi halinde düzeltme yapılmasını isteyebilir. Dağıtım şirketlerince 5 inci madde kapsamında belirlenerek Kurum’a sunulan profiller Kurul tarafından uygun bulunması halinde 24 Aralık tarihine kadar onaylanarak yürürlüğe girer.
(2) Bu usul ve esasların 6 ncı ve 7 nci maddesi kapsamında belirlenen profiller Kurul onayına tabi değildir.
(3) Bu madde doğrultusunda Kuruma süresi içerisinde profil sunmayan dağıtım şirketleri hakkında Kanun’un 16 ıncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
Profillerin Geçerlilik Süresi
Madde 9 - (1) Dağıtım şirketlerince Kuruma sunulan ve Kurul tarafından onaylanan profiller, üzerlerinde belirtilen yıl ve ay için geçerlidir. Dağıtım şirketlerince sunulan profillerin Kurul tarafından onaylanmaması halinde uygun bulmama kararı gerekçeleri ile birlikte dağıtım şirketlerine bildirilir. Dağıtım şirketleri bu bildirimin kendilerine tebliğ tarihinden itibaren 15 gün içerisinde istenen düzeltmeleri yaparak profilleri Kuruma sunmakla yükümlüdürler. Söz konusu yükümlülüğünü yerine getirmeyen dağıtım şirketleri hakkında Kanun’un 16 ıncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
(2) Bir dağıtım bölgesinde takvim yılı başladığı halde onaylanmış profillerin mevcut olmaması halinde; profiller Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girinceye kadar, gerek duyulan düzeltmeler Kurum tarafından gerçekleştirilerek bir önceki yılda uygulanan profillerin uygulanmasına devam edilir.
(3) Bu usul ve esasların 6 ncı ve 7 nci maddesi kapsamında belirlenen profiller uzlaştırma hesaplamalarının yapıldığı fatura dönemi için geçerlidir.
(4) Dağıtım şirketleri en geç Nisan ayı sonuna kadar, Temmuz ayından sonra geçerli olacak şekilde hazırladıkları yeni abone alt grubu profillerini onaylanmak üzere Kuruma sunabilirler.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Profillerin Uygulanma Yöntemi ve Tarafların Görevleri
Profillerin Uygulanma Yöntemi
Madde 10 - (1) Dağıtım sistemine bağlı uzlaştırma kapsamındaki sayaç noktaları için bu usul ve esasların 5 inci veya 6 ncı maddesi kapsamında belirlenen profillerin, iletim sistemine bağlı uzlaştırma kapsamındaki ölçüm noktaları için ise 7 nci madde kapsamında belirlenen profillerin uygulanması esastır.
(2) İlgili dağıtım şirketlerince belirlenerek Kurul tarafından onaylanan bu usul ve esasların 5 inci maddesi kapsamındaki profillerin mevcut olmadığı durumlarda ölçüm noktalarına, 6 ncı madde kapsamında belirlenen alternatif profiller uygulanır.
(3) İlgili piyasa katılımcısının bu usul ve esasların 5 inci maddesi kapsamındaki profillerin kendi tüketim eğrileri ile uyumlu olmadığını düşünmesi halinde, söz konusu uzlaştırma sayaç değerlerine 6 ncı madde kapsamında belirlenen alternatif profil değerlerinin uygulanması için Piyasa İşletmecisine başvurur ya da uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapabilen sayaç taktırabilir. Piyasa Katılımcıları, 5 inci madde kapsamındaki profil uygulaması ile 6 ncı madde kapsamındaki alternatif profil uygulaması arasında yılda bir defadan fazla geçiş yapamazlar.
(4)
Profillerin Uygulanmasına İlişkin Tarafların Görevleri
Madde 11 - (1) Bu usul ve esasların 5 inci maddesi kapsamındaki profillerin belirlenmesi dağıtım şirketlerinin, 6 ncı ve 7 nci maddesi kapsamlarında profillerin hesaplanması ise Piyasa İşletmecisinin görevidir.
(2) Dağıtım şirketleri bölgelerinde yer alan ve 5 inci madde kapsamında belirlenen profil uygulamasına tabi ölçüm noktalarında uzlaştırma dönemlerinden daha uzun ölçüm dönemleri bazında ölçülen ve sayaçta kayıtlı tüm ölçüm periyotlarını yansıtan tüketim değerlerini, Piyasa işletmecisi tarafından hazırlanan bilgisayar programını kullanarak uzlaştırma dönemi bazında tüketim değerlerine dönüştürür, söz konusu uzlaştırma dönemi bazındaki tüketim değerlerini DUY uyarınca Piyasa işletmecisine bildirir.
(3) Piyasa İşletmecisi, dağıtım şirketlerine bölgelerinde yer alan ve profil uygulanacak ölçüm noktaları için; uzlaştırma dönemlerinden daha uzun ölçüm dönemleri bazında ölçülen sayaç tüketim değeri ve profilleri kullanarak PYS’ye uygun formatta uzlaştırma dönemi bazında tüketim değeri oluşturacak bir bilgisayar programını hazırlamak ve bedelsiz olarak temin etmekle yükümlüdür. Söz konusu bilgisayar programı Piyasa İşletmecisinin internet sayfasında genel kullanıma açık olmak üzere paylaşılır.
(4) Bilgisayar programı kullanılarak oluşturulan uzlaştırma dönemleri bazındaki profil değerleri PYS’de yayımlanır.
Piyasa İşletmecisi Tarafından Hazırlanacak Bilgisayar Programının Özellikleri
Madde 12 – (1) 5 inci madde kapsamında onaylanmış profiller ve uzlaştırma dönemlerinden daha uzun ölçüm dönemleri bazında ölçülen sayaç tüketim değerlerini kullanarak uzlaştırma dönemi bazında tüketim verileri oluşturmak üzere Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanacak bilgisayar programı girdi olarak; onaylanmış profilleri, abone grubu bilgisini, uzlaştırma dönemlerinden daha uzun ölçüm dönemleri bazında ölçülen sayaç tüketim değerlerini program kullanıcısından alır.
(2) Her bir abone grubuna ait uzlaştırma hesaplamalarında kullanılacak olan uzlaştırma döneminden daha uzun dönemleri içeren ölçüm dönemleri bazındaki profiller; söz konusu ölçüm dönemlerinin ait olduğu aya ve gün tipine ilişkin onaylanmış profillerden ölçüm dönemlerini oluşturan günlere ve saatlere ait olanların bir araya getirilmesi ile oluşturulur.
(3) Program her bir abone grubu için, bilgisayar takviminden faydalanarak ve/veya program içerisine yerleştirilen takvim ile ölçüm dönemleri içerisinde yer alan günler ve saatler ile 5 inci madde kapsamında profili onaylanmış gün tiplerini ve saatleri otomatik olarak eşleştirir. Bu eşleştirmeyi esas alarak, onaylanmış olan günlük profil çarpanlarından hareketle ölçüm dönemleri için uzlaştırma dönemi bazında profiller oluşturulur. İlk aşamada ölçüm dönemleri bazındaki profiller, günlük profillerin yapılan eşleştirme uyarınca ilgili ölçüm dönemindeki tüm günleri ve saatleri kapsayacak şekilde eklenmesi ile elde edilir. Elde edilen ölçüm dönemi bazındaki profilde yer alan tüm uzlaştırma dönemleri bazındaki çarpanların toplamı 1’e (bir) eşit olacak şekilde tüm çarpanlar eşit oranda ölçeklendirilir.
(4) Her bir uzlaştırma periyodu tüketim değeri, katılımcının ölçüm dönemleri bazında ölçülen sayaç tüketim değerinin ölçüm dönemi bazında oluşturulan profilde yer alan uzlaştırma dönemi çarpanı ile çarpılması ile hesaplanır. Söz konusu hesaplanan değerler PYS’ye yüklenmeye uygun bir dosya formatında programın çıktısını oluşturur.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Geçici Maddeler ve Yürürlük
Geçici Madde 1 - (1) Bir önceki yıla ait ve/veya içinde bulunulan yılda gerçekleşen tüketimi 800 MWh ve üzeri olan uzlaştırma kapsamındaki ölçüm noktalarına, 2 ay içerisinde tüketici tarafından uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapabilen sayaç taktırılması esastır. Söz konusu ölçüm noktalarına uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapabilen sayaç takılmasını takip eden fatura döneminden itibaren profilleme uygulanmaz.
Geçici Madde 2
,Geçici Madde 3 –
Geçici Madde 4 – (1) Bu Usul ve Esasların 5 inci maddesinin beşinci fıkrasında belirtilen profil hazırlama kılavuzu 01/07/2011 tarihine kadar Kurum tarafından hazırlanarak internet sayfasında yayınlanır.”
Yürürlük
Madde 13 - (1) Bu Usul ve Esasların;
11 inci maddesinin ikinci ve üçüncü fıkraları 01/09/2011 tarihinde,
Diğer maddeleri yayımı
tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
Madde 14 - (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Başkan yürütür.
Ek-1
|
docx
|
python-docx
|
288b540bb84d
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4804-84 Karar Tarihi : 26/12/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2013 tarihli toplantısında; Kayseri Mimar Sinan OSB Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2014 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
c30654d9bb2a
|
T.C
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO :9040-7
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; ilgili şebeke işletmecisi tarafından Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik’in 36 ncı maddesinin ikinci fıkrası gereğince 2020 yılı için tahsil edilecek başvuru bedelinin aşağıda yer aldığı şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
T.C
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO :9040-8
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; görevli tedarik şirketlerinin Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik’in 36 ncı maddesinin ikinci fıkrası gereğince tahsil edeceği yıllık sistem işletim bedelinin 2020 yılı için aşağıda yer aldığı şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
T.C
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO :9040-9
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; elektrik dağıtım şirketlerinin Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik’in 36 ncı maddesinin ikinci fıkrası gereğince tahsil edeceği yıllık sistem işletim bedelinin 2020 yılı için aşağıda yer aldığı şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
T.C
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO :9040-10
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; elektrik dağıtım ve görevli tedarik şirketlerinin Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 36 ncı maddesinin ikinci fıkrasının (c) bendi gereğince tahsil edeceği işlem bedelinin 2020 yılı için aşağıda yer aldığı şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
c2206a2d0879
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9019 Karar Tarihi : 26/12/2019
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2019 tarihli toplantısında; 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 5 inci maddesinin altıncı fıkrasının (b) bendi ve Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 25 inci maddesi hükümleri uyarınca serbest tüketici limitine ilişkin aşağıdaki Karar alınmıştır.
Madde 1- 2020 yılı için serbest tüketici limiti 1400 kWh olarak uygulanır.
Madde 2- Bu Karar 1/1/2020 tarihinde yürürlüğe girer.
Madde 3- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
1d3e4d77c572
|
30 Aralık 2008 tarihli ve 27096 sayılı Resmi Gazetede yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 1894 Karar Tarihi : 24.12.2008
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 24/12/2008 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği ve Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ hükümleri ile 28/08/2008 tarihli ve 1731/36 Kurul Kararı çerçevesinde onaylanan 2009 yılı gelir tavanı esas alınarak sunulmuş olan ve 01/01/2009 tarihinden itibaren uygulanmaya başlayacak olan iletim tarifeleri ve uygulanmasına ilişkin usul ve esaslar hakkında aşağıdaki Karar alınmıştır.
a) TEİAŞ iletim tarifesi; iletim sistemi sitem kullanım fiyatı, iletim sistemi sitsem işletim fiyatı ve iletim ek ücretinden oluşmak üzere uygulanacaktır.
b) TEİAŞ; 14 bölge bazında ayrı ayrı olmak üzere üretici ve tüketiciler için iletim tarifesi uygulayacaktır.
c) TEİAŞ; 15 inci bölgede yer alan üretim sistem kullanım ve sistem işletim fiyatını ithalat, tüketim sistem kullanım ve sistem işletim fiyatını ise ihracat faaliyetleri için uygulayacaktır.
d) Trafo merkezi bazında iletim sistemi sistem kullanım tarife bölgeleri 1 numaralı ekte yer aldığı şekilde onaylanmıştır.
e) TEİAŞ iletim sistemi kullanıcılarına; iletim sistemi sistem kullanım fiyatı, iletim sistemi sitem işletim fiyatı ve iletim ek ücretini, 2 numaralı ekte yer alan İletim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Tarifelerini Hesaplama Yöntem Bildirimi çerçevesinde yansıtacaktır.
f) TEİAŞ, iletim sistemine yeni bağlanacak olan kullanıcılara 3 numaralı ekte yer alan Bağlantı Bedelleri Hesaplama Yöntem Bildirimi çerçevesinde belirlenecek olan fiyatları yansıtacaktır.
g) İletim ve Dağıtım Bağlantı Bedellerinin Belirlenmesi Hakkında Tebliğ gereğince; bu kararın yürürlüğe girdiği tarihten itibaren, iletim sistemine yeni bağlanacak kullanıcılardan, iletim sistemine bağlanması ile ilgili olarak yapılan masrafları karşılayacak şekilde bağlantı bedeli alınacaktır.
h) Piyasa İşletim Ücreti; toplam 393.634,84 TL/Ay (iletim ek ücreti dahil) olarak faturanın düzenlendiği ay içinde faaliyet gösteren piyasa katılımcılarının işlem hacmi dikkate alınarak yansıtılacaktır.
ı) Bölgesel bazda iletim sistem kullanım ve sistem işletim tarifeleri aşağıdaki tabloda yer aldığı şekilde uygulanacaktır.
2009 YILI BÖLGESEL TARİFESİ
(*) Tarifelere İletim Ek Ücreti Dahil Edilmiştir.
(**) Üretim Kısmındaki Fiyatlar İthalata, Tüketim Kısmındaki Fiyatlar ise İhracata Uygulanacak Tarifelerdir.
(***) 5784 sayılı Kanun ile değişik 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun Geçici 14 üncü maddesindeki “…31/12/2012 tarihine kadar işletmeye girecek üretim ve otoprodüktör lisansı sahibi tüzel kişilere aşağıdaki teşvikler sağlanır. Üretim tesislerinin, işletmeye giriş tarihlerinden itibaren beş yıl süreyle iletim sistemi sistem kullanım bedellerinden yüzde elli indirim yapılır.” hükmü gereğince ilgili üretim bağlantılarına %50 indirim uygulanacaktır.
EKLER
EK-1: Trafo merkezi bazında iletim sistemi sistem kullanım tarife bölgeleri,
EK-2: İletim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Tarifelerini Hesaplama Yöntem Bildirimi.
EK-3: Bağlantı Bedelleri Hesaplama Yöntem Bildirimi.
|
docx
|
python-docx
|
2464a18e3aaa
|
(1 Nisan 2015 tarihli ve 29313 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanmıştır.)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ENERJİ PİYASALARI İŞLETME ANONİM ŞİRKETİ TEŞKİLAT YAPISI VE ÇALIŞMA ESASLARI HAKKINDA YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Genel Hükümler
Amaç
MADDE 1 - (1) Bu Yönetmeliğin amacı, Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketinin yürüteceği faaliyetlerin zamanında ve gerektiği şekilde yerine getirilmesine ve organizasyon yapısı ile birimlerinin görev ve yetki alanlarının belirlenmesine ve birimler arasında koordinasyonun sağlanmasına ilişkin usul ve esasları düzenlemektir.
Kapsam
MADDE 2 - (1) Bu Yönetmelik, Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketinin görev, yetki ve sorumlulukları ile teşkilat yapısı ve çalışma usul ve esaslarını düzenler.
Dayanak
MADDE 3 - (1) Bu Yönetmelik, 14 Mart 2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 11 inci maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve Kısaltmalar
MADDE 4 - (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
b) Esas sözleşme: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi Esas Sözleşmesini,
c) Gün içi piyasası: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatta tanımlanan piyasa katılımcılarının gün içi piyasası kapı kapanış saatine kadar portföylerini dengelemelerine ve/veya elektrik ticareti yapabilmelerine imkân tanıyan ve Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
ç) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi alış-satış işlemleri için kurulan ve Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
d) İŞKUR: Türkiye İş Kurumunu,
e) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
f) Merkezi uzlaştırma kuruluşu: Piyasa katılımcıları arasındaki ilgili yönetmelikle belirlenecek olan mali işlemleri yürütmek üzere kullanılan, 6/12/2012 tarihli ve 6362 sayılı Sermaye Piyasası Kanununa göre merkezî takas kuruluşu olarak kurulan kuruluşu,
g) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve ileri tarihli fiziksel teslimat gerektiren diğer elektrik piyasaları ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
ğ) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim faaliyeti: Organize toptan elektrik piyasaları, diğer enerji piyasaları, YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasının işletilmesi ve bu piyasalarda gerçekleştirilen faaliyetlerin mali uzlaştırma işlemleri ile söz konusu faaliyetlere ilişkin diğer mali işlemleri,
h) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa katılımcısı: 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde tanımlanan lisans sahibi tüzel kişiler ile bu tüzel kişiler için oluşturulan farklı kategorileri, 14/11/2020 tarihli ve 31304 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Belgesi Yönetmeliğinde tanımlanan organize YEK-G piyasasına katılan lisans sahibi tüzel kişileri ve 31/3/2017 tarihli ve 30024 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası Yönetmeliğinde tanımlanan lisans sahibi tüzel kişileri,
ı) SGK: Sosyal Güvenlik Kurumunu,
i) (Mülga:RG-4/3/2021-31413)
j) Şirket: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
k) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
l) Türk Ticaret Kanunu: 13 Ocak 2011 tarihli ve 6102 sayılı Türk Ticaret Kanununu,
m) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Uzlaştırma: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği ile Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası Yönetmeliğinde tanımlanan dengeleme mekanizmasından ve/veya enerji dengesizliğinden ve Elektrik Piyasasında Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Belgesi Yönetmeliği uyarınca işletilen YEK-G sistemi ile organize YEK-G piyasasından doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerini,
n) (Ek:RG-4/3/2021-31413) BOTAŞ: Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anonim Şirketini,
o) (Ek:RG-4/3/2021-31413) Diğer enerji piyasaları: Piyasa işletim lisansı kapsamı dışında kalmakla birlikte Kurum tarafından işletilmesine izin verilen diğer enerji piyasalarını,
ö) (Ek:RG-4/3/2021-31413) Organize YEK-G piyasası: Piyasa İşletmecisi tarafından organize edilip işletilen ve YEK-G belgesinin piyasa katılımcıları arasında alış-satışının gerçekleştirildiği piyasayı,
p) (Ek:RG-4/3/2021-31413) Organize toptan doğal gaz satış piyasası: Doğal gaz sisteminden yararlanan lisans sahiplerince doğal gazın alım-satımının ve dengeleme işlemlerinin yapıldığı piyasalar, ileri tarihli fiziksel teslimat gerektiren doğal gaz piyasaları ve Kurul tarafından belirlenen diğer doğal gaz piyasası işlemlerinin gerçekleştirildiği, Kurul tarafından düzenlenen piyasayı,
r) (Ek:RG-4/3/2021-31413) YEK-G sistemi: Elektrik Piyasasında Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Belgesi Yönetmeliği kapsamında oluşturulacak sisteme kayıtlı üretim tesislerinde üretilen elektrik enerjisi için YEK-G belgesinin ihraç edilmesini, transferini, tüketiciler lehine itfa edilmesini, ilga veya iptal işlemlerini içeren ve Piyasa İşletmecisi tarafından yönetilen sistemi,
ifade eder.
İKİNCİ BÖLÜM
Genel Kurul ve Yönetim Kurulu
Genel Kurulun yapısı
MADDE 5 - (1) Şirketin en üst karar organı olan Genel Kurul, pay sahiplerinden oluşur.
(2) Pay sahipleri Şirket işlerine ilişkin haklarını, kanuni istisnalar saklı kalmak kaydıyla, Genel Kurulda kullanırlar.
(3) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Genel Kurul Türk Ticaret Kanununda ve Esas Sözleşmede açıkça öngörülmüş bulunan hallerde karar alır.
Yönetim Kurulunun yapısı
MADDE 6 - (1) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Şirketin temsil ve idaresi, Türk Ticaret Kanunu ve Esas Sözleşme hükümleri çerçevesinde Genel Kurul tarafından seçilecek 7 (yedi) üyeden oluşan Yönetim Kurulu tarafından yürütülür.
(2) Yönetim Kurulu Başkanı, 3 yılda bir Genel Kurul tarafından seçilir. Yönetim Kurulu, Esas Sözleşme hükümleri uyarınca üyeleri arasından Yönetim Kurulu başkanı bulunmadığı zamanlarda ona vekâlet etmek üzere, en az bir başkan vekili seçer.
Yönetim Kurulunun görev ve yetkileri
MADDE 7 - (1) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Yönetim Kurulu, Türk Ticaret Kanunu ve Esas Sözleşme uyarınca Genel Kurulun yetkisinde bırakılmış bulunanlar dışında, Şirketin faaliyetlerini gerçekleştirilmesi için gerekli olan her çeşit iş ve işlemler hakkında karar almaya yetkilidir.
(2) (Değişik birinci cümle:RG-4/3/2021-31413) Yönetim Kurulunun Türk Ticaret Kanununun ilgili hükümleri uyarınca devredilemez ve vazgeçilemez görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketi üst düzeyde yönetmek ve bunlarla ilgili talimatlar vermek.
b) Şirket yönetim teşkilatını belirlemek.
c) Muhasebe, finans denetimi ve Şirketin yönetiminin gerektirdiği ölçüde, finansal planlama için gerekli düzeni kurmak.
ç) Müdürleri ve aynı işleve sahip kişiler ile imza yetkisini haiz bulunanları atamak ve görevden almak.
d) Yönetimle görevli kişilerin, özellikle mevzuata, bu Yönetmeliğe, Esas Sözleşmeye, Şirketin iç yönergelerine ve Yönetim Kurulunun yazılı talimatlarına uygun hareket edip etmediklerinin üst gözetimini yapmak.
e) Pay, Yönetim Kurulu karar ve Genel Kurul toplantı ve müzakere defterlerini tutmak, yıllık faaliyet raporunu ve kurumsal yönetim açıklamasını düzenlemek ve Genel Kurula sunmak, Genel Kurul toplantılarını hazırlamak ve Genel Kurul kararlarını yürütmek,
f) Borca batıklık durumunun varlığında mahkemeye bildirimde bulunmak.
(3) Yönetim Kurulu işbu maddenin ikinci fıkrasında belirtilen devredilemez ve vazgeçilemez görev ve yetkilerine ek olarak, aşağıda belirtilen hususlara ilişkin de görev ve yetki devrinde bulunamaz:
a) Stratejik plânı ve yıllık bütçeyi onaylamak.
b) İşbu maddenin ikinci ve üçüncü fıkrasında belirtilenler hariç, Yönetim Kurulu faaliyetleri kapsamındaki işlerin bir bölümünü devretmek.
c) Garanti, kefalet veya teminat vermek.
ç) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği hükümlerine aykırı olmamak kaydıyla Şirketin varlıkları üzerinde rehin veya ipotek tesis etmek.
d) Şirketin Yönetim Kurulu tarafından belirlenen eşik tutarı aşan veya eşdeğer nitelikte sabit ve maddi varlıkları üzerinde tasarrufta bulunmak veya anılan tutarın üzerinde yatırım yapmak, Şirketin varlıklarının tasfiyesi için prosedür oluşturulması hakkında teklifte bulunmak, Şirketin feshi ve tasfiyesi için Genel Kurula teklif götürmek.
e) 14/03/2013 tarih ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümleri saklı kalmak kaydıyla, birleşme ve bölünme için Genel Kurula teklif götürmek.
f) Birleşme ve bölünme işlemi gerçekleşmeden önce Kurum onayı almak.
g) Ana faaliyet konularıyla sınırlı olmak üzere, başka bir şirketin pay senedinin veya ortaklık payının veya varlıklarının büyük kısmını satın almak, ortak girişim veya işbirliği sözleşmesi yapılması için Genel Kurula teklif götürmek.
ğ) Genel Kurula sermaye artırımı veya azaltılması kararını önermek.
h) Genel Kurula payların birleştirilmesi, toplanması veya bölünmesine ilişkin öneri sunmak.
ı) Esas Sözleşmede herhangi bir değişiklik yapılmasına dair Genel Kurula öneri sunmak.
i) Genel müdürü, direktörleri ve hukuk müşavirini atamak ve görevden almak.
j) Şirketi Yönetim Kurulu tarafından belirlenen eşik tutarı aşan şekilde taahhüt altına sokacak herhangi bir hizmet veya danışmanlık sözleşmesine dahil etmek veya değiştirilmesine karar vermek.
k) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansı kapsamında yer alan enerji piyasaları ile işletilen diğer enerji piyasaları ve organize YEK-G piyasasında ticarete konu olacak yeni ürün ihdas edilmesine dair kararları Kurum onayına sunmak.
l) Piyasa işletimi ve mali uzlaştırma faaliyetlerinin yürütülmesi için kullanılacak olan bilgi sistemleri kapsamında yazılım ve donanımın seçilmesi veya mevcut sistemlerin değiştirilmesine karar vermek.
m) Bu fıkranın d ve j bendinde belirlenen eşik tutarları belirlemek.
n) Bir ya da birden fazla enerji piyasası ile piyasa birleşme kararı alarak bu kararı Kurum onayına sunmak.
o) Bakanlıkça uygun görülmesi hâlinde, yabancı piyasa işletmecilerine ortak olmak, bu piyasa işletmecileriyle yapılacak tüm işbirliği anlaşmalarına ilişkin kararları vermek, işbirliğini gerçekleştirmek.
ö) Piyasa işletim tarifelerini hazırlayarak Kuruma sunmak.
p) Merkezî uzlaştırma kuruluşu tarafından piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilere verilecek hizmetlerin karşılığında merkezî uzlaştırma kuruluşuna ödenecek bedeli onaylamak.
(4) (Değişik birinci cümle:RG-4/3/2021-31413) Yönetim Kurulunun Esas Sözleşme ve Türk Ticaret Kanunu hükümleri çerçevesinde, bu maddenin ikinci ve üçüncü fıkralarında yer alan devredilemez ve vazgeçilemez görev ve yetkileri hariç olmak üzere başlıca görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin değerlerini ve etik kurallarını belirlemek.
b) Şirkete ilişkin iç yönerge ve işleyiş prosedürlerini onaylamak ve yürürlüğe koymak.
c) Şirketin karşı karşıya bulunduğu risklerin yönetimine ilişkin strateji ve politikalara karar vermek, risklerin etkin bir şekilde yönetilmesi için gerekli önlemleri almak.
ç) Şirketin yatırım planını onaylamak.
d) Mali raporların anlaşılır, şeffaf ve güvenilir olmasını temin etmek üzere gözetim faaliyeti gerçekleştirmek.
e) Periyodik bütçe gerçekleşme raporlarını inceleyerek gerekli tedbirlerin alınmasını sağlamak.
f) Şirketin finansal tablolarını kâr dağıtımına ilişkin önerisiyle birlikte Genel Kurula sunmak.
g) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa Gözetim Direktörünün önerisi doğrultusunda, piyasa gözetim faaliyetlerinin etkin ve verimli şekilde gerçekleştirilmesini sağlamak üzere piyasa gözetim sistemlerinin alınmasına veya geliştirilmesine karar vermek.
ğ) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansı kapsamında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasına ilişkin hazırlanan usul ve esasları veya yapılacak güncellemeleri Kurum onayına sunmak.
h) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik Kuruma gerekli lisans başvurusunda bulunmak.
ı) Tüm çalışanların özlük haklarına, tazminat, ayni ve nakdi imkânlarına, ikramiye ve her türlü sosyal hak ve yardımlarına ilişkin düzenlemeleri karara bağlamak.
i) Çalışanların görev tanımları, yetki ve sorumlulukları ile çalışma usul ve esaslarını ve temsil ve imza yetki sınırlarını belirlemek, çalışan sayısını kesinleştirmek.
j) (Mülga:RG-4/3/2021-31413)
k) Kurulacak komitelerin üyelerini seçmek, bunların seçilmelerine ve çalışmasına ilişkin kriterler ile usul ve esasları belirlemek, faaliyetlerini devamlı olarak denetlemek.
l) Büro ve temsilcilik açılması ve kapatılması da dahil olmak üzere teşkilat yapısına, yönetimin devrine ilişkin esasları belirlemek.
m) Genel Kurulun çalışma esas ve usullerine ilişkin kuralları içeren iç yönerge hazırlamak.
n) Bağımsız dış denetim kuruluşunun seçimi konusunda Genel Kurula öneri sunmak.
o) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa gözetim faaliyetlerinin yürütülmesine ilişkin olarak mevzuat önerilerini Kuruma sunmak.
ö) (Ek:RG-4/3/2021-31413) Piyasa Gözetim Direktörünün hazırladığı raporları incelemek ve gerekli önlemleri almak.
(5) Yönetim Kurulu alacağı bir karar ile devredilemez ve vazgeçilemez görev ve yetkileri dışındaki görev ve yetkilerinin tümünü veya bir kısmını Şirket faaliyetlerini yürütmek üzere Genel Müdüre devredebilir.
(6) (Mülga:RG-4/3/2021-31413)
(7) Yönetim Kurulu Şirket Esas Sözleşmesi ile kendisine verilen diğer görev ve yetkileri yerine getirmekle yükümlüdür.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Komiteler ve Görevleri
Komitelerin kurulması
MADDE 8 - (1) Yönetim Kurulu, bu Yönetmelikte düzenlenenlerle sınırlı olmamak kaydıyla, çalışmalarını etkin ve verimli bir şekilde yürütebilmek, görev ve sorumluluklarını sağlıklı olarak yerine getirebilmek amacıyla kendisine bağlı olarak faaliyet gösterecek komiteler kurabilir. Bu komitelerin görev, yetki ve sorumlulukları ile çalışma usul ve esasları, ilgili mevzuat hükümlerine uygun bir şekilde Yönetim Kurulunca belirlenir.
Denetim ve Uyum Komitesi
MADDE 9 - (1) Denetim ve Uyum Komitesi 3 (üç) Yönetim Kurulu üyesinden oluşur. Komite üyeleri arasından bir başkan seçer.
(2) Denetim ve Uyum Komitesinin görev ve yetkileri şunlardır:
a) Yönetim Kurulunun belirleyeceği Şirket değerlerine ve etik kurallara uyumu izlemek.
b) Şirket faaliyetlerinin tümünün ilgili mevzuata uygun yürütülmesini izlemek.
c) Muhasebe sisteminin uygulama etkinliğini ve verimliliğini izlemek.
ç) Mali raporların anlaşılır, şeffaf ve güvenilir olması konusunda Yönetim Kurulu tarafından gerçekleştirilen gözetime yardımcı olmak.
d) Bağımsız denetim faaliyetlerini gözetmek ve bağımsız dış denetim kuruluşunun seçimi için öneri sunmak.
e) (Mülga:RG-27/6/2015-29399)
f) İç denetim sonuçlarına ilişkin aksiyonların alınıp alınmadığını takip etmek, iç kontrol sisteminin işlerliğini değerlendirmek ve gerekli tedbirleri Yönetim Kuruluna sunmak.
Riskin Erken Saptanması Komitesi
MADDE 10 – (Başlığı ile birlikte değişik:RG-27/6/2015-29399)
(1) Riskin Erken Saptanması Komitesi, 3 (üç) Yönetim Kurulu üyesinden oluşur. Komite, üyeleri arasından bir başkan seçer.
(2) Riskin Erken Saptanması Komitesinin görev ve yetkileri şunlardır:
a) Risk yönetim stratejileri ve politikaları konusunda Yönetim Kuruluna öneride bulunmak,
b) Yönetim Kurulu tarafından kabul edilen stratejiler ve politikalar çerçevesinde risk yönetim uygulama esaslarının belirlenmesini ve risk yönetim mekanizmalarının kurulmasını sağlamak üzere öneriler geliştirmek,
c) Risk yönetimi mekanizmalarının etkinliği ve işlevselliği hakkında değerlendirme yapmak ve gerekli konuların işlevsel bir risk izleme sistemiyle Yönetim Kuruluna aktarılmasını sağlamak,
ç) Şirket hedeflerine ulaşmayı etkileyebilecek risk unsurlarını etki ve olasılığa göre değerlendirerek Yönetim Kuruluna raporlamak.
Piyasa İzleme Komitesi
MADDE 11 - (Mülga:RG-4/3/2021-31413)
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Genel Müdür
Genel Müdürün nitelikleri ve çalışma yasağı
MADDE 12 - (1) Genel Müdürde, Yönetim Kurulu üyeleri için Esas Sözleşmede belirlenen atanma şartları aranır.
(2) (Değişik:RG-17/10/2018-30568) Genel Müdür, kamu sermayeli veya kamu iştiraki olan doğrudan piyasa faaliyetleri ile ilgisi olmayan şirketlerde yönetim kurulu üyesi olarak görev alabilir, bunun dışında görevi süresince özel bir kanuna dayanmadıkça kamu ya da özel kuruluşlarda hiçbir görev alamaz, elektrik ve doğal gaz piyasasında lisans sahibi şirketlerde pay sahibi olamaz.
Genel Müdürün görev ve yetkileri
MADDE 13 - (1) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Genel Müdür, Şirketi Genel Kurul ve Yönetim Kurulu kararları doğrultusunda ve Türk Ticaret Kanunu, Elektrik Piyasası Kanunu ve diğer ilgili mevzuat ile Esas Sözleşme hükümleri çerçevesinde özen ve basiretle yönetmekle yükümlüdür.
(2) Yönetim Kurulu devredilemez ve vazgeçilemez görev ve yetkileri dışındaki aşağıda listelenen görev ve yetkilerini Genel Müdüre devredebilir:
a) Stratejik plan taslağını değerlendirerek Yönetim Kurulu onayına sunmak.
b) Yönetim Kurulu tarafından belirlenen stratejiler doğrultusunda uygulanacak olan Şirket politikalarına karar vermek.
c) Şirkete ilişkin iç yönerge ve işleyiş prosedürlerinin taslaklarını hazırlamak ve Yönetim Kuruluna sunmak.
ç) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasına ilişkin hazırlanan veya güncellenen usul ve esasları değerlendirerek Yönetim Kuruluna sunmak.
d) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik olarak yapılan çalışmaları koordine etmek ve Yönetim Kuruluna sunmak.
e) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasında yeni ürünleri ve işlemleri değerlendirerek Yönetim Kuruluna sunmak.
f) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasındaki işlemlerin yürütülmesini sağlamak amacıyla gerekli bilgi teknolojileri sistemlerinin alınması, geliştirilmesi, kullanımdan kaldırılması veya değiştirilmesini Yönetim Kurulu onayına sunmak.
g) Şirketin yabancı piyasa işletmecileriyle yapacağı işbirliklerine ilişkin yürütülen çalışmaları ve önerileri değerlendirerek Yönetim Kuruluna sunmak.
ğ) Bir ya da birden fazla enerji piyasası ile piyasa birleşmesi çalışmalarını değerlendirerek Yönetim Kuruluna sunmak.
h) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasası kapsamındaki faaliyetlere ilişkin hizmet satın alımlarını gerçekleştirmek.
ı) Piyasa işletim tarifesi çalışmalarını Yönetim Kuruluna sunmak.
i) Merkezî uzlaştırma kuruluşu tarafından piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilere verilecek hizmetlerin karşılığında merkezî uzlaştırma kuruluşuna ödenecek bedeli Yönetim Kuruluna sunmak.
j) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa gözetim raporlarını incelemek ve bunlar doğrultusunda ilgili mevzuat ve Şirket ile piyasa katılımcıları arasında imzalanan anlaşmalar uyarınca gereken önlemlerin alınmasını sağlamak.
k) Piyasa katılımcısı başvurularını onaylamak, piyasa katılım anlaşmaları ve ilgili mevzuat çerçevesinde gerektiğinde işletilen piyasalarda işlem yapma izinlerinin geçici veya sürekli iptaline karar vermek.
l) Şirketin bütçesini oluşturmak, gelir kalemlerinin içerik ve zamanlamalarına karar vermek ve Yönetim Kurulu onayına sunmak.
m) Periyodik bütçe gerçekleşme raporlarını inceleyerek gerekli tedbirleri almak.
n) Yatırım planını Yönetim Kuruluna sunmak ve onaylanan plan doğrultusunda gerekli yatırımları gerçekleştirmek.
o) Tespit edilen finansal risklerin önlenmesi için gerekli tedbirleri uygulamaya koymak.
ö) Yetkisi dahilindeki satın alma kararlarını sonuçlandırmak; Şirketin üçüncü taraflarla olan alacakları, hakları ve borçları hakkındaki işlemlere karar vermek.
p) Şirket içindeki bilgi akışı ve raporlama ilişkilerini belirlemek ve akışın bu doğrultuda gerçekleşmesini sağlamak.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Hizmet Birimleri ve Görevleri
Hizmet birimleri ve görevleri
MADDE 14 –(Başlığı ile birlikte değişik:RG-27/6/2015-29399)
(1) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Şirketin hizmet birimleri şunlardır:
a) Piyasa Operasyonları Direktörlüğü.
b) Strateji Geliştirme Direktörlüğü.
c) Bilgi Teknolojileri Direktörlüğü.
ç) İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğü.
d) Finans ve Destek Hizmetleri Direktörlüğü.
e) Piyasa Gözetim Direktörlüğü.
f) Hukuk Müşavirliği.
(2) Hizmet birimleri; Yönetim Kurulu tarafından belirlenen Şirket politikalarına, Yönetim Kurulu tarafından yürürlüğe konan iç yönerge ve işleyiş prosedürlerine ve ilgili mevzuata uygun olarak faaliyet göstermekle yükümlüdür.
(3) Hizmet birimleri, Yönetim Kurulu tarafından belirlenen görev tanımları, yetki ve sorumluluklar, çalışma usul ve esasları, bilgi akışı ve raporlama kuralları, temsil ve imza yetki sınırları doğrultusunda çalışmakla yükümlüdür.
Direktörler
MADDE 15 - (1) (Değişik:RG-27/6/2015-29399) Direktörler Genel Müdüre karşı sorumludur. Şu kadar ki İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörü (Ek ibare:RG-4/3/2021-31413) ve Piyasa Gözetim Direktörü faaliyetleri bakımından Yönetim Kuruluna ve Yönetim Kurulu bünyesinde oluşturulan komitelere karşı, idari bakımdan Genel Müdüre karşı sorumludur. Genel Müdür, Şirketi yönetirken öngördüğü iş ve ihtiyaçlar çerçevesinde Direktörler arasında yetki ve sorumluluk devrederek görevlendirme yapabilir.
(2) Genel Müdür, bulunmadığı zamanlarda kendisine vekâlet etmek üzere bir Direktörü görevlendirir.
Piyasa Operasyonları Direktörlüğü
MADDE 16 - (1) Piyasa Operasyonları Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Piyasa Katılım Anlaşmaları ve ilgili mevzuat çerçevesinde gerektiğinde işletilen piyasalarda işlem yapma izinlerinin geçici veya sürekli iptalini Genel Müdürün onayına sunmak.
b) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa katılımcılarının, TEİAŞ ve Şirket bünyesinde işletilen piyasalarda faaliyet gösterebilmesi için kayıt işlemlerini gerçekleştirmek, ilgili kayıt bilgilerini TEİAŞ ve BOTAŞ ile paylaşmak.
c) Piyasa katılımcıları tarafından sunulan teklifler doğrultusunda oluşan alış ve satış miktarları ile piyasa fiyatını ilan etmek.
ç) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasına ilişkin olarak ticaret sonuçları, ödeme bilgileri, teminat bilgileri ve ilgili diğer verileri ilgili piyasa katılımcısına bildirmek.
d) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasında gerçekleşen işlemlerde çıkabilecek itirazları inceleyerek sonuçlandırmak.
e) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasına ilişkin teminat hesaplamalarını gerçekleştirmek, piyasa katılımcılarının yatıracakları nakdi ve/veya gayri nakdi teminatları kabul etmek.
f) Gerekmesi halinde teminat hesaplamasına yönelik yeni yöntemleri belirlemek ve teminatların sağlanmaması halinde gerekli önlemleri almak.
g) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Görev alanına giren organize toptan elektrik piyasaları ile organize toptan doğal gaz satış piyasasına, TEİAŞ tarafından piyasa işletim lisansı kapsamında işletilen organize toptan elektrik piyasalarına ve dengesizlik hesaplamalarına ilişkin mali uzlaştırma işlemlerini gerçekleştirmek, tahakkuk ettirilecek alacak ve borç miktarlarını hesaplamak ve ilgili alacak-borç bildirimlerini hazırlamak.
ğ) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Uzlaştırma, teminat, ödeme ve tahsilat işlemlerinin gerçekleştirilmesine yönelik olarak, Borsa İstanbul A.Ş., İstanbul Takas ve Saklama Bankası A.Ş., TEİAŞ, BOTAŞ ve ilgili diğer taraflarla gerekli iletişimi sağlamak.
h) Piyasa katılımcılarına ilişkin olarak kamuoyuna açıklanması öngörülmeyen ticari bilgi niteliğini haiz her türlü bilgi ve verinin gizliliğini sağlamak.
ı) Veri yayımlama faaliyetleri kapsamında; bağımsız, şeffaf ve taraflar arasında ayrım gözetmeme amacına yönelik olarak fiyat oluşumu ve gerçekleşen işlemlere ilişkin istatistikleri yayımlamak.
i) Bakanlık ve Kurum tarafından talep edilen diğer raporları hazırlamak.
j) Kurumun belirlediği usul ve esaslar çerçevesinde piyasa işletim tarifelerini belirlemek üzere çalışmalar yürütmek ve Genel Müdüre sunmak.
k) Merkezî uzlaştırma kuruluşu tarafından piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilere verilecek hizmetlerin karşılığında merkezî uzlaştırma kuruluşuna ödenecek bedeli belirlemek.
l) (Değişik:RG-27/6/2015-29399) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik olarak diğer ilgili Direktörlükler ile koordinasyon halinde çalışmalar yapmak,
m) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasının etkin gelişimini destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için diğer ilgili Direktörlüklere öneri sunmak.
n) (Mülga:RG-27/6/2015-29399)
o) İşletilen piyasalara ilişkin olarak piyasa katılımcılarına etkin ve hızlı hizmet sağlamak üzere Çağrı Merkezi kurmak, Çağrı Merkezi üzerinden yönlendiren soruları ilgili birimlerle koordinasyon halinde yanıtlamak, hata tespit edilmesi durumunda gidermek veya giderilmesi için ilgili birimlere iletmek.
ö) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.
Strateji Geliştirme Direktörlüğü
MADDE 17 –(Başlığı ile birlikte değişik:RG-27/6/2015-29399)
(1) Strateji Geliştirme Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Stratejik plan taslağını hazırlayarak Genel Müdüre sunmak,
b) Şirketin misyon, vizyon, strateji ve politikaları doğrultusunda aksiyon ve yatırım planlarını hazırlamak,
c) Şirketin performans ve kalite göstergelerini belirlemek; kurumsal performans ve kaliteyi izleyerek iyileştirilmesine ilişkin önerilerde bulunmak,
ç) Faaliyet konuları ile ilgili her türlü danışmanlık, eğitim, seminer ve kurs hizmetleri vermek; faaliyet konuları ile ilgili teşekküller ve kuruluşlar ile işbirliği yapmak ve bunların faaliyetlerine iştirak etmek; enerji piyasası faaliyetlerine yönelik mesleki eğitim kurumları kurulması ve işletilmesine yönelik çalışmalara katkı sağlamak,
d) Şirketin ulusal ve uluslararası düzeyde tanıtımını sağlamak; medya ile iletişimi gerçekleştirmek,
e) Şirketi ve faaliyetlerini ilgilendiren yürürlükteki mevzuatları ve bu mevzuatlar gereği oluşan yükümlülükleri yorumlamak ve diğer birimleri bu konuda bilgilendirmek; mevzuat değişikliklerini ve değişiklik önerilerini takip ederek ilgili birimlerle koordinasyon halinde görüş bildirmek,
f) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) İlgili birimlerle işbirliği yaparak piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasına ilişkin usul ve esaslar hazırlamak, güncellemek ve Genel Müdüre sunmak,
g) Şirkete ilişkin iç yönerge ve işleyiş prosedürlerinin taslaklarını hazırlamak, güncellemek ve Genel Müdüre sunmak,
ğ) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasında, ticarete konu olacak yeni ürün geliştirme çalışmaları yürütmek,
h) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik olarak çalışmalar yapmak, ilgili birimlerin görüşleri doğrultusunda, piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasının etkin gelişimini destekleyecek çözümler geliştirmek,
ı) Şirketin yabancı piyasa işletmecileriyle yapacağı işbirliklerine ilişkin çalışmaları yürütmek,
i) Bir ya da birden fazla enerji piyasası ile piyasa birleşmesine yönelik çalışmaları yürütmek,
j) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.
Bilgi Teknolojileri Direktörlüğü
MADDE 17/A –(Ek:RG-27/6/2015-29399)
(1) Bilgi Teknolojileri Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin bilgi teknolojileri stratejisini belirlemek ve uygulama geliştirme ve/veya satın alma projelerinin bilgi teknolojileri stratejisi doğrultusunda gerçekleştirilmesini sağlamak,
b) Yönetilen sistemlerin erişilebilirliğini, sürekliliğini ve işler halde tutulmasını sağlamak; sistemlerin yedeklemesini, kapasite yönetimini, performans takibini, optimizasyonunu, yama yönetimini, kimlik yönetimini, erişim ve yetkilendirmesini sağlamak,
c) Uygulama değişiklik ve güncellemelerinin sistemlerde kesintiye sebep olmayacak şekilde gerçekleştirilmesini sağlamak; kullanılan sistemlerin güncel ve güvenli olmasını sağlamak, uygun olan teknolojik yeniliklerin geliştirilen yazılımlar üzerinde uygulanmasına yönelik öneri ve çalışmalarda bulunmak,
ç) İhtiyaç duyulan teknolojik yenilikleri planlayarak gerçekleştirmek; yönetilen sistemlerdeki açıkları kapatacak ve işletim sorunlarını giderecek yöntemleri uygulamak; ihtiyaç duyulan yazılım ve sistemlerin alımına yönelik teknik şartnameleri hazırlamak,
d) Şirketin veri tabanı yönetim sistemleri için kurulum, konfigürasyon, kapasite yönetimi, yama yönetimi, değişiklik yönetimi, işletim ve bakım, güvenlik, sıcak/soğuk yedekleme ve geri dönüş gibi faaliyetleri planlamak, bu işlemlerin yapılabilmesi için gerekli prosedürleri ve uygulamaları hazırlamak ve dokümante etmek,
e) Şirket bünyesinde yürütülen bilgi teknolojileri projelerinin program yönetimi ilkeleri çerçevesinde yönetimi ve koordinasyonunu sağlamak; Şirketin bilgi teknolojileri alanında kalite politikalarını belirlemek, sistemlerin yönetiminin, yazılım geliştirme süreçlerinin ve tedarik edilen yazılım ve donanımların kalite politikaları ile uyumlu olmasını sağlamak; Şirket bünyesinde yürütülen bilgi teknolojileri projelerine en uygun yazılım geliştirme metodolojilerini belirlemek, uygulanmasını sağlamak,
f) Şirketin bilgi güvenliğine ait süreçleri belirlemek ve izlemek; bilgi güvenliği politikaları ve kontrollerini tesis etmek ve bunlara uyumu izlemek; bilgi sistemleri ve içerdiği verinin güvenliğini garanti etmek amacı ile periyodik güvenlik denetim ve testlerini uygulamak,
g) Şirket bünyesinde bulunan bilgi teknolojileri varlıkları ve süreçleri için risk değerlendirmeleri yapmak ve tespit edilen riskler için önleyici politikalar üretmek ve uygulamak,
ğ) (Değişik:RG-4/3/2021-31413) Piyasa işletim lisansında yer alan enerji piyasaları, diğer enerji piyasaları ile YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasına ilişkin yenilikler ile mevzuat değişikliklerini takip etmek, değişen gereksinimleri karşılayacak bilgi teknolojileri sistemlerini ve gerekli donanımları edinmek, yazılımları geliştirmek ve/veya dış tedarikçi firmalardan satın almak ve mevcut sistemler ile entegrasyonunu sağlamak, kullanıcılar için test sistemleri sunmak,
h) Enerji piyasalarının gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına veya mevcut piyasaların geliştirilmesine olanak sağlayacak bilgi teknolojileri alanındaki gelişmeleri takip etmek, ilgili birimler ile beraber çalışarak organize toptan enerji piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözüm ve öneriler geliştirmek,
ı) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.
İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğü
MADDE 17/B – (Ek:RG-27/6/2015-29399)
(1) İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin değerlerini ve etik kurallarını belirlemek ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
b) Şirket faaliyetlerinin mevzuata ve Şirket iç düzenlemelerine uygun yürütülmesini izlemek üzere gerekli iç kontrol prosedürlerini oluşturmak ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
c) Mali raporların gerçeğe uygun, anlaşılır, şeffaf ve güvenilir olmasını teminen gerekli iç kontrol prosedürlerini oluşturmak ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
ç) Yönetim Kurulunca onaylanan iç kontrol prosedürlerine göre gerekli periyodik raporlamaları yapmak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
d) Bağımsız dış denetim faaliyetlerini gözetmek ve bağımsız dış denetçi seçimi için gerekli çalışmaları yapmak,
e) İç denetim sonuçlarına ilişkin gerekli aksiyonların alınıp alınmadığına ilişkin raporlama yapmak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
f) Şirketin varlığını, gelişmesini ve devamını tehlikeye düşürebilecek sebeplerin erken teşhisi, tespit edilen risklerle ilgili gerekli önlemlerin alınması ve riskin yönetilmesi amacıyla risk yönetim stratejileri ve politikalarını belirlemek ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
g) Yönetim Kurulu tarafından kabul edilen stratejiler ve politikalar çerçevesinde risk yönetim uygulama esaslarını belirlemek ve risk yönetim mekanizmalarını kurmak,
ğ) Risk yönetim sistemini yılda en az bir kere gözden geçirmek,
h) Her iki ayda bir risk durumunu değerlendiren, varsa tehlikelere işaret eden ve çareleri gösteren bir risk raporu hazırlamak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
ı) Hazırlanan raporları Şirket yönetim kurulunda değerlendirildikten sonra Şirketin bağımsız dış denetçisine göndermek,
i) Faaliyetlerini, ilgisine göre Yönetim Kurulu bünyesinde oluşturulan Denetim ve Uyum Komitesi ile Riskin Erken Saptanması Komitelerine bağlı ve bunlarla koordineli bir şekilde yürütmek,
j) Yönetim Kuruluna sunulması gereken öneri ve raporlamalar önce bu komitelerde görüşmek, daha sonra komite kararı ile birlikte Yönetim Kuruluna arz etmek,
k) Denetim ve Uyum Komitesi ile Riskin Erken Saptanması Komitelerinin komite kararlarının yazılması ve muhafaza edilmesi ve buna benzer sekreterya hizmetlerini yerine getirmek.
Finans ve Destek Hizmetleri Direktörlüğü
MADDE 18 - (1) Finans ve Destek Hizmetleri Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin ihtiyacı olan haberleşme, temizlik, aydınlatma, ısıtma, yapım, bakım, onarım, ulaşım, güvenlik ve benzeri hizmetleri yürütmek veya yürütülmesi için hizmet alımı gerçekleştirmek.
b) Satın alma, kiralama ve sigortalama işlerini gerçekleştirmek; mal ve hizmet satın alma ve kiralama süreci kapsamında şartnameleri hazırlamak, ihaleleri gerçekleştirmek ve sözleşmeleri sonuçlandırmak.
c) Genel evrak ve arşiv işlerini yürütmek; taşınır ve taşınmaz mallar ile hurda ve atıklarla ilgili işlemleri yapmak ve kayıtlarını tutmak.
ç) Sivil savunma, afet ve acil durum ve seferberlik hizmetlerini planlamak ve gerçekleştirmek.
d) Her bütçe döneminde, diğer birimlerden alınan bütçe tahminlerini konsolide ederek Genel Müdüre sunmak üzere taslak bütçeyi hazırlamak.
e) Bütçe kapsamında Şirket hesabına giren ya da çıkan nakit akımını takip etmek; finansman ihtiyacını tespit etmek ve karşılamak; finansal risklerin tespiti ve önlemleri ile ilgili Genel Müdüre görüş bildirmek.
f) Periyodik bütçe gerçekleşme raporları hazırlayarak Genel Müdüre ve Yönetim Kuruluna sunmak.
g) Dönemsel finansal tabloları hazırlamak ve raporlamak.
ğ) Şirketin muhasebe işlemlerini etkin ve verimli bir şekilde yürütmek üzere gerekli muhasebe sistemini kurmak.
h) Şirketin muhasebe işlemlerini yürütmek; muhasebe belgelerinin ve kayıtlarının arşivlerini tutmak.
ı) Yayımlanan uzlaştırma sonuçları doğrultusunda faturalama, tahsilat ve ödeme işlemlerini gerçekleştirmek.
i) Şirket içi personel ödemeleri, kurumlara yapılan yasal ödemeler ile Şirket dışına yapılacak diğer ödemeleri gerçekleştirmek; alacakların takibi ve tahsilatını sağlamak.
j) (Mülga:RG-27/6/2015-29399)
k) Stratejik planda yer almak üzere insan kaynakları stratejisini belirlemek.
l) Şirkete yeni alınacak çalışanlara yönelik işe alım faaliyetlerini yürütmek.
m) Şirket çalışanlarının özlük haklarıyla ilgili iş ve işlemleri yerine getirmek; özlük işlemleriyle ilgili olarak SGK, İŞKUR ve benzeri kurumlarla gerekli iletişimi sağlamak ve gerekli yasal bildirimleri yapmak.
n) Çalışanların işten ayrılma, atama, yer değiştirme, terfi, emeklilik, ödüllendirme ve disiplin işlemleriyle ilgili faaliyetleri gerçekleştirmek;
o) Çalışanların yıllık izin, mazeret ve hastalık izni taleplerini değerlendirmek ve takip etmek.
ö) Bireysel performans yönetim sistemini ve ilgili prosedürleri oluşturmak.
p) Çalışanların kariyer planlarını oluşturmak, gelişimlerini takip etmek, performans ve kariyer değerlendirmeleri ile ilgili işlemleri gerçekleştirmek.
r) Çalışanların eğitim planlarını oluşturmak ve çalışanları bu planlar doğrultusunda yurt içi ve yurt dışı lisansüstü eğitim programları ile süreli mesleki yurt dışı görevlere göndermek.
s) Çalışanları motive etmek ve çalışan memnuniyetini artırmak üzere kültürel, sportif ve sosyal etkinlikler düzenlemek.
ş) Çalışanlara maaş, ek ödeme, fazla mesai gibi periyodik ödemeler ile harcırah ve tazminat gibi periyodik olmayan ödemelere ilişkin işlemleri gerçekleştirmek ve bu ödemelerin yapılmasını sağlamak.
t) Her türlü yan hak ve yardımlara ilişkin işlemleri gerçekleştirmek.
u) İş emniyeti, iş sağlığı ve güvenliği ile ilgili gerekli önlemleri belirlemek ve uygulamaya alınmasını sağlamak.
ü) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.
Piyasa Gözetim Direktörlüğü
MADDE 18/A – (Ek:RG-4/3/2021-31413)
(1) Piyasa Gözetim Direktörlüğü, Piyasa Gözetim Direktörü ve yeteri kadar personelden oluşur. Piyasa Gözetim Direktörü idarî bakımdan Genel Müdüre, faaliyetleri bakımından Yönetim Kuruluna karşı sorumludur.
(2) Piyasa Gözetim Direktörlüğü faaliyetlerini, Şirketten ve piyasa katılımcılarından bağımsız olarak ve gizlilik esasına göre yürütür. Yönetim Kurulu, Direktörlüğün faaliyetlerini bağımsız olarak yürütebilmesi için gerekli idarî ve malî tedbirleri alır.
(3) Piyasa Gözetim Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin eşit taraflar arasında ayrım gözetmeden fiyatların arz ve talep çerçevesinde oluşumunu temin etme görevi ve diğer ulusal veya uluslararası piyasa gözetim usul ve uygulamaları doğrultusunda piyasa gözetim faaliyetlerini yürütmek.
b) Piyasa gözetim faaliyetlerinin etkin ve verimli şekilde gerçekleştirilmesini sağlamak üzere, insan müdahalesini en aza indirecek nitelikte otomatize edilmiş piyasa gözetim sistemleri alınması veya geliştirilmesi yönündeki çalışmaları Yönetim Kuruluna sunmak.
c) Piyasa gözetim faaliyetleri sonucu elde edilen sonuçları Kuruma sunulmak üzere Yönetim Kurulu Başkanına raporlamak.
ç) Piyasa gözetiminde kullanılan sistemler tarafından piyasayı kötüye kullanım ihtimali ve/veya sonucu doğuran işlemlerin tespiti halinde ilgili mevzuatta ve sözleşmelerde yer alan gerekli önlemleri almak ve denetlenmesi amacıyla bu işlemler ile ilgili ayrıntılı verileri en kısa sürede Kuruma sunmak.
d) Piyasa katılımcılarına ilişkin ticari sır niteliğini haiz bilgileri içermeyen aylık piyasa gözetim faaliyet raporunu Kuruma sunulmak üzere Yönetim Kuruluna sunmak.
e) Piyasa gözetim faaliyetleri neticesinde piyasa gelişimine katkı sağlayacak konularda Yönetim Kuruluna önerilerde bulunmak.
f) Piyasa gözetim sistemlerinin güvenirliğini, performansını, raporlama kapasitesini ve esnekliğini değerlendirmek, buna ilişkin Yönetim Kuruluna raporlar sunmak.
g) Kamuoyu ile bilgi paylaşımı konusunda çalışmalar yürütmek, yayımlanacak bilgiler hakkında Yönetim Kuruluna öneriler sunmak.
Hukuk Müşavirliği
MADDE 19 - (1) Hukuk Müşavirliği faaliyetlerini doğrudan Genel Müdüre bağlı olarak yürütür.
(2) Hukuk Müşavirliğinin görevleri ve yetkileri şunlardır:
a) Yönetim Kurulu, Genel Müdür ve hizmet birimlerine hukuki danışmanlık yapmak.
b) Şirketin görevlerine ilişkin hukuki konularda, adli ve idari yargı mercileri, hakemler, icra daireleri, komisyonlar ve ilgili kamu kurum ve kuruluşları ile milletlerarası tahkim mahkemeleri nezdinde Şirketi temsil etmek.
c) Şirketin taraf olduğu her türlü dava, icra ve uyuşmazlığı takip etmek, çözümlenmesi amacıyla Şirketi temsil etmek ve ilgilileri bilgilendirmek, gerektiğinde hukuki işlemlerin başlatılmasına ilişkin işlemleri yürütmek.
ç) İlgili taraflardan gönderilen her türlü mevzuat, sözleşme, önerge, taahhütname ve tasarı hakkında görüş bildirmek.
d) (Mülga:RG-27/6/2015-29399)
e) Şirketin menfaatleri için alınması gereken hukuki tedbirler hakkında Yönetim Kurulu ve Genel Müdürü bilgilendirmek ve bu tedbirleri uygulamaya koymak.
f) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.
ALTINCI BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Sır saklama yükümlülüğü
MADDE 20 - (1) Yönetim Kurulu üyeleri Piyasa Katılımcılarına ilişkin ilgili mevzuatta belirlenen ticari sır niteliğini haiz bilgileri kendi veya başkası lehine veya aleyhine kullanamaz.
(2) Şirket çalışanları, sıfat ve görevleri dolayısıyla öğrendikleri; Şirket ve Şirketle ilişkisi olan ortaklık, kurum ve diğer her türlü gerçek ve tüzel kişilere ait sırların gizliliğine uymak ve sırları mevzuatla görevli ve yetkili kılınmış kişi ve mercilerden başkasına herhangi bir suretle açıklamamak, kendilerinin veya üçüncü kişilerin yararına ve zararına kullanmamakla yükümlüdürler. Bu yükümlülük, çalışanların Şirketteki görevlerinden ayrılmalarından sonra da devam eder.
Yönetmelikte yer almayan hususlar
MADDE 21 - (1) Şirket yönetimine ilişkin bu yönetmelikte yer almayan veya açıklık bulunmayan konularda karar vermeye, düzenlemeler yapmaya ve uygulamaya koymaya Yönetim Kurulu yetkilidir.
Yürürlük
MADDE 22 - (1) Bu Yönetmelik, yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 23 - (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Kurum Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
298caf45498a
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4805-20 Karar Tarihi : 26/12/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2013 tarihli toplantısında;
Osmangazi Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi’nin; 2014 yılı dağıtım, iletim ve sayaç okuma gelir tavanlarının aşağıdaki şekilde onaylanmasına,
Osmangazi Elektrik Ticaret Anonim Şirketi’nin; 2014 yılı perakende satış hizmeti gelir tavanının aşağıdaki şekilde onaylanmasına,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
1a6952a61f30
|
28/5/2014 Tarihli ve 29013 sayılı mükerrer Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK ŞEBEKE YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ KISIM
Genel Esaslar
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1- (1) Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik iletim sisteminin güvenilir ve düşük maliyetli olarak planlanması, işletilmesi ve sistem kararlılığının sağlanmasında uygulanacak standartlara ilişkin usul ve esasların belirlenmesi ile tüketicilere kaliteli ve yeterli elektrik enerjisi arz edilebilmesi için uygulanacak arz güvenilirliği ve kalitesi koşullarının belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2- (1) Bu Yönetmelik, TEİAŞ, iletim sistemi kullanıcıları ve dağıtım sistemine bağlı olan ancak iletim sistemini etkileyen diğer kullanıcıların yükümlülüklerini, uymaları gereken tesis tasarım ve işletme kurallarını ve iletim sisteminin planlanması ve sistem güvenliğine ilişkin koşulların dikkate alınarak işletilmesi için uyulması gereken hususları kapsar.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4- (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Acil durum: Bu Yönetmelik, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları,
b) Acil durum bildirimi: Acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara yükümlülükler getiren ve telefon, faks, paks, PYS gibi iletişim araçları kullanılarak MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen bildirimi,
c) Ada: İletim sisteminin geri kalan kısmı ile elektriksel bağlantısı olmayan, bağımsız çalışan alt sistemlerini,
ç) Ana bara: Fiderlerin kendi kesicisi ve ayırıcıları ile bağlı olduğu barayı,
d) Ana enterkonnekte sistem: Kullanıcı devreleri hariç olmak üzere, iletim sisteminin 400 kV ve 154 kV elemanlarını,
e) Anlık talep kontrolü: Sistem frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesislerinin yüklerinin anlık talep kontrol röleleri ile otomatik olarak kesilmesini,
f) Anlık talep kontrol rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda anlık talep kontrol hizmeti sağlamak amacıyla tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,
g) Arz kapasitesi kaybı: Elektrik üretim ve iletim sisteminde, ortaya çıkan arz kapasitesindeki azalmayı,
ğ) Aşırı ikazlı çalışma: Sistem geriliminin belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının artırılmasını,
h) Ayırıcı: Yüksüz elektrik devrelerini açıp kapamak için kullanılan teçhizatı,
ı) Azami primer rezerv kapasitesi: 200 mHz’lik basamak frekans değişimi durumunda en geç 30 saniye içerisinde gerçekleştirilebilecek azami çıkış gücü değişimini,
i) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
j) Bağlantı noktası: Kullanıcıların bağlantı anlaşmaları uyarınca sisteme bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,
k) Bağlantı talebi: Kullanıcının, tesis ve/veya teçhizatının iletim sistemindeki belli bir noktaya bağlanmasına ilişkin isteğini,
l) Bara: Aynı gerilimdeki elektrik enerjisinin toplandığı ve dağıtıldığı düzeneği,
m) Bara kuplajı: Aynı gerilim seviyesindeki farklı iki baranın yalnızca ayırıcı ya da kesicili tam bir fiderle ve gerektiğinde seri reaktör yardımı ile birbirine bağlanmasını,
n)
o) Besleme noktası: İletim ve/veya dağıtım sistemi üzerinde müşterilere elektrik enerjisi sağlanan noktayı,
ö) Blok: Kombine çevrim üretim tesisleri için, birlikte yük alabilen ve yük atabilen birden çok gaz türbini ve jeneratörü ile bunların beslediği buhar türbin ve jeneratörünü,
p) Bölgesel kapasite kiralama: Sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesini teminen ve yeterli kapasite olmaması nedeniyle oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarını karşılamak üzere, yeni üretim tesislerinin kapasitelerinin ve/veya mevcut üretim tesislerine eklenen ünitelerin kapasitelerinin TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler vasıtasıyla kiralanmasını,
r) Bölgesel Yük Tevzi Merkezi (BYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan Türkiye elektrik enterkonnekte sisteminin sınırları belirlenmiş bir bölgesinin üretim, iletim ve tüketim yönünden güvenli, kaliteli ve ekonomik olarak işletmesini yapan, işletme manevralarının koordinasyonunu MYTM ile koordineli olarak yapan/yaptıran kontrol merkezini,
s) Çaprazlama: İletim hattının faz empedanslarının dengelenebilmesi için iletkenlerin, hattın uzunluğunun yaklaşık 1/3 ve 2/3 oranındaki noktalarında birbirleri ile yer değiştirmesini,
ş) Çok devreli hatlar: Aynı gerilimli birden fazla hattın aynı direk üzerinde bulunduğu hatları,
t) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
u) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım lisansında tanımlanan bölgeyi,
ü) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
v) Dağıtım sistem işletmecisi: Bağlı bulunduğu dağıtım bölgesi sınırları içerisinde dağıtım sisteminin işletiminden sorumlu dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,
y) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
z) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden itibaren, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
aa) Dalgalı yük: Farklı genliklerde kesintili akım çeken ve şebeke geriliminin dalga şeklini bozan değişken empedanslı yükü,
bb) Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen faaliyetleri,
cc) Dengeleme birimi: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatta tanımlanan, dengelemeye katılabilecek bir üretim veya tüketim tesisini ya da üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,
çç) Dengeleme güç piyasası: Arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacına hizmet etmek üzere, 15 dakika içerisinde gerçekleştirilebilen çıkış gücü değişimi ile elde edilen yedek kapasitenin alış-satışının gerçekleştiği ve sistem işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
dd) Dengeleme mekanizması: İkili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikte ve gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ile gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri,
ee) Devre dışı olma: Tesis ve/veya teçhizatın bir parçasının bakım, onarım veya bir arıza nedeniyle otomatik veya elle devre dışı olmasını,
ff) Düşük frekans rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,
gg) Düşük ikazlı çalışma: Sistem geriliminin bu Yönetmelikte belirlenen işletme değerlerinin üstüne çıkması durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının düşürülmesini,
ğğ) Ekip şefi veya sorumlusu: Teçhizat üzerinde yapılacak bir çalışmadan önce gerekli güvenlik önlemlerini alan veya aldırtan, teçhizat üzerinde yapılacak çalışmaları yürüten, çalışmaların bitiminde de bu önlemlerin kaldırılmasını sağlayan ve teçhizatın tekrar servise alınabileceğini ilgili birimlere bildiren personeli,
hh) Elektrik kesme: Tesis ve/veya teçhizatın elektriğinin kesici ve ayırıcılar yardımı ile her yönden kesilmesini,
ıı) Elektrik depolama tesisi: Elektrik enerjisini depolayabilen ve depolanan enerjiyi sisteme verebilen tesisi,
ii) Enerji iletim hattı (EİH): Yüksek Gerilim (YG) enerji iletiminde kullanılan havai hatlar ve/veya güç kablolarından oluşan tesisi,
jj) Enterkonneksiyon: İletim ve dağıtım sistemlerinin toplamından oluşan ulusal elektrik sisteminin diğer bir ülkeye ait elektrik sistemine bağlanmasını,
kk) ENTSO-E :Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşletmecileri Birliğini,
ll) Faz dengesizliği: Elektrik sisteminde belli bir noktada faz gerilimleri arasındaki genlik ve faz açılarının birbirlerinden farklı olmasını,
mm) Fider: Bir merkez barasından kullanıcıya enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,
nn) Fliker: Yükteki dalgalanmalar nedeniyle ortaya çıkan ve aydınlatma armatürlerinde kırpışmaya yol açarak rahatsızlık hissi yaratan 50 Hz altındaki gerilim salınımlarını,
oo) Fliker şiddeti: Fliker gerilim salınımlarının uluslararası standartlara göre tanımlanan ve bu standartlara göre ölçülen düzeyini,
öö) Frekans: Sistemdeki alternatif akımın Hertz olarak ifade edilen bir saniyedeki devir sayısını,
pp) Gerçek zamanlı dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından yürütülen faaliyetleri,
rr) Gerilim ani değişimleri: Bir anahtarlama işleminin ardından, geçici rejim şartları sönümlendikten sonra ve gerilim regülatörleri ve statik VAR kompansatörlerinin çalışmasını takiben, kademe ayarları ve diğer anahtarlama işlemleri yapılmadan önce gerilimde ortaya çıkan değişimi,
ss) Gerilim dalga şekli bozulması: Gerilimin sinüsoidal şeklinde meydana gelen bozulmayı,
şş) Gerilim regülatörü: Jeneratörlerin çıkış gerilimini ayarlayan teçhizatı,
tt) Güç faktörü: Aktif gücün görünen güce olan oranını,
uu) Güç kalitesi ölçüm periyodu: IEC 61000-4-30’da tanımlanan bir haftalık kesintisiz ölçüm zamanını,
üü) Güç sistemi dengeleyicileri: İkaz seviyesi, hız, frekans, güç veya bunların kombinasyonunu girdi değişkenleri olarak kullanıp, gerilim regülatörü yoluyla güç salınımlarını azaltacak şekilde senkron jeneratörü ve türbini kontrol eden teçhizatı,
vv) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve piyasa işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
yy) Güvenlik kuralları: İlgili tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışan kişilerin sistemin bakım, onarım ve işletilmesi esnasında ortaya çıkabilecek tehlikelerden korunabilmeleri için TEİAŞ veya kullanıcı tarafından düzenlenen kuralları,
zz) Harmonik: Doğrusal olmayan yükler veya gerilim dalga şekli ideal olmayan jeneratörlerden dolayı bozulmaya uğramış bir alternatif akım veya gerilimde ana bileşen frekansının tam katları frekanslarda oluşan sinüsoidal bileşenlerin her birini,
aaa) Harmonik gerilim değeri: Bozulmaya uğramış gerilim dalga şeklindeki harmonik bileşenlerin etkin değerini,
bbb) Harmonik içerik: Bozulmaya uğramış alternatif akım veya gerilim dalgasında harmoniklerin toplam etkisini ifade eden ve dalga şeklinin etkin değeri ile ana bileşenin etkin değeri arasındaki farka neden olan bozulmayı,
ccc) Harmonik sınırları: İletim ve dağıtım sistemine bağlı üretim tesisi ve teçhizat üzerinde, uluslararası standartlarla belirlenmiş olan ve sistemdeki belirli noktalarda gerilim ve akım için izin verilen harmonik sınırlarını,
ççç) Hat: Elektrik enerjisi taşıyan iletkenlerden oluşan tesisleri,
ddd) Hız eğimi (Speed droop): Sistem frekansındaki sapma oranına göre ünite çıkış gücünün değişim oranını belirleyen, yüzde olarak ifade edilen hız regülatörü ayar değerini,
eee) Hız regülatörü: Türbin hızını ve/veya çıkış gücünü ayarlayan cihazı,
fff) Hız regülatörü blok şeması: Ünitenin hız regülatörünü oluşturan bileşenlerin ve kontrol birimlerinin matematiksel transfer fonksiyonlarını ve birbirleri ile girdi çıktı ilişkilerini gösteren şemayı,
ggg) Hız regülatörü kazanç değeri: Hız regülatörü çıkış sinyali değişiminin giriş hız hata sinyaline oranını,
ğğğ) Hız regülatörü ölü bandı: Hız regülatörünün frekans değişimine müdahalede bulunmadığı kararlı durum frekans aralığını,
hhh) Hız regülatörü zaman sabiti: Hız regülatörünün, girişteki ani bir değişime karşı tepkisini gösteren sabitini,
ııı) IEC: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunu,
iii) IEC standardı: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunun yayınladığı teknik spesifikasyon ve standartları,
jjj) İç ihtiyaç: Bir üretim tesisinin normal işletme koşullarında işletilebilmesi için gerekli tesis, teçhizat ve diğer unsurlarının toplam elektrik enerjisi tüketimini,
kkk) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
lll) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
mmm) İletim devresi: İletim sisteminin iki ya da daha fazla kesici arasında kalan bölümünü,
nnn) İletim ekipmanı: İletim sistemine ait devre, bara ve şalt teçhizatını,
ooo) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
ööö) İletim tesisi: Üretim ve/veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren, iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dahil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
ppp) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisansları,
rrr) Jeneratör: Mekanik enerjiyi elektrik enerjisine dönüştüren elektromekanik ekipmanı,
sss) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
şşş) Kararlı durum: Geçici rejim şartları sönümlendikten sonra işletme değerlerinin sabit kabul edilebileceği sistem durumunu,
ttt) Kesici: Kısa devre dahil olmak üzere elektrik devrelerinde açma/kapama yapan teçhizatı,
uuu) Kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi piyasası işlemlerine göre bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve sistem işletmecisine dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği ve gün içi piyasası işlemlerine göre güncellediği üretim ya da tüketim değerlerini,
üüü) Kısa devre gücü: Kısa devre edilen bir baradan ortaya çıkan en yüksek görünür gücü,
vvv) Kısa devre oranı: Bir ünitenin senkron reaktansının per unit değerini,
yyy) Kısa dönem elektrik enerjisi arz-talep projeksiyonu: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı koordinasyonunda ilgili tüm kurum ve kuruluşların katılımıyla hazırlanan gelecek 1 yıllık üretim kapasitesi arz-talep projeksiyonunu,
zzz) Kısa dönem fliker şiddeti endeksi (Pst): 10 dakikalık periyotlarla ölçülen fliker şiddeti endeksini,
aaaa) Koruma ayarları: Koruma rölelerinin ayarlarını,
bbbb) Kullanıcı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, dağıtım şirketleri, tedarik şirketleri ve iletim sistemine doğrudan bağlı serbest tüketicileri,
cccc) Kuplaj fideri: Aynı gerilimdeki iki ana barayı birbirine bağlayan teçhizatı,
çççç) Kuplaj kesicisi: İki ana baralı sistemlerde, baraları birbirine bağlayan/ayıran kesiciyi,
dddd) Kuranportör: Enerji iletim hatları üzerinden ses, koruma sinyalizasyonu ve bilgi iletişimi sağlayan radyo frekanslı alıcı-verici cihazı,
eeee) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
ffff) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
gggg) Kutup kayması: Ünitede faz açı dengesinin bozulmasını,
ğğğğ) Küçük santral: Toplam kurulu gücü 10 MW ve altında olan üretim tesisini,
hhhh) Manevra: Sistemin çeşitli kısımlarını devreye almak veya çıkarmak için kesiciler ve ayırıcılar ile yapılan işlemleri,
ıııı) Manevra formu: BYTM’lerin yaptıracakları manevralarda, transformatör merkezi işletme teknisyenlerinin takip edecekleri manevra sırasını belirtmek amacıyla manevraya başlamadan önce BYTM tarafından doldurulan ve ilgili merkezlere iletilen formu,
iiii) Manevra şeması: Şalt sahasındaki devrelerin bağlantılarını, numaralandırma ve isimlendirme ile şematik olarak gösteren diyagramları,
jjjj) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve Türkiye elektrik enterkonnekte sisteminin üretim, iletim ve tüketim yönünden güvenli, kaliteli ve ekonomik olarak işletmesini yapan, elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı dengelenmesini sağlayan, Dengeleme Güç Piyasasını işleten, uluslararası enterkonneksiyon hatlarının işletilmesi ve bu hatlar üzerinden yapılan enerji alışverişlerinin koordinasyonundan sorumlu olan ve BYTM arasındaki koordinasyonu sağlayan kontrol merkezini,
kkkk) (N-1) kısıtlılık: İletim sisteminin herhangi bir ekipmanının veya birbirlerine bağımlı ekipman grubunun arıza nedeniyle devre dışı olması halini,
llll) (N-2) kısıtlılık: İletim sisteminin birbirinden bağımsız iki ekipmanının arızalar nedeniyle aynı anda devre dışı olması halini,
mmmm) Negatif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden negatif faz sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü,
nnnn) Negatif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece faz farkı olan ve ters yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu,
oooo) Nominal aktif güç: Sistemdeki bir elemanın nominal görünür gücünün nominal güç faktörü ile çarpılmasıyla elde edilen değeri (Watt),
öööö) Nominal görünür güç: Sistemdeki bir elemanın nominal gerilimde, sürekli olarak sağlayabileceği ve/veya dayanabileceği azami akım değeri ile nominal gerilimin çarpılmasıyla elde edilen değeri (Volt Amper),
pppp) Normal işletme koşulu: Gerilim, frekans ve hat akışlarının belirlenen sınırlar içinde olduğu, yük taleplerinin karşılandığı, yan hizmetlerin sağlandığı ve sistemin kararlı bir şekilde çalıştığı işletme koşulunu,
rrrr) Orta gerilim (OG) fideri: Bir merkez barasından müşteri veya müşteriler grubuna enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,
ssss) Ortak bağlantı noktası: Birden fazla kullanıcının elektriksel olarak iletim sistemine bağlı olduğu veya bağlı olması muhtemel ortak noktayı,
şşşş) Otomatik üretim kontrolü: Üretim veya talepteki bir değişime karşı sekonder frekans kontrolü sağlamak için üretim tesislerinin hız regülatörlerine gerekli sinyalleri gönderen ve jeneratörlerin aktif güç çıkışlarını ayarlayan MYTM’deki kontrol sistemi donanım ve yazılımı,
tttt) Otomatik üretim kontrol (AGC) programı: MYTM’de bulunan ve kontrolü altındaki üretim tesislerinin sekonder frekans kontrolüne katılmasının sağlanması amacıyla otomatik olarak hesap ettiği aktif güç hedef üretim değerlerini (set-point) SCADA sistemi üzerinden ilgili üretim tesislerine gönderen programı,
uuuu) Otomatik üretim kontrol (AGC) sistemi/arabirimi: Sekonder frekans kontrolüne katılacak üretim tesislerinde bulunan ve MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyaller vasıtasıyla ilgili üretim tesisinin sekonder frekans kontrolüne katılmasını sağlayan sistemi/arabirimi,
üüüü) Oturan sistemin toparlanması: İletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri vasıtasıyla iletim sisteminin enerjilendirilmesi, müşterilere elektrik enerjisi verilmesi ve diğer üretim tesislerinin yeniden devreye alınması,
vvvv) Performans testleri: Üretim ve tüketim tesislerinin yan hizmet sağlama kapasitelerinin tespiti amacıyla uygulanan testleri,
yyyy) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, piyasa işletimi, toptan satış, perakende satış, ithalat ve ihracat faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin iş ve işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını,
zzzz) Piyasa katılımcısı: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatta tanımlanan lisans sahibi tüzel kişileri,
aaaaa) Piyasa Yönetim Sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, piyasa işletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
bbbbb) Pozitif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden pozitif faz sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü,
ccccc) Pozitif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece faz farkı olan ve doğru yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu,
ççççç) Primer frekans kontrolü: Sistem frekansının düşmesine veya yükselmesine tepki olarak ünite aktif güç çıkışının hız regülatörü ile otomatik artırılması veya düşürülmesi yoluyla sistem frekansının yeni bir denge noktasına getirilmesini,
ddddd) Primer frekans kontrol rezerv kapasitesi: Primer frekans kontrol performans testleri neticesinde belirlenen ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmalarında yer alan, ilgili üretim tesisi tarafından etkinleştirilmesi gereken rezerv miktarının tamamını,
eeeee) Primer frekans kontrol rezerv miktarı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler tarafından bildirilen ve üretim tesislerinin sistem frekansında meydana gelen sapmalar doğrultusunda, primer frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
fffff) Primer frekans kontrol tepkisi: Sistem frekansının yükselmesi veya düşmesi durumunda primer frekans kontrol hizmeti kapsamında ünite aktif güç çıkışının hız regülatörü ile otomatik olarak artırılması veya azaltılmasını,
ggggg) Reaktif güç kontrolü: Ünitelerin jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması sırasında sisteme reaktif güç vermesi veya sistemden reaktif güç çekmesini,
ğğğğğ) Reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,
hhhhh) Sekonder frekans kontrolü: Bu kontrole katılan üretim tesislerinin aktif güç çıkışının, MYTM’den otomatik olarak gönderilen sinyaller ile artırılarak veya düşürülerek sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesini,
ııııı) Sekonder frekans kontrol rezerv miktarı: Bir üretim tesisinin primer frekans kontrol rezerv miktarı olarak ayırdığı kapasite hariç olmak üzere KGÜP’ü ile emreamade kapasitesi arasında kalan kapasite vasıtasıyla ve/veya sistem işletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile oluşturulan ve sistem işletmecisi tarafından belirlenerek sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim lisansı sahibi tüzel kişilere bildirilen, üretim tesislerinin sekonder frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
iiiii) Senkron kompanzasyon: Sistemdeki güç faktörünü istenilen seviyede tutmak için çalışır durumda olan senkron makinaların ikaz akımlarını ayarlayarak reaktif güç üretilmesi veya tüketilmesini,
jjjjj) Senkronize olma: Gerekli şartlar sağlanarak, bir ünitenin iletim sistemine bağlanması veya iletim sistemindeki iki ayrı sistemin birbirine bağlanmasını,
kkkkk) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğine haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
lllll) Seri kapasitör: Seri bağlı bulunduğu hatta, empedansı düşürerek sistem stabilitesini artırmak için kullanılan kapasitör grubunu,
mmmmm) Seri reaktör: Bağlı bulunduğu fiderde, akımı sınırlandırmak için kullanılan sargıyı,
nnnnn) Sıfır bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden sıfır faz sırasına sahip olan ve birbirine eşit üç vektörden her birini,
ooooo) Sıfır bileşen reaktansı: Faz-toprak ve faz-faz-toprak arıza akımlarının bulunması için hesaplanan ve sıfır faz sıra akımları için geçerli olan empedans değerlerini,
ööööö) Sıfır faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan birbirlerine eşit üç vektörü,
ppppp) Simüle frekans: Frekans kontrol performans testlerinin gerçekleştirilmesi amacıyla, ölçülen hız veya frekans bilgisine benzetimi yapılarak, hız regülatörüne uygulanan hız ya da frekans sinyalini,
rrrrr) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini,
sssss) Sistem işletmecisi: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
şşşşş) Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı,
ttttt) Sistemin oturması: Elektrik sisteminin tamamen veya kısmen istem dışı enerjisiz kalmasını,
uuuuu) Sub-senkron rezonans: Sistem ile türbin-jeneratör grubunun mekanik şaftı arasında meydana gelen, sistemin tabii frekansları ile nominal sistem frekansının altındaki salınımları,
üüüüü) Sub-senkron rezonans koruması: Jeneratörlerin sub-senkron rezonansa karşı korumasını sağlayan sistemi,
vvvvv) Şalt sahası: Elektrik bağlantı elemanlarının ve ekipmanlarının bulunduğu sahayı,
yyyyy) Şönt kapasitör: Reaktif güç üreten, sisteme paralel bağlı kondansatör grubunu,
zzzzz) Şönt reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,
aaaaaa) Talep: Tüketilecek aktif ve reaktif güç miktarını,
bbbbbb) Talep profili: Belirli bir zaman aralığında, sistemin toplam talebindeki veya belirli bir noktasındaki talep değişimini gösteren eğriyi,
cccccc) Talep tahmini: Sistem işletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik tüketim öngörülerini,
çççççç) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyat, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
dddddd) Tasarlanmış asgari çıkış seviyesi: Sistem frekansının 50.2 Hz üzerinde olması ve ünite veya bloğun, frekans kontrolü kapasitesinin kalmaması durumunda aktif çıkış gücünü,
eeeeee) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri,
ffffff) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
gggggg) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ğğğğğğ) Tek hat şeması: Şebekenin belli bir kısmındaki bara, iletken, güç transformatörü ve kompanzasyon teçhizatı gibi elemanların bağlantısını gösteren tek faz diyagramını,
hhhhhh) Termik kapasite: Belirli koşullar altında bir devre üzerinden akmasına izin verilen güç miktarını,
ıııııı) Tersiyer frekans kontrolü: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı hükümleri uyarınca dengeleme güç piyasası kapsamında, dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimini belirten yük alma, yük atma talimatları ile işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi kapsamında dengeleme birimlerinin aktif güç çıkışlarını artırmaları ya da azaltmalarını,
iiiiii) Tersiyer kontrol rezerv miktarı: Dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimi ile sağlayacakları rezerv miktarını,
jjjjjj) Tersiyer frekans kontrolü rezerv yedeği: İşletme yedeklerinin ihtiyaç duyulduğunda dengeleme güç piyasası vasıtasıyla manuel olarak servise alınan ve sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
kkkkkk) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, tüketimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve/veya teçhizatı,
llllll) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
mmmmmm) Toparlanma yeteneği: Sistem oturması durumunda bir üretim tesisinin TEİAŞ’ın talimatı doğrultusunda, harici besleme olmaksızın kendi imkanları ile devreye girmesini ve sistemin bir bölümünü enerjilendirebilmesini,
nnnnnn) Toplam Harmonik Bozulma (THBv): Gerilim harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, ana bileşenin etkin değerine oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri,
oooooo) Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (IL) oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri,
öööööö) Topraklama: Gerilimsiz hale getirilmiş teçhizatın, toprak ayırıcısını kapatarak veya topraklama donanımı kullanılarak toprakla irtibatlandırılmasını,
pppppp) Toprak arıza faktörü: Bir faz veya iki faz toprak arızalarında sağlam fazın arıza sonrası ve öncesi gerilimlerinin birbirlerine oranını,
rrrrrr) Toptan satış: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin tekrar satış için satışını,
ssssss) Transfer bara: Teçhizatın transfer kesicisi ve/veya ayırıcısı ile bağlı olduğu barayı,
şşşşşş) Transfer fideri : Bir fiderin yerine geçebilen teçhizatı,
tttttt) Transfer kesicisi: Bir fiderin kendi kesicisi yerine geçebilen ve ana barayı transfer baraya bağlayan kesiciyi,
uuuuuu) Transfer-kuplaj fideri: Transfer ya da kuplaj olarak kullanılabilen teçhizatı,
üüüüüü) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
vvvvvv) Türkiye elektrik enerjisi talep projeksiyonu: İki yıllık periyotlarda, Kalkınma Bakanlığı ve Kurum görüşleri de alınmak suretiyle Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan ve yayımlanan yirmi yıllık talep tahmini raporunu,
yyyyyy) Uluslararası enterkonneksiyon: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla işletilmesini esas alan enterkonneksiyonu,
zzzzzz) Uluslararası standartlar: Elektrik sistemi tesis ve/veya teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarını,
aaaaaaa) Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu çalışmasını ve kaynak potansiyelini esas alarak TEİAŞ tarafından hazırlanan 20 yıllık üretim gelişim planını,
bbbbbbb) Uzun dönem fliker şiddeti endeksi (Plt): İki saatlik zaman aralığı boyunca ölçülen (12 ardışık ölçüm) Pst değerleri kullanılarak hesaplanan fliker şiddeti endeksini,
ccccccc) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralları için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
ççççççç) Ünite yük kontrolörü: Ünite yüklenmesini kontrol eden, hız regülatörü içindeki kontrol devresini,
ddddddd) Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
eeeeeee) Üretim kapasite projeksiyonu: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından sonuçlandırılan ve Kurulca onaylanan talep tahminlerinin esas alınarak TEİAŞ tarafından, gelecek 5 yıl içinde işletmeye girmesi beklenen yıllık kapasite artışına göre hazırlanan üretim-tüketim denge analizi raporunu,
fffffff) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı üretim tesisi ya da tesislerinde elektrik enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışı ile iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiyi,
ggggggg) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
ğğğğğğğ) Yan hizmetler: 27/12/2008 tarihli ve 27093 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca iletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere ilgili yönetmelikte ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
hhhhhhh) Yan hizmet anlaşmaları: İletim ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri, dağıtım şirketleri veya tüketiciler tarafından bu Yönetmelik uyarınca TEİAŞ’a; dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri veya tüketiciler tarafından 2/1/2014 tarihli ve 28870 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği uyarınca ilgili dağıtım lisansı sahibine sağlanacak ve yan hizmet bedellerini, koşullarını ve hükümlerini belirleyen anlaşmaları,
ııııııı) Yan hizmet sertifikaları: Yetkilendirilmiş bağımsız firmalar tarafından verilen ve yan hizmet sağlayan tesislerin Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak hizmet verebileceklerini belgeleyen dokümanları,
iiiiiii) Yıllık yük faktörü: Bir üretim ünitesinin veya üretim tesisinin yıllık fiili enerji üretiminin, bu üretim ünitesinin veya üretim tesisinin üretebileceği yıllık azami enerji üretimine yüzde olarak ifade edilen oranını,
jjjjjjj) Yük alma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu,
kkkkkkk) Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
lllllll) Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
mmmmmmm) Yük atma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu,
nnnnnnn) Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
ooooooo) Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
ööööööö) Yüklenme eğrisi: Bir ünitenin aktif ve reaktif olarak yüklenebilme kapasitesini gösteren grafiği,
ppppppp) Yüklenme hızı: Üretim tesisinin birim zamanda gerçekleştirebileceği çıkış gücü değişimini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlama ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ KISIM
İletim Sisteminin Planlama,Tasarım ve Performansı
BİRİNCİ BÖLÜM
İletim Sisteminin Planlama ve Tasarım Esasları
İletim sisteminin planlama esasları
MADDE 5- (1) TEİAŞ, iletim sistemini ilgili mevzuatta ve lisansında yer alan usul ve esaslara göre planlar ve geliştirir.
(2) İletim sistemi; sistemin normal çalışma koşullarında, santralların azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemdeki (N-1) kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır.
(3) İletim sistemindeki (N-2) kısıtlılık hallerinde, sistemin oturmasını önlemek amacıyla üretim veya tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi yöntemlerine başvurulabilir.
(4) Nükleer santralların sisteme bağlantı noktalarında (N-2) kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır.
(5) İletim sisteminin nominal gerilimleri; 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. İletim sistemi; arıza öncesi planlama gerilim sınırları 400 kV için 370 kV ile 420 kV, 154 kV için 146 kV ile 162 kV ve 66 kV için 62 kV ile 70 kV arasındadır. İletim kısıtlarının olduğu bölgelerde 154 kV’lik sistem için bu limitlerin 140 kV ile 170 kV olduğu kabul edilir.
(6) İletim sistemi, ilgili planlama yılı için, sistem puant yükünün %5 üzerindeki bir yüklenme durumunda, gerilimler bu maddenin beşinci fıkrasındaki limitler içerisinde kalacak şekilde planlanır.
(7) İletim sistemindeki indirici güç transformatörleri için, Ek-1’de belirtilen karakteristikler kullanılır.
İletim sisteminin tasarım esasları
MADDE 6- (1) Bir transformatör merkezine bağlanacak 400 kV hat fiderlerin sayısı en fazla yedi, 154 kV hat fiderlerin sayısı en fazla on adet olarak tasarlanır. Ancak, kısa devre arıza akım seviyelerinin limitler dahilinde kalması, ekonomik durum ve sistem güvenliği dikkate alınarak daha fazla fiderin bağlantısı yapılabilir.
İletim sistemi; hidroelektrik ve termik üniteler eş zamanlı olarak maksimum üretimle çalışırken, (N-1) kısıtlılık durumunda iletim kapasitesinin yeterli olmasını sağlayacak şekilde tasarlanır. Bu maksatla, toplam çıkış gücü 1500 MW’tan az olan üretim tesislerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu, bir iletim devresinin kaybı veya (N-1) kısıtlılık durumunda hiçbir üretim kaybı olmayacak ve üretimin tamamı sisteme aktarılabilecek şekilde; toplam çıkış gücü 1500 MW’tan fazla olan üretim tesislerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu ise iki iletim devresinin kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda bile üretiminin en az %80’ini sisteme aktarabilecek şekilde yapılır.Nükleer santrallar için ise (N-2) kısıtlılık durumunda da iletim kapasitesinin yeterli olmasını sağlayacak şekilde tasarlanır. Bu maksatla; nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu, kurulu gücüne bakılmaksızın iki iletim devresinin kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda üretimin tamamını sisteme aktarabilecek şekilde yapılır.
İletim sistemi, birbiriyle ilişkili iki iletim hattının kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda ortaya çıkacak üretim kaybı 1200 MW’ı aşmayacak şekilde tasarlanır.
İletim sisteminin bir iletim devresi veya barası bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemdeki en büyük üretim ünitesinden daha fazla üretim kaybına yol açmayacak şekilde tasarlanır.
400/154 kV transformatör merkezlerinin 400 kV ve 154 kV kısımları, iki ana ve bir transfer bara düzeninde, transfer ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır. Ancak, zorunlu hallerde tek kesicili transfer-kuplaj fiderli olarak tasarlanabilir. Transformatör merkezinin gaz izoleli olması durumunda, 400kV ve 154kV tarafı iki ana baralı ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır.
400 kV transformatör merkezlerinin 400 kV kısmı iki ana ve bir transfer bara düzeninde, transfer ve kuplaj fiderli, tek kesicili transfer-kuplaj fiderli veya bir-buçuk kesicili olarak tasarlanır. Transformatör merkezinin gaz izoleli olması durumunda, iki ana baralı ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır.
400 /154 kV transformatör merkezleri; 4x250 MVA veya 6x250 MVA, özel durumlarda ise 8x250 MVA transformatör düzeninde tasarlanır. Ancak transformatör merkezinin 6x250 MVA veya 8x250MVA olması durumunda 400 kV şalt parçalı iki ana bara ve transfer baralı olarak tasarlanır.
400/33 kV transformatör merkezleri; 2x125 veya 4x125 MVA olarak tasarlanır.
154 kV transformatör merkezleri, sistemin bölgesel ada veya katlı şebeke şeklinde işletilmesine imkan verecek şekilde iki ana bara düzeninde kuplaj fiderli olarak, ada besleme gerekliliğinin bulunmadığı durumlarda ise 154 kV transformatör merkezlerinin 154 kV kısmı ana+transfer bara veya iki ana baraya dönüştürülebilir ana+transfer bara düzeninde transfer fiderli olarak tasarlanır. Fiziki imkanlar ve sistem ihtiyaçları dahilinde, iki ana baralı merkezler transfer baralı tesis edilebilir.
Uluslararası asenkron paralel bağlantı durumunda AC/DC/AC çevirici merkezleri tesis edilir.
154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan yeni transformatör merkezleri 2x100 MVA, 3x100 MVA, 4x100 MVA şeklinde tasarlanır. Yeni transformatör merkezlerinde tasarım 100 MVA kurulu gücünde transformatöre göre yapılmakla birlikte fiili yüklere göre daha küçük kurulu güçte transformatörler kullanılabilir. Transformatörlerin fiili yükleri, kurulu gücünün %70’ine ulaştığı takdirde, kapasite artırımı planlanır. 100 MVA transformatörlerin kullanıldığı merkezler için transformatör başına 33 kV hat fiderlerinin sayısı, bir tanesi kapasitör, reaktör ve benzeri teçhizat için kullanılmak üzere, 8+1 olarak tasarlanır. Ark ocağı tesisleri; fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimini sınırlamak amacıyla, tesis edileceği yere ve gücüne bağlı olarak, uygun gerilim seviyesinden bağlanır. Sürekli işletmede kalacak, uzaktan erişimli, veri kaydetme özelliğine sahip, mühürlenebilir tipte ölçüm sistemi ile fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimleri ölçülür.
Direkt transformasyonun gerekli olduğu hallerde, 400 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan transformatörler 400/33 kV ve 125 MVA olarak tasarlanır. Transformatörün sekonderinin üçgen bağlı olması durumunda bu transformatörler topraklama transformatörü kullanılarak topraklanır.
Dağıtım sistem işletmecilerinin yeni transformatör merkezi taleplerinde talep edilen gücün 20 MW’dan daha fazla ve TEİAŞ tarafından 500/d formülü uyarınca hesaplanan gücün üzerinde olması halinde yeni transformatör merkezi tesis edilir. 500/d formülünde yer alan d parametresi, yeni transformatör merkezi talep edilen nokta ile bağlantı yapılacak en yakın mevcut TEİAŞ transformatör merkezi arasındaki kuş uçuşu mesafenin kilometre olarak belirlenen değerinin 1,2 katı olarak hesaplanır.
Tek faz alternatif akım ile beslenen yükler ve üç faz dalgalı yükler, sistemin kısa devre gücünün yeterli yükseklikte olduğu noktalarına bağlanır. Tek faz alternatif akım yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim dengesizliklerini azaltmak için farklı faz çiftleri arasına bağlanır. Sistem kısa devre gücünün yeterli yükseklikte olmadığı noktalarda tek faz alternatif akım yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim dengesizliklerini azaltmak için sisteme üç faz olarak bağlanır.
İletim sistemi şalt teçhizatı için kısa devre arıza akımına dayanma kapasitesi 400 kV için 63 kA, 154 kV için 31,5 kA’dir. 33 kV gerilim seviyesinde de kısa devre arıza akımları 16 kA ile sınırlandırılır. Orta gerilimden sadece üretim tesislerinin bağlı olduğu 400/33 kV merkezlerde 33 kV gerilim seviyesinde kısa devre arıza akımı 25 kA ile sınırlandırılır.
400 kV ve 154 kV sistem tasarımlarında topraklamaya ilişkin olarak;
a) 400 kV ve 154 kV sistemlerde TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe, toprak arıza faktörü 1,4 olarak kabul edilir.
b) İletim sistemine yapılacak bağlantılarda, özel bir topraklama sisteminin gerekmesi durumunda, topraklama için uyulması gereken teknik şartlar ve gerilim yükselmesi üzerinde yapılacak incelemenin sonuçları bağlantı yapılmadan önce TEİAŞ tarafından kullanıcıya bildirilir.
c) Primer tarafı 66 kV ve üzerinde olan transformatörlerin yüksek gerilim sargıları yıldız bağlı olarak ve yıldız noktasından topraklama bağlantısı yapılabilecek şekilde teşkil edilir. Transformatör merkezi primer topraklama hattı için en az 120 mm2 bakır kullanılır. Topraklama bağlantıları, TEİAŞ’ın onayladığı bağlantı sistemi ile yapılır.
ç) Kısa devre gücünün yüksek olduğu merkezlerde, güç transformatörlerinin sekonder tarafının nötr noktası, faz-toprak arıza akımlarını sınırlamak amacıyla bir nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır.
d) 400/154 kV yıldız-yıldız bağlı ototransformatörlerin primer ve sekonder sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır ve nötr noktaları şalt merkezinin topraklama şebekesine bağlanır. 400 kV’yi dağıtım sistemine bağlayan yıldız–üçgen transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısı ise topraklama transformatörü üzerinden topraklanır. 154 kV’yi dağıtım sistemine bağlayan yıldız–yıldız tersiyersiz transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısının nötr noktası ise nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır.
e) 154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan bir transformatörün sekonder sargısının nötr noktası 1000 A’lik direnç veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır.
f) Bu fıkrada düzenlenmeyen hususlarda 21/8/2001 tarihli ve 24500 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Tesislerinde Topraklamalar Yönetmeliği hükümleri uygulanır.
400 kV uzun iletim hatlarında gerektiğinde hattın endüktif reaktansını düşürmek için seri kapasitörler kullanılır.
Sistemde şönt kompanzasyon, şönt reaktörler ve şönt kapasitörlerle yapılır. Şönt reaktörler 400 kV seviyesinde hem hatta hem de baraya, havai hat olmaması durumunda ise baraya bağlanabilecek şekilde tasarlanır. 154 kV seviyesinde baraya bağlanabilecek şekilde ve 400/158 kV ototransformatörlerin tersiyer sargılarına bağlanabilecek şekilde tasarlanır. Şönt kapasitörler ise 154 kV transformatör merkezlerinin primer veya sekonder tarafındaki baralara tesis edilir. 400 kV sistemde tesis edilen şönt reaktörlerin standart kapasiteleri 420 kV gerilim seviyesinde 72 MVAr, 97 MVAr, 121 MVAr, 145 MVAr, 183 MVAr ve 160-250 MVAr’dır.154 kV sistemde tesis edilen şönt reaktörlerin standart kapasiteleri ise 5 MVAr, 10 MVAr ve 20 MVAr’dır. Şönt reaktörler 420 kV ve 170 kV sistem gerilimlerinde sürekli çalışabilecek şekilde tasarlanır. Şönt reaktörler, ayarlı olarak da tesis edilebilir.154 kV transformatör merkezlerindeki 154 kV şönt reaktörler ve kapasitörler transformatör merkezinin kısa devre gücü ve harmonik rezonans riskleri hesaplanarak tesis edilir. 154 kV transformatör merkezlerindeki 25 MVA, 50 MVA, 100 MVA ve transformatörlerin sekonder tarafındaki baraya gerilim regülasyonu amacıyla 5 MVAr, 10 MVAr ve 2x10 MVAr gücünde şönt kapasitör grupları ve dinamik kompanzasyon sistemleri veya uygun güçte reaktörler tesis edilir. Şönt kapasitörler, transformatör kapasitesinin %20’sini geçmeyecek şekilde ve gerektiğinde ayrı fiderlere bağlı iki kapasitör grubu şeklinde tesis edilir. Şönt reaktörler ve kapasitörler, bağlantı noktalarına kesici ve ayırıcı üzerinden bağlanır.
İletim hatlarının güzergahlarının ve transformatör merkezlerinin yerlerinin seçiminde, teknik, ekonomik, sosyal ve çevrenin korunmasına yönelik hususlar ile ilgili mevzuat dikkate alınır. İletim sistemi master planlarının ilgili belediyelerin imar planlarında dikkate alınması için TEİAŞ tarafından gerekli girişimler yapılır. Bu imar planlarına bağlı kalınıp kalınmadığı takip edilir ve iletim hatlarının kamulaştırma işlemleri en kısa sürede sonuçlandırılır. İmar alanı dışında kalan yerler için ise ilgili mercilerden izin alınması için gerekli girişimler TEİAŞ tarafından yapılır. Nüfusun yoğun olduğu yerleşim merkezlerinde ve sanayi bölgelerinde şartlar göz önünde bulundurularak, düşük kapasiteli iletim hatları aynı güzergah üzerinde yüksek kapasiteli çok devreli iletim hatları ile yenilenir. Transformatör merkezleri, elektrik sistemi tesis ve teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarına uygun olarak uzaktan insansız çalıştırılabilecek şekilde gerekli altyapı ile tasarımlanır ve tesis edilir.
Uzunluğu 120 km’nin üzerindeki 400 kV hatlar için Ek-2’de gösterilen şekilde hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır. 45 km’nin üzerindeki 154 kV hatlar için ise hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır.
400 kV iletim hatları, standart 954 MCM Cardinal (546 mm2) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm2) kesitli, her bir fazda üç veya çoklu demet halinde çelik özlü (ACSR) alüminyum iletkenler veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak kaydıyla daha yüksek akım taşıma kapasiteli iletkenler kullanılarak tesis edilir. Uygun iklim ve hat profili/mekanik yüklenme şartlarına göre tasarlanan standart tek veya çok devre direkler üzerinde yukarıda tanımlanan iletken karakteristikli 400 kV hatlar kullanılır.
İstisnai veya aşırı buz yükünün olabileceği bölgelerde ilave emniyet gerektiren durumlar için özel tasarlanmış direkler üzerine, her demetteki üç veya çoklu iletken yerine, akım taşıma kapasitesi bunlara eşdeğer olacak özelliklere sahip iletken tesis edilebilir.
Havai hatlar için güzergah temin edilemeyen yoğun yerleşim bölgelerinde 400 kV en az 2000 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
400 kV ve 154 kV denizaltı kablo bağlantıları, en az 1600 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli olarak tesis edilir.
400 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken termik kapasiteleri ve sınırları Ek-3’te düzenlenmiştir.
154 kV iletim hatları, standart 795 MCM Drake (468 mm2 ), 954 MCM Cardinal (546 mm2) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm2) olan çelik özlü (ACSR) alüminyum iletkenler veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak kaydıyla daha yüksek akım taşıma kapasiteli iletkenler tek, çift veya çok devreli direkler kullanılarak tesis edilir. 154 kV hatlarda genellikle her fazda bir iletken bulunur. Çok yüksek talep bölgelerinde iletim hatlarının taşıma kapasitesini arttırmak için 154 kV çoklu demet iletkenli çok devreli hatlar tesis edilir.
Havai hatların güzergahının temin edilemediği yoğun yerleşim bölgelerinde standart olarak 154 kV, 1000 mm2 veya 1600 mm2 kesitli XLPE bakır veya eşdeğer alüminyum iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
154 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken termik kapasiteleri ve sınırları ile yer altı güç kablolarının tipleri ve kapasiteleri Ek-3’te düzenlenmiştir.
İletim hattını yıldırımdan korumak için faz iletkenlerine ilave olarak direklerin tepe noktalarına galvenize çelik toprak teli tesis edilir. Genel olarak, 400 kV ve 154 kV standart direklerde hatları yıldırım darbelerinden korumak için direk tasarımına bağlı olarak bir veya birden çok toprak teli kullanılır. Standart olarak, 400 kV ve 154 kV hatlarda sırasıyla 96 mm2 ve 70 mm2 koruma iletkenleri kullanılır.
Yeni tesis edilen 400 kV ve 154 kV enerji iletim hatlarında standart çelik toprak tellerinden biri veya her ikisi yerine içerisinde sayısı ve özellikleri ihtiyaca göre TEİAŞ tarafından belirlenen fiber optik liflerin yer aldığı, TEİAŞ’ın Tip Teknik Şartnamesine uygun optik fiberli koruma teli (OPGW) kullanılır.
İletim hatlarının faz iletkenleri için uygun izolasyon seviyelerini sağlamak amacıyla zincir tipi porselen, cam veya kompozit silikon izolatörler kullanılır.
Transformatör merkezleri sistem tasarımında kullanılan 400 kV ve 154 kV ortam koşulları ve sistem bilgileri Ek-4’te düzenlenmiştir. Anahtarlama aşırı gerilimlerinin sınırlandırılması amacıyla parafudr kullanıldığı durumlarda, bu uygulamaların teknik karakteristikleri ile ilgili olarak TEİAŞ ve kullanıcı arasında karşılıklı bilgi alışverişi yapılır. Planlanan sistemin bütünlüğünün ve tasarım uyumluluğunun sağlanması için her uygulamanın ayrıntıları üzerinde mutabakata varılır. Transformatör merkezleri şalt tesislerinin tasarımı Ek-5’te yer alan örnek tek hat şemalarına ve TEİAŞ’ın tip teknik şartnamelerine göre yapılır.
İKİNCİ BÖLÜM
İletim Sisteminin Performans, Tesis ve Teçhizatına İlişkin Teknik Kriterler
Sistem frekansı ve değişimi
MADDE 7- (1) Sistemin 50 Hertz (Hz) olan nominal frekansı, TEİAŞ tarafından 49,8-50,2 Hz aralığında kontrol edilir.
Sistem gerilimleri ve değişim sınırları
MADDE 8- (1) İletim sisteminin nominal gerilimleri 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. Normal işletme koşullarında; 400 kV’lik iletim sistemi 340 kV ile 420 kV, 154 kV’lik iletim sistemi ise 140 kV ile 170 kV arasında çalıştırılır. 66 kV ve altındaki iletim sistemi için gerilim değişimi %10’dur.
(2) İletim sistemi içindeki dağıtım seviyesi ve iç ihtiyaçlar için gerilim seviyeleri 34,5 kV, 33 kV, 31,5 kV, 15,8 kV, 10,5 kV ve 6,3 kV’dir.
(3) 400 kV ve 154 kV sistemler, Ek-6’da yer alan gerilim sınır değerlerine göre planlanır ve işletilir. İşletme gerilim sınırları, arıza sonrası ünite ana güç transformatörünün kademe ayarları değiştirilmeden veya şönt kompanzasyon anahtarlaması yapılmadan önceki değerler olarak uygulanır.
(4) Sistem arızalarında; 400 kV’lik iletim sisteminin bazı bölümlerinin, aşırı gerilim korumasını harekete geçirecek gerilim üst sınırı olarak belirlenen 450 kV’ye kadar aşırı gerilime maruz kalmasına izin verilebilir.
İletim sistemi gerilim dalga şekli kalitesi
MADDE 9- (1) İletim sistemine bağlanacak tesis, teçhizat ve bağlantı elemanları, Ek-7’de gerilim seviyesine göre verilen Tablo 1, Tablo 2 ve Tablo 3’te belirtilen gerilim harmonik planlama sınır değerlerine uygun olarak tasarlanır. Tablolarda sunulan değerler her bir gerilim harmoniğinin ana bileşene göre oransal değerini ifade eder.
(2) İletim sistemindeki ortak bağlantı noktalarında güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca gerçekleşen geçici olaylar ve kısa süreli kesinti, gerilim çukuru, gerilim tepesi gibi durumlara ait veriler süzüldükten sonra 3 saniye çözünürlükle ölçülen her bir gerilim harmoniği etkin değerinin 10’ar dakikalık ortalamalarının en az %95’i, Ek-7’de verilen Tablo 4, Tablo 5 ve Tablo 6’da verilen değerlerden küçük veya bu değerlere eşit olmak zorundadır.
(3) Normal işletme koşullarında, iletim sistemindeki bir bağlantı noktasında bir tesis ve/veya teçhizatın devre dışı olması durumunda ölçülen toplam harmonik bozulma, güç kalitesi ölçüm periyodunun %5’inden uzun bir süre için;
400 kV’de, 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 4’deki üst sınırlar geçilmeksizin % 3,5 ’luk toplam harmonik bozulma sınırını,
154 kV seviyesindeki 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 5’deki üst sınırlar geçilmeksizin %5’lik toplam harmonik bozulma sınırını,
154 kV seviyesi altında 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 6’daki üst sınırlar geçilmeksizin %8’lik toplam harmonik bozulma sınırını,
geçemez.
(4) Toplam harmonik bozulma aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(5) Dördüncü fıkradaki formülde geçen;
Uh: h numaralı gerilim harmoniğinin etkin değerini,
U1: Gerilim ana bileşeni etkin değerini,
ifade eder.
(6) TEİAŞ, istisnai durumlarda toplam harmonik bozulma için üçüncü fıkranın (a), (b) ve (c) bentlerinde belirtilen sınırları geçen kısa süreli artışlara izin verebilir.
(7) İletim sistemine bağlı kullanıcılar, ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(8) Gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, gerilim harmoniği sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
Gerilim ani değişimleri
MADDE 10- (1) Anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri, nominal sistem geriliminin ±%3’ünü geçemez.
(2) Şönt kompanzasyon anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri ise nominal sistem geriliminin ±%5’ini geçemez.
Gerilim salınımları ve fliker
MADDE 11- (1) İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcıların dalgalı yüklerinden kaynaklanan, ortak bağlantı noktasındaki gerilim salınımları ile ilgili olarak;
1 saat içinde 10 seferden az olmak kaydıyla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri gerilim seviyesinin %1’ini geçemez. 1 saat içinde 3 seferden az olmak kaydıyla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri durumunda veya iletim sistemini veya iletim sistemine bağlı başka bir kullanıcıyı risk altına almadığı sürece, istisnai durumlarda TEİAŞ tarafından gerilim seviyesinin %3’üne kadar gerilim değişimine izin verilebilir. 1 saat içinde 10 seferden fazla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri fliker olarak değerlendirilir.
İletim sistemi kısa dönem (Pst) ve uzun dönem (Plt) planlama fliker sınır değerleri Ek-7’de verilen Tablo 7’de sunulmuştur. Uzun dönem fliker şiddeti kısa dönem fliker değerleri kullanılarak aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır.
Güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca gerçekleşen geçici olaylar ve kısa süreli kesinti, gerilim çukuru, gerilim tepesi gibi durumlara ait veriler süzüldükten sonra kısa dönem fliker değerlerinin, en az %95’i Tablo 7’de verilen değerlerden veya %99’u bu değerlerin 1,5 katından küçük ya da 1,5 katına eşit olmak zorundadır.
c) Ek-7’deki tabloda yer alan sınırların altında flikere yol açan dalgalı yüklerin iletim sistemine bağlanmasına ilişkin olarak TEİAŞ tarafından yapıladeğerlendirmede, mevcut ve muhtemel kullanıcıların fliker değerleri ile ilgili tesis ve/veya teçhizatın yerleri dikkate alınır.
(2) İletim sistemine bağlı kullanıcılar ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında fliker sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Fliker sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(3) Fliker sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, fliker sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
Faz dengesizliği
MADDE 12- (1) İletim sistemine bağlı tesis ve/veya teçhizat ile şalt sahalarındaki kısımlarının, faz dengesizliğinden dolayı ortaya çıkacak dalga şekli bozulmalarına dayanacak şekilde tasarımlanmış olması zorunludur.
(2) Normal işletme koşullarında; iletim sistemi elemanlarının planlı olarak devre dışı olması durumunda, güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca 3 saniye çözünürlükle ölçülen şebeke temel frekansındaki gerilim negatif bileşeni etkin değerlerinin 10’ar dakikalık ortalamalarının en az %95’inin şebeke temel frekansındaki gerilim pozitif bileşenlere oranı 400 kV gerilim seviyesinde %1’i; 154 kV seviyesinde %1,5 ve 154kV altı gerilim seviyelerinde %2 oranını aşmamalıdır. TEİAŞ’ın onayı ile bu oran tek fazlı veya iki fazlı yüklerin beslendiği noktalarda 400 kV gerilim seviyesinde %1,4’e, 154 kV seviyesinde %2’ye kadar çıkabilir.
(3) İletim sistemi elemanlarının planlı olarak devre dışı edilmeleri ile ortaya çıkan faz dengesizliklerine; toplam harmonik bozulma seviyesinin bağlı oldukları gerilim seviyesi için tanımlanan uyumluluk sınır değerlerini geçmemesi, sık olmaması ve kısa süreli olması kaydı ile TEİAŞ’ın onayı ile izin verilebilir. Bu husus taraflar arasındaki bağlantı anlaşmasında yer alır.
Akım harmonikleri
MADDE 13- (1) İletim sistemi kullanıcıları, Ek-8’de verilen tablodaki akım harmonikleri sınır değerlerine uymakla yükümlüdür. Tabloda sunulan değerler ortak bağlantı noktasındaki her bir akım harmoniğinin etkin değerinin maksimum yük akımının ana bileşeninin etkin değerine oransal değerini ifade eder. Akım harmonikleri sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(2) Akım harmonikleri sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, akım harmonikleri sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
Reaktif enerjinin kompanzasyonu
MADDE 14- (1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından; aylık olarak sistemden çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı yüzde yirmiyi, aylık olarak sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı ise yüzde onbeşi geçemez.
(2) Birinci fıkranın uygulanmasında aşağıda yer alan esaslar dikkate alınır:
a) TEİAŞ transformatör merkezlerinde 36 kV ve altı gerilim seviyesinden bağlı kullanıcılar için; aynı baradan birden fazla kullanıcının beslenmesi durumunda, kullanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu kullanıcının o barada ölçülen aktif/reaktif enerjinin toplamı alınarak değerlendirme yapılır. Ancak, bir transformatör merkezinde aynı kullanıcının bağlantısı birden fazla ve farklı baralar ile gerçekleşiyor ise değerlendirme, kullanıcı için her bir barada ayrı ayrı yapılır.
b) İletim sistemine 36 kV üstündeki gerilim seviyelerinden tek bir hat ile doğrudan bağlı veya birden fazla hat ile kullanıcı tesisindeki aynı baraya bağlı kullanıcının birden fazla ölçüm noktası var ise, sistemden çekilen endüktif veya sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu ölçüm noktalarındaki aktif/reaktif enerjinin toplamı alınarak değerlendirme yapılır. İletim sistemine 36 kV üstündeki gerilim seviyelerinden birden fazla hat ile kullanıcı tesisindeki ayrı baralara doğrudan bağlı kullanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde ise, bu kullanıcının iletim sistemine bağlı olduğu her bir bara için ayrı değerlendirme yapılır.
(3) İkinci fıkradaki esaslar çerçevesinde ölçülen toplam aylık aktif enerji tüketimi dikkate alınarak hesaplanan aylık ortalama güç miktarının; söz konusu ölçüme tabi noktalarda ölçümün yapıldığı aydan geriye dönük 12 ayın demand ölçüm değerleri dikkate alınarak belirlenmiş maksimum eş zamanlı demand değerlerinin toplamına oranının yüzde beşten daha az olması halinde o ay için birinci fıkrada yer alan oranlar için hesaplama yapılmaz.
(4) Reaktif enerjiye ilişkin olarak birinci fıkrada belirtilen oranlara uyulmaması durumunda, kullanıcılara uygulanacak yaptırımlar bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında düzenlenir.
Kısıtlılık durumları
MADDE 15- (1) İletim sisteminde olasılığı en yüksek iletim kısıtlılık durumları;
(N-1) kısıtlılık:
Bir iletim devresinin,
Bir üretim ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından birinin,
Senkron kompansatör, statik Var kompansatör, şönt reaktör, kapasitör gibi bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Bir transformatör ünitesinin,
Bir harici enterkonneksiyonun
açma işlemi sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
(N-2) kısıtlılık:
İletim devresi ile buna bağımlı olmaksızın açan ikinci bir iletim devresinin,
İletim devresi ile bir transformatör ünitesinin,
İletim devresi ile üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından birinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir transformatör ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile ikinci bir transformatör ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Şönt kompanzasyon ünitesi ile ikinci bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
İletim devresi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir iletim devresinin,
Bir üretim ünitesi ile bir transformatör ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile ikinci bir üretim ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir iletim devresi ve bu devre ile ilişkili diğer bir hattın seri kompanzasyon ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Aynı direkteki çift devre hattın
açma işlemleri sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
İletim sisteminde olasılığı düşük kısıtlılıklar ise:
Bara arızası,
Bara kuplajı kesicisi arızası,
Kesici arızası,
Koruma sistemi arızası,
İletişim koruma kanalı arızası,
Beklenmedik (N-2) kısıtlılık durumlarını
kapsar.
İşletme esasları
MADDE 16- (1) İşletme esasları; sistemin gerçek zaman şartları altında gerilim, frekans ve güç akışlarının belirlenen limitler içerisinde kararlılığını kaybetmeden işletilmesi için alınması gereken tedbir, önlem ve işletme prensiplerini kapsar. Sistemin aylık, haftalık ve günlük işletme programları; fiili çalışma koşulları, iklim değişimleri, bakım onarım programları ile birlikte işletmede gerçek zamanda ortaya çıkacak program dışı üretim ve iletim devre dışı olma durumları, beklenmedik talep ve hava koşulları gibi olaylar dikkate alınarak belirlenir. İşletme esasları kapsamında, fiili işletme şartları altında sistemin işletilebilmesi için işletme zaman çizelgelerine uygun olarak alınması gereken önlemler yer alır.
(2) İletim sistemi;
Tek bir iletim devresi, bir reaktif kompansatör ya da diğer reaktif güç sağlayıcısının,
Sistemin birbirinden uzak noktalarında olması veya söz konusu hatların kapasitelerinin altında yüklendiği durumlarda, iki iletim devresinin veya tek bir iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış diğer bir iletim devresinin,
Baranın birinin,
ç ) Tek bir iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış bir üretim ünitesi, bir reaktif kompansatör ya da diğer reaktif güç sağlayıcısının,
arızalanması durumlarında güvenli olarak işletilir. Bu durumda, (N-1) kısıtlılığa yol açan arıza; bir iletim ekipmanının aşırı yüklenmesine, frekans veya gerilimlerin belirlenen limitler dışına çıkmasına veya sistemin kararsızlığına neden olamaz.
(3) Aşağıdaki durumlar için ikinci fıkradaki işletme esasları dikkate alınmaz:
İletim sisteminin bir parçasını oluşturan saplama bağlantılı devrelerden oluşan transformatör merkezlerinde herhangi bir fider veya hat arızasında devrelerin açılması ile birlikte transformatörlerin bağlantılarının kesilmesi durumunda,
Arıza riskinin arttığı yıldırım, buzlanma, kar, tipi, sel, aşırı rüzgar gibi kötü hava koşullarının ortaya çıkması durumunda TEİAŞ tarafından, bu risklerin azaltılması için sistemin yedek kapasitesinin arttırılması, jeneratörlerin otomatik olarak devre dışı olmalarını sağlayan koruma sistemlerinin kurulması, (N-1) ve (N-2) kısıtlılık durumlarına karşı, uygun işletme alternatif stratejilerinin oluşturulması veya sistemin sıcak yedek kapasitesinin arttırılarak iletim ekipmanları üzerindeki güç akış yükünün azaltılması gibi önlemlerin alınması durumunda,
Arz veya talep kaybına ilişkin risklerin artması durumunda,
daha ekonomik olması kaydıyla, sistem işletme prensipleri bakımından (N-1) kısıtlılık durumunda (N-2) kısıtlılık durumunun işletme kurallarına geçilebilir. Bu şekildeki işletme durumuna hava şartları tekrar elverişli hale gelinceye ve sistem tekrar güvenli hale getirilinceye kadar devam edilir.
(4) (N-2) kısıtlılıklara yol açan arızalarda ana iletim ekipmanlarının aşırı yüklenmelerinin ve talep kaybının engellenebilmesi için gecikmeden yeni bir üretim programı hazırlanır. Bu programın uygulanamaması durumunda, arıza sonrası önlem olarak planlı kesinti/kısıntı uygulaması yapılır.
(5) Ekonomik gerekçelerle talep kontrolü yapılamaz.
(6) Arıza sonrası alınan tüm önlemler ve gerekçeleri, üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişiler ile etkilenmesi muhtemel tüm serbest tüketicilere bildirilir. Bu durumda, bu Yönetmeliğin acil durum işletme şartları ile ilgili hükümleri uygulanır. (N-1) kısıtlılığa yol açan arızanın ardından, mümkün olan en kısa süre içerisinde sistemi tekrar normal işletme koşullarına geri döndürmek için gerekli önlemler alınır.
(7) İşletme güvenliği usul ve esasları; dağıtım şirketlerine, iletim sistemine doğrudan bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve iletim sistemine bağlı tüketicilere uygulanır. Ancak, sistemin işletme güvenliğinin ve bütünlüğünün tehlikeye girmesi durumunda, taraflarla müzakere edilerek, bu hükümlerin dışında birtakım özel işletme usul ve esasları da uygulanabilir.
(8) OG kısmı açık tip transformatör merkezlerinde geçerli olmak üzere dağıtım şirketlerinin TEİAŞ ile irtibatlı olduğu kablo şebekesindeki arıza yerinin tespiti amacı ile ve dağıtım şirketinin talebi durumunda, can ve mal güvenliği konusundaki tüm sorumluluk dağıtım şirketinde olmak üzere arıza yerini tespit etme cihazlarının sinyal sürme işlemi enerjisiz durumdaki TEİAŞ fideri üzerinden yapılabilir.
(9) Dağıtım şirketlerinin TEİAŞ ile irtibatlı olduğu fiderlerdeki teçhizat, dağıtım şirketinin talebi durumunda, dağıtım şirketinin kablo ve/veya havai hat kapasitesine uygun dağıtım şirketince talep edilecek malzeme ile TEİAŞ tarafından en kısa zamanda değiştirilir.
(10) İletim sisteminde kullanılacak olan indirici güç transformatörleri manevra süresi boyunca Ek-1’ e uygun olarak paralel çalıştırılabilir.
Tesis ve teçhizata ilişkin teknik kriterler
MADDE 17- (1) İletim sistemine bağlanan kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizatın, bu Yönetmelik ile belirlenen teknik tasarım ve işletme kriterlerine uygunluğu kullanıcı tarafından sağlanır.
(2) Kullanıcı; tesis ve/veya teçhizatının, iletim sisteminde uygulanan arıza temizleme süreleri içerisinde temizlenen arızalarda etkilenmeyecek şekilde uygun tasarlanmasını sağlar.
(3) Bağlantı noktasında iletim sisteminin performansı ve sağlanması gereken şartlarla ilgili ayrıntılı bilgiler, bağlantı yapacak kullanıcının talebi üzerine TEİAŞ tarafından sağlanır.
(4) Kullanıcılar iletim sistemine bağlanacağı fider ve/veya ilişkili fiderlerde koruma, kumanda ve ölçü sistemleri hakkında ilgili mevzuat çerçevesinde TEİAŞ’ın gerekli gördüğü hususları uygular.
(5) Kullanıcılar, iletim sistemine bağlanacak tesiste kullanılan ve iletim sistemin bir parçası olan kısımlara ait primer ve sekonder teçhizattan en az 1 adet olmak üzere %10 işletme yedeği bulundurur.
(6) Bir kullanıcıya ait transformatör merkezine ve/veya bir sistem kontrol anlaşması gereği sağlanacak olan tesis ve/veya teçhizat ile malzemelere ilişkin tasarım, imalat ve ilgili testler, TEİAŞ’ın teknik şartnamelerine göre gerçekleştirilir.
(7) Kullanıcı; tesis ve/veya teçhizatının, iletim sisteminde bozucu etkilere yol açmamasını, iletim sistemi ile uyumlu olmasını ve;
İletim sisteminin 400 kV ve 154 kV izolasyon seviyelerine,
Bu Yönetmelikte belirlenen ve gerektiğinde TEİAŞ tarafından kullanıcı için bağlantı noktasında belirlenmiş harmonik gerilim sınırlarına,
Bu Yönetmelikte belirlenen ve gerektiğinde TEİAŞ tarafından kullanıcı için bağlantı noktasında belirlenmiş fliker şiddeti sınırlarına,
uygun olmasını sağlar.
(8) Kullanıcının bu Yönetmeliğe uyumu, gerekli durumlarda TEİAŞ tarafından bağlantı noktalarında ölçüm yapılarak kontrol edilebilir.
(9) Kullanıcı, tesislerinde ve bağlantı noktasında, IEC-815’e göre “kirlilik seviyesi III” olarak tanımlanan ve 25 mm/kV asgari nominal spesifik ark sürünme mesafesini ve TEİAŞ teknik şartnamelerinde yer alan diğer teknik şartları sağlayan izolatörler kullanmak zorundadır. TEİAŞ tarafından 31 mm/kV asgari nominal spesifik ark sürünme mesafesine sahip izolatörler önerilmesi durumunda kullanıcı tesislerinde buna uygun izolatörler kullanılır.
(10) Üretim tesisini iletim sistemine bağlayan hat, bağlantı anlaşmasında belirtilen tesis sorumluluk sınırı ve Ek-9’da belirtilen saha sorumluluk çizelgesi dikkate alınarak tesis edilir.
(11) Kullanıcı, bağlantı noktasındaki kısa devre gücüne bağlı olarak şalt sahasındaki anahtarlama sırası için TEİAŞ’ın talimatlarına uyar.
(12) 400 kV ve altındaki iletim sistemine yapılacak bağlantılarda, özel bir topraklama altyapısının gerekmesi durumunda, topraklama için uyulması gereken teknik şartlar ve gerilim yükselmesi üzerinde yapılacak incelemenin sonuçları bağlantı yapılmadan önce TEİAŞ tarafından kullanıcıya en kısa sürede bildirilir.
(13) İletim sisteminin şalt teçhizatı için üç faz simetrik arızada açma akımına dayanma kapasitesi 400 kV için 63 kA ve 154 kV için ise 31,5 kA’dır.
(14) Primer tarafı 66 kV ve üzerinde olan transformatörlerin yüksek gerilim sargıları yıldız bağlı olarak ve yıldız noktasından topraklama bağlantısı yapılabilecek şekilde teşkil edilir. Transformatör merkezi primer topraklama hattı için en az 120 mm2 bakır kullanılır.
(15) Kısa devre gücünün yüksek olduğu merkezlerde, güç transformatörlerinin sekonder tarafının nötr noktası, faz-toprak arıza akımlarını sınırlamak amacıyla bir nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır. Ayrıca bazı özel durumlarda dağıtım barasına nötr topraklama transformatörü tesis edilir.
(16) Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar aşağıdaki hususları içerir:
a)Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü maddeleri kapsamında ve TEİAŞ mülkiyetinde olan güç kalitesi ölçüm sistemi, güç kalitesi ölçüm cihazlarının teknik karakteristikleri, ölçüm cihazlarının sağladığı verilerin formatı.
b) Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü maddeleri kapsamında ve kullanıcı mülkiyetinde olup Ek-7 ve Ek-8’de yer alan tablolardaki değerlere uygunluğun belirlenmesi maksadıyla kurulmuş olan güç kalitesi ölçüm sistemlerinin kapsamı, tesis, teçhizat ve iletim sistemine bağlantısı, tablolardaki sınır değerlerinin izlenmesine uygun olarak tasarlandığının kontrolü ile bu sistemlerden TEİAŞ sistemine veri aktarımı ve veri formatı.
İletim sisteminin korunması
MADDE 18- (1) TEİAŞ mülkiyet sınırında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar ve arızaları ivedi olarak gidermek için gerekli tedbirleri alır.
(2) Her kullanıcı gerek kendi tesisinde meydana gelecek arızaların iletim sistemini etkilememesi, gerekse iletim sisteminde meydana gelecek arızaların kendi tesisini etkilememesi için gerekli olan tüm koruma ve izleme tedbirlerini kendi tesisinde sağlar.
(3) Koruma ayarları, arızalı tesis ve/veya teçhizatın, bağlantı esnasında veya gerektiğinde bağlantı anlaşmasında yer alan kriterlere göre, sorunsuz bir şekilde iletim sisteminden ayrılması için kullanıcı tarafından TEİAŞ’ın kontrol ve koordinasyonu altında yapılır ve TEİAŞ’ın onayı olmadan değiştirilemez.
(4) Kullanıcı, iletim sisteminin korunması amacıyla, koruma sistemi ve uygulanacak yöntem ile ilgili tasarımlarını bu Yönetmeliğe uygun olarak hazırlar, TEİAŞ’ın onayına sunar ve koordineli koruma ayarlarını uygular.
(5) TEİAŞ transformatör merkezlerinin orta gerilim barasındaki bara giriş, kuplaj, transfer, hat fideri de dahil olmak üzere tüm orta gerilim fiderlerindeki; bara ayırıcı, kesici kontak bilgilerine ulaşılmasına, ilgili dağıtım şirketinin talebi halinde TEİAŞ tarafından izin verilir.
(6) TEİAŞ’ın ve kullanıcının arıza giderme süresi; rölenin çalışması, kesicinin açması ve telekomünikasyon sinyalinin gönderilme sürelerinin toplamıdır. 400 kV ve 154 kV hatlar için azami arıza giderme süresi 140 milisaniyedir.
(7) TEİAŞ’a ait bir çıkış dağıtım fideri kesicisinin açma süresi, iletimden dağıtıma indirici transformatörlerin kısa devre dayanım süresi, transformatörün söz konusu fider üzerinden maruz kaldığı kısa devre sayısı ve dağıtım merkezi ile TEİAŞ merkezi arasında meydana gelebilecek en yüksek faz arası kısa devre akımı dikkate alınarak TEİAŞ tarafından belirlenir. Kullanıcıların TEİAŞ barasına bağlı olan ilk dağıtım merkezlerine ait bir hat dağıtım fideri arızasında, hat dağıtım fiderine ait rölenin çalışma zamanı faz-toprak arızaları için azami 1,0 saniye, faz-faz arızalarında ise en yüksek kısa devre akımı için 0,14 saniyedir.
(8) Kullanıcılar kendi mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar, bu amaçla gerekli tüm tedbirleri alır ve buna ilişkin raporları hazır tutar. Ayrıca kullanıcılar mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemi arızalarını ivedi olarak gidermek için gerekli tedbirleri alır.
(9) Kullanıcılar kendi mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait işletme ve arıza ekiplerinin listelerini TEİAŞ’ın istediği periyotlarda TEİAŞ’a bildirir.
(10) Kullanıcılar, dağıtım sisteminde meydana gelecek arıza akımlarının TEİAŞ barasına azami ikiden fazla fider üzerinden yansımaması için dağıtım bara düzenlerinde gerekli tedbirleri alır.
(11) İkinci fıkra uyarınca üretim tesislerinde tesis edilmesi gereken koruma teçhizatı ile ilgili olarak:
a) Ünite ikaz sisteminin devre dışı olması durumunda ünite jeneratörünü de devre dışı eden ikaz koruma sistemi tesis edilecektir.
b) TEİAŞ, gerekli durumlarda şartlarını belirtmek suretiyle, ünitede kutup kayması korumasının tesis edilmesini talep edebilir.
c) TEİAŞ, gerekli durumlarda, ünitede sub-senkron rezonans korumasının tesis edilmesi için gerekli şartları belirler.
ç) Koruma teçhizatı üzerinde iletim sistemini etkileyebilecek bir çalışma, tadilat veya ayar değişikliği, ancak TEİAŞ’tan bir teknik gözlemci gözetiminde yapılabilir.
(12) TEİAŞ, 67 nci maddede açıklanan şekilde talebin düşük frekans röleleri ile kesilmesi için gerekli olan düşük frekans rölelerini tesis eder.
(13) Sistem frekansının belirlenen frekans kademelerine düşmesi nedeniyle, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilecek talep miktarı, sistem şartları dikkate alınarak TEİAŞ tarafından her yılın 31 Ekim tarihine kadar takip eden bir yıllık dönem için belirlenir ve Kurum bilgilendirildikten sonra uygulamaya konulur.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Üretim Tesislerinin Tasarım ve Performans Şartları
Üretim şalt tesisleri tasarım ve bağlantı esasları
MADDE 19- (1) Üretim şalt tesislerinin tasarımı ve geliştirilmesi ile bu tesislerin iletim sistemine bağlantısında aşağıdaki hususlar dikkate alınır:
Ünite ana güç transformatörleri yüksüz en az 5 kademeli kademe değiştiricili olarak tesis edilir ve regülasyon aralığı 2 x %2,5’dir. Yükte kademe değiştiricili transformatörlerde normal koşullarda 8 x %1,25’lik bir regülasyon aralığı uygulanır.
Üretim şalt tesisleri; bir iletim devresi veya bara bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemdeki en büyük üretim ünitesinden daha fazla üretim kaybına yol açmayacak şekilde tasarımlanır ve tesis edilir.
Üretim tesisi şaltına bağlı üretim ünitelerinin havai hat bağlantılarının azami uzunluğu; yıllık yük faktörü %30’dan büyük veya eşit üretim üniteleri için 5 km’yi, diğer durumlarda ise 20 km’yi geçemez.
ç) Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantısı için belirlenen iletim kapasitesi, herhangi bir arızadan önce;
Teçhizatın kapasitesinin üzerinde yüklenmemesi,
Gerilimlerin normal işletme koşulları için belirlenen sınırların dışına çıkmaması ve gerilim regülasyonunun yetersiz kalmaması,
Sistemin kararlılığını kaybetmemesi,
şartları sağlanacak şekilde planlanır.
Üretim tesisi ve iletim sistemi arasındaki bağlantının kapasitesi, aynı zamanda;
Bir iletim devresi ile bir kompansatör veya bir reaktif güç sağlayıcısının,
İki iletim devresi veya bir iletim devresi ile daha önce devre dışı olmuş diğer bir iletim devresinin,
Baranın birinin,
Bir iletim devresi ile daha önce devre dışı olmuş bir üretim ünitesi, bir kompansatör veya bir reaktif güç sağlayıcının,
herhangi birinin arıza nedeniyle devre dışı olması durumları dikkate alınarak planlanır. Bu bentte belirtilen arızalardan dolayı devre dışı olmalarda iletim sistemi; sistem kararsızlığı gerçekleşmeyecek şekilde planlanır. Üretim tesislerinin bağlantıları Ek-10’da yer alan örnek tek hat şemalarına göre tasarımlandırılır.
(e) Bir bağlantı noktasında, sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kurulu gücü, TS EN 61400 serisi standartlarına göre yapılacak olan teknik analiz sonuçlarının, bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen kabul edilebilir güç kalitesi, yük akışı, kısıtlılık, kısa devre ve diğer sistem etütleri limitleri dahilinde değerlendirilmesi neticesinde belirlenir.
(f) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin sisteme bağlantısında Ek-18 hükümleri uygulanır.
Üretim tesislerinin tasarım ve performans esasları
MADDE 20- (1) Üretim tesislerine ilişkin tasarım ve performans şartları iletim sistemine doğrudan bağlı üniteler ile kullanıcı sistemlerine bağlı ünitelerin uyması gereken teknik ve tasarım kriterlerini kapsar.
(2) 30 MW kurulu gücün altındaki üretim tesisleri bu maddenin 8 inci fıkrasında düzenlenen şartlara uymak zorunda olup diğer fıkralardaki şartlardan muaftır.
(3) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan üretim tesisleri de bu bölümde yer alan reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin şartlara uymak zorundadır.
(4) Konvansiyonel tip senkron jeneratörler, nominal aktif güçleri seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada aşırı ikazlı olarak 0,85 düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış güçlerinin altındaki seviyelerde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet eğrilerindeki performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Ancak işletmedeki mevcut üretim tesisleri için sistem işletmecisinin uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal aktif güçlerini arttırmayı talep etmeleri halinde jeneratör terminallerinde güç faktörlerini aşırı ikazlı olarak en fazla 0,9 değerine çekebilecek şekilde lisans gücünü arttırabilir. Bu durumda üretici Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda jeneratörün aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktöründeki nominal aktif güç seviyesine inmeyi, bu talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür.
(5) Nükleer Güç Santrallarındaki jeneratörler; nominal aktif güçleri seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada aşırı ikazı olarak 0,9, düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış güçlerinin altındaki seviyelerinde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet eğrilerindeki performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır.
(6) Ünitenin kısa devre oranı; termik ve kombine çevrim gaz türbini üniteleri için 0,5 kurulu gücü 10 MW ve altındaki hidroelektrik üniteler için 0,75 ve 10 MW’ın üzerindeki hidroelektrik üniteler için ise 1,0’dan küçük olamaz.
(7) Senkron kompansatör olarak çalışabilme özelliğine sahip üniteler, sıfır güç faktörü ile çalışabilecek, termik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal güçlerinin %75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise %30 una kadar reaktif güç tüketebilecek, hidroelektrik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal görünür gücünün %75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise %60’ına kadar reaktif güç tüketebilecek kapasitede olmak zorundadır. Üretim tesisinin senkron kompansatör özelliğine sahip olması gerekliliği bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.
(8) Sistem frekansının kararsız işletme koşullarında 52,5 Hz’e çıkabileceği veya 47,5 Hz’e düşebileceği göz önünde bulundurularak, toplam kurulu gücü 1 MW ve üzerinde olan üretim tesisleri ve/veya TEİAŞ teçhizatının aşağıdaki tabloda belirtilen minimum süre kadar iletim şebekesine bağlı kalarak çalışacak şekilde tasarlanması zorunludur.
(9) Primer frekans kontrol hizmeti sunan elektrik üretim tesisleri hariç, sekizinci fıkra kapsamındaki elektrik üretim tesislerine ait üniteler çalıştıkları süre boyunca, Ek-15’deki grafik doğrultusunda;
50,5 – 49,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için sabit aktif güç çıkışı verebilecek,
49,5 – 47,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için ise, doğrusal karakteristikteki değerlerden daha yüksek aktif güç verebilecek,
kapasitede olmak zorundadır.
(10) Normal işletme koşullarında, iletim sistemine doğrudan bağlı bir ünitenin aktif güç çıkışı, gerilim değişimlerinden etkilenmemelidir. Bu durumda ünitenin reaktif güç çıkışı 400 kV, 154 kV ve 66 kV ile altındaki gerilimlerde ±%5 gerilim değişim aralığı içinde tümüyle emreamade olmak zorundadır.
(11) Üretim tesisinin toparlanma yeteneğine sahip olması gerekliliği bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.
(12) Ünite gücü 75 MW ve üzeri konvansiyonel tip ünitelerde veya toplam kurulu gücü 300 MW ve üzeri olan konvansiyonel tip santralların ünitelerinde, enterkonnekte şebeke sisteminde ortaya çıkabilecek 0-5 Hz arasındaki düşük frekanslı elektromekanik salınımlarına karşı otomatik gerilim regülatöründe elektriksel sönümleme sağlama özelliğine sahip ve ENTSO-E sistemi bağlantısıyla birlikte ortaya çıkan düşük frekanslı bölgelerarası salınımları sönümleyebilen bir güç sistemi dengeleyicisi bulunmalıdır. Ünite gücü 75 MW ve üzeri konvansiyonel tip ünitelerde veya toplam kurulu gücü 300 MW ve üzeri olan konvansiyonel tip santralların ünitelerinde, bağlantı anlaşması imzalanmadan önce kullanıcı tarafından TEİAŞ’a; ünitenin ikaz sistemi, güç sistemi dengeleyicisinin teknik özellikleri, güç sistemi dengeleyicisinin blok şeması ve IEEE modeli, otomatik gerilim regülâtörü ve bunların kararlı durum ve dinamik performansları ile ilgili ayrıntılı bilgiler ve teknik özellikler Ek-12’de belirtildiği şekilde verilir. Güç sistemi dengeleyicisi ayarları TEİAŞ’ın gerekli gördüğü durumlarda, Ek-12’de belirtilen ayar prosedürüne uygun olarak kullanıcı tarafından yapılır. TEİAŞ isterse bu ayar çalışmalarında gözlemci bulundurabilir.
(13) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için bu madde kapsamındaki hükümler değil, Ek-18’de yer alan koşullar geçerlidir.
Jeneratör kontrol düzenekleri
MADDE 21- (1) Her ünite, bağlı olduğu sisteme verdiği aktif ve reaktif gücün sürekli değiştirilmesi ile frekans ve gerilim kontrolüne katkıda bulunabilecek şekilde tasarımlanmış kontrol düzeneklerine sahip olmak zorundadır.
(2) Her ünite, normal işletme koşullarında frekans kontrolü yapan, bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen ölçütler doğrultusunda hızlı cevap veren, orantılı bir hız regülatörü veya ünite yük kontrolörü veya denk bir kontrol cihazına sahip olmak zorundadır.
(3) Hız regülatörü; uluslararası enterkonneksiyon şartında yer alan kuralları sağlayacak standartlara, bu standartların mevcut olmadığı durumlarda ise, Avrupa Birliği içinde frekans kontrol sisteminin tasarım veya tadilat standartlarına uygun olarak tasarlanmalı ve çalıştırılmalıdır.
(4) Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemi ile entegrasyon hedefleri doğrultusunda ENTSO-E dökümanlarında yer alan ve alacak standartlar temel alınır.
(5) Hız regülatörleri için kullanılan standartlar;
Bağlantı anlaşması başvurusunda veya,
Bağlantı anlaşmasının değiştirilmesi için yapılan başvuruda veya,
Hız regülatörü üzerinde yapılacak tadilattan önce mümkün olan en kısa sürede,
TEİAŞ’a bildirilir.
(6) Hız regülatörü aşağıdaki asgari şartları sağlar:
a) Hız regülatörü, diğer kontrol cihazları ile koordineli bir şekilde çalışma aralığı içinde ünitenin aktif güç çıkışını ayarlanan işletme parametreleri doğrultusunda kontrol eder.
b) Hız regülatörü, ünitenin bağlı olduğu kısmın izole bir ada şeklinde iletim sisteminden ayrılması fakat ünitenin talebi beslemeye devam etmesi durumunda, frekansını 47,5-52,5 Hz aralığında tutabilmelidir. Ancak, bu durum çıkış gücünün ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesinin altına düşmesine yol açmamalıdır.
c) Hız regülatörü; primer frekans kontrol performans testleri ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesini sağlayacak şekilde 105 inci maddede belirtilen esaslar dahilinde bir hız eğimi ile çalışacak şekilde ayarlanır.
ç) Bir blok içindeki buhar türbini hariç, primer frekans kontrol hizmeti sunan tüm üniteler için hız regülatörünün duyarsızlığı ±0,010 Hz’i aşmamalıdır. Ayrıca hız regülatöründe kullanılan mahallinde frekans ölçümünün hassasiyeti ±0,010 Hz’i aşmamalıdır.
(7) Hız regülatörü için belirlenen asgari şartlar, başka parametrelere dayanan yan hizmetlerin TEİAŞ’ın talebi durumunda kullanıcı tarafından sağlanmasına engel olmamalıdır.
(8) Ünitenin gerilimini sabit tutan otomatik ikaz kontrol sistemi ve gerilim regülatörü ile ilgili olarak;
İkaz kontrol teçhizatı ve güç sistemi dengeleyicileri için teknik bilgiler ayrıntılı olarak bağlantı anlaşmasında belirtilir.
Sistem kararlılığına ve çalışma aralığında ikaz akımı sınırlarına uygun olarak ünitenin reaktif güç çıkışını sınırlayan reaktif güç sınırlayıcıları bağlantı anlaşmasında belirtildiği şekliyle tesis edilir ve ayarlanır.
Gerilim kontrolüne ilişkin olarak, sabit reaktif güç çıkışı kontrol modları ve sabit güç faktörü kontrol modları da dahil olmak üzere, diğer kontrol teçhizatı bağlantı anlaşmasında belirtilir. Ancak, bu teçhizat ikaz kontrol sisteminde mevcut ise, TEİAŞ’ın talebi üzerine, kullanıcı tarafından devre dışı bırakılabilir.
ç) İkaz kontrol sistemi, ünite gücünün sıfırdan tam yüke kadar yavaş yavaş arttırılması durumunda, çıkış geriliminin önceden saptanan nominal değerinden termik santrallar için %0,5’den, hidrolik santrallar için %0,2’den daha fazla değişmemesini sağlayabilecek hassasiyette olmak zorundadır. Ünite terminal çıkış gerilimi, nominal gerilim değerinin en az %95-%105’ine ayarlanabilir durumda olmak zorundadır.
d) Ünitenin büyük bir gerilim değişimine maruz kalması durumunda, çıkışı otomatik gerilim regülatörü tarafından kontrol edilen ikaz kontrol sistemi, jeneratör ikaz sargısının alt ve üst gerilim sınırlarına 50 milisaniyeyi geçmeyecek kadar kısa bir süre içinde ulaşabilmelidir.
e) Ünite çıkışında %10 veya daha yüksek ani gerilim değişimlerinin meydana gelmesi durumunda, ikaz kontrol sistemi, nominal ikaz geriliminin 2 katından veya nominal yüksüz ikaz geriliminin 6-7 katından daha az olmamak üzere, yüklü pozitif ikaz geriliminin üst sınır değerini en fazla 50 milisaniyede sağlayabilmelidir. Aynı zamanda pozitif üst sınır geriliminin %80’ine eşit negatif üst sınır gerilim değerini sağlayabilmelidir.
f) İkaz gücünü ünite çıkışlarından bir güç transformatörü yardımı ile alan statik ikaz kaynakları için ikaz sistemi; ünite çıkış geriliminin, nominal değerinin %20 ile %30’una düşmesi durumunda otomatik tetikleme yapma yeteneğinde olmak zorundadır.
g) Nominal görünür gücü 100 MVA veya daha fazla olan jeneratörler için;
1) Yüksek gerilim şebekesinde kısa devre arızası olması durumunda, pozitif ikaz geriliminin üst sınır değeri en az 3 saniye boyunca sağlanır.
2) Sistem arızaları sırasında, en az 10 saniye nominal ikaz akımının %150’sinden az olmamak koşuluyla ikaz akımı sağlanır.
ğ) Nominal görünür gücü 50 MVA’dan büyük jeneratörler, iletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin en fazla %70-80 gerilim düşümüne karşılık gerilim düşümü kapasitesi sağlar.
(9) Hız ve gerilim regülatörleri ve bunlara ilişkin kontrol sistemlerinin ayarları TEİAŞ onayı haricinde değiştirilemez. TEİAŞ bu ayarlara uyulup uyulmadığına dair önceden haber vermeksizin tesiste inceleme yapma hakkına sahiptir.
Kararlı durum çıkış gücü değişimleri
MADDE 22- (1) Kararlı durum altında, ünite çıkış gücünde yarım saatlik süre içindeki değişimlerin standart sapması, ünitenin kurulu gücünün %2,5’ini geçmemelidir.
Negatif bileşen yüklenmeleri
MADDE 23- (1) 400 kV ve 154 kV sistemde gerilimin negatif bileşeni, pozitif bileşeninin %1’ini aşmamalıdır. Üniteler, iletim veya kullanıcı sistemindeki faz-faz arızalarından veya dengesiz yüklerden kaynaklanan negatif bileşen yüklenmelerine karşı, arıza, sistem yedek koruması tarafından temizleninceye kadar devre dışı olmadan dayanabilmelidir.
Ünite transformatör ve jeneratörlerinin nötr noktalarının topraklanması
MADDE 24- (1) İletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin iletim sistemi tarafındaki sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır. Ancak üretimin yoğun olduğu bölgelerde, 154 kV sistemde faz toprak arıza akımlarının üç faz toprak arıza akımlarından yüksek olduğu durumlarda, tek faz toprak arıza akımlarını sınırlayabilmek için ünite transformatörünün iletim sistemi tarafındaki sargısının nötr noktası tam olarak izole edilir. İzole edilecek bu transformatörlerde, nötr noktaları izolasyon seviyeleri 154 kV gerilim seviyesinde yapılır.
Jeneratörlerin nötr noktası direnç veya topraklama transformatörü üzerinden topraklanır. Jeneratör topraklama direnci, faz toprak arıza akımının rezistif ve kapasitif bileşenlerinin birbirine eşit olması şartına göre hesaplanarak tespit ve tesis edilir. Jeneratörlerin nötr noktası tam izole edilmez ve doğrudan veya reaktans üzerinden topraklanmaz.
Ünite frekans hassasiyeti
MADDE 25- (1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi, ünitelerini 47,5-52,5 Hz aralığı dışındaki frekanslardan doğabilecek zararlara karşı korumakla yükümlüdür. Bu aralık dışındaki frekanslarda teçhizatın, tesisin ve/veya personelin güvenliği için ünitenin sistem ile bağlantısını kesme ve diğer her türlü tedbirin alınması hususundaki yükümlülükler üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiye aittir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
İletişim Şartları
İletişim
MADDE 26- (1) İletim sisteminin işletimi ve enerji yönetiminin gereksinim duyduğu ses, bilgi ve koruma sinyalizasyon amaçlı iletişim ortamı tesis edilir.
(2) İletim sisteminin yönetimi, işletilmesi ve kontrolünün sağlanması amacıyla TEİAŞ ile kullanıcılar arasında kurulan iletişim ve kontrol sisteminin teknik özellikleri, tesis ve işletme bakım yükümlülükleri bağlantı anlaşmalarında yer alır.
(3) İletim sisteminde veri ve ses iletişimi kuranportör ve fiber optik iletişim sistemleri ile yapılır. Ayrıca, ihtiyaç duyulan durumlarda telekomünikasyon firmalarından kiralanan iletişim kanalları kullanılır. Yönetimsel Kontrol ve Veri Toplama Sistemi (SCADA) ile veri alışverişi amacıyla, transformatör merkezleri ve üretim tesislerinde gerekli donanım, yazılım ve iletişim linkleri temin ve tesis edilir.
(4) Yeni tesis edilen 400 kV ve 154 kV enerji iletim hatlarında standart çelik toprak tellerinden biri veya her ikisi yerine içerisinde sayısı ve özellikleri ihtiyaca göre TEİAŞ tarafından belirlenen fiber optik liflerin yer aldığı, TEİAŞ’ın Tip Teknik Şartnamesine uygun optik fiberli koruma teli (OPGW) kullanılır.
(5) İşletmede olan enerji iletim hatlarındaki koruma iletkenleri ihtiyaç duyulduğunda optik fiberli koruma iletkeni ile değiştirilir.
Ses iletişim sistemi
MADDE 27- (1) Ses iletişim sistemi, TEİAŞ ve kullanıcının kontrol operatörünün, çeşitli iletişim ortamları üzerinden sistemin kontrolu, işletilmesi ve denetiminin sağlanması amacıyla iletişimi sağlayan özel haberleşme sistemidir.
(2) Yük tevzi merkezleri ile kullanıcı tesisleri arasındaki sesli iletişim, kullanıcı tarafından tesis edilen ve TEİAŞ’ın mevcut iletişim araç ve gereçlerine uyumlu donanım ve yazılım ile sağlanır. Diğer ilgili merkezlerde de bağlantı anlaşmasında belirtilen gerekli teknik değişiklikler ve ilavelerin yapılması, kullanıcıların yükümlülüğündedir.
(3) İletim sisteminin yönetiminde, işletilmesinde ve kontrolünde etkinliğin sağlanması amacıyla, bağlantı anlaşması uyarınca kullanıcının ilgili kontrol odasında, sabit telefon veya GSM bulundurulur.
(4) TEİAŞ ve dağıtım şirketlerinin kontrol merkezlerinde, üretim tesislerinin kontrol odasında, ticari işlemlerin yürütüldüğü ve doğrudan bağlı müşterilerin kontrol noktalarında ayrı bir hat üzerinden çalışan bir faks cihazı da bulundurulur.
(5) İletişim tesis ve/veya teçhizatı sisteme bağlanmadan önce, telefon ve faks numaraları ile bu numaralarda yapılacak değişiklikler, değişiklik yapılmadan önce kullanıcı tarafından TEİAŞ ve/veya dağıtım şirketlerine bildirilir.
Koruma sinyalizasyon sistemi
MADDE 28- (1) İletim sisteminde kullanıcı ile olan sistemi arasındaki bağlantıda yer alan koruma sistemine ait sinyalizasyon için gerekli donanımlar, karşılıklı olarak kullanıcı tarafından temin ve tesis edilir.
Veri iletişim sistemi
MADDE 29- (1) Veri iletişim sistemi, kullanıcı sistemine ait verilerin toplandığı, işlendiği, değerlendirildiği, ilgili yük tevzi merkezine iletildiği ve gerekli bilgi ve komutların ilgili yük tevzi merkezinden kullanıcının tesisine iletildiği sistemdir.
(2) Sistem kontrol ve veri toplama işlevinin yürütülmesi için gerekli uzak terminal birimi veya geçit kapısı (gateway), donanım, yazılım, iletişim linki ve cihazlar bağlantı anlaşmasında yer alan şartlara uygun olarak kullanıcı ve TEİAŞ’ın ilgili tesislerinde kurulur. Kullanıcıların, dengeleme güç piyasasına katılan ve yan hizmetlere katılım zorunluluğu bulunan üretim tesisleri için TEİAŞ’ın veri iletişim sistemi ile veri alışverişi sağlamak üzere bağlantı sağlamaları esastır. Kullanıcı, TEİAŞ için gerekli sinyal, gösterge, alarm, ölçümler, kesici ve ayırıcı konum bilgileri, yükte kademe değiştiricisi gibi kontrol girdilerini sistem kontrol ve veri toplama teçhizatına, bu teçhizatın yanında tesis edeceği bir bilgi toplama panosu üzerinden bağlar.
(3) Kullanıcının; veri iletişimini, uzak terminal birimi kullanmak yerine, tesisinin ayrılmaz bir parçası durumunda olan bilgisayar kontrol sistemi üzerinden sağlamayı tercih etmesi ve bu tercihinin TEİAŞ tarafından kabul edilmesi halinde, gerekli performansın temini açısından TEİAŞ işletim sistemi ile uyumlu sistem, kullanıcı tarafından sağlanır. İstasyon otomasyonu uygulaması yapılması durumunda da, uzak terminal birimi ve bilgi toplama panosuna ihtiyaç olmaksızın, ilgili yük tevzi merkezi ile veri alışverişi istasyon bilgisayarı ve bir geçit kapısı üzerinden sağlanır.
(4) İletim sisteminin izlenmesi amacıyla toplanacak gerilim, akım, aktif ve reaktif güç sinyalleri ve diğer sinyaller TEİAŞ tarafından kullanıcıya bildirilir ve bu bilgilerin TEİAŞ’ın ilgili yük tevzi merkezi ile alışverişi sağlanır. Bu sinyallerin temin edilmesi ile ilgili teçhizatın ne zaman, ne şekilde, nereye ve nasıl tesis edileceği bağlantı anlaşmasında yer alan hükümlere uygun olarak belirlenir.
(5) Kullanıcı ve TEİAŞ kontrol ve sistem işletme merkezleri arasındaki veri iletişimi MYTM kurallarına, bağlantı anlaşmasında belirtilen, iletişim protokolü ve iletişim ortamına uygun olarak sağlanır.
(6) Veri iletişimi ana ve yedek olmak üzere iki ayrı link üzerinden sağlanır. 50 MW altı üretim tesislerinin ikinci linki oluşturulamıyorsa veri iletişimi tek link üzerinden sağlanabilir.
(7) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından, dağıtım sistemine ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin şebekelerine bağlanacak 30 MW ve üzeri kurulu gücünde üretim tesislerine ait santral bazında toplam MW ve MVAr bilgileri ilgili dağıtım şirketinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA kontrol merkezi üzerinden TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. Söz konusu santrallar kendi tesislerinde bu amaçla gerekli sistemleri kurmak ve gerekli iletişim linkini sağlayarak ilgili elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA sistemlerine bağlanmaktan sorumludur. Elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar ilgili dağıtım şirketi/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgesinin sorumluluğundadır.
(8) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından, dağıtım sistemine ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin şebekelerine bağlanacak kurulu gücü 10 MW ve üzeri olan yenilenebilir enerji kaynaklarından güneş ve rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerine ait santral bazında toplam MW ve MVAr bilgileri ilgili elektrik dağıtım şirketleri/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA kontrol merkezi üzerinden TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. Söz konusu santrallar kendi tesislerinde bu amaçla gerekli sistemleri kurmak ve gerekli iletişim linkini sağlayarak ilgili elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA sistemlerine bağlanmaktan sorumludur. Elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar ilgili dağıtım şirketi/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin sorumluluğundadır.
(9) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından, sorumluluk alanında dağıtım seviyesinden bağlı tüm üretim tesislerinin toplam MW ve MVAr değerleri, toplam tüketim değerleri, bağlantı noktalarına ilişkin bilgiler ile TEİAŞ tarafından talep edilecek diğer bilgileri, kendi SCADA kontrol merkezi ile TEİAŞ SCADA sistemi arasında tesis edecekleri iletişim linki üzerinden, TEİAŞ sisteminde kullanılan iletişim protokolleri vasıtasıyla TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. TEİAŞ SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar TEİAŞ’ın sorumluluğundadır.
(10) Sorumluluk sahası içerisinde TEİAŞ veya kullanıcı tarafından tesis edilen güç kalitesinin izlenmesine ilişkin cihazlara ait ölçüm verilerinin iletim sistemine bağlı kullanıcıların erişimine sunulması esastır. Kullanıcıların TEİAŞ Milli Güç Kalitesi Ölçüm Sistemine erişimleri, TEİAŞ tarafından hazırlanıp Kurul tarafından onaylanan “Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar” hükümlerine göre yapılır.
(11) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, sorumlu oldukları dağıtım sistemine OG gerilim seviyesinden bağlı olan üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi, müstakil elektrik depolama tesisleri ve depolamalı elektrik üretim tesisleri tarafından şebekeye verilen ve şebekeden çekilen MW ve MVAr bilgilerini, bağlantı noktalarına ilişkin bilgileri ve TEİAŞ tarafından talep edilecek diğer bilgileri, üretim kaynağını da içerecek şekilde, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye ait SCADA kontrol merkezi üzerinden TEİAŞ SCADA sistemine aktarır. Söz konusu tesis sahibi tüzel kişiler, bu amaçla gerekli sistemleri kurmak ve gerekli iletişim linkini sağlayarak ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye ait SCADA kontrol merkezine bağlanmakla yükümlüdür. SCADA kontrol merkezi tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin sorumluluğundadır.
İlave iletişim şartları
MADDE 30- (1) İletim sisteminin güçlendirilmesi, geliştirilmesi ve yenilenmesi nedeniyle, kullanıcıya ait mevcut ses ve veri iletişim sisteminde ortaya çıkan değişiklik ihtiyaçları, bağlı olduğu TEİAŞ merkezindeki kendisiyle ilgili ihtiyaçlar da dahil, TEİAŞ tarafından yapılacak planlama çerçevesinde kullanıcı tarafından yerine getirilir.
Veri iletişim ağı
MADDE 31- (1) TEİAŞ ile kullanıcı arasında, idari, mali, ticari ve teknik konulardaki bilgi alışverişi için kullanılacak olan veri iletişim ağı ve bu ağ ile ilgili teknik altyapı ilgili mevzuat uyarınca TEİAŞ tarafından hazırlanan standart ve kurallara uygun olarak tesis edilir.
Sekonder frekans kontrolü teçhizatı
MADDE 32- (1) Sekonder frekans kontrolü için gerekli olan teçhizat ve ilgili bağlantı, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinin ilgili hükümleri uyarınca bu kapsama giren üretim tesislerinde, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programının gerekliliklerini tam olarak sağlayacak şekilde temin ve tesis edilir. MYTM’deki otomatik üretim kontrol programının parametrelerinin ayarları için gerekli veriler ilgili üretim şirketi tarafından sağlanır.
(2) Üretim tesisinde kurulacak olan otomatik üretim kontrol sistemi/arabirimi, MYTM’deki otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyal ile uyumlu olmak zorundadır.
ÜÇÜNCÜ KISIM
İletim Sistemine Bağlantı
BİRİNCİ BÖLÜM
İletim Sistemine Bağlantı Esasları ve Taraflar
İletim sistemine bağlantı esasları
MADDE 33- (1) İletim sistemi ile kullanıcılar arasındaki bağlantı, bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak tesis edilir.
(2) TEİAŞ’ın bir dağıtım barasına veya bu baraya bağlı dağıtım sistemine bağlanacak üretim tesisinin ya da tesislerinin toplam kurulu gücü azami, ilgili baranın kısa devre arıza akım sınırının aşılmaması kaydıyla mezkûr baradaki transformatörün cebri soğutmasız nominal görünür gücüne kadar olabilir. Kurulu gücü 50 MW ve üzeri olan üretim tesislerinin bağlantısı iletim seviyesinden yapılır. Transformatör merkezlerinde yer alan fiderlerin ve transformatör kapasitesinin verimli kullanılması için; fider tahsis talepleri, fider yüklenme durumları göz önüne alınarak dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından yapılır. Teknik gereksinim halinde TEİAŞ tarafından transformatör merkezinde gerekli fider değişikliği ve/veya düzenlemesi ilgili dağıtım lisans sahibi tüzel kişiye bildirilir. 10 MW’ın altındaki üretim tesisleri için müstakil fider tahsisi yapılmaz. Bununla beraber, 10 MW altında kurulu gücü olan ve en yakın bağlantı noktası bir transformatör merkezi olan üretim tesisleri için yakınlarda bağlanılabilecek dağıtım sistemine ait bir nokta olmaması, söz konusu transformatör merkezinde kullanılabilecek bir fider bulunması, söz konusu fiderin ileride dağıtım şirketlerince kullanılma olasılığının bulunmaması ve dağıtım şirketinin de uygun görüşü alınması halinde müstakil fider tahsisi yapılabilir
(3) Tüketiciler tarafından iletim sistemine bağlanması talep edilen tüketim tesisinin/ tesislerinin bağlantı gücünün 50 MW ve üzerinde olması halinde iletim sistemine bağlantı için uygun görüş verilir. İlgili tesislerin gücünün 50 MW altında olması halinde ise dağıtım sistem işletmecisinin bu gücü karşılayamayacağı yönünde görüşünün bulunması ve bağlantı talebinin TEİAŞ tarafından da uygun görülmesi halinde tüketicinin iletim sistemine bağlantısı yapılır. TEİAŞ’ın da bu bağlantı talebini uygun görmemesi halinde tüketici dağıtım sistemine bağlanır.
(4) Bağlantı talepleri, TEİAŞ tarafından ilgili mevzuat ve 35 inci madde hükümlerine göre süresi içinde değerlendirilir ve sonuçlandırılır.
Bağlantı esaslarına tabi taraflar
MADDE 34- (1) İletim sistemine bağlantı esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilere,
ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilere,
uygulanır.
(2) Ayrıca, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinde dağıtım sistemine bağlı olan 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesisleri de iletim sistemine bağlantı esasları kapsamında değerlendirilir.
İKİNCİ BÖLÜM
İletim Sistemine Bağlantı ve/veya Sistem Kullanımı
Bağlantı talebinin değerlendirilmesi
MADDE 35- (1) Üretim ve tüketim tesislerinin bağlantıları Ek-10’da yer alan örnek tek hat şemalarına göre tasarımlandırılır.
(2) TEİAŞ, üretim tesislerinin iletim sistemine bağlantı ve/veya sistem kullanım talebi hakkındaki görüşlerini 28/1/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ve 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin ilgili maddelerini dikkate alarak, görüş talebinin kendisine ulaşmasından itibaren Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği hükümleri uyarınca kırkbeş gün içerisinde sonuçlandırarak, gerekçeleri ile birlikte Kuruma bildirir.
(3) Üretim tesisleri dışındaki bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin olarak TEİAŞ’a yapılan diğer başvurular incelenerek Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ilgili maddeleri dikkate alınarak oluşturulan görüş, başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde gerekçeleri ile birlikte başvuru sahibine yazılı olarak bildirilir.
(4) Tüzel kişiye önlisansının verilmesini takiben, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmasına esas olmak üzere, Ek-11’in Bölüm 1'inde yer alan standart planlama verileri ile iletim sistemine bağlanacak tesis ve/veya teçhizata ilişkin bilgiler tüzel kişi tarafından bağlantı anlaşması başvurusu aşamasında TEİAŞ’a sunulur.
Bağlantı anlaşması, sistem kullanım anlaşması ve yan hizmet anlaşması
MADDE 36- (1) Tüzel kişi tarafından üretim lisansının TEİAŞ’a verildiği tarihten itibaren altmış gün içerisinde bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması TEİAŞ tarafından tüzel kişiye önerilir. TEİAŞ’ın bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması önerisini yapabilmesi için ek bilgiye ihtiyaç duyması halinde, Ek-11’in Bölüm 2’sinde yer alan ayrıntılı planlama verileri de tüzel kişiden talep edilebilir. Bu hallerde TEİAŞ tarafından bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmasının önerilmesine ilişkin süre doksan gün olarak uygulanır. Tüzel kişi TEİAŞ’ın anlaşma önerisine otuz gün içerisinde yazılı yanıt verir.
(2) Tarafların mutabakatı halinde bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin hüküm ve şartları içeren bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanır. TEİAŞ ve lisans sahibi tüzel kişinin, bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin anlaşmanın hükümleri üzerinde mutabakata varamamaları halinde, ihtilaflar Kanunun ve tarafların ilgili lisanslarının hükümlerine göre Kurum tarafından çözüme kavuşturulur ve konu hakkında alınan Kurul kararları bağlayıcıdır.
(3) İletim sistemine halihazırda bağlı olan üretim tesisleri ile bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin olarak üretim tesisleri dışında gerçek ve tüzel kişiler tarafından TEİAŞ’a yapılan diğer başvurularda da aynı süreç uygulanır.
(4) Anlık talep kontrolü, reaktif güç kontrolü, oturan sistemin toparlanması veya bölgesel kapasite kiralama hizmeti sunacak tesisler için hizmeti sunacak gerçek/tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet anlaşması imzalanır.
(5) Yeni devreye girecek üretim tesisleri için, üretim tesisi sahibi tüzel kişiler, reaktif güç destek hizmeti yan hizmet sertifikasını yan hizmeti sunmaya başlamadan önce ve geçici kabul tarihinden itibaren 90 gün içinde TEİAŞ’a sunar.
Uyum ve testler
MADDE 37- (1) Kullanıcı; üretim tesisinin ve/veya iletim sistemine bağlanacak tesis ve/veya teçhizatın, sistemdeki tesis ve/veya teçhizata, bu Yönetmeliğe, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmaları ile yan hizmetler anlaşmalarına uygun olduğunu aşağıdaki usul ve esaslar çerçevesinde TEİAŞ’a bildirir:
Kullanıcı, TEİAŞ ile mutabık kaldığı bir test programı ve takvimi çerçevesinde, otomatik gerilim ve hız regülatörleri, diğer kontrol ve iletişim sistemleri üzerinde yapılacak servise alma testlerinin bir parçası olan açık ve yüklü devre ve fonksiyon testlerini TEİAŞ’ın gözetimi altında yapar.
Kullanıcı, yukarıdaki testlerden elde edilen sonuçları ve kontrol sistemi parametrelerinin son ayarlarını içeren bilgileri TEİAŞ’a sunar.
Kullanıcı, yan hizmetlere ilişkin olarak Ek-17’de yer alan usuller çerçevesinde performans testlerinin gerçekleştirilmesini sağlar.
Sisteme bağlantı onayı
MADDE 38- (1) Kullanıcının bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması çerçevesindeki gerekliliklerini yerine getirip getirmediği kullanıcının başvurusu üzerine TEİAŞ tarafından değerlendirilir. Bağlantı gerekliliklerinin yerine getirildiğinin tespiti durumunda fiziki bağlantının yapılacağı tarih kullanıcıya bildirilir. Eksiklik tespit edilmesi ve bu nedenle bağlantıya onay verilmemesi halinde tespit edilen eksiklikler gerekçeleri ile birlikte başvuru tarihinden itibaren en fazla 60 gün içerisinde kullanıcıya bildirilir ve eksikliklerin giderilmesi için kullanıcıya ek süre verilir.
(2) TEİAŞ, iletim sistemine bağlı bir kullanıcının, iletim sistemi üzerindeki tesis ve/veya teçhizatının çalışmasını izleme hakkına sahiptir.
(3) İletim sistemine bağlı bir tesis ve/veya teçhizat üzerinde ve/veya bunların ayarlarında herhangi bir değişiklik teklifi, iletim sisteminin bütünlüğü ve diğer kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatı üzerindeki etkilerinin incelenebilmesi için kullanıcı tarafından yeterli bir süre önceden TEİAŞ’a bildirilir. TEİAŞ, iletim sisteminin bütünlüğünü olumsuz yönde etkileme ihtimali olan değişikliklerin yapılmasını kabul etmeyebilir.
DÖRDÜNCÜ KISIM
Planlama
BİRİNCİ BÖLÜM
Planlama Esasları ve Tabi Taraflar
Planlama esasları
MADDE 39- (1) TEİAŞ tarafından, Üretim Kapasite Projeksiyonu her yıl 30 Nisan tarihine kadar Kuruma sunulur.
(2) TEİAŞ, Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu Raporunun Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayımlanmasını müteakiben, gelecek yirmi yılı kapsayacak şekilde yapılan talep tahminini, mevcut arz potansiyelini, potansiyel arz imkânlarını, yakıt kaynaklarını, iletim ve dağıtım sisteminin yapısı ve gelişme planlarını, ithalat veya ihracat imkânlarını ve kaynak çeşitliliği politikalarını dikkate alarak enerji politikalarının belirlenmesinde yararlanmak üzere Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planını hazırlayarak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının onayına sunar. Bu plan, onaylanmasını müteakip Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayımlanır. Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planı hazırlanırken; yükün karşılanamama olasılığı, puant yükün bir yılda toplam yedi gün karşılanamaması anlamına gelen yıllık %2 veya bu orandan daha düşük bir değer olacak şekilde dikkate alınır.
(3) Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı koordinasyonunda ilgili tüm kurum ve kuruluşlarının katılımıyla TEİAŞ tarafından kamuoyu ile paylaşılmak üzere hazırlanarak rapor haline getirilir.
Planlamaya tabi taraflar
MADDE 40- (1) İletim sistemi gelişimine ilişkin planlama esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
Planlamaya tabi tarafların yükümlülükleri
MADDE 41- (1) Ek-11’de yer alan ayrıntılı ve standart planlama verileri; yine Ek-11’de yer alan tarihlere kadar planlamaya tabi taraflarca TEİAŞ’a sunulur.
(2) Taraflarca gönderilen standart planlama verileri TEİAŞ tarafından kaydedilir. Bilgiler TEİAŞ tarafından yapılan çalışmalarda kullanılır ve üçüncü taraflarla paylaşılmamak üzere ilgili kamu kurum ve kuruluşlarına verilebilir.
(3) Standart planlama verilerinin tam ve zamanında TEİAŞ’a bildirilmesi tarafların yükümlülüğündedir.
(4) Verilerde bir önceki yıla göre herhangi bir değişiklik olmaması durumunda, bir önceki yıla ait veri sunumundan sonra verilerde değişiklik olmadığı hususu kullanıcı tarafından yazılı olarak TEİAŞ’a bildirilir.
(5) İletim sistemine bağlantı ve/veya sistem kullanımı amacıyla yeni başvuru yapıldığında standart planlama verileri, TEİAŞ’a sunulur.
İKİNCİ BÖLÜM
Plan ve Projeksiyonlar
Üretim kapasite projeksiyonu ve kısa dönem elektrik enerjisi arz-talep projeksiyonu
MADDE 42- (1) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerine göre, elektrik enerjisi talebinin kaliteli, sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanması ve piyasa katılımcılarına yol gösterilmesi için beş yıllık projeksiyonu içerecek şekilde Üretim Kapasite Projeksiyonunun hazırlanması görevi TEİAŞ tarafından yerine getirilir.
(2) Üretim Kapasite Projeksiyonunda; gerçekleşen talep ile izleyen beş takvim yılına ait talep gelişimi, mevcut üretim sistemi ve beş takvim yılına ait üretim kapasite gelişimi ile arz talep dengesi bölümleri yer alır.
(3) Üretim Kapasite Projeksiyonunun talep gelişimi bölümünde;
Bir önceki yılda dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri ve geçmiş yıllara ilişkin kayıp/kaçak miktar ve oranları,
Talebin sektörel bazdaki gelişimi,
Bir önceki yıldaki fiziki gerçekleşmenin, geçmişteki talep tahminiyle karşılaştırılmasına yönelik analizler,
ç) Bir önceki yıla ait puant talep bilgileri ile bu talebi etkileyen ana faktörler,
yer alır.
(4) Üretim Kapasite Projeksiyonunun üretim bölümünde;
a) Bir önceki yıla ait yakıt türü ve kuruluş bazında Türkiye toplam elektrik enerjisi kurulu gücü, emreamade kapasite ve üretim miktarı,
b) Bir önceki yıla ait yakıt türü ve kuruluş bazında devreye alınan toplam elektrik enerjisi kurulu gücü ve üretim miktarı,
c) Talebin güvenilir olarak karşılanması için yıllar bazında gereken kurulu güç ve emreamade kapasite artırımları,
ç) Lisans almış ancak, henüz işletmeye alınmamış olan üretim tesislerine ait kapasiteler,
d) Bir önceki yılda ithal ve ihraç edilen enerji miktarları,
e) Bir önceki yılda faaliyet dışı kalan üretim tesisleri ve kapasiteleri,
f) Bir yıldan uzun süre ile hizmet dışı olması beklenen ünitelerin üretim miktarı ve süresi,
yer alır.
(5) Projeksiyonun üretim bölümünde arz-talep dengesine ilişkin senaryoların oluşturulmasında; santralların son üç yıl içerisindeki emreamade kapasiteleri dikkate alınır, yeni devreye alınacak kapasite için mevcut santralların verileri kullanılır.
(6) 7/5/2016 tarihli ve 29705 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Talep Tahminleri Yönetmeliği çerçevesinde TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kuruma sunulacak olan talep tahminlerinin TEİAŞ’ın internet sitesinde 31 Aralık tarihine kadar yayımlanmaması durumunda, Üretim Kapasite Projeksiyonunda Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan talep tahminleri kullanılır.
(7) Süresi içinde TEİAŞ’a gönderilen talep tahminlerinde, bu maddenin üçüncü fıkrasının (b), (c) ve (ç) bentlerinde öngörülen bölümlerin tamamının veya bir kısmının yer almaması hallerinde, Üretim Kapasite Projeksiyonu bu bentlere dayalı analizlere yer verilmeden hazırlanır.
(8) Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu bir sonraki yıla ilişkin Türkiye elektrik enerjisi üretim, tüketim, puant talep, emreamade kapasite ve su durumuna ilişkin bilgileri ve grafikleri içerir.
Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı
MADDE 43- (1) Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planı aşağıdaki hususları içerir:
Çalışmada dikkate alınan kabuller, varsayımlar ve kullanılan metodoloji,
Plan dönemi başındaki mevcut sistem,
Kaynak potansiyeli ve aday üretim tesisleri,ç) 20 yıllık elektrik enerjisi ve puant güç talep tahmini,
ç) 20 yıllık elektrik enerjisi arz-talep dengesi,
20 yıllık yakıt tüketim tahminleri,
Kurulu gücün ve üretimin gelişimi,
Termik santraların üretimlerine göre emisyon değerleri,
g) Sistem güvenilirliği ile ilgili sonuçlar.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Planlama Verileri
Hazırlanacak veriler
MADDE 44- (1) Planlama verileri; Ek-11’de yer aldığı şekliyle standart planlama verileri ve ayrıntılı planlama verileri olmak üzere iki bölümden oluşur.
(2) Standart planlama verileri periyodik olarak, ayrıntılı planlama verileri ise TEİAŞ’ın talebi durumunda kullanıcı tarafından hazırlanır.
(3) Planlama verileri projenin gelişme aşamalarına göre aşağıdaki seviyeleri takip eder:
Proje ön verileri,
Taahhüt edilen proje verileri,
Sözleşmeye bağlanan proje verileri.
Proje ön verileri
MADDE 45- (1) Kullanıcının iletim sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı ile ilgili bilgi ve belgeler, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanıncaya kadar proje ön verileri olarak kabul edilir. Bu seviyedeki veriler gizlidir ve diğer aşamalara ulaşıncaya kadar TEİAŞ tarafından üçüncü taraflara açıklanamaz.
(2) Proje ön verileri, normal koşullarda sadece standart planlama verilerinden oluşur. İletim sistemi etüdlerinin daha ayrıntılı olarak yapılabilmesi amacıyla, TEİAŞ’ın talep etmesi durumunda, ayrıntılı planlama verileri de proje ön verilerine eklenir.
Taahhüt edilen proje verileri
MADDE 46- (1) Bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalandıktan sonra, proje ön verileri olarak sunulmuş olan veriler ile TEİAŞ tarafından talep edilen ilave veriler, taahhüt edilen proje verilerini oluşturur. Bu veriler ile TEİAŞ’a ait diğer veriler, yeni başvuruların değerlendirilmesinde, Üretim Kapasite Projeksiyonu ile İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlanmasında ve yatırım planlamasında esas alınır.
(2) Taahhüt edilen proje verileri standart planlama verileri ile ayrıntılı planlama verilerinden oluşur.
(3) Taahhüt edilen proje verileri, aşağıdaki durumlar dışında üçüncü taraflara açıklanamaz:
Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Gelişim Planı, Üretim Kapasite Projeksiyonu, Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu ile İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlık çalışmalarında,
İşletme planlaması çalışmalarında,
Uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarında.
Sözleşmeye bağlanan proje verileri
MADDE 47- (1) İletim sistemine bağlantı gerçekleşmeden önce, sözleşmeye bağlanan proje verileri, güncellenmiş gerçek veriler ile değiştirilir. Aynı şekilde, geleceğe yönelik veriler, talep de göz önüne alınarak güncelleşmiş tahmini veriler ile değiştirilir. Bu aşamada sağlanan veriler taraflar arasındaki sözleşme ve anlaşmalarda esas alınır.
(2) Sözleşmeye bağlanan proje verileri, TEİAŞ’ın diğer verileri ile birlikte, yeni başvuruların değerlendirilmesinde ve iletim sisteminin planlamasında esas alınır.
(3) Sözleşmeye bağlanan proje verileri standart planlama verileri ve ayrıntılı planlama verilerinden oluşur.
(4) Sözleşmeye bağlanan proje verileri aşağıdaki durumlar dışında üçüncü taraflara açıklanamaz:
a) Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Gelişim Planı, Üretim Kapasite Projeksiyonu, Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu ile İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlık çalışmalarında,
b) İşletme planlaması çalışmalarında,
c) Uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarında.
BEŞİNCİ KISIM
İşletme Kuralları
BİRİNCİ BÖLÜM
Talep ve Enerji Tahmini Esasları ve Taraflar
Talep ve enerji tahmini esasları
MADDE 48- (1) Talep ve enerji tahmini, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuata tabi taraflardan alınacak bilgilerle, sistem kısıtları, yük alma ve yük atma teklifleri çerçevesinde, sistem bütünlüğü, arz güvenliği ve kalitesine ilişkin şartlar sağlanarak her gün yapılır.
(2) İletim sistemine ilişkin etütler; üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin planlı bakım ve onarımı ile üretim tesislerinin devre dışı edilme programlarının koordine edilmesi, talep ve enerji tahmini esas alınarak yapılır.
Talep ve enerji tahminine tabi taraflar
MADDE 49- (1) Talep ve enerji tahmini esasları;
TEİAŞ’a,
Dağıtım şirketlerine,
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
uygulanır.
İKİNCİ BÖLÜM
İşletme Planlaması
İşletme planlamasının esasları
MADDE 50- (1) İşletme planlaması; tesis ve/veya teçhizatın bakım, onarım ve bağlantı nedeniyle devre dışı edilme durumlarının talep ve enerji tahmini ile uyumlu olarak TEİAŞ tarafından koordine edilmesini içerir.
(2) TEİAŞ, talebin sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanabilmesi ve sistemi etkileyebilecek devre dışı olma durumlarının asgari düzeye indirilmesi için; işletme planlamasına tabi taraflar arasında yer alan ünitelerin ve iletim sistemi tesis ve/veya teçhizatının planlı olarak devre dışı edilme programlarını koordine ederek işletme planlamasını gerçekleştirir.
(3) İşletme planlaması; işletme planlamasına taraf ünitelerin, iletim veya dağıtım sistemi tesis ve/veya teçhizatının programlı devre dışı edilmeleri ile ilgili olarak aşağıdaki durumları kapsar;
Üretim hizmetlerinde, yakıt temini de dahil, herhangi bir aksamadan dolayı, işletme planlamasına taraf ünitelerin emreamadeliğinin düşmesine yol açan bir durumun ortaya çıkması,
Bir yedek santralın normal işletme usulleri içinde emreamadeliğinin düşmesine yol açan bir durumun ortaya çıkması,
İşletme planlamasına taraf ünitelerin iletim sistemine enerji vermelerinde kısıt ve engellerin ortaya çıkması,
ç) İletim veya dağıtım sisteminin tesis veya teçhizatının programlı devre dışı edilmesi halinin ortaya çıkması.
İşletme planlamasına tabi taraflar
MADDE 51- (1) İşletme planlaması esasları;
TEİAŞ’a,
Dağıtım şirketlerine,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
uygulanır.
Planlı olarak devre dışı edilme esasları
MADDE 52- (1) İşletme planlamasına tabi taraflar arasında yer alan üretim tesisleri, bir sonraki yıl için tesis ve/veya teçhizatlarının planlı olarak devre dışı edilme taleplerini, içinde bulunulan yılın 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a bildirirler. TEİAŞ’ın belirleyeceği kurulu güç ve üzerindeki üretim tesisleri için, istenilen şablona uygun olarak yapılan bildirimler TEİAŞ’ın hazırlayacağı plana dahil edilir. Bu bildirimde ünitelerin haftalık emreamade olma durumları da yer alır.
(2) TEİAŞ, her yıl 31 Mayıs tarihine kadar iletim sistem kısıtlarını da dikkate alarak bir sonraki yıl için yedek ünite analizini yapar. TEİAŞ, bu analize dayanarak 30 Haziran tarihine kadar yıllık planın ilk taslağını hazırlar ve varsa değişiklik önerilerini ilgili tarafa yazılı olarak bildirir. İlgili taraf, TEİAŞ’ın değişiklik önerilerine 31 Temmuz tarihine kadar itiraz edebilir ve itiraz ettikleri hususlara ilişkin alternatif önerilerini 31 Ağustos tarihine kadar TEİAŞ’a bildirir.
(3) TEİAŞ, değişiklik önerileri üzerinde ilgili taraf ile görüşerek 30 Eylül tarihi itibarıyla yıllık planın ilk taslağını oluşturur ve devre dışı olma programı değiştirilen kullanıcıları bilgilendirir.
(4) Bir sonraki yıl için hazırlanan yıllık plan, 31 Ekim tarihine kadar nihai şekline getirilir. TEİAŞ, dengeleme sistemine katılan ünitelerin devre dışı olmalarına ilişkin bu bilgileri yıllık plan nihai hale getirilene kadar gizlilik kuralları içerisinde değerlendirir.
(5) TEİAŞ tarafından onaylanmış nihai yıllık devre dışı olma planında yer alan bir devre dışı olma programı sadece aşağıdaki şekilde değiştirilebilir;
a) Arz güvenliği, elektrik sisteminin veya kullanıcı personelinin emniyeti veya kamu güvenliği nedeniyle TEİAŞ tarafından devre dışı edilmeden önce yapılan bir bildirimle,
b) Arz güvenliği ve düşük maliyetli işletmecilik açısından kullanıcıdan gelen talep üzerine ve TEİAŞ’ın onayı ile,
c) Kullanıcıya özgü bir değişiklik kapsamında TEİAŞ ile kullanıcı arasında sağlanan bir mutabakatla.
(6) Kullanıcılar, TEİAŞ tarafından onaylanan nihai işletme planlamasına uymak zorundadır.
İçinde bulunulan yıl için planlı olarak devre dışı olma esasları
MADDE 53- (1) İçinde bulunulan yıla ilişkin devre dışı olma planı aşağıdaki esaslara uygun olarak hazırlanır:
a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, planlı, plansız, zorunlu veya arıza nedeniyle devre dışı olan ünitelerin devreye alınış zamanlarıyla ilgili tahminlerini, dağıtım şirketleri de sistemlerine ilişkin benzer bilgileri her iş günü saat 11.00 itibarıyla, izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre için MYTM’ye yazılı olarak bildirirler.
b) MYTM, iletim ve dağıtım sistemlerinin planlı devre dışı olma durumlarını ve bu sistemlerdeki kısıtları dikkate alarak ve üretim tesislerindeki ortaya çıkabilecek arızalar için makul bir yedek kapasite bırakarak fiili üretim kapasitesinin alt ve üst sınırlarını her iş günü 11.00 - 16.00 saatleri arasında analiz eder.
c) Yapılan analiz sonucunda mevcut emreamadeliklerin izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre içinde yedek kapasite açısından bir eksikliğe yol açtığının anlaşılması durumunda MYTM erteleme talebini üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile dağıtım şirketlerine bildirir.
Kısa süreli planlı devre dışı olma durumları
MADDE 54- (1) Nihai yıllık devre dışı olma planında yer almayan, fakat üzerinde mutabakata varılmış, başlangıç zamanı ve süresi planlı olan devre dışı olma durumlarıdır.
(2) Sekiz saatten az süren planlı devre dışı olma durumlarında, kullanıcı tarafından en az yirmidört saat önceden bildirim yapılır.
(3) Sekiz saatten kırksekiz saate kadar olan planlı devre dışı olma durumlarında, kullanıcı tarafından en az yedi takvim günü önceden bildirim yapılır.
Bildirimli plansız devre dışı olma durumları
MADDE 55- (1) İşletme planlamasına tabi taraflar, tesis ve/veya teçhizatında engellenemeyen bir nedenle ortaya çıkacak devre dışı olma durumunu aşağıdaki hususları içerecek şekilde TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir:
a) Etkilenen tesis ve/veya teçhizata ve emreamadeliğindeki kısıtlamaya ilişkin detaylar,
b) Plansız devre dışı olma durumunun başlangıç zamanı,
c) Etkilenen tesis ve/veya teçhizatın tekrar devreye alınması ve geçici kapasite sınırlamalarının ortadan kaldırılması için öngörülen zaman,
ç) Plansız devre dışı olma durumunun diğer tesis ve/veya teçhizatta yol açacağı kısıtlamaların detayları veya arıza riski.
(2) TEİAŞ, iletim sisteminin güvenliğinin olumsuz bir şekilde etkilenme ihtimalinin söz konusu olması durumunda, kullanıcıdan plansız devre dışı olmaya ilişkin işlemini erkene almasını veya ertelemesini talep eder. Kullanıcı bu talep ile mutabık ise, plansız devre dışı olma işlemi ile ilgili yeni önerisini TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir.
Zorunlu devre dışı olma durumları
MADDE 56- (1) TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının, 20 nci maddenin sekizinci fıkrasında belirtilen frekans aralıklarına karşılık gelen minimum süre boyunca iletim şebekesine bağlı kalacak şekilde çalışması zorunludur.
(2) İşletme planlamasına tabi taraf olan üretim faaliyeti gösteren bir tesis ve/veya teçhizatın TEİAŞ tarafından verilmiş iznin dışında zorunlu olarak devre dışı olması veya kapasitesinin düşmesi, iletim veya dağıtım sistemi ile bağlantısının kesilmesi veya iletim sistemi kısıtlarının ortaya çıkması halinde kullanıcı TEİAŞ’ı gecikmeden bilgilendirir.
(3) Kullanıcı tesis ve/veya teçhizatının zorunlu devre dışı olma süresine ilişkin tahminini ve TEİAŞ tarafından talep edilen diğer bilgileri sağlar. Devre dışı olma ile ilgili tam olarak belirlenemeyen bilgiler netleştikçe, gecikmeden TEİAŞ’a bildirilir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 57- (1) İşletme planlamasına tabi taraf tüzel kişiler ünitelerine ilişkin olarak; işletme özelliklerinde bir önceki yıla göre yapılan değişiklikleri, ünite transformatörünün teknik özelliklerini, ünite yüklenme eğrisini Ek-13 ve ünite planlama parametrelerini Ek-14’e uygun olarak her takvim yılının 31 Mart tarihine kadar TEİAŞ’a bildirir.
(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile şalt sahası TEİAŞ’a ait olmayan sistem kullanıcıları, TEİAŞ tarafından istenen sistem işletimine yönelik bilgileri, günlük olarak, TEİAŞ tarafından belirlenen sürede ve şekilde TEİAŞ’a vermekle yükümlüdür.
TEİAŞ’ın veri yayımlama yükümlülüğü
MADDE 58- (1) TEİAŞ, bu bölüm kapsamında kendisine bildirilen tüm planlı, plansız ve zorunlu devre dışı olma durumlarını kendisine intikal eder etmez vakit geçirmeksizin duyurmak üzere gerekli internet araçlarını kullanır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İşletme Yedekleri Planlaması
İşletme yedekleri planlama esasları
MADDE 59- (1) TEİAŞ, sistem işletmesinde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde yeterli işletme yedeği sağlanacak şekilde planlama yapar.
(2) Sistem işletmesi için oluşturulan işletme yedekleri, sistem arz ve talebini gerçek zamanda dengelemek amacıyla kullanılır.
İşletme yedekleri planlamasına tabi taraflar
MADDE 60- (1) İşletme yedekleri planlama esasları;
TEİAŞ’a,
TETAŞ’a,
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
İşletme yedekleri
MADDE 61- (1) İşletme yedeği, sistem frekansı sapmalarının düzeltilmesine ve sistem kararlılığının sağlanmasına katkıda bulunmak için devredeki ünitelerden alınabilen ek üretim kapasitesi ve/veya devrede olmayıp sistem işletmecisi tarafından belirlenen sürelerde devreye alınabilen üniteler ile sağlanan yedeklerdir. İşletme yedeği aşağıdaki yedeklerden oluşmaktadır:
a) Primer frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, türbin hız regülatörlerinin otomatik olarak kullanılarak sistem frekansını hedeflenen işletme koşullarında tutmak için kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca tedarik edilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu primer frekans kontrol yedeği belirli bir tolerans dahilinde, TEİAŞ tarafından ENTSO-E tarafından konulan prensipler dikkate alınarak belirlenir. Primer frekans kontrol yedeğinin kesintisiz olarak sürekli sağlanması esastır. Üretim tesisleri ve bölgeler bazında primer frekans kontrol yedeğinin dengeli dağıtılması esası dikkate alınır.
b) Sekonder frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, otomatik üretim kontrol programı vasıtasıyla kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca tedarik edilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu sekonder frekans kontrol yedeği, primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlayacak ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesini sağlayacak miktarda ENTSO-E tarafından konulan prensipler dikate alınarak TEİAŞ tarafından belirlenir. Sekonder frekans kontrol yedeğinin bu ihtiyacı karşılamakta yetersiz kalması durumunda ilave olarak tersiyer frekans kontrolü yedeği kullanılabilir. Sekonder frekans kontrol yedeği hem normal işletme koşullarında görülebilecek sapmalar halinde hem de üretim ile tüketim arasında büyük bir arızaya bağlı dengesizlik olması durumunda kullanılmak üzere kesintisiz olarak sürekli sağlanmalıdır.
c) Tersiyer frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin sekonder frekans kontrol yedeği devreye alındıktan sonra, ihtiyaç duyulduğunda manuel olarak servise alınan ve başka bir frekans sapması ihtimaline karşı sekonder yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmıdır. Tersiyer frekans kontrol yedeği, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatları aracılığıyla dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebildikleri çıkış gücü değişimi ile sağlanır.
ç)
(2) Normal işletme koşullarında işletme yedeklerinin devreye girme sıralamasının aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olması esastır.
(3) TEİAŞ, gerekli gördüğü hallerde işletme yedeklerinin miktarlarının belirlenmesinde iletim sisteminin arızalar sonucunda adalara bölünmesi durumuna karşı, teknik imkanlar dahilinde tüm adaların ihtiyacının karşılanabilmesini bir kriter olarak kullanabilir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 62- (1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, işletme yedeği sağlayan ve adına kayıtlı olan üretim tesislerine ilişkin TEİAŞ tarafından belirlenen verilerin yerinde ölçülerek, kayıt altına alınması ve raporlanması amacına yönelik hizmetleri, TEİAŞ’ın resmi internet sitesinde yayımladığı formatta sağlar. TEİAŞ tarafından belirlenen ve ilgili yan hizmet anlaşmasında yer alan veriler, anlaşma konusu yan hizmetlerin sağlandığı süre boyunca arıza halleri, planlı veya belirli müdahaleler dışında kesintisiz olarak ölçülüp kayıt altına alınır.
(2) TEİAŞ tarafından belirlenen veriler, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler tarafından Yedinci Kısımda yer alan verilerin kaydedilmesine ilişkin hükümler çerçevesinde kaydedilerek TEİAŞ’a bildirilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Acil Durum Önlemleri
Acil durum önlemlerine ilişkin esaslar
MADDE 63- (1) İşletme koşulları sistem frekansına (f) bağlı olarak belirlenir. Sistem frekansının içinde bulunduğu değer aralığına göre aşağıdaki işletme koşulları tanımlanmıştır:
a) Hedeflenen işletme koşulları: 49,8 Hz ≤ f ≤50,2 Hz
b) Kabul edilebilir işletme koşulları: 49,5 Hz ≤ f < 49,8 Hz ve 50,2 Hz < f ≤ 50,5 Hz
c) Kritik işletme koşulları: 47,5Hz ≤ f < 49,5Hz ve 50,5Hz < f ≤ 52,5Hz
ç) Kararsız işletme koşulları: f < 47,5 Hz ve 52,5 Hz < f
(2) Üretim gücünün düşmesi ve/veya iletim sisteminde, uluslararası enterkonneksiyon hatları dahil, arıza nedeniyle açma ve/veya aşırı yüklenme durumlarında işletme yedeklerinin yetersiz kalması gibi nedenler sonucunda kritik veya kararsız işletme koşullarının oluşması halinde veya bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen gerilim sınırları dışında aşırı gerilim düşmelerinin oluşması halinde, TEİAŞ ve kullanıcılar tarafından aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde acil durum önlemleri uygulanır:
a) Bu yönetmeliğin ilgili maddesi kapsamında üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere acil durum bildirimi yapılması,
b) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında tüketim tesisi sahibi tüzel kişilerin anlık talep kontrolü hizmeti sağlaması,
c) Otomatik olarak düşük frekans röleleri ile talebin kesilmesi,
ç) TEİAŞ tarafından talebe planlı veya plansız olarak kesinti/kısıntı uygulanması.
(3) Kısmi sistem çökmeleri veya bölünmeleri ve benzeri durumlarda sistem frekansının kabul edilebilir sınırlar içinde tutulabilmesi ve işletme güvenliğinin korunması için, ikinci fıkrada belirtilen acil durum önlemleri uygulanabilir.
Acil durum önlemlerine tabi taraflar
MADDE 64- (1) 63 üncü madde kapsamında yer alan acil durum önlemlerine;
a) TEİAŞ,
b) Dağıtım şirketleri ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan serbest tüketiciler,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketiciler,
ç) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler,
taraftır.
Üretim tesislerine uygulanacak acil durum tedbirleri
MADDE 65- (1) MYTM ve/veya BYTM acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara acil durum bildiriminde bulunur. Acil durum bildirimlerinde, talimatın ilgili dengeleme birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan teklifler ile uyumlu olması şartı aranmaz. Dengeleme birimi olup dengeleme güç piyasası kapsamında teklif sunmamış olan veya dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine sahip piyasa katılımcılarına, ilgili üretim tesisleri için Sistem İşletmecisi tarafından acil durum talimatı verilebilir. Kullanıcıların MYTM ve/veya BYTM’nin acil durum bildirimlerini yerine getirmesi esastır. Kullanıcının bu talimatları yerine getiremeyeceğinin ortaya çıkması durumunda, MYTM ve/veya BYTM PYS veya telefon, faks, paks gibi iletişim araçları ile ivedilikle haberdar edilir.
Anlık talep kontrolü
MADDE 66- (1) Anlık talep kontrolü, primer frekans kontrolüne ek olarak, frekansın düşük frekans rölelerinin çalıştığı seviyeye düşmesini önlemek amacıyla tüketim tesislerinin yüklerinin anlık talep kontrol röleleriyle kesilmesi ile sağlanır.
(2) Anlık talep kontrolü hizmeti Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca imzalanmış olan anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesisleri tarafından sağlanır. Sistem frekansının, dinamik simülasyon ve/veya sistem gereksinimlerine göre TEİAŞ tarafından belirlenen frekans kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesislerinin tüketimi anlık talep kontrol röleleri ile otomatik olarak kesilir.
(3) Anlık talep kontrol hizmeti Ek-17’de yer alan usuller çerçevesinde anlık talep kontrol performans testleri sonucunda anlık talep kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen tüketim tesislerinden sağlanır.
(4) Tüketim tesisleri tarafından isteğe bağlı olarak teklif edilen ve sistem frekansının düşmesi sonucunda anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebilen yük miktarının tamamı anlık talep kontrol yedeğini oluşturur. Anlık talep kontrol yedeği, sistem frekansının 49,0 Hz seviyesine inmesini önleyecek şekilde primer frekans kontrol yedeğine ek olarak devreye girmek üzere TEİAŞ tarafından planlanır. Bu doğrultuda, sistemin gereksinim duyacağı anlık talep kontrol yedeği miktarı TEİAŞ tarafından belirlenir.
Talebin düşük frekans rölesi ile zorunlu kesilmesi
MADDE 67- (1) Sistem frekansının 49,0 Hz, 48,8 Hz, 48,6 Hz, 48,4 Hz olarak belirlenmiş frekans kademelerine düşmesi durumunda talep, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilir. Sistem frekansının 49,0 Hz’e düşmesi durumunda talebin %10 ila %20’si otomatik olarak zorunlu kesilir. 49,0 Hz’i takip eden her bir frekans kademesinde kesilecek talep miktarı, sistem kullanıcılarının teknik gereksinimleri göz önünde bulundurularak sistem işletmecisi tarafından belirlenir. TEİAŞ, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilecek talep için eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin her 4 ayda bir rotasyon yapar.
(2) Düşük frekans röleleri ile talebin otomatik olarak zorunlu kesilmesi, kısa dönemli bir arz talep dengesizliğini ortadan kaldırmak için yapılır.
(3) Sistem frekansının belirlenen kademelere düşmesi durumunda düşük frekans röleleri 100-150 milisaniye içinde çalışacak teknik özellikte olmak zorundadır. Düşük frekans rölelerinin hassasiyet değerinin 0,05 Hz’i aşmaması esastır.
Plansız zorunlu kesinti/kısıntı uygulanması
MADDE 68- (1) Sistemin tamamında veya önemli bir kısmında, 63 üncü maddede belirtildiği üzere sistemde gerilim sınırlarının dışında ve kritik veya kararsız işletme koşullarının ortaya çıkması halinde, bunun sonucunda kısmi veya genel bir sistem oturmasını önlemek üzere sistem işletmecisinin gerekli görmesi durumunda plansız zorunlu kesinti/kısıntı uygulanabilir.
Planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulanması
MADDE 69- (1) Piyasa işletmecisi tarafından sistem işletmecisine dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında bildirilen talep azaltma bildirimi sonucunda uygulanması gereken kesinti programı da dahil, 63 üncü maddede belirtilen acil durumların ortaya çıkması ihtimaline karşı eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulanır. Bu uygulama taleplerin kesilmesini/kısılmasını içeren bir program çerçevesinde dönüşümlü olarak yapılır. Bu kesinti/kısıntı yöntemine başvurulabilmesi için 63 üncü madde kapsamında belirtilen diğer tüm önlemler uygulansa dahi bunların yetersiz kalarak acil durum oluşma ihtimalinin doğacağının TEİAŞ tarafından makul olarak öngörülebilmesi gerekir. Kurum gerekmesi halinde daha sonra bu öngörülere baz teşkil eden gerekçeleri TEİAŞ’dan isteyebilir.
(2) Piyasa işletmecisi tarafından bildirilen talep azaltma bildirimi TEİAŞ tarafından toplam kesinti miktarında bir değişiklik yapılmaksızın acil durum önlemleri prosedürü çerçevesinde uygulanabilir planlı zorunlu kesinti/kısıntı programına dönüştürülür.
Acil durum önlemleri prosedürünün bildirimi
MADDE 70- (1) İletim sistemi bütünlüğünün korunması için acil durum önlemlerine ilişkin çeşitli senaryoları kapsayan Acil Durum Önlemleri Prosedürü TEİAŞ tarafından resmi internet sitesinde görüşe açılmak suretiyle hazırlanır.
(2) Acil durum önlemleri prosedürü, acil durum bildirimi ve acil durum önlemleri olmak üzere iki bölümden oluşur. Bu prosedür Kurumun bilgisi dahilinde TEİAŞ tarafından gerektiğinde değiştirilebilir.
(3) TEİAŞ tarafından kullanıcılara yapılan acil durum bildirimleri aşağıda belirtilmiştir:
a) Acil durum önlemlerinin devreye alınma zorunluluğu ortaya çıktığı durumlarda;
1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere 4 üncü maddede yer alan “Acil durum bildirimi” tanımındaki iletişim araçlarıyla, acil durum talimatı verme kararı alınır alınmaz en kısa sürede ve gecikme olmaksızın, fakat her halükarda uygulama başlamadan en geç 30 dakika önce olmak üzere, ilgili BYTM’ler tarafından,
2) Kesinti/kısıntı ihtimali olan kullanıcılara 4 üncü maddede yer alan yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla, planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulama başlamadan önce, söz konusu kesinti/kısıntı kararı alınır alınmaz en kısa sürede ve gecikme olmaksızın ilgili BYTM’ler tarafından,
kesinti/kısıntı uygulaması bildirimi yapılır. Bildirim süresi yukarıdaki koşullar geçerli olmak üzere, kesinti/kısıntı başlamadan önce 30 dakikadan az olamaz.
b) Kesinti/kısıntı ihtimalinin ortadan kalkması durumunda kullanıcılara yapılan uyarıların iptali, 4 üncü maddede yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla, kaldırma kararı alınır alınmaz ve uygulama başlamadan önce gecikme olmaksızın mümkün olan en kısa sürede ilgili BYTM’ler tarafından planlı kesinti/kısıntı uygulaması iptal bildirimi yapılır.
c) Kısa bir süre içinde plansız zorunlu kesinti/kısıntı ihtimali olan kullanıcılara; söz konusu karar alınır alınmaz mümkün olan en kısa sürede veya uygulamadan hemen sonra 4 üncü maddede yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla ilgili BYTM’ler tarafından plansız kesinti/kısıntı uygulaması bildirimi yapılır.
(4) Acil Durum Önlemleri Prosedürü, TEİAŞ tarafından yayımlanarak kullanıcılara duyurulur. Uygulamada kullanıcı ile mutabakata varılamadığı durumlarda TEİAŞ, Kurumun görüşünü alır ve bu çerçevede uygulama yapar.
BEŞİNCİ BÖLÜM
İşletme İletişimi ve Bilgi Akışı
İşletme iletişimi esasları
MADDE 71- (1) İşletme iletişimi, TEİAŞ ile kullanıcılar arasında iki yönlü güvenilir bir iletişim sisteminin oluşturulması esaslarını içerir.
İşletme iletişimine tabi taraflar
MADDE 72- (1) İşletme iletişim esasları;
TEİAŞ’a,
TETAŞ’a,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
Serbest tüketicilere,
uygulanır.
İşletme faaliyetlerinin ve olayların bildirilmesi
MADDE 73- (1) TEİAŞ ve kullanıcılar; aşağıdaki yöntem ve usullere göre, işletme faaliyetleri ve olaylara ilişkin bilgileri birbirlerine iletir.
(2) Şebekenin işletilmesiyle ilgili olarak TEİAŞ tarafından yürütülen planlı bir faaliyetin, kullanıcının üretim tesisinin veya şebekesinin öngörülenden farklı şekilde işletilmesini gerektirmesi durumunda, kullanıcı, TEİAŞ tarafından MYTM veya BYTM yoluyla gecikmeden haberdar edilir.
(3) Kullanıcı tarafından gerçekleştirilen, kullanıcının şebekesi veya üretim tesisinin işletmesiyle ilgili planlı bir faaliyetin, iletim sisteminin öngörülenden farklı bir şekilde işletilmesini gerektirmesi durumunda, TEİAŞ, kullanıcı tarafından gecikmeden haberdar edilir. TEİAŞ ise bu durumdan etkilenebilecek diğer kullanıcılara bildirimde bulunur.
(4) Yukarıdaki durumlardan birinin meydana gelmesi halinde, buna ilişkin muhtemel riskler ve sonuçları bildirimde ayrıntılı olarak yer alır. Bu bildirimler, bildirimde bulunulan tarafa riskin değerlendirilebilmesi ve bundan kaynaklanan problemlerin çözülebilmesi için yeterli süre tanıyacak şekilde gönderilir.
(5) Sistemde; personel hatası, teçhizatın ve/veya kontrol teçhizatının yanlış çalışmasından dolayı ortaya çıkan arıza, hatalı işletme gibi plan dışı olaylara veya normal işletme şartlarından ayrılmaya yol açan herhangi bir olaya ilişkin bildirimler yazılı bildirim yapılması için yeterli zamanın olmadığı hallerde; olayın meydana gelmesinin ardından otuz dakika içinde sözlü olarak yapılır. Daha sonra, faks, e-posta veya posta yoluyla yazılı olarak teyit edilir.
Önemli olayların bildirilme yükümlülüğü
MADDE 74- (1) Sistem gerilim ve frekansının normal işletme sınırlarının dışına çıkması, iletim sistemi kararsızlığı, tesis ve/veya teçhizatın aşırı yüklenmesi ve bunlar sonucu kişi ve/veya kamu haklarına zarar veren olaylar, önemli olay olarak kabul edilir.
(2) Kullanıcının TEİAŞ’a bildirdiği bir olayın, iletim sistemi üzerinde önemli bir etkisi olduğuna TEİAŞ tarafından karar verilmesi halinde, TEİAŞ kullanıcıdan önemli olay raporunu yazılı olarak hazırlamasını talep edebilir. Bu rapor talep edildikten sonraki ilk iş günü Ek-16’ya uygun olacak şekilde hazırlanır ve TEİAŞ’a gönderilir.
(3) TEİAŞ, gerekli gördüğü takdirde, kullanıcılardan olaya ilişkin önemli olay raporu hazırlanmasını da talep edebilir.
Uyarılar
MADDE 75- (1) TEİAŞ, iletim sisteminde meydana gelen önemli olaylardan zarar görmesi muhtemel kullanıcılara PYS, telefon, paks, faks veya e-posta yoluyla uyarı gönderir. Bu uyarı, söz konusu olayın muhtemel sebebini, sistem üzerindeki etkisini ve süresini içerir.
ALTINCI BÖLÜM
Erişim ve Çalışma Güvenliği
Erişim
MADDE 76- (1) Kullanıcıların veya TEİAŞ’ın mülkiyeti veya sorumluluğundaki sahalara erişime ilişkin hükümler, TEİAŞ ile kullanıcı arasında yapılan bağlantı anlaşmasında yer alır.
Çalışma güvenliği esasları
MADDE 77- (1) Çalışma güvenliği esasları, bir veya birden fazla kullanıcının taraf olduğu tesis ve/veya teçhizat üzerinde yapılacak çalışmalarda temel güvenlik önlemlerinin sağlanması ve koordinasyonu için uygulanacak yöntemleri içerir.
Çalışma güvenliğine tabi taraflar
MADDE 78- (1) Çalışma güvenliği esasları;
TEİAŞ’a,
Dağıtım şirketlerine,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere
uygulanır.
Güvenlik önlemleri
MADDE 79- (1) Çalışmaya başlamadan önce kullanıcılar birbirlerinin elektrik kesme ve topraklama ile ilgili güvenlik önlemlerini onaylar. Kullanıcılar karşılıklı olarak birbirlerine çalışmanın bittiğini teyid edene kadar güvenlik önlemleri muhafaza edilir. Kullanıcılardan birinin güvenlik önlemlerinde bir değişiklik meydana gelmesi halinde değişiklik karşılıklı teyid edilir ve güvenlik önlemleri yeniden onaylanır.
Çalışma izni isteğinde bulunabilecek yetkili kişiler
MADDE 80- (1) TEİAŞ ve kullanıcı, çalışma izni isteğinde bulunabilecek yetkili kişiler listesini ismen oluşturur. Yetkili kişiler listesini, TEİAŞ kullanıcıya, kullanıcı da TEİAŞ’a bildirir. Bu listelerde bir değişiklik olması halinde yeni liste karşılıklı olarak teyid edilir.
Çalışma izni isteği
MADDE 81- (1) Devre dışı kalması halinde iletim ve/veya dağıtım sistemini etkileyen veya kullanıcılara elektrik enerjisi sağlanmasında kesintiye yol açan bir teçhizat üzerinde yapılacak önleyici bakım/onarım çalışmaları için çalışmalara başlamadan önce, güvenlik önlemlerinin alınabilmesi için, çalışma izni isteği, ilgili yük tevzi merkezine, çalışmayı yapacak kullanıcı tarafından Ek-19’daki form (Form YTİM-1) doldurulmak suretiyle çalışmanın başlamasından en az bir hafta önce iletilir. Bazı hallerde zorunlu nedenlerden dolayı bu süre daha kısa olabilir. İşin koordinasyonuna ve önlemlerin alınabilmesine imkan vermek amacıyla en az 24 saat önceden izin istenmesi gereklidir. Aksi halde çalışma izni verilmez.
(2) Çalışma izni isteğinin ilgili yük tevzi merkezi tarafından kabul edilmesini takiben çalışma izni verilir. Çalışma izni isteği ancak ilgili yük tevzi merkezinin onayı ile iptal edilir. Çalışma izni iptali için yapılan başvurularda Ek-20’de yer alan form (Form YTİM-2) doldurulur.
(3) Sistemdeki arıza sebebiyle servisten çıkmış, çıkartılmış ve çıkartılması gereken teçhizat üzerinde yapılacak arızalı durum çalışmalarında çalışma izni isteğine gerek yoktur.
Çalışmanın başlaması
MADDE 82- (1) Tesis veya teçhizatın devre dışı edilme, elektrik kesme ve topraklama süreçlerinin koordinasyonu söz konusu çalışmaya katılan tarafların kontrol merkezleri tarafından yürütülür. Ek-21’de yer alan form (Form YTİM-3) BYTM tarafından doldurulur ve söz konusu manevralar bu forma göre yapılır.
(2) Çalışma başlamadan önce tarafların alacağı güvenlik önlemleri ve bu önlemlerin yeterliliği üzerinde mutabakat sağlanır ve bu mutabakat tarafların kontrol mahallerinde yazılı olarak kaydedilir.
(3) Çalışmaya başlamadan önce, üzerinde mutabakata varılan tüm güvenlik önlemleri taraflarca alınır. Formda numara, isim ve konum ile belirlenmiş tüm elektrik kesme noktaları kilitlenir ve teçhizat kartlanır. Bu işlemin tamamlandığı, sahadaki güvenlik kaydı defterine kaydedilir ve diğer tarafça teyit edilir.
(4) Tüm besleme noktalarında elektriğin kesilmesini takiben, gerekli topraklamalar yapılır. Yapılan topraklamalar numara, isim ve konumları ile kontrol edilir.
(5) Topraklama ayırıcıları topraklı pozisyonda kilitlenir ve bir uyarı levhası konulur. Topraklamanın tamamlandığı sahadaki güvenlik kaydı defterine kaydedilir ve diğer tarafça teyit edilir. Çalışma izni; ancak tüm elektrik kesme ve topraklamanın taraflar arasında önceden mutabakata varıldığı gibi tamamlanmasından sonra verilir.
(6) Çalışma izninde yazılı güvenlik önlemlerinin sürdürülmesi ve izin iptali veya iş bitimine kadar bu önlemlerin kaldırılmaması, izin formunda adı geçen çalışmayı yapacak ekip şefi veya koordinasyon sorumlusunun sorumluluğundadır. Güvenlik önlemleri ancak iş bitimi veya çalışma izninin iptali ile kaldırılabilir.
Çalışmanın tamamlanması
MADDE 83- (1) Çalışma tamamlandığında; çalışmayı yapacak ekip şefi veya koordinasyon sorumlusu, sistemdeki topraklama ve elektrik kesmenin kaldırılabileceği konusunda ilgili BYTM’yi bilgilendirir. Tesis ve/veya teçhizatın yeniden işletmeye alınması, ilgili BYTM’ler tarafından koordine edilir.
Güvenlik kaydı
MADDE 84- (1) TEİAŞ ve kullanıcı, her işletme sahasında, o sahadaki güvenlik ile ilgili tüm mesajların kronolojik kaydını tutar. Bu kayıtlar en az bir yıl süre ile saklanır.
Güvenlikle ilgili sorumluluklar, eğitim ve çevre
MADDE 85- (1) Taraflardan birinin mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada yer alan bir tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışma yapan diğer taraf, mülkiyet sahibi tarafın güvenlik kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. Aynı şekilde; bir kullanıcının mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada çalışma yapan yetkili bir TEİAŞ çalışanı da, kullanıcının güvenlik kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. TEİAŞ ve kullanıcılar bu konularla ilgili kendi elemanlarına bir yılı aşmayan periyodlarda eğitim verir.
(2) Taraflardan birinin bağlantıları için; taraflar arasındaki işletme ve varlık mülkiyeti sınırlarını da kapsayacak şekilde saha düzenini gösteren veya bu hususa esas teşkil edecek şekil, prensip, temel prosedür, saha sorumluluk çizelgesi ve manevra şeması talep edilmesi halinde mülkiyet sahibi tarafça diğer tarafa verilir.
(3) TEİAŞ ile kullanıcılar yaptıkları çalışmalarda çevre korunmasına yönelik gerekli tedbirleri alırlar.
Enerji altında bakım çalışmaları
MADDE 86- (1) TEİAŞ, iletim sisteminde gerekli durumlarda enerji altında bakım çalışmaları yapabilir veya yaptırabilir.
YEDİNCİ BÖLÜM
Sistem Toparlanması
Sistem toparlanma esasları
MADDE 87- (1) Sistem toparlanması, iletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda, TEİAŞ’ın en az kayıpla, mümkün olduğunca hızlı ve güvenli bir şekilde arzın müşterilere tekrar sağlanması esaslarını içerir.
Sistem toparlanmasına tabi taraflar
MADDE 88- (1) Sistem toparlanması esasları;
TEİAŞ’a,
Toparlanma yeteneği olan ve oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan üretim tesislerine,
İthalat yapan tüzel kişilere,
uygulanır.
Toparlanma yeteneği olan üretim tesisleri
MADDE 89- (1) Harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca imzalanan oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamına alınarak, TEİAŞ tarafından toparlanma yeteneği olan üretim tesisleri olarak belirlenir. Bu tesislerden temin edilen enerji, iletim sisteminin enerjilenmesi, müşterilerin beslenmesi ve diğer üretim tesislerinin yeniden devreye alınmasında kullanılır.
(2) Oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet alınacak üretim tesislerinde Ek-17’de yer alan oturan sistemin toparlanması hizmetine ilişkin performans testlerinin tamamlanması ve ilgili üretim tesislerinin toparlanma yeteneğine sahip olduğunun tespit edilmesi gereklidir.
(3) Enterkonneksiyon bağlantıları ve adalardan oluşan enerji sistemleri arasındaki tesis ve/veya teçhizat, uygun olması halinde, oturan sistemin toparlanması için kullanılabilir.
Sistem toparlanma planı
MADDE 90- (1) Sistemin toparlanması için oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamında yer alan üretim tesislerini kapsayacak şekilde ayrıntılı bir sistem toparlanma planı TEİAŞ tarafından hazırlanır ve gerektiğinde güncellenir.
(2) Kullanıcı tarafından izlenecek toparlanma stratejisi bu planda yer alır ve sırasıyla aşağıdaki gibi uygulanır:
a) Toparlanma yeteneği olan üretim tesisi etrafında adalardan oluşan birkaç sistemin kurulması,
b) Yerel yüklerin üretim tesislerinden beslenmesi,
c) Ada sistemlerinin birbirleri ile senkronizasyonunun sağlanması,
ç) Sistemin bütününün nihai olarak normal işletmeye alınması.
(3) Sistem toparlanma planı; ayrıntılı toparlanma stratejisine ek olarak aşağıdaki hususları da kapsar:
a) Toparlanma öncelikleri,
b) Toparlanma için mevcut tesis ve/veya teçhizat,
c) TEİAŞ’ın talimatları doğrultusunda veya iletişim arızası olması durumunda bağımsız hareket ederek, ada sistemleri oluşturacak olan üretim tesislerinin, dağıtım şirketlerinin ve diğer kullanıcıların izleyeceği kurallar,
ç) Hükümet, medya ve kamuoyunun bilgilendirilmesi.
Sistem toparlanma planının güncellenmesi
MADDE 91- (1) İletim sistemine yeni tesis ve/veya teçhizatın ilave edilmesi veya mevcut bazı tesis ve/veya teçhizatın hizmet dışı olması durumunda, TEİAŞ iletim sistemi toparlanma planını yeniden gözden geçirir ve günceller. Bunun dışında plan, en az iki yılda bir gözden geçirilir ve güncellenir.
(2) TEİAŞ iletim sistemini etkileyen gelişmeleri veya değişen şartları göz önünde bulundurarak planda revizyon yapabilir.
Sistem toparlanma planının uygulanması
MADDE 92- (1) Sistem toparlanma planı; toparlanma sürecinin taraflarını, sistemin en hızlı ve güvenli şekilde toparlanmasını sağlamak amacıyla yönlendirir.
(2) Toparlanma planı, üretim tesis ve/veya teçhizatının emreamadeliğine, zamana, kullanıma ve bakım ihtiyaçlarına bağlı olarak değişiklik gösterebilir. Toparlanma planının söz konusu değişikliklere bağlı olarak kısmen veya tamamen uygulanmasının mümkün olamaması durumunda, TEİAŞ, MYTM vasıtası ile iletim sisteminin durumunu tekrar değerlendirir ve yeni bir sistem toparlanma planı belirler.
(3) Üretim ve dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler, MYTM tarafından toparlanma süreci boyunca verilen talimatlara, sistem toparlanma planına aykırı olsa bile uymak zorundadır.
Sistem toparlanma eğitimi
MADDE 93- (1) Sistem toparlanma planında görev alacak kullanıcı personelin yeterli mesleki eğitim, nitelik ve deneyim sahibi olmasının sağlanması, kullanıcının sorumluluğundadır.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Bağlantı Noktalarındaki Tesis ve/veya Teçhizatın Numaralandırılma ve İsimlendirilmesi
Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları
MADDE 94- (1) Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları, TEİAŞ ve kullanıcıya ait bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın, şalt merkezlerinin isimlerini de içerecek şekilde numaralandırılması ve isimlendirilmesine ilişkin sorumlulukların ve prosedürlerin belirlenmesini kapsar.
(2) Tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi bağlantı noktaları için hazırlanmış olan manevra şemalarına işlenir.
(3) Tesis ve/veya teçhizat Ek-24’te verilen formata uygun olarak numaralandırılır ve isimlendirilir.
Numaralandırma ve isimlendirmeye tabi taraflar
MADDE 95- (1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi esasları TEİAŞ ile 66 kV ve üzerindeki kullanıcıya uygulanır.
Prosedür
MADDE 96- (1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi hususunda aşağıdaki prosedüre uyulur:
a) Bağlantı noktasındaki kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizat, başka bir kullanıcıya veya TEİAŞ’a ait tesis ve/veya teçhizatla karıştırılmayacak şekilde numaralandırılır ve isimlendirilir. Bu numara ve isimler hazırlanan manevra şeması üzerinde açıkça gösterilir.
b) Manevra şeması numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi doğru olarak gösterecek şekilde tesis ve/veya teçhizatın sahibi tarafından güncellenir. Bu şemanın güncellenmiş bir kopyası bağlantı noktalarında rahatlıkla görülebilecek şekilde bulundurulur.
c) Bağlantı noktaları TEİAŞ tarafından numaralandırılır.
ç) Bir bağlantı noktasındaki numaralandırma ve/veya isimlendirmeyle ilgili bir anlaşmazlığın ortaya çıkması durumunda TEİAŞ, uygulanacak numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi belirler.
d) Yeni bağlantılar ile ilgili numaralandırma ve isimlendirme bildirimleri tesis devreye alınmadan en az üç ay önce veya kullanıcıların mutabakatı ile daha kısa bir süre öncesinden yapılır.
Tesis ve/veya teçhizatın etiketlenmesi
MADDE 97- (1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numara ve isimlerini gösteren etiketler her türlü hava koşuluna dayanabilecek şekilde imal edilmiş olarak devreye alma işleminden önce TEİAŞ veya kullanıcı tarafından kolayca okunabilir yerlere konulur.
ALTINCI KISIM
Dengeleme Esasları
BİRİNCİ BÖLÜM
Gün Öncesi Planlama
Gün öncesi planlama esasları
MADDE 98- (1) Gün öncesi planlama, MYTM ve piyasa katılımcıları tarafından, bir gün sonrası için geçerli üretim-tüketim planının hazırlanması ve yeterli işletme yedeklerinin temini amacıyla üretim kapasitesinin yeterli yedekle emreamade tutulması, gerçek zamanlı arz güvenliği ve kalitesi ile sistem bütünlüğünün sağlanması esaslarını kapsar.
Gün öncesi planlamaya tabi taraflar
MADDE 99-(1) Gün öncesi planlaması esasları;
TEİAŞ’a,
Kendi adına kayıtlı, dengeleme birimi olma koşullarını sağlayan en az bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi olan piyasa katılımcılarına,
Yan hizmet sunan tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
(2) İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerine ait aktif güç tahminleri her gün saat 12.00’da takip eden 48 saat için saatlik periyotlarda TEİAŞ’a sunulur.
Gün öncesi planlama süreci
MADDE 100- (1) Gün öncesi planlaması aşağıdaki prosedüre uygun olarak yapılır:
a) Sistemdeki arz ve talebin dengelenmesi ve piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün öncesinde dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen gün öncesi piyasası faaliyetleri dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatın gün öncesi piyasasına ilişkin hükümleri çerçevesinde yürütülür.
b) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı uyarınca kendilerinden istenen;
1) Kendi adına dengeleme birimi olarak kayıtlı üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içeren kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programlarını ve emreamade kapasiteleri,
2) Dengeleme güç piyasasına ilişkin yük alma ve yük atma tekliflerini,
3) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca primer ve sekonder frekans kontrol hizmetlerinin sağlanmasına ilişkin teknik ve ticari parametreleri,
PYS aracılığıyla sistem işletmecisine bildirir.
c) Sistem işletmecisi yapılan bildirimleri, bildirimin ilgili olduğu mevzaut hükümleri kapsamında ve yine ilgili olduğu mevzuat hükümlerinde öngörülen süreç çerçevesinde kontrol ederek hatalı bildirimlere ilişkin ilgili piyasa katılımcısı ile bağlantıya geçer ve gerekli düzeltmelerin yapılmasını sağlar.
ç) Yapılan bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin tamamlanmasından itibaren, ilgili güne ilişkin sistemde meydana gelen veya geleceği öngörülebilen enerji açığı ya da fazlasının giderilmesi, sistem kısıtlarının giderilmesi ve/veya yan hizmet sağlanmasına ilişkin kapasite oluşturulması amacıyla dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma ve yük atma teklifleri sistem işletmecisi tarafından ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilerek uygun bulunan tekliflere ilişkin yük alma ve yük atma talimatları ilgili olduğu mevzuat hükümlerine tabi olarak ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir. Ayrıca yapılan bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin tamamlanmasından itibaren, sistem işletmecisi tarafından, dengeleme güç piyasası kapsamında ve ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde sunulan yük alma, yük atma teklifleri ve/veya ilgili yan hizmete ilişkin parametreler değerlendirilerek yan hizmet sunulmasına ilişkin talimatlar ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde ilgili piyasa katılımcılarına verilir.
Üretim çizelgelerinin hazırlanması
MADDE 101- (1) Gün öncesi planlama faaliyetleri kapsamında, üretim-tüketim dengesi, planlanan üretimin ikili anlaşmaları karşılaması ve işletme yedekleri planlaması ile ilgili olarak MYTM tarafından bir sonraki gün için aşağıdaki çizelgeler hazırlanır:
a) Yük kılavuzu: Bu kılavuz, sistem kısıtları ve yan hizmetler ihtiyaçları da dikkate alınarak, dengeleme güç piyasasına katılan dengeleme birimlerinin KGÜP ve almış oldukları yük alma, yük atma talimatları çerçevesinde bir sonraki gün için planlanan saatlik hedef üretim değerlerini gösterir.
b) İşletme yedekleri planı: Dengeleme birimlerinin bir sonraki gün sağlayacakları primer frekans kontrol rezerv miktarı, sekonder frekans kontrol rezerv miktarı ve tersiyer frekans kontrolü miktarlarını gösterecek şekilde MYTM tarafından hazırlanır.
Senkronizasyon programı
MADDE 102- (1) Yük kılavuzunda yer alan ünitelerin devreye girme ve çıkma zamanları, piyasa katılımcılarının sistem işletmecisinden almış oldukları yük alma, yük atma ve yan hizmet sunulmasına ilişkin talimatlar gereği, ilgili piyasa katılımcıları tarafından tespit edilir ve MYTM’ye bildirilir. Üniteler, yük kılavuzuna göre senkronize olmaya hazır bulundurulur. MYTM, ilgili piyasa katılımcıları tarafından belirtilen devreye girme ve çıkma zamanlarını, sistem şartlarını ve güvenliğini dikkate alacak şekilde geriye alma ve/veya öteleme hakkına sahiptir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 103- (1) Kullanıcı, ünite ile ilgili teklif ve parametre değerlerini bildirim zamanından geç olmamak kaydıyla, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde MYTM’ye bildirir.
İKİNCİ BÖLÜM
Yan Hizmetler
Yan hizmetlere ilişkin esaslar
MADDE 104- (1) İşletme güvenliği ile sistem bütünlüğü ve güvenilirliği sağlanacak şekilde ve bu Yönetmelikte yer alan arz kalitesi ve işletme koşullarına ilişkin kriterler doğrultusunda sistemin işletimini sağlamak üzere aşağıdaki yan hizmetler kullanılır:
a) Primer frekans kontrolü,
b) Sekonder frekans kontrolü,
c)
ç) Anlık talep kontrolü,
d) Reaktif güç kontrolü,
e) Oturan sistemin toparlanması,
f) Bölgesel kapasite kiralama.
(2) Yan hizmetler, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet anlaşmasını imzalamış ve/veya TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler ve/veya dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre Dengeleme Güç Piyasası vasıtasıyla seçilmiş tüzel kişiler tarafından sağlanır.
(3) Yan hizmet sunacak olan tüzel kişiler ilgili yan hizmete katılımları için tesislerine gerekli sistem ve teçhizatı kurmak, test ederek servise almak zorundadır. Performans testlerinin sekonder frekans kontrolü için ünite, blok veya santral bazında diğer yan hizmetler için ünite bazında yapılması esastır.
(4) Yan hizmetler kapsamında, elektrik depolama tesislerinin hangi teknik kriterlere uygun olarak kullanılabileceği, TEİAŞ tarafından hazırlanarak ilan edilen teknik kriterler çerçevesinde belirlenir.
(5) Primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol ve tersiyer frekans kontrol hizmetlerini bir arada sunan bir ünite için primer frekans kontrol rezerv miktarının, sekonder frekans kontrol rezerv miktarının ve tersiyer frekans kontrol rezerv miktarının dağılımı aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olmak zorundadır.
(6) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde belirtilen parametreler aşağıdaki formüller uyarınca hesaplanır:
(1a)
(1b)
(1c)
(1d)
(7) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde ve altıncı fıkrasındaki formüllerde geçen;
Pmax Ünitenin emreamade kapasitesini,
Pmin Ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesini,
PmaxRS Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,
PminRS Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini,
PmaxRT Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,
PminRT Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini,
RPA Ünitenin primer frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,
RP Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,
RSA Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,
RS Ünitenin sağladığı sekonder frekans kontrol rezerv miktarını,
RT+ Üniteye yük alma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını,
RT- Üniteye yük atma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını,
ifade eder.
Primer frekans kontrolü
MADDE 105- (1) Üretim tesisi, primer frekans kontrol hizmeti kapsamında, üretim ve tüketimin birbirine eşit olmaması durumunda sapmaya uğrayan sistem frekansını, sabit bir değerde dengelemek için gün öncesinde bildirdiği primer frekans kontrol rezerv miktarını ayarlanan hız eğim değeri oranında frekans sapması süresince merkezi müdahale olmaksızın, otomatik olarak sağlamak suretiyle katkıda bulunacaktır.
(2) Primer frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan primer frekans kontrol performans testleri sonucunda primer frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanacaktır.
(3) Primer frekans kontrol rezerv miktarı hiç bir kesintiye maruz kalmadan her zaman, emreamade olmak zorundadır. Ünitenin çalışma aralığı, MYTM tarafından aksi istenmedikçe, primer frekans kontrol rezerv miktarının (RP) sürekli ve sabit olarak sağlanabilmesi amacıyla, ayarlanmış çıkış gücü değerinin (Pset), nominal aktif gücü etkileyen işletme şartlarına göre sürekli olarak değiştirilmesi yoluyla ayarlanır. Buna göre, sistem frekansında 200 mHz’lik bir düşme olması durumunda ünite çıkış gücünü RP kadar arttırabilecek bir Pset değerinde çalıştırılmalı, sistem frekansında 200 mHz’lik bir yükselme olması durumunda ise ünite çıkış gücünü RP kadar azaltabilecek bir Pset değerinde çalıştırılmalıdır.
(4) Ünitelerin primer frekans kontrol performansı, sistem frekansında sapma olması durumunda bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarını en fazla 30 saniye içinde hız regülatörünün ayarlandığı hız eğimine göre etkinleştirebilecek ve eriştiği bu çıkış gücünü en az 15 dakika sürdürebilecek yeterlilikte olmak zorundadır. Ünite, aktif güç çıkışını arttırarak veya azaltarak sistem frekansındaki sapmayı sürekli takip etmeli ve beklenen tepkiyi otomatik olarak vermelidir. Sistem frekansındaki sapma süresince primer frekans kontrolü kesintisiz olarak sürdürülmelidir.
(5) Sürekli olarak sağlanan primer frekans kontrol rezerv miktarı, gün öncesinde bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarının ±%10 toleransı dahilinde olmak zorundadır.
(6) Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır. Primer frekans kontrolü performans testleri sırasında ayarlanan hız eğimi değeri, normal işletme sırasında da sürekli olarak kullanılır ve TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe değiştirilemez. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarı, nükleer güç santralleri için ünite kurulu gücünün en az %2 si, diğer santraller için ünite kurulu gücünün en az %5 i olmalıdır. Ünitelerin hız kontrol sisteminin ölü bandı istendiğinde 0 (sıfır) olarak ayarlanabilmelidir. Sistemin ihtiyacına göre hız eğim ve ölü bant değerlerinin TEİAŞ tarafından farklı bir değerde olması istenmesi halinde, bu değerler TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde ayarlanmalıdır.”
(7) Santral ünitesinin hız eğimi, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği çerçevesinde imzalanan primer frekans kontrol hizmet anlaşması ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(8) Bu formülde geçen;
Hız Eğimini (%),
Nominal Frekansı (50 Hz),
Sistem Frekansındaki sapma miktarını,
Ünite Çıkış Gücündeki değişim miktarını,
Ünitenin Nominal Aktif Gücünü,
ifade eder.
(9) Santral ünitesinin belirli bir frekans sapması karşılığında sağlayacağı primer frekans kontrol tepkisi ilgili ünitenin hız eğimine bağlıdır. Aşağıdaki şekilde aynı primer frekans kontrol rezerv miktarını sağlayan ancak farklı hız eğimi değerlerine ayarlanmış olan (a) ve (b) ünitelerinin çıkış gücü değişimleri gösterilmiştir.
(10) Primer frekans kontrol hizmeti sunan ünitelerin işletme esnasında sistemdeki frekans sapmalarına göre aktif güç çıkışı değişimi aşağıdaki grafikte gösterildiği gibi olmak zorundadır.
(11) Yukarıdaki grafikte geçen;
Pset Ünite çıkış gücünün ayarlanmış değerini,
f0 Ünite kontrol sisteminin frekans sapmalarına tepki vermediği frekans aralığını (Ölü bant, Hz),
RP Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,
fG Ünitenin ölü banttan sonra algıladığı frekans sapma miktarını,
f Sistem frekansındaki sapma miktarını,
ifade eder.
(12) İşletme koşullarında üniteye altıncı fıkra uyarınca ölü bant konulmuşsa, azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre ayarlanması gereken hız eğim değeri hesaplanırken, hız eğim formülündeki f yerine onbirinci fıkrada yer alan fG (fG = 0,2-f0) kullanılır.
Sekonder frekans kontrolü
MADDE 106- (1) Sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesi amacıyla Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre tedarik edilen ve sekonder frekans kontrolüne katılmaları zorunlu olan üretim tesislerinin aktif güç çıkışlarını, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilecek sinyalleri alan ve işleyen teçhizat ile arttırmaları veya azaltmaları esastır.
(2) Sekonder frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan sekonder frekans kontrol performans testleri sonucunda sekonder frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanır.
(3) Sekonder frekans kontrol hizmeti sunan ünite, blok veya santralın çıkış gücündeki değişimin başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve testler sonucunda belirlenen yüklenme hızına uygun olarak istenen üretim düzeyine erişilmelidir. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayacak santrallardaki yüklenme hızı oranı yakıt tipine bağlı olarak aşağıdaki şekilde olmak zorundadır:
a) Doğalgaz yakıtlı üretim tesislerinin, için 200 MW’in altında nominal aktif gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin nominal aktif gücünün dakikada en az %6’sı kadar,
b) Doğalgaz yakıtlı üretim tesislerinin, 200 MW ve üzerinde nominal aktif gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin nominal aktif gücünün dakikada en az %4’ü kadar,
c) Doğalgaz yakıtlı gaz motoru ile motorin ve fueloil yakıtlı üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada en az %6’sı kadar,
ç) Rezervuarlı hidroelektrik üretim tesisleri için nominal aktif gücün saniyede %1,5 ile %2,5’i arasında,
d) Yakıt olarak taş kömürü kullanan üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada %2 ile %4’ü arasında,
e) Yakıt olarak linyit kullanan üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada %1 ile %2’si arasında,
f) Nükleer güç santralları için nominal aktif gücün dakikada %1 ile %5’i arasında.
(4) Nükleer güç santrallarının sekonder frekans kontrolüne katılacağı dönemlerdeki yüklenme hızı dakikada minimum %1 oranında olmak zorundadır. Nükleer güç santrallarının sekonder frekans kontrolüne katılacağı dönemler ve hangi hallerde sekonder frekans kontrolüne katılamayacağı hususları, güvenli işletme koşulları dikkate alınarak nükleer güç santralı işleticisi ile sistem işletmecisi arasında imzalanacak sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasında belirlenir.
(5) Üçüncü fıkrada belirtilenler dışında bir yakıt kullanan üretim tesisleri, kendisine en yakın kalorifik değere sahip olan yakıt tipi sınıfında değerlendirilir.
(6) Üretici, sekonder frekans kontrol hizmetini ünite, blok veya santralın çalışma aralığı içinde sağlar. Ünite, blok veya santralın çalışma aralığı, minimum kararlı üretim seviyesi ile ek önlem almadan ulaşılabilecek maksimum çıkış gücü arasındaki yük değişiminin yapılabileceği bölgedir.
(7) Ünitenin, sekonder frekans kontrolüne katılımının primer frekans kontrolü performansını azaltıcı etkisi olmamalıdır.
(8) Sistem bazında, sekonder frekans kontrolü sonucunda frekansın nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine gelmeye başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve düzeltme işlemi maksimum 15 dakika içinde tamamlanmalıdır.
MADDE 107-
Anlık talep kontrolü
MADDE 108- (1) Anlık talep kontrolü 66 ncı madde hükümleri uyarınca yürütülür.
Reaktif güç kontrolü
MADDE 109- (1) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan lisanslı tüm üretim tesislerinin aşırı ikazlı olarak 0.85 ve düşük ikazlı olarak 0.95 güç faktörleri arasında otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla sürekli olarak ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur. Ancak, rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin Ek-18’de belirtilen sınırlar dâhilindeki güç faktörü değerleri için her noktada çalışabilir olmaları zorunludur. Üretim üniteleri step-up transformatörleri ile 154 kV – 380 kV iletim sistemine direk olarak bağlı olmayan ve üretim ile tüketim tesisleri aynı üretim barasında bulunan, bu tüketim tesislerinin elektrik, ısı ve/veya buhar ihtiyaçları doğrultusunda çalışan ve bu durumu TEİAŞ’a kabul edilebilir şekilde ispatlayan üretim tesisleri bu madde kapsamından muaftır.
(2) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca aşırı ikazlı olarak 0,85 ve düşük ikazlı olarak 0,95 güç faktörleri arasında nominal aktif güç seviyesinde çıkış verilmesini sağlayan kapasitenin dışındaki reaktif güç kapasitesi sağlamak ve/veya senkron kompansatör olarak çalışmak üzere reaktif güç kontrolüne ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bulunan üretim tesislerinin otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim veya dağıtım sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur.
(3) Reaktif güç kontrol hizmeti, Ek-17’de yer alan reaktif güç desteği sağlanmasına ilişkin performans testleri sonucunda reaktif güç kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanır.
(4) TEİAŞ ile reaktif güç kontrolü hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması imzalamış olan üretim tesislerinin sistem gerilimini düzenlemek amacıyla jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması suretiyle sisteme reaktif güç verilmesi veya sistemden reaktif güç çekilmesine ilişkin talimatlar BYTM ve/veya sistem işletmecisi tarafından ilgili üretim tesislerine bildirilir. Verilen talimatlar kapsamında ünitelerin güç transformatörlerinin kademe ayarlarına ilişkin detaylar da yer alır. Üretim tesisinin belirtilen güç faktörleri arasında dakikalar içinde tepki vermesi ve söz konusu tepkiyi sınırsız defa sağlaması esastır. Talimatların sona ermesine ilişkin bildirimler yine BYTM ve/veya sistem işletmecisi tarafından ilgili üretim tesislerine yapılır.
(5) Bu madde kapsamındaki üretim tesisleri, yukarıdaki fıkralarda açıklanan yöntemlerle bağlı oldukları yüksek gerilim barasının gerilim değerini ayarlayabilmek için, ilgili kontrol sistemlerine istenilen yüksek gerilim ayar değerini girmek suretiyle yüksek gerilim barasını kontrol edebilen bununla beraber yüksek gerilim bara ayar değerinin sistem işletmecisi tarafından uzaktan kontrol sistemi aracılığıyla gönderilmesi halinde de bu yüksek gerilim ayar değerini otomatik olarak alan ve yüksek gerilim barası kontrolünü bu yüksek gerilim ayar değeri doğrultusunda yapabilecek olan kontrol sistemini kurmakla yükümlüdür.
Oturan sistemin toparlanması
MADDE 110- (1) Oturan sistemin toparlanması Beşinci Kısmın Yedinci Bölümünde yer alan hükümler uyarınca yürütülür.
Bölgesel kapasite kiralama
MADDE 111- (1) TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde gerekli görülmesi durumunda Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve Kurumun onayı ile düzenlenen ihaleler vasıtasıyla yeni üretim tesislerinin kapasiteleri ve/veya mevcut üretim tesislerine eklenen ünitelerin kapasiteleri TEİAŞ tarafından kiralanabilir. TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde hesaplanan bölgesel bazda bir yıl boyunca puant yükün karşılanamama olasılığı 39 uncu maddenin ikinci fıkrasında yer alan puant yükün karşılanamama olasılığı ile karşılaştırır. TEİAŞ tarafından hesaplanan puant yükün karşılanamama olasılığının 39 uncu maddesinin ikinci fıkrasında yer alan hedef değerin üstünde olduğu tespit edilen bölgeler için bölgesel kapasite kiralama ihtiyacı tespiti yapılır.
(2) Bölgesel kapasite kiralanmasına yönelik ihalelerin düzenlenmesi, bölgesel kapasite kiralanması hizmeti sağlayabilecek üretim tesislerinin seçilmesi, bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmalarının imzalanması ve ilgili finansal işlemler Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca yürütülür.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Gerçek Zamanlı Dengeleme
Gerçek zamanlı dengeleme esasları
MADDE 112- (1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları, gerçek zamanda ortaya çıkan arz ve talep dengesizliklerinin giderilmesi amacıyla MYTM’nin dengeleme güç piyasası ve/veya yan hizmetler kapsamında gerçekleştirmiş olduğu faaliyetler ile dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ve/veya yan hizmet sağlayan tüzel kişilerin, teknik ve ticari parametreleri PYS aracılığıyla MYTM’ye bildirmeleri ve MYTM tarafından kendilerine bildirilen talimatları yerine getirmeleri ile ilgili hususları içerir.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme;
a) Primer frekans kontrol hizmeti ve sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim tesislerinin otomatik olarak çıkış güçlerini artırmaları ya da azaltmaları,
b) Dengeleme güç piyasası kapsamında dengeleme birimlerinin, MYTM tarafından verilen talimatlar ile yük almaları ve/veya yük atmaları,
c) Gerçek zamanda yeterli tersiyer yedeğin sağlanabilmesi amacıyla bekleme yedeklerinin devreye alınması,
ç) 63-70 inci maddeler kapsamında acil durum önlemlerinin uygulanması,
suretiyle gerçekleştirilir.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında verilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda birinci fıkrada belirtilen ve MYTM tarafından verilen talimatlar ayrıca BYTM tarafından da ilgili gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara PYS, telefon, faks veya paks gibi iletişim araçları ile iletilebilir.
Gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflar
MADDE 113- (1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına,
c) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,
ç) Enterkonnekte ülkelerin sistem işletmecilerine,
d) Dağıtım şirketlerine,
e) Serbest tüketicilere,
uygulanır.
Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü
MADDE 114- (1) Aşağıda belirtilen durumlardan bir ya da birden fazlasının meydana gelmesi durumunda gerçek zamanlı dengeleme prosedürü uygulanır:
a) Sistemde bir üretim ve/veya tüketim tesisinin devre harici olması,
b) Arz ve talep arasında dengesizlik oluşması,
c) Sistem frekansında sapma olması,
ç) Primer ve/veya sekonder frekans kontrol yedeklerinin kullanılması sebebiyle, söz konusu yedeklerin serbest bırakılması ihtiyacının ortaya çıkması,
d) Tersiyer frekans kontrolü yedeklerin kullanılmasına rağmen tersiyer frekans kontrolü yedeği ihtiyacının devam etmesi,
e) Sınır ötesi elektrik ticareti programında sapma olması.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’ye bildirmiş oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarı doğrultusunda ve/veya primer frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde primer frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, sistem frekansının düşmesi durumunda, frekanstaki düşmeye karşılık çıkış güçlerini 105 inci maddede belirtildiği şekilde otomatik olarak artırırlar. Sistem frekansının yükselmesi durumunda ise, söz konusu üniteler çıkış güçlerini 105 inci maddede belirtildiği şekilde otomatik olarak azaltırlar.
b) Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde sekonder frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, otomatik üretim kontrol programından almış oldukları sinyaller çerçevesinde çıkış güçlerini artırırlar veya azaltırlar.
c) MYTM, sistemde aktive edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini sürekli olarak takip eder. Sistemde sürekli bir arz-talep dengesizliği yaratacak şekilde bir üretim veya tüketim tesisinin devre harici olması veya sekonder frekans kontrol yedeğinin aynı yönde uzun süreli olarak kullanıldığının gözlemlenmesi durumunda, MYTM aktive edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini serbest bırakacak miktarda tersiyer frekans kontrol yedeğini, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile sağlar. Ayrıca tersiyer frekans kontrol yedeği, sekonder frekans kontrol yedeği ile birlikte primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlamak amacıyla kullanılabilir.
ç) MYTM, sistemde meydana gelen uzun süreli bir arz-talep dengesizliğinin tersiyer kontrol yedekleri ile giderilmesi sebebiyle sistemde gerçek zamanlı dengeleme amacıyla yeterli miktarda tersiyer kontrol yedeğinin kalmadığının tespit edilmesi durumunda, varsa bekleme yedeklerinin devreye alınması suretiyle tersiyer yedek sağlayabilir.
d) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında 63-70 inci maddelerde yer alan acil durum önlemleri uygulanabilir.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü kapsamında ikinci fıkrada belirtilen adımların birbiri ile ilişkisi aşağıdaki şekilde gösterilmiştir.
(4) MYTM, gerektiğinde üretim-tüketim planını yeniden optimize edebilir.
İletim sistemi kısıtları
MADDE 115 – (1) İletim sistemi kısıtı, iletim kapasitesine duyulan toplam talebin, bütün güvenlik kriterleri ve iletim sisteminde oluşabilecek belirsizlikler de dikkate alındıktan sonra belirlenen ve kullanıma sunulan iletim kapasitesinin üzerinde olması durumlarını kapsar.
(2) Aşağıda belirtilen durumlar sonucunda iletim sisteminin bir bölümünü veya tamamını etkileyebilecek aşırı yüklenmelerin ve/veya gerilim değişimlerinin oluşması nedeniyle iletim sistemi kısıtları oluşabilir.
a) Üretim tesisleri, iletim hatları, trafolar/ototrafolar, bara, kesici, ayırıcı ve benzeri teçhizatların arızalanması ve/veya bu teçhizatların test, bakım, onarım, revizyon gibi nedenlerle servis harici edilmeleri,
b) Elektrik sisteminin normal işletilmesi sırasında iletim sisteminin belirli bölümünde normal işletme koşullarının sağlanamaması veya güç salınımları,
c) İletim hatlarının ve/veya trafolar/ototrafoların nominal kapasitesinde yüklenebilmesini sınırlandıracak daha düşük kapasiteli teçhizatın (iletken kesiti, akım trafosu oranı, ayırıcı, hat tıkacı ve benzeri) bulunması,
ç) Birden fazla teçhizatın aynı anda servis harici olması sonucu kaskat (ardışıl) arızalar.
(3) İletim sisteminin, tek bir şebeke elemanının arızasından sonra işletmede kalan elemanlarla bu tek arızanın sebep olduğu akış değişikliklerine dayanabilecek şekilde, N-1 kriterine uygun olarak işletilmesi esastır.
Talimatlara ilişkin kayıtlar
MADDE 116- (1) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında, gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen talimatlar, PYS ve/veya ses kayıtları ve/veya fiziksel formlar vasıtasıyla kayıt altına alınır. Bu kapsamdaki ses kayıtları beş yıl diğer kayıtlar on yıl boyunca muhafaza edilir.
Elektriksel zaman hatası düzeltmesi
MADDE 117- (1) Elektriksel zaman hatası düzeltmesi, MYTM tarafından belirli periyotlarda sistem frekansına uygun dengeleme yapılarak gerçekleştirilir. Elektrik zaman hatasının belirlenmiş sınırlar içinde tutulması MYTM’nin sorumluluğundadır.
YEDİNCİ KISIM
Verilerin Kaydedilmesi ve İstatistik Üretme
BİRİNCİ BÖLÜM
Veri Kayıt Esasları ve Tabi Taraflar
Veri kayıt esasları
MADDE 118- (1) Veri kayıt esasları, tarafların birbirlerinden işletme, planlama, dengeleme ve yan hizmetlere ilişkin talep ettikleri verilerin hazırlanmasına, güncellenmesine ve kaydedilmesine yönelik TEİAŞ tarafından hazırlanan prosedürleri içerir.
Veri kayıt esaslarına tabi taraflar
MADDE 119- (1) Veri kayıt esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) Dağıtım şirketlerine,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
d) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere veya iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunan üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
e) İthalat ve/veya ihracat yapan tüzel kişilere,
f) Tedarik şirketlerine,
g) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,
uygulanır.
İKİNCİ BÖLÜM
Veri Grupları ve Prosedürler
Veri grupları
MADDE 120- (1) Veri grupları üçe ayrılır:
İşletme ve dengeleme verileri,
Standart planlama verileri,
Ayrıntılı planlama verileri.
Verilerin hazırlanması ve sunulması
MADDE 121- (1) Kullanıcılar, Ek-23’de yer alan ve 124 üncü maddede listelenen veri çizelgelerini aşağıdaki esaslar çerçevesinde hazırlar ve TEİAŞ’a sunar:
a) Çizelge 1, 5 ve 6 uyarınca hazırlanacak veriler, TEİAŞ’a gönderilir.
b) TEİAŞ ile kullanıcı arasında veri iletişimi amacına yönelik bir anlaşmaya varılması halinde, izlenecek yöntem karşılıklı anlaşma ile belirlenir.
c) Çizelge 5 kapsamında hazırlanacak veriler her yılın en geç 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde hazırlanır.
ç) Tüm verilerin korunması için gerekli güvenlik önlemleri kullanıcı tarafından sağlanır.
d) Yan hizmetlere ilişkin veriler yan hizmet anlaşmalarında belirtilen esaslar çerçevesinde belirtilen elektronik formatlarda ve sıklıkta sağlanır. Santralın yan hizmetlere dair kontrol sistemlerinin matematiksel modelleri mevcut olması halinde test öncesinde TEİAŞ’a verilir.
Verilerin güncellenmesi
MADDE 122- (1) Kullanıcı, TEİAŞ’ta kayıtlı olan verilerde değişiklik olması durumunda, TEİAŞ’ı bu konuda gecikmeden bilgilendirir.
Eksik veriler
MADDE 123- (1) Taraflardan birinin hazırladığı verilerin diğerine ulaşmaması veya eksik olması halinde, tahmini veriler hazırlanır ve bu veriler diğer tarafa yazılı olarak bildirilir.
Veri çizelgeleri
MADDE 124- (1) Ek-23 kapsamında hazırlanacak veri çizelgeleri aşağıda sıralanmıştır:
a) Çizelge 1 – Üretim ünitesi veya kombine çevrim gaz türbini bloğu verileri,
b) Çizelge 2 – Üretim planlaması parametreleri,
c) Çizelge 3 – Ünitelerin devre dışı kalma programları, kullanılabilir güç ve sabit kapasite verileri,
ç) Çizelge 4 – Kullanıcı sistemlerine ilişkin veriler,
d) Çizelge 5 – Kullanıcıların devre dışı kalmasına ilişkin veriler,
e) Çizelge 6 – Bağlantı noktalarındaki yük karakteristikleri,
g) Çizelge 7 – TEİAŞ tarafından kullanıcılara sağlanacak veriler,
ğ) Çizelge 8 – Talep profili ve aktif güç verileri,
h) Çizelge 9 – Bağlantı noktası verileri,
ı) Çizelge 10 – Kısa devre verileri,
i) Çizelge 11– Kısa devre verileri, santral transformatörlerinden akan kısa devre akımları.
(2) Kullanıcı grupları için geçerli olan çizelgeler aşağıda verilmiştir:
a) İletim sistemine doğrudan bağlı üretim şirketleri: Çizelge 1, 2, 3, 6, 7 ve 11,
b) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde ünite gücüne veya toplam 100 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler veya iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunan üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Çizelge 1, 3, 7 ve 11,
c) (a) ve (b) bentlerinde belirtilenler haricindeki üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Çizelge 1, 7, 11,
ç) Tüm dağıtım şirketleri, tedarik şirketleri, iletim sistemine doğrudan bağlı serbest tüketiciler ve uluslararası enterkonneksiyon sistem işletmecileri: Çizelge 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 ve 11.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İstatistiksel Veriler, Prosedürler ve Sorumluluklar
İstatistiksel veriler
MADDE 125- (1) TEİAŞ, Kanun ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu hükümleri çerçevesinde Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerini oluşturmak ve gerektiğinde uluslararası kurum ve kuruluşların elektrik enerjisine ilişkin istatistik taleplerini karşılamak amacıyla istatistiksel verileri toplar.
(2) TEİAŞ, istatistik üretmek amacıyla ihtiyaç duyduğu verileri, internet sayfasında yayımlayacağı aylık ve yıllık soru formları aracılığı ile elde eder. İhtiyaç halinde bu formlarda gerekli düzenleme ve güncelleme TEİAŞ tarafından yapılır.
(3) TEİAŞ, gerekli alt yapı ve donanımı sağladıktan sonra istatistik üretmek amaçlı tüm verileri resmi internet sitesi aracılığı ile toplar.
Prosedür ve sorumluluklar
MADDE 126- (1) Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerinin oluşturulması amacıyla;
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler,
Dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler,
Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi,
TEİAŞ tarafından istenilen verileri, TEİAŞ tarafından istenen formatta ve bildirilen tarihte TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdürler.
(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler üretim verilerini; TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Aylık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen ayın yirmibeşine kadar, yıllık üretim bilgilerini ise, TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Yıllık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen yılın 15 Şubat tarihine kadar TEİAŞ’a sunar.
(3) İstatistik üretme amacıyla elde edilen veriler amacı dışında kullanılamaz.
SEKİZİNCİ KISIM
Çeşitli Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Diğer Hükümler
Anlaşmazlıkların çözümü
MADDE 127- (1) Bu Yönetmeliğin uygulanmasında ortaya çıkan anlaşmazlıkların TEİAŞ ve ilgili taraflar arasında çözümlenememesi halinde anlaşmazlığın çözümü konusunda Kuruma başvurulur. Kurulun bu konuda vereceği karar tarafları bağlar.
Atıflar
MADDE 128- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğine yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelikler
MADDE 129- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
Haberleşme ve tebligat
MADDE 130- (1) Bildirimler 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır.
İKİNCİ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Elektrik depolama tesislerinin şebekeye bağlanması ve yan hizmetlerde kullanılması
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Elektrik depolama tesislerinin şebeke bağlantısı, SCADA ile izlenmesi ve yan hizmetler kapsamında kullanılmasına dair teknik kriterler, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin görüşlerinin alınmasını müteakip TEİAŞ tarafından 1/9/2021 tarihine kadar hazırlanarak ilan edilir.
Arıza temizleme süreleri
GEÇİCİ MADDE 2- (1) 18 inci maddenin yedinci fıkrasıyla düzenlenen faz-toprak arızası azami arıza temizleme süresi; TEİAŞ’a ait hat fideri kesicisine açma kumandası veren koruma rölesinin aşırı akım ve toprak koruma röle ayar değerleri, iletimden dağıtıma indirici transformatörlerin kısa devre dayanım süresi, nötr direnç/reaktör nominal akım dayanım süresi ve kullanıcının röle koordinasyon çalışmaları dikkate alınarak 31/12/2015 tarihine kadar karşılıklı mutabakat ile belirlenir.
SCADA kontrol merkezleri
GEÇİCİ MADDE 3- (1) 29 uncu madde uyarınca kurulması gereken SCADA kontrol merkezlerinin, 31/12/2017 tarihine kadar elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından işletmeye alınması zorunludur.
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin şebeke bağlantı kriterleri
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için tesisin iletim veya dağıtım sistem işletmecisi ile bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18 uygulanır.
(2) Ek-18’de yer alan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezi (RİTM) için alt yapı gerekliliklerinin düzenlendiği “E.18.9- Rüzgar Enerjisi Santrallarının İzlenmesi” bölümü, bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18’de yer almasa dahi, mevcut ve yeni tesis edilecek olan tüm rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için uygulanır. Bu kapsamdaki üretim tesisleri kendilerine düşen görevleri 31/5/2015 tarihine kadar yerine getirir.
Reaktif güç kontrolüne ilişkin güç değerleri
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden önce yapılmış üretim tesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden önce olan üretim tesisleri reaktif güç destek hizmeti performans testlerinden muaf olup, TEİAŞ ile imzalanan reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bu üretim tesisleri tarafından sağlanması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, işletme anında aşırı ikazlı çalışma sırasında şebekeye verebildikleri ve düşük ikazlı çalışma sırasında şebekeden çekebildikleri maksimum reaktif güç değeri olarak kabul edilir.
(2) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden sonra yapılmış üretim tesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden sonra olan üretim tesisleri için gerçekleştirilen reaktif güç destek hizmeti performans testleri sonucunda o tarihte yürürlükte olan mevzuatta belirtilen zorunlu reaktif güç değerlerini sağlayamayan üretim tesislerinin bu değerleri sağlamaları ve gerekli şartları yerine getirmeleri için 31/12/2021 tarihine kadar süre tanınır. 31/12/2021 tarihine kadar, TEİAŞ ile imzalanan reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bu üretim tesisleri tarafından sağlanması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, işletme anında aşırı ikazlı çalışma sırasında şebekeye verebildikleri ve düşük ikazlı çalışma sırasında şebekeden çekebildikleri maksimum reaktif güç değeri olarak kabul edilir.
Reaktif güç desteğine katılım
GEÇİCİ MADDE 6- (1) Bağlantı anlaşması veya proje onayı bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce yapılmış olan ve P-Q jeneratör yüklenme eğrisine göre nominal aktif gücündeki aşırı ikazlı çalışma durumunda jeneratör terminalinde 0,85 güç faktöründe çalışabilme yeteneği bulunmayan jeneratörler ve/veya bu durumda olup aynı zamanda üretim lisansına konu kurulu güçlerini mevcut üretim tesisleri için sistem işletmecisinin uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal aktif güçlerini arttırmış üniteler, Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda, jeneratörün nominal aktif çıkış gücü seviyesinde aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktörüne tekabül eden reaktif güç miktarını üretebileceği aktif güç seviyesine inmeyi, bu talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür.
Reaktif enerji cezası
GEÇİCİ MADDE 7- (Maddenin yürürlüğü Danıştay 13. Dairesinin 2014/2924 E. sayılı 18/02/2015 tarihli kararı ile durdurulmuştur.) (1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından, aylık olarak sistemden çekilen endüktif veya sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının, 14 üncü maddede düzenlenen oranları aşması durumuna ilişkin olarak, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında Kurul Kararı ile gerekli düzenlemeler yapılıncaya kadar, reaktif enerji kullanım oranı 14 üncü maddeye göre değerlendirilir ve ihlal tespiti durumunda kullanıcılara o ayki sistem kullanım fiyatına göre hesaplanan bedelin %20’si oranında ceza uygulanır.
Primer kontrol hizmetine katılımdan muafiyet
GEÇİCİ MADDE 8-
Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kuruma teklif edilecek Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar en geç 31/12/2017 tarihine kadar Kuruma sunulur.
(2) Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esasların yayımlandığı tarih itibariyle, TEİAŞ ile Bağlantı Anlaşması imzalamış, fakat bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri uyarınca işletmede olan veya işletmeye alınacak tesislerinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini kurmamış olan kullanıcılar, Usul ve Esasların yayımlandığı tarihten itibaren iki yıl içerisinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini temin etmek ve kurmakla yükümlüdür.
GEÇİCİ MADDE 10 - İletim sistemi için 5 inci maddede belirtilen 400 kV nominal gerilim değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 380 kV olarak uygulanır. 400 kV iletim sistemi şalt teçhizatı için kısa devre arıza akıntına dayanma kapasitesi olarak belirtilen 63 kA değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 50 kA olarak uygulanır.
Yürürlük
MADDE 131- (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 132- (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EK 1
EK 3
İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN İLETKEN TÜRLERİ VE ÖZELLİKLERİ
400 kV HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s
2B ve 3B sırasıyla ikili ve üçlü iletken demetlerini temsil eder.
154 kV HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s
**** : 2B ikili iletken demetini temsil eder.
400 kV İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN YERALTI GÜÇ KABLOLARININ TiPLERİ VE KAPASİTELERİ
400 kV VE 154 kV İZOLASYON SEVİYELERİ
* Kesiciler ve Ayırıcı anahtarlar için uygulanır.
EK 4
ORTAM KOŞULLARI VE SİSTEM BİLGİLERİ
ORTAM KOŞULLARI:
Malzemeler, aksi belirtilmedikçe aşağıda belirtilen servis koşullarında çalıştırılacaktır.
Deniz Seviyesinden Yükseklik : maksimum 1000 metre
Çevre Sıcaklığı
Dahili tip : -5°C/45°C
Harici tip : -25°C/(*) 45°C
24 saatte ortalama maksimum : 35°C
1 yıllık sürede ortalama : 25°C
Rüzgar basıncı : 70 kg/m2 (yuvarlak yüzeylerde)
Rüzgar basıncı : 120 kg/m2 (düz yüzeylerde)
Maksimum güneş ışınımı : 500 W/m2
Buzlanma : 10 mm, sınıf 10
Endüstriyel kirlenmeye açıklık
Dahili tip : Az miktarda
Harici tip : Var
Yıldırım darbesine açıklık : Evet
Depreme maruz kalma
Yatay ivme : 0,5g (toprak seviyesinde)
Düşey ivme : 0,25 g
Çevre kirlenmesi
Dahili tip : Az miktarda
Harici tip : Var
İzolatörler için minimum kaçak mesafesi
Dahili tip : 12 mm/kV (**)
Harici tip : 25mm/kV
(*) Doğu Anadolu Bölgesinde yer alan merkezlerde –40°C
(**) Dahili tip ölçü transformatörlerinde bu şart aranmayacak olup, diğer teçhizatta aranacaktır.
SİSTEM BİLGİLERİ:
EK 5
TRANSFORMATÖR MERKEZİ ŞALT SAHASI
ÖRNEK TEK HAT ŞEMALARI
EK 6
SİSTEM GERİLİM SINIRLARI
EK 7
GÜÇ KALİTESİ PARAMETRELERİ SINIR DEĞERLERİ
Tablo 1. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tablo 2. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tablo 3. 154 kV altındaki İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tablo 4. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tablo 5. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tablo 6. 154 kV altı için İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tablo 7. Fliker Planlama Sınır Değerleri
EK 8
HARMONİK LİMİTLERİ
Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (IL) oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden ve aşağıdaki formül uyarınca hesaplanan değerini ifade eder.
EK 9
SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİ
SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİNİN HAZIRLANMASINDA
UYGULANACAK TEMEL PRENSİPLER
E.9.1 Saha sorumluluk çizelgeleri ve kapsamı
TEİAŞ ile kullanıcı arasında 400 kV ve/veya 154 kV gerilim seviyeleri üzerinden imzalanan bağlantı anlaşmaları için saha sorumluluk çizelgeleri hazırlanır. Çizelgede mevcut olmayan bir bilgiye gereksinim duyulması halinde taraflar arasında ek bir düzenleme yapılır.
Saha sorumluluk çizelgeleri YG teçhizat çizelgesi başlığı altında düzenlenir. Söz konusu çizelgenin her sayfasında çizelgenin tarih ve sayısı bulunur.
YG teçhizat çizelgesinde;
YG tesis ve/veya teçhizatın listesi,
YG tesis ve/veya teçhizatın mülkiyeti,
Saha sorumlusu (Kullanıcı tarafın işletme mühendisi),
ç) Güvenlik kuralları ile ilgili hususlar ve bu kuralların uygulanmasından sorumlu kişi (Kullanıcı tarafın işletme veya bu işle sorumlu mühendisi),
Uygulanacak işletme prosedürleri ile ilgili hususlar,
Kontrol mühendisi veya diğer sorumlu mühendis (Tesisin yapımı sırasındaki tesisten sorumlu mühendis),
Yasal denetimler, kısa devre incelemeleri ve bakımdan sorumlu taraf (Santral sorumlusu),
Kısa devre incelemesini ve bakımını yapan kişinin irtibat telefon numarası.
Saha sorumluluk çizelgelerinin bağlantı sahası bölümünde bağlantı noktaları açık bir şekilde gösterilir.
E.9.2 Ayrıntılar
E.9.1.’de yer alan saha sorumluluk çizelgesinde, koruma ve yardımcı servis teçhizatı ile ilgili olarak, kullanıcı ve TEİAŞ ile birlikte sorumlu yönetim biriminin de belirtilmesi gereklidir.
E.9.3 YG teçhizatına ilişkin saha sorumluluk çizelgesinde, şalt sahasına giren, çıkan veya şalt sahasının içinden direkt geçen hat ve kablolar gösterilir.
E.9.4 Saha sorumluk çizelgesi TEİAŞ adına tesisin bulunduğu bölgeden sorumlu kişi ve ilgili kullanıcı adına yetkili kişi tarafından imzalanır.
E.9.5 Saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı
Saha sorumluluk çizelgesi taraflarca imzalandıktan sonra tesis personelinin görebileceği bir yerde hazır bulundurulur. TEİAŞ tarafından istenmesi durumunda ilgili kullanıcı tarafından TEİAŞ’a sunulur.
E.9.6 Saha sorumluluk çizelgelerinin değiştirilmesi
TEİAŞ veya kullanıcı, saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik veya düzeltme yapılmasını talep etmesi durumunda, değiştirilmiş saha sorumluluk çizelgeleri düzenlenerek TEİAŞ’a veya kullanıcıya bildirilir.
E.9.7 Acil değişiklikler
Saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik yapılmasının talep edilmesi durumunda, taraflar durumdan birbirlerini gecikmeden bilgilendirirler ve yazılı olarak teyit ederler. Bu durumda, aşağıdaki hususlar müzakere edilir:
Saha sorumluluk çizelgesinde yapılması talep edilen değişiklikler ve gerekçeleri,
Değişikliğin geçici veya kalıcı olması durumu,
Değişikliğin taraflarca kabul edilmesi durumunda, yenilenmiş saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı.
E.9.8 Yetkili kimseler
TEİAŞ ve kullanıcılar saha sorumluluk çizelgelerini kendileri adına imzalamaya yetkili kimselerin isim listesini birbirlerine verirler. TEİAŞ ve kullanıcılar bu listelerde bir değişiklik olması durumunda birbirlerini gecikmeksizin bilgilendirirler.
EK 10
ÜRETİM VE TÜKETİM TESİSLERİ ÖRNEK BAĞLANTI TEK HAT ŞEMALARI
EK 11
PLANLAMA VERİLERİ
BÖLÜM 1
E.11.1 STANDART PLANLAMA VERİLERİ
E.11.1.1 Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri
E.11.1.1.1 Genel
Kullanıcı, sistemi ile ilgili verileri, E.11.1.1.2 ve E.11.1.1.3'te açıklandığı şekilde TEİAŞ’a bildirir.
E.11.1.1.2 Kullanıcı sistemi şeması
Kullanıcı sistemi tek hat şeması; bağlantıların ve primer dağıtım sistemlerinin mevcut ve önerilen durumunu, teçhizat kapasitelerini ve numaralarını içerir.
E.11.1.1.3 Kısa devre analizi verileri
Kullanıcı sistemi iletim sistemine bağlanmadan önce ve sonra iki sistem arasındaki bağlantı noktasında (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları,
Kullanıcı sisteminde bulunan senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon motor ve/veya şönt kapasitörlerin iletim sisteminde puant yük koşullarında 3 faz-toprak ve tek faz-toprak kısa devre arızası meydana gelmesi durumunda kısa devre akımlarına katkıları.
E.11.1.2 Talep verileri
E.11.1.2.1 Genel
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki bir önceki yıla ait gerçekleşen talep verilerini, içinde bulunulan yıla ve izleyen on yıla ait tahmini talep verilerini E.11.1.2.2, E.11.1.2.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde her yıl Ocak ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler.
İçinde bulunulan yıla ve bu yılı takip eden on yıla ait yıllık puant ve minimum talep günleri, saatleri ile birlikte, her yıl Şubat ayı sonuna kadar TEİAŞ tarafından kullanıcılara bildirilir.
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki çalışma koşullarına göre yaptıkları ek talep tahminlerini her yıl Mart ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler. Bu tahminlerin bildirilmediği durumlarda TEİAŞ’ta mevcut en son bilgilerin geçerli olduğu kabul edilir.
E.11.1.2.2 Aktif ve reaktif talep verileri
Dağıtım hatlarındaki kayıplar, dağıtım sistemine bağlı dengelemeye katılmayan ünitelerin üretimi hariç, iç ihtiyacını dağıtım sisteminden doğrudan karşılayan santralların bu ihtiyaçları ile ilgili aktif ve reaktif talep verileri dağıtım şirketi tarafından sağlanır.
Kullanıcı talep verileri;
Sistemin yaz ve kış maksimum puant ve minimum yüklenmesi ile ilgili olarak TEİAŞ tarafından belirlenecek tarihlerdeki talep güçleri,
Kullanıcının kendi puant gününde ve saatinde en yüksek talep gücü,
Aylık olarak ayın en yüksek talep gücü,
ç) MWh olarak yıllık enerji talebi,
Dengelemeye tabi olmayan ve kullanıcı sistemine doğrudan bağlı ünitelerin net çıkış güçleri,
Talebin gerilim ve frekansa göre değişimi,
Talebin iletim sisteminde yarattığı harmonik bileşenleri ve genlikleri,
Talebinin iletim sisteminde yarattığı ortalama ve azami faz dengesizlikleri,
ğ) Günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri,
ı) Konut, ticarethane, resmi daire, okul, hastane, sanayi, tarımsal sulama ve tarife dışı aboneler için günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri (Ocak ayından başlayarak her üç ay bir mevsim olarak kabul edilecektir. Her mevsimle ilgili olarak; Cumartesi, Pazar, Pazartesi, Çarşamba günlerinin her birini temsil eden örnek gün için saatlik puant değerleri ve bu tüketici gruplarının aylık enerji tüketimleri ile günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri.),
olarak düzenlenir.
E.11.1.2.3 5 MVA’nın üzerindeki yükler
Kullanıcılar, 5MVA’nın üzerindeki talepler için ayrıntılı yük karakteristiklerini TEİAŞ’a bildirirler. Ark Ocakları, çelik işleme atölyeleri, metro ve demiryolları kataner besleme sistemleri, fliker, gerilim dalgalanmaları ile müşterileri etkileyebilen yükler bu gruba dahildir.
Bu tür yükler için gerekli veriler:
Periyodik değişim gösteren aktif ve reaktif enerji talepleri,
Değişimin periyodu,
ç) Talebin periyodik değişimi esnasında sabit kalan kısmı,
d) Arz yetersizliğinin ortaya çıkması durumunda, kullanıcı barasındaki çıkış geriliminin düşmesini önleyebilmek için aktif ve reaktif talepte yapılması gereken kesintiler,
e) Periyodik bir süre içinde maksimum aktif ve reaktif güç talepleri,
f)Periyodik süre içinde en yüksek enerji talebi.
E.11.1.3 Santral verileri
E.11.1.3.1 Genel
Kullanıcılar TEİAŞ’a bir önceki yıl, içinde bulunulan ve bu yılı izleyen on yıla ait verileri E.11.1.3.2, E.11.1.3.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde bildirirler.
İletim sistemine bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirirler. İletim sistemine bağlı olmayıp, kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemine bağlı santrallar da TEİAŞ tarafından talep edilmesi durumunda bu bilgileri verirler.
Santral veya ünitenin iletim sistemine bir bara aracılığıyla direkt olarak bağlı olduğu durum için santral verileri,
Santral veya ünitenin iletim sistemine kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemi üzerinden bağlı olduğu durum için santral verileri.
E.11.1.3.2 Santral verileri
Santralın iletim sistemine bağlandığı noktanın coğrafi, elektriksel konumu ve gerilimi,
Santralın kurulu ve asgari çıkış gücü,
Aktif ve reaktif iç tüketimi,
ç) Üretim programı.
Dağıtım sisteminin talebi hesaplanırken, dağıtım sistemine direkt olarak bağlı santralların ünite sayısı ve bunların toplam kapasitesi talepten düşülür.
E.11.1.3.3 Ünite verileri
Çıkış gücü ve gerilimi,
Güç faktörü,
Yıllık çalışma süresi,
ç) Yıllık enerji üretimi,
Üretim kapasitesi,
Sözleşmeye bağlanmış kapasite,
Yüklenme eğrisi,
Aktif ve reaktif iç tüketimi,
ğ) Atalet sabiti,
Kısa devre oranı,
ı) Dikey eksen transient reaktansı (x’d),
Dikey eksen sub-transient zaman sabiti (T”d),
j)Ana güç transformatörünün kapasitesi, pozitif bileşen reaktansı ve kademe ayarları,
k)Santralın emreamadelik çizelgesi,
l) Isı tüketimi (kcal/kwh),
m)Yakıt tüketimi (gr/kwh, ton/yıl, m3/kwh, m3/yıl),
Yakıt türü,
Yakıtın ortalama ısıl değeri (kcal/kg),
ö) Yardımcı yakıt türü ve miktarı,
Ünite türü ve türbin devir sayısı,
Birim yatırım ($/kW), sabit giderler ($/kW-ay), ve değişken işletme giderleri (cent/kwh),
Yıllık CO, CO2, CH4, NOx, SOx ve toz emisyonları (gr/kwh),
ş) Emisyon kontrol tesisi kurulmadan önce belirlenen emisyon özellikleri (CO, CO2, CH4, NOx, SOx ve toz) (gr/kwh),
t) Elektrofiltre, bacagazı arıtma tesisi gibi, emisyon kontrol tesislerinin verimi (%).
E.11.1.3.4 Hidroelektrik santral verileri
Yukarıdaki veriler hidroelektrik santrallar için de hazırlanıp TEİAŞ’a bildirilir.
E.11.1.4 Santral verileri
E.11.1.4.1 Aylık santral işletme verileri (Gerçekleşen aya ait veriler, takip eden ayın ilk haftası sonuna kadar verilecektir.)
E.11.1.4.1.1 Termik santral verileri
Brüt üretim(kWh)
Santral iç tüketimi(kWh)
Net üretim(kWh)
ç)Yakıt miktarı (Ton veya sm³)
E.11.1.4.1.2 Hidrolik santral verileri
Brüt üretim(kWh),
Santral iç tüketimi(kWh),
Net üretim(kWh),
ç) Gelen su miktarı (m³).
E.11.1.4.1.3 Jeotermal ve Rüzgar santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
E.11.1.4.2 Kısa dönem arz-talep projeksiyonu santral verileri (Bir sonraki yıla ait veriler, içinde bulunulan yılın Mart ayı sonuna kadar verilecektir.)
Proje üretimi (kWh)
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
ç) Net üretim(kWh
E.11.1.4.3 Bir önceki yıla ait aylık bazda santral verileri (İçinde bulunulan yılın Şubat ayı sonuna kadar verilecektir.)
E.11.1.4.3.1 Bir önceki yıla ait aylık bazda termik santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
ç) Yakıt miktarı(Ton/sm³)
E.11.1.4.3.2 Bir önceki yıla ait aylık bazda hidrolik santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
ç) Toplam gelen su miktarı(m³)
Gelen debi(m³/sn)
Enerjiye kullanılan su(m³)
Buharlaşma(m³)
Dolu savaktan bırakılan su(m³)
ğ)İçme ve kullanmaya verilen su(m³)
Dip savak ve sulamaya verilen su(m³)
ı) Sızıntı ve kayıplar(m³)
Kullanılan toplam su (m³)
Aybaşı / aysonu göl seviyesi (m)
Aybaşı/aysonu göldeki su miktarı (m³)
Su enerji oranı (m³/kWh)
E.11.1.4.3.3 Bir önceki yıla ait aylık bazda jeotermal ve rüzgar santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
BÖLÜM 2
E.11.2 AYRINTILI PLANLAMA VERİLERİ
E.11.2.1 Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri
E.11.2.1.1 Genel
Kullanıcılar sistemleri ile ilgili ayrıntılı bilgileri, E.11.2.1.2 ve E.11.2.1.11'de açıklandığı şekilde TEİAŞ’a bildirirler.
E.11.2.1.2 Kullanıcı sistemi şeması
Bara yapısı,
Hatlar, kablolar, transformatörler, kesici, ayırıcılar ile koruma ve ölçü sistemleri,
Faz sırası,
ç) Topraklama düzeneği,
Anahtarlama ve kilitleme düzenekleri,
İşletme gerilimleri,
Ekipmanın numaralandırma ve isimlendirme usul ve esasları.
E.11.2.1.3 Reaktif kompanzasyon sistemi verileri
Kullanıcı sistemindeki reaktif kompanzasyon tesisleri için aşağıdaki bilgiler hazırlanır:
Reaktif kompanzasyon sisteminin çıkışının sabit veya değişken olduğu,
Reaktif kompanzasyon sisteminin kapasitif ve/veya endüktif bölgelerdeki işletme aralığı,
Reaktif güç çıkışının kademe ayarları,
ç) Reaktif güç çıkışının otomatik kontrol özellikleri ve ayarları,
Reaktif kompanzasyon sisteminin kullanıcı sistemine bağlantı noktası.
E.11.2.1.4 Kullanıcı sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne etkisi
Kullanıcı, sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne olan etkisinin incelenebilmesi için aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirir:
Kullanıcı sistemine bağlı üniteler de dahil olmak üzere, bağlantı noktasındaki azami 3 faz-toprak kısa devre gücü,
Kullanıcı sistemine bağlı senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon motor ve/veya şönt kapasitörlerden gelecek ilave 3 faz-toprak kısa devre gücü,
Kullanıcı sisteminin (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları.
E.11.2.1.5 Sistem suseptansı
Kullanıcı, nominal frekanstaki kullanıcı sisteminin iletim sistemine bağlantı noktasındaki eşdeğer sistem suseptans bilgilerini TEİAŞ’a verir. Bu bilgiler, normal koşullarda kablo şebekesinin entegre parçası olan ve kablodan bağımsız olarak hizmet dışı olmayan şönt reaktörler hakkında bilgileri de içerir. Bu bilgilere aşağıdakiler dahil değildir:
Kullanıcı sistemindeki bağımsız reaktif kompanzasyon tesisleri,
E.11.2.3.2'de belirtilen aktif ve reaktif güç ek talep verilerindeki kullanıcı sisteminin suseptansı.
E.11.2.1.6 Bağlantı empedansı
Kullanıcılar, sistemleri ile ilgili, eşdeğer direnç, reaktans ve şönt suseptansları içeren değerleri TEİAŞ’a verirler. Bu değerlerin TEİAŞ tarafından düşük bulunması durumunda eşdeğer empedans ile ilgili daha ayrıntılı bilgi veya kullanıcı sistemi eşdeğer empedansının direnç bileşeni kullanıcıdan istenebilir.
E.11.2.1.7 Talep aktarma
Talebin, iletim sistemindeki birden fazla noktadan birlikte karşılanması durumunda, bu noktaların herbirindeki taleplerin toplam talebe oranları kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir. Ayrıca, arıza ve bakım çalışmaları esnasında bu talepler üzerinde elle veya otomatik olarak yapılan talep aktarma işlemleri ve bu işlemler için gerekli süreler kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir.
Talebin, iletim sistemindeki alternatif noktalardan beslenebilmesinin mümkün olması durumunda, talebin bu alternatif noktalara aktarılma olanakları ve aktarılma süreleri kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir.
E.11.2.1.8 Sistem verileri
Kullanıcı, yüksek gerilim sistemi ile ilgili olarak aşağıdaki verileri sunar.
Sistem parametreleri:
Nominal gerilim (kV),
İşletme gerilimi (kV),
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen suseptansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen direnci,
Sıfır bileşen suseptansı.
Yüksek gerilim şebekesi ile kullanıcı şebekesi arasında transformatörler:
MVA kapasitesi,
Gerilim oranı,
Sargıların bağlantı şekli,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen direnci,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Kademe ayar aralığı,
Kademe adımı sayısı,
Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,
Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD.
Santrallar da dahil olmak üzere, iletim sistemi bağlantı noktasına bağlı primer fider donanımı:
Nominal gerilim (kV),
Nominal akım (A),
Nominal kısa devre kesme akımı, 3-faz (kA),
Nominal kısa devre kesme akımı, 1-faz (kA),
Nominal yük kesme akımı, 3-faz (kA),
Nominal yük kesme akımı, tek-faz (kA),
Nominal kısa devre kapama akımı, 3-faz (kA),
Nominal kısa devre kapama akımı, tek-faz (kA).
E.11.2.1.9 Koruma sistemi verileri
Kullanıcı, bağlantı noktasındaki koruma sistemi ve ayarları ile ilgili olarak aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a verir.
Kullanıcı şebekesindeki röleler ve koruma sistemleri hakkında, ayarları da dahil olmak üzere, kapsamlı bilgileri,
Kullanıcı şebekesindeki tekrar kapama teçhizatı ile ilgili kapsamlı bilgileri,
Ünite, ünite transformatörleri, start-up transformatörleri ve iç ihtiyaç transformatörleri ile bunlara ilişkin bağlantılardaki röleler ve koruma sistemlerinin, ayarları da dahil olmak üzere kapsamlı bilgileri,
ç) Bir kesicisi olan ünite çıkışlarında elektrik arızası giderilme süreleri,
Kullanıcı şebekesindeki arızaların giderilme süreleri.
E.11.2.1.10 Topraklama verileri
Kullanıcı, şebekesi üzerindeki topraklama sisteminin, empedanslar da dahil olmak üzere, hesaplama ve ölçümlerle ilgili verilerini TEİAŞ’a verir.
E.11.2.1.11 Geçici aşırı gerilim verileri
İzolasyon koordinasyonu çalışmaları için TEİAŞ tarafından aşırı gerilim incelemesi yapılması gerekir. Kullanıcı, TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde, iletim bağlantı noktasına ilişkin kendi sistemi için hesapladığı ark empedansı değerlerini ve bu hesaplamaların ayrıntılarını sunar. TEİAŞ, gerekmesi durumunda, tesis ve/veya teçhizatın fiziksel boyutları ve iletim sistemine doğrudan bağlı teçhizatın ve koruma araçlarının özellikleri ile ilgili daha ayrıntılı bilgi talep edebilir.
E.11.2.2 Talep verileri
E.11.2.2.1 Genel
Kullanıcılar, talep ile ilgili olarak, bir önceki ve içinde bulunan yılda gerçekleşen, ve takip eden on yıl için beklenen bilgileri E.11.2.2.2 ve E.11.2.2.3’de belirtildiği şekilde TEİAŞ’a bildirir.
Kullanıcılar, yılın farklı dönemlerindeki toplam talebin doğru olarak belirlenebilmesi için talep tahminlerindeki değişimleri gösteren ek talep tahmini verilerini TEİAŞ’a verir.
E.11.2.2.2 Kullanıcının aktif ve reaktif güç talebi
Kullanıcı sisteminde yer alan ve dengelemeye tabi olmayan santralların üretimleri çıkarıldıktan sonra geriye kalan talep değerleri aşağıdaki şekilde saatlik bazda her gün için verilir:
Kullanıcı sisteminde aktif güç puantının oluştuğu tarih,
Kullanıcı sisteminde minimum aktif gücün oluştuğu tarih,
E.11.2.2.3 Müşteri talep yönetimi verileri
Kullanıcıdan kaynaklanan nedenlerle aktif ve reaktif talepte yapılan talep düşümü, bu düşümü gerçekleştirmek için düşümden önce tüketicilere yapılan bildirimler, talep düşümlerinin süreleri ve yıl içindeki talep düşümlerinin toplam sayısı TEİAŞ’a verilir. Bu talep düşümlerinin süre ve sayı bakımından kabul edilebilir düzeyde olup olmadığı hususunda inceleme ve değerlendirme yıl sonunda TEİAŞ tarafından yapılır. Bu incelemenin sonuçları TEİAŞ tarafından dağıtım şirketine bildirilir.
E.11.2.3 Santral verileri
E.11.2.3.1 Genel
50 MW ve üzerinde ünite veya 100 MW ve üzerinde toplam kurulu gücü olan santrallara sahip üreticiler, E.11.2.3.2’den E.11.2.3.9'a kadar belirtilen bilgileri TEİAŞ’a verir.
E.11.2.3.2 Ek talep
Ünitenin nominal yükte iç ihtiyaç yükü,
Ünitenin iç ihtiyacının iletim veya dağıtım sisteminden sağlanması durumunda, ünite gücü ile birlikte, ünitenin ek iç ihtiyaç gereksinimi de belirtilmelidir.
E.11.2.3.3 Ünite parametreleri
Nominal çıkış gerilimi (kV),
Nominal görünür çıkış gücü (MVA),
Nominal aktif çıkış gücü (MW),
ç) Minimum aktif güç (MW),
Kısa devre oranı,
Dikey eksen senkron reaktansı: (Xd),
Dikey eksen transient reaktansı: (Xd),
Dikey eksen sub-transient reaktansı: (Xd),
ğ) Dikey eksen transient zaman sabiti: (Td),
Dikey eksen sub-transient zaman sabiti: (Td),
ı) Yatay eksen senkron reaktansı: (Xq),
Yatay eksen transient reaktansı: (Xq),
Yatay eksen sub-transient reaktansı: (Xq),
Yatay eksen transient zaman sabiti: (Tq),
Yatay eksen sub-transient zaman sabiti: (Tq),
Stator zaman sabiti: (Ts),
Stator direnci: (Rs),
Stator kaçağı reaktansı: (Xls),
ö) Turbojeneratör atalet sabiti (MWsan/MVA) - (H),
Nominal ikaz akımı: (If),
r) Üreticilerin uygunluk sertifikasından %10 luk basamaklarla alınan nominal gerilimin % 50 ile %120 arasındaki aralığa karşılık gelen değerler kullanılarak ünite terminali ve gerilimi ile ikaz akımı (If) açık devre doyma eğrisi.
E.11.2.3.4 Yükseltici transformatör parametreleri
Nominal görünür güç (MVA),
Gerilim değişim oranı,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen direnci,
ç) Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Kademe ayar aralığı,
Kademe adımı sayısı,
Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,
ğ) Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD
Bağlantı grubu.
E.11.2.3.5 İç ihtiyaç transformatörü parametreleri
Nominal görünür güç ( MVA),
Gerilim değişim oranı,
Yüksek gerilim tarafında ölçülen sıfır bileşen reaktansı.
E.11.2.3.6 İkaz kontrol sistemi parametreleri
İkaz devresi DC kazancı,
Nominal ikaz gerilimi,
Asgari ikaz gerilimi,
ç) Azami ikaz gerilimi,
Artan ikaz gerilimi azami değişim hızı,
Azalan ikaz gerilimi asgari değişim hızı,
İkaz devresi blok diyagramı,
Aşırı ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,
ğ) Düşük ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,
Güç sistemi dengeleyicisi (PSS) parametreleri.
E.11.2.3.7 Tekrar kızdırıcı sistemi gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri
YB (Yüksek basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,
Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,
YB kontrol valfı zaman sabiti,
ç) YB kontrol valfı açılma sınırları,
YB kontrol valfı hız sınırları,
Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti,
OB (Orta basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,
OB hız regülatörü ayarlama aralığı,
ğ) OB kontrol valfı zaman sabiti,
OB kontrol valfı açılma sınırları,
ı) OB kontrol valfı hız sınırları,
YB ve OB hız regülatörü devresindeki ivmelenmeye duyarlı parçaların ayrıntıları,
Hız regülatörü blok diyagramı.
E.11.2.3.8 Tekrar kızdırıcısız gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri
Hız regülatörü ortalama kazancı,
Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,
Buhar veya yakıt kontrol valfı zaman sabiti,
ç) Kontrol valfı açılma sınırları,
Kontrol valfı hız sınırları,
Türbin zaman sabiti,
Hız regülatörü blok diyagramı.
E.11. 2.3.9 Hidroelektrik gruplar için hız regülatörü parametreleri
Hız regülatörü kalıcı düşüşü,
Hız regülatörü geçici düşüşü,
Hız regülatörü zaman sabiti,
ç) Filtre zaman sabiti,
Servo zaman sabiti,
Giriş hız sınırı,
Maksimum giriş sınırı,
Minimum giriş sınırı,
ğ) Su girişi zaman sabiti,
Türbin kazancı,
ı) Türbin kaybı,
Yüksüz akış.
E.11.2.3.10 Santral esneklik performansı
Ünite için soğuk yol verme yüklenme hızı,
Ünite için ılık yol verme yüklenme hızı,
Senkronizasyonu izleyen blok yük,
ç)Nominal kapasiteden yük düşme hızı,
Kontrol aralığı,
Yük atma yeteneği.
E.11.2.4 Ek veriler
E.11.2.4.1 Genel
TEİAŞ, gerekmesi durumunda, sistem etüdleri için kullanıcılardan ek veriler talep edebilir.
EK 12
GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYAR PROSEDÜRÜ
E.12.1 AMAÇ VE KAPSAM
Konvansiyonel ünitelerde Güç Sistemi Dengeleyicisi (PSS) tesis edilmesinin amacı, iletim sisteminde meydana gelen salınımları sönümlendirmek, bu sayede de sistemin güvenli, güvenilir ve kararlı işletimine katkı sağlamak, aynı zamanda ülkeler arası elektrik enerjisi ticareti hacmini arttırmaktır.
Bu Prosedür’ün kapsamı içerisinde yer alan bilgisayar simülasyonlarına dayalı analizler en önemli süreçlerden biri olup, jeneratör, ikaz sistemi ve otomatik gerilim regülatörüne (AVR) ilave bir kontrol döngüsü olan PSS’in modellenmesi ve saha testleri ile doğrulanması gerekir.
PSS performans dinamik analizlerinin bilgisayar ortamında gerçekleştirilebilmesi için bu ekin E.12.2, E.12.3. ve E.12.4. kısımlarında belirtilen verilerin tamamının TEİAŞ’a verilmesi gereklidir. PSS ayar prosedürü 3 aşamadan oluşur:
Jeneratör ve ikaz sistemi (AVR+PSS) ile ilgili verilerin ve doğrulanmış modellerin TEİAŞ’a verilmesi,
PSS ayarlarının yapılması,
PSS doğrulama testlerinin yapılması ve ilgili raporun TEİAŞ’a sunulması.
E.12.2 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK JENERATÖR VERİLERİ
Konvansiyonel üretim tesislerinden ünite başına kurulu gücü 75 MW’ın üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen jeneratör verileri Tablo-E.12.1’de verilmektedir.
Tablo-E.12.1- Üretim Tesislerinden Talep Edilen Jeneratör Verileri
Tablo-E.12.1’de listelenen veriler, TEİAŞ tarafından gerçekleştirilecek generator ikaz sistemleri ile ilgili tüm dinamik analiz çalışmalarında kullanılan dq0 düzlemindeki altıncı seviye senkron jeneratör modelini oluşturmak için talep edilmektedir. Söz konusu veriler konvansiyonel üretim tesisindeki ünite gücü 75 MW veya üzerinde olan her bir ünite için talep edilmektedir. Tablo-E.12.1’de verilen zaman sabitlerinin ve reaktansların yerine, dq0 düzlemindeki eşdeğer devre elemanlarının (dq0 düzlemindeki eşdeğer sargılar için, öz direnç, öz endüktans ve müşterek endüktans değerleri) değerlerinin sağlanması da mümkündür.
E.12.3 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK GRUP TRANSFORMATÖRÜ VERİLERİ
Konvansiyonel üretim tesislerinden ünite başına kurulu gücü 75 MW’ın üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen Grup Transformatörü Verileri Tablo-E.12.2’de verilmektedir.
Tablo-E.12.2 - Üretim Tesislerinden Talep Edilen Grup Transformatörü Verileri
E.12.4 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK İKAZ SİSTEMLERİ VERİLERİ
Sistem kararlılık analizleri için, konvansiyonel üretim tesislerinden, Otomatik Gerilim Regülatörü (AVR) ve Güç Sistemi Dengeleyicilerinin (PSS) IEEE standart modellerine karşılık gelen blok diyagramları ve bu diyagramlardaki parametrelere karşılık gelen ilgili değerlerin; ilgili santral işleticisi tarafından TEİAŞ’a bildirilmesi gerekmektedir.
E.12.5 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYARLARININ YAPILMASI
PSS ayarları, işletme sırasında ortaya çıkabilecek 0.1–4.0 Hz frekans bandındaki tüm elektromekanik salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak şekilde yapılır. Bu amaçla, PSS ayarları, işletme sırasında oluşabilecek bölgeler arası salınım, lokal salınım, makineler arası salınım ve torsiyonel şaft salınım modları tahrik edilmeyecek şekilde ve aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterleri gözetilerek yapılmalıdır .
PSS için saha testleri öncesinde; doğrulanmış ikaz sistemi, generatör ve sistem modeli kullanılarak, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygun parametre seti belirleme çalışması yapılmalıdır. Bu çalışma sonucunda PSS için önerilen parametre seti ve bu ekin E.12.2, E.12.3, E.12.4 maddelerinde belirtilen veriler TEİAŞ’a raporlanmalıdır. Buna mütakip yapılacak olan PSS ayar çalışması saha testleri öncesinde TEİAŞ bilgilendirilmeli ve uygun bir zaman belirlenmelidir. TEİAŞ gerek görmesi halinde saha testlerinde gözlemci bulundurabilir. Ayar çalışmaları sırasında gerçekleştirilen saha testi ve bilgisayar simulasyonu sonuçlarının, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygunluğu TEİAŞ’a raporlanır. Onay aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha farklı bir parametre seti önerebilir veya çalışmanın tekrar edilmesini talep edebilir.
PSS giriş sinyallerini filtreleyen temizleme filtre zaman sabitleri ilgili modlar için efektif bir değere çekilir. (10 saniyeden daha küçük zaman sabitleri seçilmesi önerilmektedir.)
Yukarıdaki aşama tamamlandıktan sonra, PSS, otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin rotor hız ölçümü (PSS girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü olarak tanımlanmış transfer fonksiyonunun faz karakteristikleri, 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı içerisinde ±30o aralığında olacak şekilde, PSS ile düzeltilir. (Şekil-E.12.1’de gri taralı bölge).
Söz konusu ünite için tehlikeli bir şaft salınım modunun olduğu durumlarda, 1’de belirtilen faz karakteristiklerinin 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı dahilinde ±30o aralığında olacak şekilde, PSS ile ayarlanmış olması ikaz sistemi üreticisinin sorumluluğundadır.
Şekil-E.12.1 - PSS+AVR+İkaz Sistemi+Jeneratör Faz Karakteristiği için Önerilen Bölge (Elektriksel Güç / Rotor Hızı Transfer Fonksiyonu İçin)
c) Şekil-E.12.1’de belirtilen faz karakteristiklerine uygun ayarlar yapıldıktan sonra, PSS kazancı, en zayıf iletim sistemi şartlarında, en baskın (sanal kısım/reel kısım oranı en büyük olan) lokal salınım modları için sönümleme oranı (ζ), 0,707 ≤ ζ < 1 olacak şekilde ayarlanır. Ayarlanan PSS kazanç değeri, PSS maksimum kazancının (belirtilen bode diyagramında fazın -360 derece olduğundaki kazanç değeri) minimum 10 dB altında olmak zorundadır. Yani PSS kazanç değeri, maksimum PSS kazanç değerinin 1/3’ünü geçmemelidir. Saha testleri sırasında, yüksek PSS kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya da ikaz sistemi, jeneratör ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç değeri, TEİAŞ tarafından onaylanmak kaydıyla, ikaz sistemi üreticisinin ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanının belirleyeceği güvenli değere düşürülebilir.
Ç) PSS tasarımının, ikaz sistemine giden PSS çıkış sinyalinin, ünitenin geçici kararlılığını olumsuz etkilemeyecek şekilde sınırlandırılabilir olmasına imkan sağlaması gerekmektedir. Söz konusu limit değerleri de ikaz sistemi üreticisi (ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanı) tarafından belirlenir. PSS açık durumda iken, hem giriş sinyallerinde hem de çıkış sinyalindeki limit değerinin 0’dan büyük olması gerekmektedir. (PSS çıkış sinyali limiti için tipik değer ±0,05 pu dur.)
E.12.6 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ DOĞRULAMA TEST PROSEDÜRÜ
Bölüm E.12.5’de yer alan ayar çalışmalarına dair raporların TEİAŞ’a sunulup, uygun bulunmasını müteakip doğrulama testleri bu bölümde yer alan prosedürler çerçevesinde gerçekleştirilir. Doğrulama test çalışmalarının yapılacağı tarih en az 1 hafta öncesinden TEİAŞ’a bildirilir. TEİAŞ isterse bu çalışmalar esnasında gözlemci bulundurabilir.
E.12.6.1 Ön Gereksinimler
Güç sistemi dengeleyicisi performans doğrulama testleri öncesinde, testleri gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanının, asgari olarak, aşağıdaki ekipman, yazılım ve yetkilere sahip olması gerekir:
AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde 0 pu – 0,05 pu aralığında 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir gerilim değişimine karşılık gelen basamak fonksiyonu değişiklik yapabilmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde, 0 pu – 0,02 pu tepe değeri aralığında, 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir saf sinüs ya da 1/fα tipi gerilim değişimine karşılık gelen değişiklik yapabilmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
Frekans tepkisi testlerini gerçekleştirebilmek ve test sonuçlarını gözlemleyebilmek için, asgari 0,1 – 10 Hz bandında çalışabilen bir spektrum analizörü donanımı ve/veya yazılımı.
ç) Test sonuçlarını sayısal ortamda depolamak için, asgari olarak; 12.6.2. maddesinde kaydı zorunlu olarak yer alan 8 farklı sinyali, ilgili her sinyal için 0,001 pu çözünürlüğünde ve 10 ms örnekleme zamanında kayıt edebilme imkânına sahip donanım ve/veya yazılım.
Test sırasında, ilgili sinyallerdeki değişiklikleri gözlemleyebilmek amacıyla, asgari iki kanallı bir osiloskop.
Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, PSS’in ikaz sistemine giden girişini iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, otomatik gerilim regulatörü girişindeki test sinyalini (basamak fonksiyonu, saf sinüs ya da 1/fα tipi test sinyali) iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
PSS’in bütün yardımcı ekipmanlarının (ölçüm transdüserleri, alarm ve uyarı sistemleri) tam ve çalışır durumda olması.
ğ) Testi gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanı için,
İkaz sistemi donanımı üzerinde
İkaz sistemi yazılımı üzerinde
Jeneratör koruma sistemi üzerinde
AVR ve PSS parametreleri üzerinde;
değişiklik yapma yetkisi ve sorumluluğu bulunmalıdır.
E.12.6.2 Test Yöntemi
PSS performans doğrulama testleri, ilgili ünitenin ikaz sistemi üreticisi ya da ilgili ikaz sistemi üreticisinin onayladığı bir ikaz sistemi uzmanı tarafından yapılır. Üretim tesisi personelinin ve/veya testi yapacak ikaz sistemi uzmanlarının test ile ilgili yazılım ve donanım ile ilgili tüm ön hazırlıkları tamamlamış ve teste hazır olmaları gerekmektedir.
Aşağıdaki sinyallerin, daha sonra yapılacak analiz çalışmaları için bütün testlerde kaydedilmesi gerekmektedir.
Ünite aktif gücü
Ünite reaktif gücü
İkaz gerilimi
ç) İkaz akımı
PSS çıkış sinyali
Jeneratör terminal gerilimi
Jeneratör armatür akımı (isteğe bağlı)
Şebeke frekansı
ğ) Rotor hızı (isteğe bağlı, eğer uygunsa)
Gerilim referans değeri (uygulanan değişiklik sinyali ile birlikte)
Testlerin sonunda E.12.7 bölümünde belirtildiği şekilde Performans Doğrulama Raporu TEİAŞ’a sunulur.
E.12.6.2.1 Basamak Fonksiyonu Tepkisi (Step Response) Testleri
PSS’in lokal salınımların sönümlendirilmesine katkı sağlayıp sağlamadığını gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde ±%2 (ya da ±%3) basamak fonksiyonu değişiklik yapılarak bu prosedür’ün 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Te stler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
BYTM ve MYTM’den gerekli izinler alınmalıdır. Ünite testler sırasında frekans kontrolüne katılmaması gerektiğinden hız regulatöründe gerekli düzenlemeler yapılır.
TEİAŞ tarafından onaylanan PSS ayar değerleri PSS’e yüklenir.
c)Ayrıca TEİAŞ’ın talep etmesi halinde, ünite şebekeye senkron olmadan (jeneratör devre kesicisi açıkken) anma hızında dönerken ve anma geriliminde ikazlanmış durumda iken, PSS ayar çalışmaları sırasında kullanılan jeneratör ve ikaz modelini doğrulamak amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak yukarıda belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Bu test sırasında PSS kapalı konumda olmak zorundadır.
ç) PSS kapalı konumda iken, ünite nominal aktif gücünün %90’ı ile %100’ü arasına getirilir.
d) Basamak fonksiyonu tepkisi testlerine başlamadan önce testler esnasında kullanılacak kazanç değerini belirlemek üzere, PSS kazancı 0’a çekilir ve PSS aktif konuma getirilir. Daha sonra, ünite davranışı gözlenerek, PSS kazancı daha önce TEİAŞ’a raporlanan değere kadar, 5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her kazanç adımı için bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller ve ünite davranışı 1 dakika boyunca gözlenerek, gürültü amplifikasyonu ya da ikaz sistemi ve PSS arasında etkileşim olmadığından emin olunur. Test sırasında, yüksek PSS kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya da ikaz sistemi ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç değeri, daha fazla arttırılmaz ve bu nokta maksimum PSS kazancı olarak kaydedilir. E.12.5, c) maddesinde belirtildiği gibi PSS kazanç değeri, PSS kazancı ile maksimum kazanc arasındaki fark minimum 10 dB olacak şekilde ikaz sistemi üreticisinin (ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanının) belirleyeceği güvenli değere ayarlanır.
e) Kazanç testlerinde herhangi bir olumsuz durumla karşılaşılmadığı takdirde, test prosedürü basamak fonksiyonu tepkisi testi ile devam eder. Bu testin amacı, PSS’in ilgili ünitenin lokal salınımının sönümlendirilmesine sağladığı katkının gözlenmesidir. Bu nedenle, basamak fonksiyonu tepkisi testleri,PSS kapalı konumda iken ve PSS açık konumda iken ayrı ayrı yapılır.
İlk olarak, PSS kapalı konumda iken, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) step değişiklik yapılarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Daha sonra, PSS açık konuma alınır ve PSS kazancı azami güvenli değere kadar, 5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her kazanç adımı için, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Sonuçların değerlendirilmesi aşamasında, PSS kapalı iken yapılan ve PSS açık iken yapılan basamak tepkisi test sonuçları aynı ölçekte çizilir. PSS açık konumda iken, PSS kapalı iken alınan sonuçlara kıyasla, ünite aktif gücündeki salınımların daha yüksek bir sönümleme oranı ile sönümlenmiş olması en temel beklenti olmakla birlikte, aktif güç salınımlarının 2-3 salınım periyodu içinde sönümlenmiş olması tatmin edici bir sonuçtur. Test sonuçları değerlendirilirken, aktif güç salınımları iyi sönümleniyor olsa bile, ünite reaktif gücünde, ikaz geriliminde, ya da ikaz akımında sönümlenmeyen periyodik salınımların ya da gürültü bileşeninin bulunmaması gereksinimi de dikkate alınmalıdır.
E.12.6.2.2 Frekans Tepkisi (Frequency Response) Testleri
PSS’in 0,1–3,0 Hz aralığındaki salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak şekilde ayarlandığını gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerine, terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde, beyaz gürültü ya da 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüzoidal test sinyali uygulanarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüs test sinyali uygulanarak tekrarlanan testler yerine, bütün frekans bileşenlerini içeren 1/fα tipi test sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) uygulanarak da benzer testler gerçekleştirilebilir.
Test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz frekans bandındaki salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5 – 3,0 Hz frekans bandındaki salınımlar için de ünite aktif gücü sinyaline Hızlı Fourier Dönüşümü (FFT) uygulanır. Başarı kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS açık konumda iken alınan test sonuçlarında, PSS’in kapalı olduğu durumda alınan test sonuçlarına kıyasla salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.
Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi İşletme Müdürlüğü’nden gerekli izinler alınır. PSS kapalı konumda iken ünite şebekeye senkronlanır ve anma gücünün %90’ı ile %100’ü arasına getirilir. Bu test sırasında, test sonuçlarının tam anlamıyla değerlendirilebilmesi için, ünite hiçbir şekilde primer frekans kontrolüne katılmamalıdır.
İkaz sistemi gerilim referans değerine, terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde, ya 1/fα tipi test sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) ya da 0,1 – 3,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüs test sinyali uygulanarak (bu durumda testler 0,1 Hz, 0,2 Hz, 0,3 Hz, 0,4 Hz, 0,5 Hz, 0,6 Hz, 0,7 Hz, 0,8 Hz, 0,9 Hz, 1 Hz, 1,25 Hz, 1,5 Hz, 2 Hz, 2,5 Hz, 3 Hz, 3,5 Hz ve 4 Hz frekanslarındaki saf sinüs test sinyali için tekrarlanacaktır) bu ekin 19.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Test sırasında, uygulanan test sinyalinin genliği sıfırdan başlayarak terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde yavaş yavaş arttırılmalıdır. Kayıt işlemi, terminal gerilim değişikliklerinin değeri ayarlandıktan sonra başlamalıdır. Her adımda, ilk olarak PSS kapalı konumda iken test gerçekleştirilir. Daha sonra, PSS kapalı iken uygulanan sinyalin genliği değiştirilmeden PSS açık konuma getirilir. Özellikle saf sinüs test sinyalinin uygulandığı durumlarda, lokal salınım modlarının bulunduğu 0,8 Hz – 2 Hz arasında sinyal genliği arttırılırken ünite aktif gücündeki salınımların şiddetine azami dikkat edilmelidir. Herhangi beklenmeyen bir durumda, acilen test sinyalinin uygulanmasının durdurulup, PSS’in kapalı konuma getirilmesi önerilir.
Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz frekans bandındaki salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5-4 Hz frekans bandındaki salınımlar için de ünite aktif gücü sinyaline FFT uygulanır. Başarı kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS açık konumda iken salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.
E.12.6.2.3 Hızlı Yükleme Testleri
Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi Merkezinden gerekli izinler alınır. Ünite testler sırasında primer ya da sekonder frekans kontrolüne katılmayacağı için hız regulatöründe gerekli düzenlemeler yapılır. PSS açık konumda iken, ünite minimum kararlı üretim düzeyine getirilir.
Ünite nominal aktif gücüne gelene kadar, üreticilerin belirlediği azami MW/saniye oranıyla yüklenir, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Ünite minimum kararlı üretim düzeyine gelene kadar, azami MW/saniye oranıyla yük atar, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
ç) Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, ünite yük alıp atarken büyük ölçekte reaktif güç salınımlarının gözlenmemesi beklenir. Aksi takdirde, PSS tasarımı gözden geçirilmelidir. Bu durum, özellikle hidroelektrik santrallarda tek girişli (delta P tipi) PSS kullanıldığı zaman sıklıkla görülmektedir. Bu nedenle, çift girişli (aktif güç ve frekans girişli), hızlandırıcı gücün integrali felsefesine sahip bir PSS tasarımı kullanılması önem taşımaktadır.
E.12.7 ASGARİ PERFORMANS ŞARTLARI
Üretim tesisinin/tesislerinin Güç Sistemi Dengeleyecilerinin başarı kriteri; söz konusu ünitelerin her birinin, E.12.6’da verilen Test prosedürüne göre yapılacak testler sonucunda, yine aynı bölümde yer alan performans şartlarını sağlamasıdır. Söz konusu ünitelerde gerçekleştirilen testler sırasında veya sonrasında, belirtilen performans şartlarını sağlamak amacıyla, daha önceden TEİAŞ’a raporlanmış güç sistemi dengeleyicisi ayar değerlerinde değişiklik yapılabilir. Üretim tesisinin başarı kriterine esas olan ayar değerleri, saha testleri ile doğrulanmış değerlerdir. Onay aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha farklı bir parametre seti önerebilir veya çalışma tekrar edilmesini talep edebilir.
Performans doğrulama raporlarında, asgari olarak aşağıdaki analiz ve test sonuçlarının bulunması gerekmektedir.
Üretim tesisi ile ilgili veriler (bu ekin 2, 3 ve 4. kısımlarında belirtilen veriler)
Not: Performans doğrulama raporlarında, PSS ve ikaz sistemi için performans doğrulama testleri sonucunda kesinleştirilmiş parametre değerlerinin verilmesi gerekmektedir.
Aşağıdaki maddelerde açıklanan Bode Diyagramları;
PSS devre harici iken (kapalı konumda iken), otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin gerilim referans değeri (AVR girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin terminal gerilimi olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için, kazanç ve faz karakteristikleri.
PSS devrede iken (açık konumda iken), PSS, otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin rotor hız ölçümü (PSS girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için kazanç ve faz karakteristikleri.
Bu ekin 6. kısmında belirtilen metodolojiye uygun olarak gerçekleştirilmiş adım tepkisi, frekans tepkisi ve hızlı yükleme testi sonuçları.
ç) Saha ölçümleri ve bilgisayar modelinin uyumluluğunu gösteren doğrulama çalışması ile ilgili sonuçlar.
Doğrulanmış model kullanılarak gerçekleştirilen modal analiz sonuçları ile bölgeler arası salınım modunun (~0.15 Hz) sönümleme oranının (ζ), PSS açık ve kapalı durumda değişimi.
e) PSS açık ve kapalı durumda gerçekleştirilen 1 saatlik gerilim ve aktif güç sinyalleri ölçümlerinin frekans spektrumunu gösteren grafik.
EK 13
JENERATÖR YÜKLENME EĞRİSİ
EK 14
ÜRETİM PLANLAMA PARAMETRELERİ
Aşağıdaki veriler dengeleme ve uzlaştırmaya taraf ünite ve/veya bloklar için hazırlanır:
1) Senkronizasyondan çıkan üniteyi ve/veya bloğu tekrar senkronize edebilmek için gerekli minimum süre,
2) Üretim tesisindeki farklı üniteler arasında veya kombine çevrim gaz türbini bloğu içindeki bir gaz türbini ve çevrim ünitesi arasında veya iki blok arasındaki minimum senkronizasyon süresi,
3) Senkronizasyon esnasında kombine çevrim gaz türbini bloğunda, blok yük olarak tanımlanan minimum üretimi,
4) Aşağıdaki koşullar için ünite ve/veya bloğun senkronizasyonunda maksimum yüklenme oranları;
Sıcak
Ilık
Soğuk
5) Boşta en kısa çalışma süresi,
6) Aşağıdaki koşullar için, ünite ve/veya blok maksimum yük düşme oranları;
a) Sıcak
b) Ilık
c) Soğuk
7) Aşağıdaki koşullar için, yıllık izin verilen maksimum çalışma şartları;
a) Sıcak
b) Ilık
c) Soğuk
EK 15
FREKANSA KARŞI ÇIKIŞ GÜCÜ GEREKLİLİĞİ
(1) Şebeke frekansının 49,5 Hz – 50,5 Hz aralığında olması durumunda, çıkış gücünün %100’lük sabit değeri korunmalı, ilave her %1’lik frekans düşüşü karşılığında ise en fazla %1’lik çıkış gücü düşüşü oluşmalıdır. Bu gereklilik, gaz türbinleri için 25 0C (77 0F)’nin altındaki tüm ortam sıcaklıklarında geçerlidir.
(2) Sistem frekansının düşmesi ile birlikte azalan türbin hızı nedeniyle gaz türbinlerinin aktif güç çıkışındaki düşüşün grafikte belirtilen doğrusal kararteristiğin altına düşmemesi için gereken önlemler alınmalıdır.
EK 16
ÖNEMLİ OLAY BİLDİRİM FORMATI
Önemli olayın saati ve tarihi,
Önemli olayın yeri,
Önemli olayın meydana geldiği tesis ve/veya teçhizat,
Önemli olayın özet açıklaması,
Hizmete dönüşün/toparlanmanın tahmini veya gerçekleşen saati ve tarihi,
Kesintiye uğramış arızalı/üniteleri ve kesintinin süresi,
Önemli olaydan kaynaklanan, devredeki ünitelerin emreamade olma durumunda şebekede ortaya çıkan azalma.
EK 17
YAN HİZMETLER PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
E.17.A. PRİMER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
(1) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri üç aşamadan oluşmaktadır. Bu aşamalar, aşağıda E.17.A.1, E.17.A.2 ve E.17.A.3 bölümlerinde açıklanan Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi, Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi ve Doğrulama Testidir. Primer Frekans Kontrolüne katılacak üretim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. İlgili üretim tesisinde birden çok ünite bulunuyorsa primer frekans kontrol performans testleri bu hizmete katılmakla yükümlü her ünite için gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin primer frekans kontrol performans test sertifikası her ünite için ayrı ayrı hazırlanır. Hazırlanacak test raporu tüm üniteler için yapılan testleri içerir..
(2) Testler sırasında talep edilen dokümanların yanında, primer frekans kontrol fonksiyonlarının gösterimi amacıyla ünite kontrol sistemlerinin, özellikle de türbin hız regülatörü ile kazan kontrol sistemi arasındaki işleyişin, basitleştirilmiş blok şemaları santral personeli tarafından sağlanmalıdır. Elde edilen blok şemalar ve test sinyalinin uygulama noktaları test raporunda belirtilmelidir.
(3) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında ünite tipine göre aşağıdaki sinyallerin kayıtları yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
a) Ünite Aktif Güç Referansı (Transdüser/PLC/DCS/Veri Kayıt Yazılımı üzerinden).
b) Aktif Güç Çıkışı (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).
c) Şebeke Frekansı (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).
ç) Uygulanan Test Frekansı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).
d) Vana Pozisyonları veya Yakıt Akışı/Miktarı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir.
(4) Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 10 veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri yukarıda belirtilen bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Harici olarak bağlanacak her bir veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
(5) Testler sırasında ünite parametreleri (basınç, sıcaklık ve benzeri) normal işletme değerleri dahilinde kalmalı ve normal işletme değerleri dahilinde kaldığı test raporunda beyan edilmelidir. Testler sırasında, ünite parametreleri teçhizatın güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır. Testin ya da ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması kullanılmamalıdır.
(6) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri, herhangi bir yazılımsal ve/veya donanımsal simülasyon yöntemi kullanılarak, test edilen ünitenin türbin hız regülatörünün şebeke frekansını algılamayacağı şekilde, ölçülen hız bilgisi yerine doğrudan simüle edilen hız bilgisinin aşağıdaki Şekil E.17.A.1’de görülen prensiple uygulanması yoluyla gerçekleştirilir.
Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.
Şekil E.17.A.1 - Frekans Simülasyonu Uygulama Yöntemi Prensip Şeması
(7) Primer frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde gerçekleştirilir ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.
E.17.A.1. Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi
Test Hedefi
(1) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin hedefi, ünitenin, primer frekans kontrolü için ayırabileceği azami primer rezerv miktarını, şebeke frekans kontrolü doğrultusunda belirlenmiş ölçütlere uygun şekilde, gerektiğinde sunabilir yetenekte olduğunun doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi gerçekleştirilirken ünite üzerinde aşağıdaki işlemler yapılır:
a. Ünite, Primer Frekans Kontrol işlevini sağlayacak konuma alınır.
b. Ölü bant değeri 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
c. Hız eğimi ve diğer ilgili parametreler, 200 mHz’lik frekans sapması durumunda primer frekans kontrol rezervinin %50 si en fazla 15 saniye içinde, tamamı en geç 30 sn içerisinde etkinleştirilmesi gerekliliği çerçevesinde, aşağıdaki tabloda belirtilen ve %4 ile %8 arasında değişebilecek hız eğimi değerleri ile tutarlı olacak şekilde ayarlanmalıdır.
ç. Aşağıda belirtilen durumlar hariç olmak üzere, azami Primer Rezerv Kapasitesi ünite nominal aktif gücünün %5 inden az, %10 dan fazla olamaz.
1. Nükleer güç santrallerine ait ünitelerde nominal aktif gücünün %2 si oranında azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir. Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.
2.TEİAŞ tarafından uygun görülmesi halinde %10 dan daha yüksek bir azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir. Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.
Tablo E.17.A.1 – Hız eğim değerleri
Testler için yapılan hız eğimi, ölü bant ve diğer ilgili parametre ayarları, primer frekans kontrol performans testlerinin tüm aşamalarında aynı kalmalı ve değiştirilmemelidir.
(3) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri, minimum ve maksimum çıkış gücü seviyelerinde iki aşamalı olarak aşağıdaki şekilde gerçekleştirilir:
Maksimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız eğim değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan sonra, ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, ünitenin nominal aktif çıkış gücünün veya mevcut işletme şartlarında sağlayabileceği maksimum aktif çıkış gücünün " RPmax + (%3 x PGN)" değeri kadar aşağısında bir Pset değerine ayarlanır.
Minimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız eğim değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan sonra, ünite çıkış gücü ayar noktası değeri ünitenin kararlı ve güvenli çalışabileceği minimum aktif çıkış gücünün "Rpmax + (%3 x PGN)" değeri kadar yukarısında bir Pset değerine ayarlanır. Ünitenin testler için belirlenen maksimum ve minimum çıkış gücü seviyeleri arasındaki fark "RPmax" değerinin iki katından az ise minimum çıkış gücü seviyesindeki testlerin yapılması zorunlu değildir.
Yukarıdaki her iki aşamada, türbin hız regülatörü girişine, şebekeden hız bilgisi almayacak şekilde f=-200 mHz’lik frekans sapması veya f=49,8 Hz’lik simule test sinyali basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az 15 dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülecek ve ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek f=+200 mHz’lik frekans sapması veya f=50,2 Hz’lik simule frekans değeri için aynı işlem tekrarlanır. Bu test adımlarına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.A.2 ve Şekil-E.17.A.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
Şekil-E.17.A.2. Maksimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi Simule Frekans Uygulanışı
Şekil-E.17.A.3. Minimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi Simule Frekans Uygulanışı
Test Sonuçları
(4) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri sırasında ünitenin aktif güç çıkışı, simüle frekans ve diğer ilgili sinyaller kaydedilir.
Test Kabul Kriterleri
(5) f=-200 mHz’lik ve f=+200 mHz’lik iki ayrı simüle frekans adımı için ayrı ayrı oluşturulan ve maksimum ve minimum seviyelerde gerçekleştirilen testlerden elde edilen verilerle ayrı ayrı oluşturulan bu grafikler kullanılarak testin başarısı aşağıdaki kurallara göre ayrı ayrı değerlendirilir:
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesinin %50’si en fazla 15 saniye içinde, tamamı ise en fazla 30 saniyelik süre içinde Şekil E.17.A.4 ve Şekil E.17.A.5 ’te gösterilen şekilde etkinleştirilebilmelidir.
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi en az 15 dakika boyunca Şekil E.17.A.6’de gösterilen toleranslar dahilinde sürdürülebilmelidir. Bu kriter değerlendirilirken grafikte yer alan veri kayıt noktalarının TRP_A , TRP_B ve TRP_C ile gösterilen zaman dilimlerinin her biri için ayrı ayrı olmak üzere en az %90 oranında tolerans sınırları dahilinde yer alması yeterli kabul edilecektir.
Şekil E.17.A.4 - f=49,8 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki
Şekil E.17.A.5 - f=50,2 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki
ç) Üniteler, Şekil-E.17.A.6'da görüldüğü şekilde, en fazla "Δtd" olarak belirtilen "Gecikme Süresi" süresi içinde (hidroelektrik üniteler için 4 saniye, diğer üniteler için 2 saniye) tepki vermeye başlamalıdır.
Şekil-E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin Değerlendirilmesi
E.17.A.2. Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi
Test Hedefi
(1) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin hedefi test edilen ünitenin frekans değişimlerine hassasiyetinin yeter ve gerek seviyede olduğunun doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testleri, primer tepkinin sürekli bir şekilde sağlanabilmesinde hiçbir tutarlı işletmesel engel olmayan maksimum çıkış gücü seviyesinde aşağıdaki şekilde geçekleştirilir:
Ünite hassasiyetinin tespit edilmesi için test sinyali, Şekil E.17.A.6’da gösterilen uygulama prensibi doğrultusunda f=-5 mHz’den başlayarak ünite kontrol vanalarında test sinyali ile bağıntılı bir tepki gözleninceye kadar frekans sapma miktarı artı ve eksi yönde 5 mHz’lik kademeler halinde arttırılarak uygulanır. Ünite tepkisi için vana hareketi ve/veya diğer ilgili sinyallerdeki değişimler ölçüt olarak kabul edilir. f=-5 mHz’lik frekans sapması veya f=49,995 Hz’lik simule frekans değeri aşağıda Şekil.E.17.A.5’te görüldüğü gibi basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az bir dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülecek ve ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek bu sefer de f=+5 mHz’lik frekans sapması veya f=50,005 Hz’lik simule frekans değeri aynı şekilde uygulanır. Eğer ünite ±5 mHz’lik frekans sapmalarına tepki vermez ise, aynı işlemler ±10 mHz’lik frekans sapmaları için tekrar edilir.
Şekil.E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi Uygulanışı
Test Sonuçları
(3) Test süresince vana pozisyonu ve diğer sinyallerin kayıtları alınır.
Test Kabul Kriterleri
(4) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin değerlendirilmesi aşağıdaki ölçütlere göre yapılır:
Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testlerinde frekans sapmasının uygulandığı anda vana pozisyonunda ve/veya diğer ilgili sinyallerde değişiklik gözlenmelidir.
Ünite duyarsızlığı ±10 mHz’i geçmemelidir.
E.17.A.3 Doğrulama Testi
Test Hedefi
(1) Doğrulama Testinin hedefi test edilen ünitenin test koşulları dışında, normal işletme şartlarında da sürekli olarak primer frekans kontrolüne uygun şekilde çalışabileceğinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Doğrulama Testi, Primer Frekans Kontrol Rezerv ve Hassasiyet testleri sonucunda, ünitenin bu hizmeti sağladığının gözlenmesi durumunda gerçekleştirilir. Ünite üzerinde yapılan ayarlamalar değiştirilmeden, türbin hız regülatörünün hız bilgisini şebekeden alacağı şekilde bağlantıları yapılarak 24 saat boyunca gerçek frekans ile normal çalışmasının kaydı yapılır. İletim sisteminden ya da sistem işletmecisinin vermiş olduğu talimatlardan kaynaklanan nedenlerle ünitelerin servis harici olması durumunda, kesinti olan süre testin sonuna eklenir. İletim sisteminden veya sistem işletmecisinin vermiş olduğu talimatlardan kaynaklanmayan servis harici olma durumlarında 24 saatlik test tekrar başlatılır. Doğrulama testleri için ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, azami primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği ve minimum çıkış gücü seviyesinin altında olmayan bir Pset değeri olarak ayarlanır. Ünitenin çalışma programı, Doğrulama Testi’nin yapılacağı süre boyunca Pset değeri aynı değerde sabit kalacak şekilde belirlenir.
(3) Gaz motorları için doğrulama testi en az üç üniteyi içerecek şekilde gruplar halinde yapılır.
Test Sonuçları
(4) Testler sırasında gerçekleşen pozitif ve negatif yöndeki en büyük frekans sapması için frekans ve çıkış gücü değerlerinin yer aldığı grafikler test raporuna eklenir.
Test Kabul Kriterleri
(5) Test edilen tüm üniteler için doğrulama testinin değerlendirilmesi Şekil.E.17.A.7’de belirtildiği gibi yapılır. Gaz motorları için doğrulama testinin değerlendirilmesi yapılırken, test edilen grupların toplam çıkış gücü değeri dikkate alınacak, ancak ölçümler ünite bazında kaydedilir.
Ünite/Gaz motor grubu için ölçülen Çıkış Gücü değerlerinin en az %90’ının
“Pset + PG ± %1 x PGN” değer aralığında olması gereklidir.
PG: Gerçekleşen frekans sapmasına verilmesi beklenen primer tepki.
Şekil.E.17.A.7- Primer Frekans Kontrol Doğrulama Testi Değerlendirilmesi
E.17.B. SEKONDER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
(1) Sekonder frekans kontrol performans testleri öncesinde, santral/blok/ünite TEİAŞ SCADA sistemine dahil edilmiş, santralın sekonder frekans kontrolüne katılımı amacıyla santralda gerçekleştirilmesi gereken arabirimin/sistemin tasarım dökümanı TEİAŞ’a sunularak TEİAŞ tarafından onaylanmış ve bu sistemin TEİAŞ tarafından onaylanan tasarım dökümanı uyarınca TEİAŞ MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programının gerekliliklerine tam uyumlu olarak gerçekleştirilmiş olması gerekir.
(2) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri, "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)" gönderilen her bir birim (santral/blok/ünite) için ayrı ayrı gerçekleştirilir.
(3) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, ünitelerin primer frekans kontrolü için kullanacakları rezerv hariç olmak üzere, her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitler dikkate alınarak hesaplanır. Dolayısıyla, Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite) her bir ünitesi için ayarlanabilir ve elle girilebilir yapıda tasarlanmış ayrı ayrı minimum ve maksimum limitler tanımlanmış olmak zorundadır. İlgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, sekonder frekans kontrolüne katılım için planlanan en büyük aralık sağlanacak şekilde ayarlanır. İlgili birim (santral/blok/ünite) için ayarlanan bu aralık “Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RSA)” olarak belirlenir.
(4) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) değeri, sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) minimum kapasite (MINC) değeri ise sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbini olması durumunda, buhar türbininin aşağıda belirtildiği şekilde tahmin edilen minimum ve maksimum kapasite değerleri de ilgili toplam kapasite değerlerine dahil edilir.
(5) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbinleri (örneğin; doğal gaz kombine çevrim blokları) ise buhar türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda üretebileceği yaklaşık tahmini değer buhar türbininin maksimum limit değeri olarak, buhar türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda üretebileceği yaklaşık tahmini değer ise buhar türbininin minimum limit değeri olarak dikkate alınır.
(6) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite), sekonder frekans kontrolü için belirlenen maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerlerinin her bir ünite için elle girilen minimum ve maksimum limit değerleri kullanılarak ve ünitelerin sekonder frekans kontrol işletme durumları (Auto/Manual) dikkate alınarak doğru bir şekilde hesaplandığı gerçekleştirilecek testler ile kontrol edilir.
(7) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbinlerinin de (örneğin; doğal gaz kombine çevrim blokları) testler sırasında devrede olması ve kayıtlarının alınması esastır. Dolayısıyla, ilgili birime gönderilen Uzak Güç Talebi Ayar Değeri’nin buhar türbinlerinin üretimlerinin de dikkate alınarak doğru bir şekilde ünitelere dağıtılması esas olup gerçekleştirilecek testler ile bu dağıtımın doğru yapıldığı kontrol edilir.
(8) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite), Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (MAXC ile MINC arasındaki fark, RSA), maksimum Yüklenme Hızı Oranı ile 5 dakika içinde sağlayabileceği rezerv miktarını aşmayacak şekilde ayarlanmalıdır. İlgili birimin (santral/blok/ünite), 106 ncı maddede belirtilen yüklenme hızı oranı ile çalışmasını sağlayabileceği uygun bir rampa ya da eğim işlevselliği olmalı ve yüklenme hızı oranı ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır.
(9) Testler sırasında ünite parametreleri normal işletme değerleri dahilinde kalmalı, testler nedeniyle, ünite parametreleri (basınçlar, sıcaklıklar, gerilim ve benzeri) teçhizatın güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır. Testin ya da test edilen santral/blok/ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması kullanılmamalıdır.
(10) Sekonder Frekans Kontrolü performans testlerinin yapıldığı üretim tesislerinde, ünitenin nominal aktif gücüne (Pn) ulaşmasına müsaade etmeyen çevre şartları, göl kotu ve benzeri etkenler gibi durumlarda, testler sırasındaki koşullara göre ulaşılabilen maksimum aktif çıkış gücü dikkate alınarak testler gerçekleştirilir.
(11) Sekonder frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde gerçekleştirilir, sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.
Test Hedefi
(12) Sekonder Frekans Kontrolüne katılacak ve TEİAŞ MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programı aracılığıyla SCADA sistemi üzerinden ayar değeri gönderilecek santralda kurulan Sekonder Frekans Kontrol Sisteminin/Arabiriminin istenen fonksiyonları ve belirlenen performans ölçütlerini sağlayıp sağlamadığı tespit edilir.
Test Aşamaları
(13) Sekonder frekans kontrol performans testlerinde izlenecek temel test adımları aşağıdaki gibidir.
a) Santral/blok/ünite Limitlerinin Hesaplanmasının Kontrolü
Santral/blok/ünite limitlerinin (MAXC, MINC, MAXCpr ve MINCpr) hesaplanmasının ünite limitleri, fiili üretimleri, çalışma konumları ve PFCO durumları dikkate alınarak yapıldığı testler sırasında kontrol edilir.
b) Yüklenme Hızı Testleri
(14) Yüklenme hızı testleri, santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılırken ve bu santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılmadan olmak üzere iki ayrı işletme durumunda yük alma ve yük atma yönünde yapılır.
Bu işletme durumlarında izlenecek temel test adımları aşağıda verilmektedir:
b.1. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Atma Hızı Testi (PFCO = OFF)
Testlere başlamadan önce, ilgili santral/blok/ünitenin hizmeti sunabileceği maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın, azami sekonder frekans kontrol rezerv kapasitesi (RSA) sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır. Belirlenmiş olan bu MAXC ve MINC değerleri primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük alma hızı oranı testinde de kullanılır.
Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyalinin (PD Validity)” aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.2. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO = OFF)
Bu test sırasında ilgili santral/blok/ünitenin maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC değerine ayarlanacak ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)" aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.3. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Atma Hızı Oranı Testi (PFCO = ON)
Bu teste başlamadan önce ilgili santral/blok/ünitede primer frekans kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), santral/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız eğim ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünitenin primer frekans kontrollü iken maksimum kapasite değeri MAXCpr ve primer frekans kontrollü iken minimum kapasite değeri MINCpr, santral/blok/ünitenin primer frekans kontrol rezerv miktarları dikkate alınarak aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
MAXCpr = MAXC + RP
MINCpr = MINC - RP
Hesaplanan bu değerler primer frekans kontrollü iken sekonder frekans kontrol rezerv aralığı RSApr sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır.
Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve ilgili santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyalinin (PD Validity)” aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.4. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO = ON)
Bu teste başlamadan önce ilgili santral/blok/ünitede primer frekans kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), santral/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız eğim ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise sıfır mHz olarak ayarlanır.
Bu test sırasında ilgili santral/blok/ünitenin maksimum kapasite MAXCpr ve minimum kapasite MINCpr değerleri, primer frekans kontrolün devrede olduğu Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC değerine ayarlanır ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)" aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
c) Alarm ve Durum Bilgileri Testleri
(15) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin alarm ve durum bilgilerinin aşağıdaki Tablo E.17.B.1’de belirtildiği şekilde santralda doğru bir şekilde üretildiği ve bu bilgilerin TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine gönderildiği test edilir.
Tablo E.17.B.1 - Alarm ve durum bilgileri
c.1. Uzak Güç Talebi Geçersiz Alarmı Testi (LRPD)
İlgili santral/blok/ünitenin MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanır.
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin MAXC ile MINC’nin ortalaması ((MAXC + MINC) / 2) ayar değeri olarak gönderilir ve çıkış gücünün bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
Santral/blok/ünite ayarlanan çıkış gücü değerinde çalışmaya devam ederken, MYTM’den ilgili santral/blok/üniteye gönderilen “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” kesilerek, santral kontrol sisteminin en az 60 saniye süresince bu sinyali alamaması sonucunda LRPD sinyalini “INVALID” olarak ürettiği, bunun akabinde santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme durumunun “LOCAL” konuma geçtiği ve bu bilgilerin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Bu durumdayken santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınması santral operatöründen istenir. “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” etkin olmadığı için santral/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna alınamadığı ve “LOCAL” işletme konumunda çalışmaya devam ettiği kontrol edilir.
MYTM’den ilgili santral/blok/üniteye gönderilen “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” tekrar etkin hale getirilir. Santral kontrol sisteminin LRPD sinyalini “OK” olarak ürettiği, bununla beraber santral/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna otomatik olarak geçmeyip “LOCAL” işletme konumunda çalışmaya devam ettiği ve bu bilgilerin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Bu durumdayken santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınması santral operatöründen istenir. Santral/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna geçtiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.2. Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu Testi (LREM)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır. Bu bilgilerin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok içerisindeki buhar türbini hariç diğer ünitelerden en az birinin işletme durumu “AUTO” konumuna alınmadan ilgili santralin/bloğun sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınamadığı kontrol edilir.
c.3. Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu Testi (LLOC)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu “LOCAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.4. Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu Testi (LMAN)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu “MANUAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.5. Maksimum Kapasite Alarmı Testi (LMAX)
Maksimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen santral/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye “MAXC” değeri gönderilir.
Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MAXC – (%1 x RSA)” değerine ulaştığında ve bu değerin üzerinde olduğunda santral kontrol sisteminde LMAX sinyalinin “MAXIMUM” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
“MAXC - (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye gönderilir. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MAXC – (%1 x RSA)” değerinin altına düştüğünde santral kontrol sisteminde LMAX sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.6. Minimum Kapasite Alarmı Testi (LMIN)
Minimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MINC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen santral/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye “MINC” değeri gönderilir.
Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MINC + (%1 x RSA)” değerine ulaştığında ve bu değerin altında olduğunda santral kontrol sisteminde LMIN sinyalinin “MINIMUM” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
“MINC + (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye gönderilir. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MINC + (%1 x RSA)” değerinin üzerine çıktığında santral kontrol sisteminde LMIN sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.7. Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi (LPWR)
İlgili santral/blok/ünitenin MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanır.
Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin MAXC ile MINC’nin ortalaması ((MAXC + MINC) / 2) ayar değeri olarak gönderilir ve çıkış gücünün bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
Santral/blok/ünite bu durumda çalışmaya devam ederken, MYTM’den uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek santral/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden büyük fark oluşması sağlanır. Bu durumda santral kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “MISMATCH” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’den tekrar uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek santral/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden küçük fark oluşması sağlanır. Bu durumda santral kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.8. Mikro-işlemci Arızası Alarmı Testi (LMIC)
Test edilecek ilgili santral/blok/üniteye ait “LFC Mikro-İşlemci Arızası (LMIC)” sinyali, fiili arıza oluşturulamayacağı için benzetim yolu ile kontrol edilecektir.
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
Yapılan arıza benzetimi sonucunda santral kontrol sisteminin “LMIC” sinyalini “FAILURE” olarak ürettiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Yapılan arıza benzetiminin sona erdirilmesi durumunda ise santral kontrol sisteminin “LMIC” sinyalini “OK” olarak ürettiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
d) Güç Dağıtım Testi
Güç Dağıtım Testi, ünite sayısı 2 ve üzerinde olan santrallar/bloklar için uygulanır.
Güç dağıtım testi öncesinde test edilecek ünitelerin primer frekans kontrol işletimi devre dışı olacak şekilde gerekli ayarlamalar yapılacaktır. İlgili santral/blok MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanacaktır.
Sekonder Frekans Kontrol Performans Testlerinin bu kısmında öncelikle, sekonder frekans kontrol işletimine katılabilen üniteler, her grupta eşit sayıda ünite bulunacak şekilde iki gruba ayrılır. Ünitelerin sekonder frekans kontrol işletme durumları grup halinde dönüşümlü olarak "AUTO" konumuna alınarak testler 2 aşamada gerçekleştirilir. Diğer bir deyişle, birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "AUTO" konumunda iken ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece birinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir. Testin ikinci aşamasında ise ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "AUTO" konumunda iken birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece ikinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir.
Bu testin birinci aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
vi. MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santralın/bloğun o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
vii. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.
viii. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
ix. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MINC” değeri gönderilir.
x. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
Bu testin ikinci aşamasına başlamadan önce işletme durumları “AUTO” konumunda olan üniteler “MANUAL” konuma, “MANUAL” konumda olan üniteler ise “AUTO” konumuna alınarak aşağıdaki adımlar uygulanır:
İlgili santral/blok için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumlarının “AUTO” konumunda ve ilgili santral/blok sekonder frekans kontrol işletme durumunun da “REMOTE” konumunda olduğu kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden santral/blok için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santralın/bloğun o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.
Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MINC” değeri gönderilir.
Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
İşletme durumu “MANUAL” olan ünitelerdeki üretim değişimlerinin, santralın/bloğun üretiminin MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ni izlemesini etkilemediğine yönelik olarak aşağıdaki test yapılır:
İşletme durumu "AUTO" konumundaki ünitelerden bir veya birkaç tanesi "MANUAL" konumuna alınarak operatör müdahalesi yoluyla ünite limit değerlerine kadar yük alma ve/veya yük atma işlemi yaptırılarak "AUTO" konumundaki diğer ünitelerin "MANUAL" konumundaki bu ünitelerin oluşturduğu yük değişikliğini telafi edip etmediği kontrol edilir. İhtiyaç duyulması durumunda aynı işlemler diğer üniteler için de tekrar edilir.
Test Sonuçları
(16) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında, gerçekleştirilecek test adımına göre aşağıdaki sinyallerin yanı sıra, gerekli görülebilecek diğer sinyallerin de kayıtları alınır;
Aktif Güç Çıkışı Brüt Değerleri
Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)
Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri (Pset Geri Bildirim)
Şebeke/Simüle Frekans
Hız Eğimi Ayar Değerleri
Maksimum Kapasite Değeri (MAXC)
Minimum Kapasite Değeri (MINC)
Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)
Alarm ve Durum Bilgileri;
Uzak Güç Talebi Bilgisi Geçersiz Alarmı (LRPD)
Maksimum Kapasite Alarmı (LMAX)
Minimum Kapasite Alarmı (LMIN)
Mikro-İşlemci Arızası Alarmı (LMIC)
Güç Uyumsuzluk Alarmı (LPWR)
Ünite İşletme Durumu (Auto/Manual)
Sekonder Frekans Kontrol İşletim Durumu (LREM, LMAN, LLOC)
Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu (PFCO)
(17) Sekonder frekans kontrol performans testleri neticesinde hazırlanacak test raporunda, asgari aşağıdaki test sonuçlarının yer alması esastır:
Test edilen santral/blok/üniteye gönderilen ayar değeri (Pset RPD) uyarınca, santral/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin grafiği, (santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılırken ve bu santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılmadan olmak üzere her iki işletme durumu için test aşamaları bölümünde belirtilmiş olan yüklenme hızı testlerinin her biri için oluşturulur)
"Yüklenme Hızı ve Oranı",
Yüklenme hızı, santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının " Pset RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı andan itibaren hedef çıkış gücüne ulaştığı ana kadar geçen süre içerisinde gerçekleşen yük değişiminin bu süreye oranıdır.
Yukarıda hesaplanan yüklenme hızı (MW/dk), aşağıdaki formül kullanılarak yüklenme hızı oranına dönüştürülür.
Yüklenme hızı oranı (%/dk) = 100*(yüklenme hızı/Pnom)
Pnom= santral/blok/ünitenin nominal aktif gücü
İlgili santral/blok/üniteye "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)" gönderildiği an ile santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının " Pset RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı ana kadar geçen süre olan "Gecikme Süresi".
Tepki Süresi, İlgili santral/blok/ünite tepki vermeye başladığı andan toplam aktif güç çıkışının hedef çıkış gücüne ulaşma anına kadar geçen süredir.
Aşağıdaki Tablo E.17.B.1 ve E.17.B.2’nin "PFK ON" ve "PFK OFF" konumlarındaki Yük Alma ve Yük Atma testlerinde elde edilen sonuçlara göre ayrı ayrı doldurulması gerekmektedir.
Tablo E.17.B.2 - Yük alma ve yük atma hızları
Tablo E.17.B.3 - Sekonder frekans kontrol aralığı
Santralda kurulan Otomatik Üretim Kontrolü Sistemi/Arabirimi İnsan Makine Arayüzünde (HMI) aşağıdaki bilgilerin görüntülendiği kontrol edilir:
AGC kontrol blok diyagramı,
AGC sisteminin çalışma modu,
Ayar değeri ve ünitelere dağılımı,
Lokal ayar değeri (Operatörler tarafından elle girilebilir olacaktır),
Ünite bazında sekonder frekans kontrol limitleri (Operatörler tarafından elle girilebilir olacaktır),
Santral/blok/ünite sekonder ve primer frekans kontrol maksimum ve minimum kapasite değerleri (MAXC, MINC, MAXCpr ve MINCpr),
Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol bandı,
“PD Validity” sinyalinin durumu,
AGC Sistemine/Ara birimine ilişkin alarmlar,
Ayrılan toplam primer frekans kontrol rezervi,
Ünitelerin primer frekans kontrolüne katılım durumu sinyalleri (PFCO),
Ünite yük alma /atma hızları,
Hız regülatörleri hız eğimi ayar değerleri,
Toplam santral üretimi,
Kontrol hatası (Ayar değeri ile santral üretimi arasındaki fark).
Test Kabul Kriterleri
(18) TEİAŞ tarafından MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) sistemi üzerinden test edilen santral/blok/üniteye gönderilen ayar değeri uyarınca, primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük alma hızı oranı testinde ( bölüm b.2.) elde edilen verilere göre oluşturulan santral/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin grafiği aşağıdaki Şekil E.17.B.1.’de gösterilen toleranslar dahilinde olmak zorundadır.
Şekil E.17.B.1 – Test kabul kriteri grafiği
(19) Test edilen alarm ve konum bilgileri üretim tesisinde doğru bir şekilde üretildikten sonra TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine doğru bir şekilde gönderilmeli, Sekonder Frekans Kontrolü'ne katılacak test edilen santral/blok/ünitenin iletişim altyapısı bu hizmeti sunmaya yeterli olmak zorundadır.
(20) Güç dağıtım testinde, ilgili santral/blok/ünitenin uygulanan çıkış gücü değişikliklerinde oluşan yüklenme hızı oranları, "Auto" konumunda olan ünite sayısı ile doğru orantılı olacak şekilde hesaplanan yüklenme hızı oranı ile ±%10’luk toleranslar dahilinde örtüşmelidir.
E.17.C.1 REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Santralda birden çok ünite varsa, reaktif güç destek hizmeti performans testleri her ünite için gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası her ünite için ayrı ayrı hazırlanır. Hazırlanan test raporu tüm üniteler için yapılan testleri içerir. Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gereklidir:
Test edilecek ünitenin her zaman çalışması beklenen işletme koşullarında test edilmesi amacıyla ilgili ünite, her türlü dış kontrol döngüsünden bağımsız olarak, Jeneratör Terminal Gerilimi Regülasyonu Modunda (AVR Auto Mode) çalıştırılabilir ve jeneratör terminal gerilimi ayar değeri arttırılıp/azaltılarak reaktif güç yüklenmesi sağlayabilir nitelikte olmak zorundadır. Yükseltici transformatöründe, yükte kademe değiştirici olan üniteler için kademe değiştirilerek ve gerektiğinde jeneratör terminal gerilim ayar değeri değiştirilerek ünitenin reaktif yüklenmesi sağlanabilir.
Test esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve test için daha uygun seviyelere getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon sağlanır. İlgili üretim tesisinde teste tabi olmayan diğer üniteler bu amaçla gerilim değişimlerini minimize etmek ve de test koşullarını iyileştirmek üzere çalıştırılır.
Performans testleri, test edilecek ünitenin normal çalışma sırasında maruz kaldığı işletme koşullarında gerçekleştirilir.
Test edilecek ünitenin jeneratör yüklenme eğrisi ve tüm ilgili koruma değerleri (V/f limitleme, V/f trip, Aşırı İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım Limitleme, Yüksek Gerilim Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip ve Düşük Gerilim Trip ve benzeri) test öncesinde santral yetkilileri tarafından testi gerçekleştirmeye yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan sonra testlere başlanır. Bu bilgiler test raporuna da eklenir.
Test edilecek ünitenin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, o üniteye bağlı olan jeneratörün nominal güç faktörü ve nominal görünür güç (MVA) değeri, soğutma tipi, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması test öncesinde santral yetkilileri tarafından testi gerçekleştirmeye yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan sonra testlere başlanır. Bu bilgiler test raporuna da eklenir.
Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 1 veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri belirtilen bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup, santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır Harici olarak bağlanacak veri kayıt techizatı doğruluk sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Testler sırasında jeneratörün zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına dikkat edilmelidir. İlgili santralda varsa diğer üniteler ya da BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılmalıdır.
Senkron kompansatör olarak çalışma yeteneği olan üniteler için testler, hem jeneratör durumunda hem de senkron kompansatör durumunda gerçekleştirilir. Senkron kompanzasyon hizmeti için testler jeneratör durumuna göre belirlenmiş değerlerden farklı olan zorunlu MVAR değerlerine ulaşılmasının teyidi doğrultusunda gerçekleştirilir.
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir.
E.17.C.1.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
Jeneratör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç, ünitelerin bara gerilimini kontrol edebilmek amacıyla belirlenen zorunlu MVAR değerlerine (Şekil E.17 C.1.1), nominal aktif gücü ve minimum kararlı üretim düzeyleri (MKÜD) arasındaki aktif güç seviyelerinde ulaşabilir olduğunun teyit edilmesidir.
Senkron Kompansatör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç, ünitelerin Yönetmeliğin 20. maddesinde tanımlanan zorunlu reaktif güç değerlerine, (Şekil E.17 C.1.2) belirlenen tolerans dahilinde gerektiğinde ulaşabilir olduğunun teyit edilmesidir.
Şekil E.17.C.1.1 – Test Hedeflerinin Şekil E.17.C.1.2 – Test Hedeflerinin
Karşılandığı Durumlar (Jeneratör) Karşılandığı Durumlar (Senkron Komp.)
Test Aşamaları
Jeneratör olarak yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi, test edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim düzeyinde ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama değerde olmak üzere toplam üç aktif güç seviyesinde gerçekleştirilir. Ünitenin emreamade kapasitesinin nominalin altında olması durumunda, testler emreamade kapasite seviyesinde gerçekleştirilebilir. Ancak Geçici 6 ncı madde kapsamına giren veya 20 inci maddeye göre lisans gücü tadilatı yapılan üretim tesisleri, test esnasında nominal seviye olarak jeneratörün aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerini üretebileceği maksimum aktif güç seviyesini kullanırlar. Senkron kompansatör olarak yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi ise ünite senkron kompansatör olarak çalışıyorken aşırı ve düşük ikazlı durumda gerçekleştirilir.
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir. Senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin performans testi, ünite senkron kompansatör olarak çalışıyorken, aşırı ve düşük ikazlı durumda, aşağıda belirtilen şekilde gerçekleştirilir.
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi
Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenecek ve frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanır ve bu durumda en az 2 dakika beklenir. Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine ulaşılıncaya kadar kademeli bir şekilde arttırılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe değiştirici pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları önlemek için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir). Bu test adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak arttırılırken aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenecek ve bu değer test sonuçlarında belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam edilmesinin ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ortalama değerlere göre doldurulur.
Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değerine ulaşılması ile sonuçlandırılır.
Şekil E.17.C.1.3 – Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı
Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi
Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenir ve frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanacak ve bu durumda en az 2 dakika beklenir. Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine ulaşılıncaya kadar kademeli bir şekilde azaltılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe değiştirici pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları önlemek için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir). Bu test adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.4’te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak azaltılırken düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenir ve bu değer test sonuçlarında belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam edilmesinin ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo E.17.C.1.2 ortalama değerlere göre doldurulur.
Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değerine ulaşılması ile sonuçlandırılır.
Şekil E.17.C.1.4 – Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı
Test Sonuçları
Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin kayıtları, yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
a) Aktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
b) Reaktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)
c) Bara Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)
ç) Jeneratör Terminal Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
d) İkaz Akımı veya Gerilimi (Akım-Gerilim Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)
e) Stator Akımı (Akım Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden )
f) İç İhtiyaç Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
g) Güç Faktörü (PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Test Aşamaları bölümünde belirtilen adımlar doğrultusunda yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi neticesinde hazırlanacak test raporunda, test edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim düzeyinde ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama değerde sabitlenerek başlayan her bir test aşaması için aşağıda yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ve Tablo-E.17.C.1.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Benzer şekilde senkron kompansatör olarak test edilen ünite için de belirtilen tabloların doldurulması esastır.
Tablo E.17.C.1.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
TabloE.17.C.1.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna üretici tarafından temin edilen aşağıdaki bilgi ve belgeler de eklenir:
Jeneratör Yüklenme Eğrisi
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Ünitenin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen nominal aktif gücü (Pnom)
Türbin tipi (Hidroelektrik, Gaz, Buhar)
Ünitenin Minimum Kararlı Üretim Düzeyi (MW)
Jeneratörün nominal görünür gücü (MVA)
Jeneratörün nominal terminal gerilimi (kV)
Jeneratör anma (rated) rotor (field) akımı/gerilimi
İkaz sistemi (exciter) anma (rated) akımı/gerilimi
Jeneratörün bağlı olduğu yüksek gerilim barasının (yükseltici ana transformatör sonrası gerilim) nominal gerilimi
Jeneratörün nominal güç faktörü değeri
Jeneratörün soğutma tipi (doğrudan hava / su-hava / su-hidrojen)
Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
Yükseltici (Step-Up) Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi
Yükseltici Transformatörün test sırasındaki mevcut kademe değeri
Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman) (V/f limitleme, V/f trip, Aşırı İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım Limitleme, Yüksek Gerilim Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip, Düşük Gerilim Trip)
Test Kabul Kriterleri
Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi kabul kriterleri, aşağıda belirtildiği şekildedir:
Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerine, bu değerlerin %10’luk toleransı dahilinde ulaşmalıdır.
Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerini en az 10 dakika boyunca sağlamalıdır.
(a) ve (b) bentlerinde belirtilen kriterlere ulaşılamaması halinde dahi, testin başarılı kabul edileceği istisnai durumlar aşağıda belirtildiği şekildedir.
1. Aşırı ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi üst çalışma sınırına ulaşması ve bu sebeple aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.
2. Düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi alt çalışma sınırına ulaşması ve bu sebeple düşük ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.
3. Benzer şekilde, aşırı/düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen test edilen üniteye bağlı iç ihtiyç barasının kabul edilebilir maksimum/minimum gerilim seviyesine ulaşması sebebiyle aşırı/düşük ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.
E.17.C.2. RÜZGÂR ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSLERİ İÇİN REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Rüzgâr Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri üretim tesisinin sisteme bağlantı noktasında/noktalarında üretim tesisi bazında gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası ve test raporu üretim tesisi bazında hazırlanır. Reaktif güç destek hizmeti performans testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gereklidir.
Reaktif güç destek hizmeti performans testleri öncesinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından ilgili Bölgesel Yük Tevzi Merkezi ve/veya TEİAŞ MYTM’den onay alınmış olması gerekmektedir.
Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için reaktif güç destek hizmeti performans testleri, Reaktif Güç Kapasite Testleri ve Gerilim Kontrolü Testi olmak üzere iki kısımdan oluşmaktadır.
Bu testler sırasında, tüm üniteler devrede olmalı, bu mümkün değilse, ünitelerin en az %80’i devrede olmak zorundadır. Ayrıca üretim tesisi gerilim kontrolcüsü devrede olmalı, sistem gerilimi ve TEİAŞ tarafından iletilen gerilim referans ve droop değerleri doğrultusunda çalışıyor olmak zorundadır.
Testler esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve sistem geriliminin test için daha uygun seviyelere (0,95pu – 1,05pu) getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon sağlanır.
Testler sırasında üretim tesisinin ilgili yan hizmet anlaşma metinlerinde tanımlı zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına özellikle dikkat edilmelidir. BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılır.
Test edilecek üretim tesisinin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, üretim tesisinde kullanılan ünite teknolojileri, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması ve tüm ilgili koruma sistemleri parametreleri test öncesinde elde edilecek ve bu bilgiler, test raporuna eklenir.
Veri kayıt cihazı, ölçülen değerleri, zaman bilgisiyle kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır.
Reaktif Güç Kapasite Testlerinde kullanılan veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Performans testleri tamamlandıktan sonra Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Test Tutanağı doldurularak teste katılan taraflarca imzalanmalıdır.
E.17.C.2.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
Bu testin hedefi, rüzgara dayalı üretim tesisinin Şebeke Yönetmeliği Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde reaktif güç kapasitesinin sağlandığının doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Bu test, sisteme bağlantı noktasında, üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve rüzgar koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere, üç farklı aktif çıkış gücü değeri için gerçekleştirilir.
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir.
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar; gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla arttırılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi varsa, testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır).
4.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra aşırı ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
b) Düşük İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar, gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla azaltılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır.)
4.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra düşük ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
Test Sonuçları
Reaktif Güç Kapasite Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kayıt edilecektir. Bu sinyallerin yanısıra gerekli görülen diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek, TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Reaktif Güç Kapasite Testleri esnasında ölçümü yapılan yukarıdaki sinyaller için örnekleme sıklığı en az saniyede 1 veri olmak zorundadır (1 saniye veya daha kısa sürede en az bir veri).
Testler sonucunda hazırlanacak olan test raporunun sonuç kısmında, test edilecek üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve rüzgar koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere üç farklı aktif çıkış gücü değeri için aşağıda yer alan Tablo E.17.C.2.1 ve Tablo E.17.C.2.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Tablo E.17.C.2.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Tablo E.17.C.2.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna aşağıdaki bilgiler de eklenir:
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Üretim tesisinin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen kurulu gücü (MW)
Ünite Teknolojileri
Sistem(Bağlantı Noktası) nominal gerilimi (kV)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
Ana Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi
Ana Transformatör empedansı (%), X/R Oranı, ve nominal görünür güç değeri ( MVA)
Ana transformatör kademe bilgileri (Yükte/yüksüz, değişim yüzdeleri)
Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman)
Test Kabul Kriterleri
Test edilen üretim tesisi, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerinin en az %90’ına ulaşmalıdır.
Test edilen üretim tesisi, sistem koşulları sebebiyle, üniteler gerilim limitlerine ulaşmış olmasına rağmen, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarılı kabul edilir. Bunun dışında üretim tesisi, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarısız kabul edilir. Her iki durumda, üretim tesisinin zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamasının sebebi, belgelendirilerek test raporunda belirtilmelidir.
E.17.C.2.2 Üretim Tesisi Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi
Test Hedefi
Bu testin hedefi, rüzgara dayalı üretim tesisinin TEİAŞ tarafından belirlenen bara referans değeri ve droop değeri doğrultusunda ve Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde gerilim kontrolünü gerçekleştirdiğinin doğrulanmasıdır. Bu test bağlantı anlaşması 3/1/2013 tarihinden sonra yapılmış olan rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerinde yapılır.
Test Aşamaları
Bu test, sisteme bağlantı noktasında, üretim tesisi aktif çıkış gücü, rüzgar koşullarına bağlı olarak kurulu gücünün %60’ı ile %100’ü arasında bir değerde iken, gerilim düşümü (droop) %2 ve %7 arasında bir değere ayarlanarak gerçekleştirilir.
Bu test, gerilim kontrolcüsünün sistem gerilimini algılamayacağı şekilde, ölçülen bağlantı noktası bara gerilimi yerine simüle edilen bara gerilimi bilgisinin uygulanması yoluyla gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.
Gerilim referans değeri ile bara gerilimi test sinyali aynı değere ayarlanarak, üretim tesisinin toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olması sağlanır.
Toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr değerine ulaştıktan sonra test sinyaline bağlantı noktası nominal geriliminin ±%1’i kadar basamak değişimler uygulanır. Basamak değişimler en az 1 dakika süre ile uygulanır.
Test Sonuçları
Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kayıt edilir. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek, TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Test Kabul Kriterleri
Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü, gerilim düşümü (droop) değerine bağlı olarak ±%1’lik gerilim referans değişimleri sonucu Tablo E.17.C.2.3’de belirtilen değerlere Şekil E.17.C.2.1’de kırmızı çizgilerle belirtilen tolerans dahilinde ulaşmalıdır.
Tablo E.17.C.2.3 - Gerilim düşümü değişikliği sonucu ulaşılması beklenen reaktif çıkış gücü değerleri
Şekil E.17.C.2.1 – Gerilim Kontrolcüsü Performans Kriterleri
E.17.C.3. GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI FOTOVOLTAİK ÜRETİM TESİSLERİ İÇİN REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri üretim tesisinin sisteme bağlantı noktasında/noktalarında üretim tesisi bazında gerçekleştirilir ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası ve test raporu üretim tesisi bazında hazırlanır. Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri, Reaktif Güç Kapasite Testleri ve Gerilim Kontrolü Testi olmak üzere iki kısımdan oluşmaktadır. Reaktif güç destek hizmeti performans testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gerekmektedir.
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından ilgili BYTM ve/veya MYTM’den onay alınmış olması gerekmektedir.
Bu testler sırasında, üretim tesisinin kurulu gücünün en az %80’i devrede olmak zorundadır. Ayrıca üretim tesisi gerilim kontrolcüsü sistem gerilimi ve TEİAŞ tarafından iletilen gerilim referans ve droop değerleri doğrultusunda çalışacak şekilde devrede olmak zorundadır.
Testler esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve sistem geriliminin test için daha uygun seviyelere (0,95pu – 1,05pu) getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyonun sağlanması gerekmektedir.
Testler sırasında üretim tesisinin ilgili yan hizmet anlaşma metinlerinde tanımlı zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına özellikle dikkat edilmelidir. BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılır.
Test edilecek üretim tesisinin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, üretim tesislerinde kullanılan invertör ve panel teknolojileri, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması ve tüm ilgili koruma sistemleri parametreleri test öncesinde elde edilerek test raporuna eklenir.
Veri kayıt cihazının ölçülen değerleri zaman bilgisiyle kaydedebilecek özellikte olması gerekmektedir.
Reaktif Güç Kapasite Testlerinde kullanılan veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfının en az %0,2 olması gerekmektedir. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikasının son üç yıl içerisinde güncellenmiş olması gerekmektedir. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığına dair belgeler test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Performans testleri tamamlandıktan sonra Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Test Tutanağı doldurularak teste katılan taraflarca imzalanmalıdır.
E.17.C.3.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
Bu testin hedefi, güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisinin Elektrik Şebeke Yönetmeliği Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde reaktif güç kapasitesinin sağlandığının doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Bu test üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve çevre koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere, üç farklı aktif çıkış gücü değeri için gerçekleştirilir.
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir.
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. İnvertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine, TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde, ulaşana kadar gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla arttırılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan invertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi varsa testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın inisiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır).
4.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra aşırı ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
Düşük İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. İnvertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine, TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde, ulaşana kadar gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla azaltılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan invertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın inisiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır.)
4.Toplam reaktif çıkış gücü düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine, TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde, ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra düşük ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
Test Sonuçları
Reaktif Güç Kapasite Testleri sırasında aşağıda belirtilen sinyaller kaydedilecektir. Bu sinyallerin yanı sıra gerekli görülen diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler belirtildiği şekilde isimlendirilerek TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text ve csv) test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Reaktif Güç Kapasite Testleri esnasında ölçümü yapılan yukarıdaki sinyaller için örnekleme sıklığı en az saniyede 1 veri olmak zorundadır.
Testler sonucunda hazırlanacak olan test raporunun sonuç kısmında test edilecek üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve çevre koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere üç farklı aktif çıkış gücü değeri için aşağıda yer alan Tablo E.17.C.3.1 ve Tablo E.17.C.3.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Tablo E.17.C.3.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Tablo E.17.C.3.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna aşağıdaki bilgiler de eklenir.
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Üretim tesisinin kabul tutanakları ya da lisansında belirtilen kurulu gücü (MW)
İnvertör ve panel teknolojileri
Sistem (bağlantı noktası) nominal gerilimi (kV)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşması’nda tanımlı, Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşması’nda tanımlı, Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
Ana transformatör nominal primer ve sekonder gerilimi
Ana transformatör empedansı (%), X/R oranı, ve nominal görünür güç değeri (MVA)
Ana transformatör kademe bilgileri (Yükte/yüksüz ve değişim yüzdeleri)
Koruma ve limitleme bilgileri (Değer/Zaman)
Test Kabul Kriterleri
Test edilen üretim tesisi aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerinin en az %90’ına ulaşmalıdır.
Test edilen üretim tesisi sistem koşulları sebebiyle invertörler gerilim limitlerine ulaşmış olmasına rağmen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarılı kabul edilir. Bunun dışında üretim tesisi aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarısız kabul edilir. Her iki durumda da üretim tesisinin zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamasının sebebi belgelendirilerek test raporunda belirtilmelidir.
E.17.C.3.2 Üretim Tesisi Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi
Test Hedefi
Bu testin hedefi üretim tesislerinin TEİAŞ tarafından belirlenen bara referans değeri ve droop değeri doğrultusunda ve Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde gerilim kontrolünü gerçekleştirdiğinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Bu test, sisteme bağlantı noktasında üretim tesisi aktif çıkış gücü çevre koşullarına bağlı olarak kurulu gücünün %60’ı ile %100’ü arasında bir değerde iken gerilim düşümü (droop) %2 ve %7 arasında bir değere ayarlanarak gerçekleştirilir.
Bu test, gerilim kontrolcüsünün sistem gerilimini algılamayacağı şekilde, ölçülen bağlantı noktası bara gerilimi yerine simüle edilen bara gerilimi bilgisinin uygulanması yoluyla gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.
Gerilim referans değeri ile bara gerilimi test sinyali aynı değere ayarlanarak üretim tesisinin toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olması sağlanır.
Toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr değerine ulaştıktan sonra test sinyaline bağlantı noktası nominal geriliminin ±%1’i kadar basamak değişimler uygulanır. Basamak değişimler en az 1 dakika süre ile uygulanır.
Test Sonuçları
Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kaydedilir. Bu sinyallerin yanı sıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim tesisi toplam aktif çıkış gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim tesisi gerilim referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler belirtildiği şekilde isimlendirilerek TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Test Kabul Kriterleri
Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü, gerilim düşümü (droop) değerine bağlı olarak ±%1’lik gerilim referans değişimleri sonucu Tablo E.17.C.3.3’de belirtilen değerlere Şekil E.17.C.3.1’de kırmızı çizgilerle belirtilen tolerans dahilinde ulaşmalıdır.
Tablo E.17.C.3.3 - Gerilim düşümü değişikliği sonucu ulaşılması beklenen reaktif çıkış gücü değerleri
Şekil E.17.C.3.1 – Gerilim Kontrolcüsü Performans Kriterleri
E.17.D. OTURAN SİSTEMİN TOPARLANMASI HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Oturan Sistemin Toparlanması Hizmeti Performans Testleri, Ünite Toparlanma Testi ve Üretim Tesisi Toparlanma Testi olmak üzere iki aşamadan oluşmaktadır. TEİAŞ aşağıda belirtilen aynı test adımlarının takip edileceği ancak tam anlamıyla gerçek şebeke koşulları yansıtacak şekilde (boş hatların enerjilendirilmesi, ada modu kararlığı), bu hizmeti sunacak üretim tesisini ve bağlı olduğu bir bölgeyi enterkonnekte sistemden izole ederek, bir üretim tesisi toparlanma testini, sistem testi olarak gerekli gördüğünde gerçekleştirebilir.
Ünite Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin iletim sistemi ile bağlantısı mevcut iken, sadece testin gerçekleştirileceği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjisiz bırakılıp acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle gerçekleştirilir. Ünite Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin, bu hizmeti sunacak tüm ünitelerinde gerçekleştirilmesi esastır.
Üretim Tesisi Toparlanma Testi ise, ilgili üretim tesisinin tüm çıkış fiderlerinin ya da iç ihtiyaç baralarının izole edilmesi suretiyle iletim sistemi ile bağlantısı tamamen koparılmışken, test edilecek ünitenin, iç ihtiyaç barasının acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle gerçekleştirilir. Üretim Tesisi Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin iletim sistemiyle bağlantısının olmadığı durumda tek bir ünite seçilerek yapılır.
Şekil E.17.D.1: İç ihtiyaç ve acil durum jeneratörü genel elektriksel bağlantı konfigürasyonları
(4) Oturan Sistemin Toparlanması hizmetini sunacak üretim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 1 veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Kayıt techizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve test esnasında ölçülen değerler zaman bilgisiyle birlikte kayıtedilebilmelidir. Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. Harici olarak kullanılacak veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
E.17.D.1 Ünite Toparlanma Testi
Test Hedefi
Ünite Toparlanma Testi’nin amacı, test edilen ünitenin toparlanma yeteneğinin ve ilgili ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Ünite toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite devrede ve ilgili üretim programı doğrultusunda yüklenmiş durumda iken aşağıdaki şekilde yapılır.
MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda testin gerçekleştirildiği ünite kademeli bir şekilde yükü azaltılarak servis harici edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası sistemden izole edilir (Örnek olarak Şekil E.17.D.1’de verilen iki konfigürasyonda CB1 ve CB3 kesicilerinin açılması). Mevcut santral elektriksel bağlantı konfigürasyonu gereği, sadece tek bir ünitenin iç ihtiyacının izole edilerek acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenme durumu sağlanamıyorsa, bahsi geçen ünite toparlanma testi için test adımları, mevcut santral konfigürasyonunda yapılacak manevraların tek hat şemasında belirtilmesi suretiyle, test öncesinde revize edilerek, TEİAŞ’ın onayına sunulmalıdır.
Acil durum jeneratörü devreye alınarak, testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjilendirilir.
Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanlarının enerjilendirilerek acil durum jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.
İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM talimatları doğrulutusunda yüklenir.
İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebeb vermeden, iç ihtiyacı, ilgili üretim tesisinin konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da santral servis transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarının sağlanmasına dikkat edilmelidir.
İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili ünitebelirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları doğrultusunda yüklenir.
Test Sonuçları
(3) Ünite Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)
Test Kabul Kriterleri
(4) Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç ihtiyaç barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir” talimatının verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına kadar geçen süre, 15 dakikayı geçmemelidir.
E.17.D.2. Üretim Tesisi Toparlanma Testi
Test Hedefi
Üretim Tesisi Toparlanma Testi’nin amacı, gerçek bir sistem oturması durumunda, ilgili üretim tesisinde yer alan ve bu hizmeti sunacak ilgili ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Üretim tesisi toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite haricinde diğer tüm üniteler devre harici iken aşağıdaki şekilde yapılır.
MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda testin gerçekleştirileceği ünite kademeli bir şekilde, yükü azaltılarak servis harici edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.
İlgili üretim tesisindeki tüm iç ihtiyaç baraları, iç ihtiyaç bara kesicisi ya da tüm çıkış fiderleri açılarak izole edilir.
Acil durum jeneratörü devreye alınarak, üretim tesisinin gerekli iç ihtiyaç baraları ve testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjilendirilir.
Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanları enerjilendirilerek acil durum jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.
İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM talimatları doğrultusunda yüklenir.
İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebep vermeden, iç ihtiyacı, ilgili üretim tesisinin konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da servis transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarına dikkat edilmelidir.
İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili ünite ve diğer üniteler belirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları doğrultusunda devreye alınır ve yüklenir.
Test Sonuçları
Üretim Tesisi Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınacaktır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)
Test Kabul Kriterleri
Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç ihtiyaç barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir” talimatının verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına kadar geçen süre, 15 dakikayı geçmemelidir.
E.17.E. ANLIK TALEP KONTROL HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri hizmeti sağlayacak tüzel kişinin tüketim tesislerinin anlık talep kontrol rölesine bağlı tüketim noktalarında sağlanması gereken teknik özelliklerin tespit edilmesini teminen yapılır. Anlık Talep Kontrol hizmetini sunacak tüketim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. İlgili tüketim tesisinde bu hizmete katılacak birden çok tüketim noktası bulunuyorsa Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri bu hizmete katılacak her tüketim noktası için ayrı ayrı gerçekleştirilir ve bu testlere ilişkin anlık talep kontrolü performans test raporu ve sertifikası her tüketim noktası için ayrı ayrı hazırlanır.
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri öncesinde, hizmeti sağlayacak tüzel kişi ilgili tüketim tesislerinde gerekli ayarlamalar ile TEİAŞ tarafından belirlenen teknik kriterleri sağlayan röle yatırımı; sayaç, tesisat ve gerekli diğer donanıma ilişkin yatırımları tamamlamış olmak zorundadır.
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri, anlık talep kontrol rölelerine test frekans sinyali uygulanarak gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili tüketim tesisinin sorumluluğundadır.
Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 10 veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup olup tüketim tesisinin kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Harici olarak bağlanacak veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır.
Test Hedefi
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin amacı, test edilen tüketim tesislerinde yer alan ve bu hizmete katılacak tüketim noktalarının talebinin, sistem frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans seviyesine düşmesi durumunda anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebildiğinin doğrulanmasıdır.
TestAşamaları
Anlık Talep Kontrolü Hizmeti Performans Testleri gerçekleştirilirken aşağıdaki işlemler yapılır. Testlere başlamadan önce, tüketim tesisi anlık talep kontrolü hizmetine katılmak için sunmayı taahüt ettiği anlık talep kontrolü yedek miktarı kadar tüketim miktarına sahip olmak zorundadır.
Test edilecek tüketim noktasında anlık talep kontrol rölesine şebeke frekansı bilgisi yerine simüle test frekans sinyali uygulanacak ve frekans, 0,1 Hz/s hızla azaltılır.
Uygulanan simüle test frekans sinyali, hizmetin sağlanacağı frekans seviyesine ulaştıktan sonra anlık talep kontrol rölelerinin, ilgili tüketim noktasındaki tüm talebi kesip kesmedeği kontrol edilir.
Test Sonuçları
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanı sıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali (Hz)
Anlık talep kontrol rölesinin gecikme süresi (s)
İlgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı (MW)
Röle açık kapalı sinyali
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Anlık talep Kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali ve ilgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı Şekil E.17.E.1’de belirtildiği şekilde grafikte gösterilir ve bu grafik test raporuna eklenir.
Şekil E.17.E.1 – Test Frekans Sinyali ve Talep Eğrileri
Test Kabul Kriterleri
Testi gerçekleştirmeye yetkili firma tarafından yapılacak Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin kabul kriterleri, aşağıda belirtildiği şekildedir:
Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyalinin TEİAŞ tarafından belirlenen frekans seviyesine ulaşmasından itibaren 400 ms’den daha kısa bir süre içerisinde (istatistiksel gecikme süresi de dahil olmak üzere), ilgili tüketim noktasında talep tamamen kesilmiş olmak zorundadır. (Tg ≤ 400 ms)
EK 18
RÜZGAR VE GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI FOTOVOLTAİK ÜRETİM TESİSLERİNİN ŞEBEKE BAĞLANTI KRİTERLERİ
E.18.1 KAPSAM
Bu kriterler, aşağıda belirtilen üretim tesislerine uygulanır:
İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri
Dağıtım sistemine orta gerilim seviyesinden bağlı güneş enerjisine dayalı lisans sahibi fotovoltaik üretim tesisleri
Kurulu gücü 10 MW ve üzerinde olan dağıtım sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı lisans sahibi üretim tesisleri
Bu ekte yer almayan konular için bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri geçerlidir.
E.18.2 ÜRETİM TESİSLERİNİN ARIZA SONRASI SİSTEME KATKISI
İletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasındaki şebeke faz-faz geriliminin Şekil E.18.1’de verilen 1 numaralı ve 2 numaralı bölgelerde kaldığı süre boyunca, herhangi bir fazda veya tüm fazlarda oluşan gerilim düşümlerinde ilgili üretim tesisleri şebekeye bağlı kalmalıdır.
Şekil E.18.1 İletim veya Dağıtım Sistemi Bağlantı Noktasındaki Şebeke Faz-Faz Gerilimi
Arıza sırasında gerilim düşümünün 1 numaralı bölgede kaldığı durumlarda, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %20’si oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.
Arıza sırasında gerilim düşümünün 2 numaralı bölgede kaldığı durumlarda ise, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %5’i oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında meydana gelen ±%10’a kadar olan gerilim dalgalanmaları (0,9pu – 1,1pu) normal işletme koşulları olup, ilgili üretim tesisleri E.18.6 Reaktif Güç Desteği Sağlanması bölümünde belirtilen esaslara uymalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında ifade edilen arıza durumlarında oluşacak ±%10’dan büyük gerilim dalgalanmalarında her bir rüzgar türbin jeneratörü ve/veya fotovoltaik güneş santrallerindeki her bir invertör tasarlanmış geçici rejim anma değerlerini aşmadan, gerekirse nominal akımın %100’üne varacak seviyelerde, endüktif veya kapasitif yönde maksimum reaktif akım desteği sağlamalıdır. Bu geçici rejim maksimum reaktif akım destek değerine %10 hata payı ile 60 ms içerisinde ulaşmalı ve 1,5 saniye boyunca sürdürülebilmelidir.
E.18.3 AKTİF GÜÇ KONTROLÜ
İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinde Yönetmeliğin 63 üncü maddesinde tanımlanan acil durumlarda aktif güç kontrolü yapılabilir. Üretim tesisinin aktif güç çıkışı, gerektiğinde TEİAŞ tarafından gönderilecek sinyallerle, santralın o anki şartlarda emreamade gücünün %20-%100’ü arasında otomatik olarak kontrol edilebilir olmalıdır. Bu kapsamda;
a) Kurulu gücü 100 MW ve altında olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %5’ini geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %5’inden az olmamalıdır.
b) Kurulu gücü 100 MW’ın üzerinde olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %4’ünü geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %4’ünden az olmamalıdır.
Şebeke kısıtları ve benzeri nedenlerle ilgili üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılabilmesi amacıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezince belirli süreler için gönderilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarlarının azaltılmasının sağlanabilmesi için üretim tesislerinde gerekli sistem TEİAŞ SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
Şebeke kısıtları, acil durum veya benzeri nedenlerle, dağıtım sistemine bağlı lisans sahibi üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılması amacıyla gönderilebilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarının azaltılmasının sağlanması amacıyla ilgili üretim tesislerinde gerekli sistem, dağıtım şirketleri/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
E.18.4 FREKANS TEPKİSİ
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri çalıştığı süre boyunca aşağıda yer alan şekil E.18.2’deki frekans aralıkları esas olmak üzere üretim yapmalıdır.
Söz konusu santralların tasarım ve çalışması esnasında aşağıdaki tablo E.18.1’de yer alan frekans çalışma aralıklarındaki çalışma süreleri esas alınacaktır.
Tablo E.18.1 Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için frekans aralıklarındaki çalışma süreleri
Bu çalışma şartlarına ilave olarak, ilgili üretim tesisinde şebeke frekansının 50,2 Hz’in üzerinde olduğu durumlarda ilave rüzgar türbini ve/veya güneş paneli grubu devreye girmemelidir ve üretim tesisi toplam aktif çıkış gücü Şekil E.18.2’de verilen güç-frekans eğrisi sınırları içinde kalacak şekilde olmak zorundadır.
Şekil E.18.2 Güç-Frekans Eğrisi
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri, şebeke frekansı 47,5-50,3 Hz aralığında olduğu sürece emreamade gücünün tamamını üretebilecek özellikte olmak zorundadır. Şebeke frekansının 50,3 Hz’in üzerine çıkması durumunda ilgili üretim tesisleri, Şekil E.18.2’de verilen aktif güç-frekans karakteristiklerini takip ederek %4 hız düşümü değerini sağlayacak şekilde yük atmalı ve 51,5 Hz’de ise tamamıyla devre dışı olmak zorundadır.
E.18.5 REAKTİF GÜÇ KAPASİTESİ
Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.3’de; güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri ise, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.4te koyu çizgilerle belirtilen sınırlar dahilindeki reaktif güç değerleri için her noktada sürekli olarak çalışabilir olmak zorundadır.
Şekil E.18.3 Rüzgar Santralı Reaktif Güç Kapasite Eğrisi
Şekil E.18.4 Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri
Reaktif Güç Kapasite Eğrisi
Belirlenen ve yan hizmet anlaşmaları ile kayıt altına alınan bu zorunlu reaktif güç değerlerine Şekil E.18.5’te belirtildiği gibi gerilime bağlı olarak gerektiğinde ulaşılabilmelidir.
Şekil E.18.5 Zorunlu Reaktif Güç Değerlerinin Bağlantı Noktası Gerilimine Bağlı Değişimi
E.18.6 REAKTİF GÜÇ DESTEĞİ SAĞLANMASI
İletim sistemine bağlı üretim tesisleri, bağlantı noktası geriliminin 0,9pu ve 1,1pu değerleri arasında tanımlanan normal işletme koşullarında, bağlantı noktası geriliminin denge durumu değişimlerine, Şekil E.18.6’da belirlenmiş karakteristikler doğrultusunda sürekli olarak cevap vermelidir.
Şekil E.18.6 Üretim Tesisleri Tarafından Sisteme Verilecek
Reaktif Güç Desteği Eğrisi
İletim sistemine bağlı üretim santralları için gerilim set değeri TEİAŞ tarafından şebeke bağlantı noktası gerilimi için verilecektir. Üretim tesisleri şebeke bağlantı noktası gerilimindeki değişikliklere Şekil E.18.6’da görüldüğü gibi oransal tepki vermelidir.
Şekil E.18.6’daki grafikte “droop” değeri, %2-%7 arasında bir değer olup TEİAŞ tarafından belirlenir. (“Droop” (gerilim düşümü) değeri, üretim tesisinin reaktif çıkış gücünü 0’dan aşırı ikazlı maksimum reaktif güç değerine veya 0’dan düşük ikazlı maksimum reaktif çıkış güç değerine çıkması için şebeke geriliminde verilen gerilim set değerine göre oluşacak % gerilim değişimidir.)
İlgili üretim tesisi, iletim şebeke bağlantı noktası geriliminde, normal işletme koşullarında gerçekleşebilecek ani bir basamak değişimine, Şekil E.18.7’deki grafikte belirtildiği üzere en geç 200 ms’de cevap vermeye başlamalı, reaktif çıkış gücü olması gereken denge değerinin %90’ına en geç 1 saniye içerisinde ulaşmalı ve en geç 2 saniye içerisinde dengeye oturmalıdır. Denge durumunda, reaktif çıkış gücünde oluşabilecek salınımların tepe değeri gerçekleşen değişimin %2’sini geçmemelidir.
Şekil E.18.7 Gerilim Değişimi Sonrası Reaktif Çıkış Gücü Tepkisi Sınırları
E.18.7 ÜRETİM TESİSİ ŞEBEKE BAĞLANTI TRANSFORMATÖRÜ
İletim sistemine doğrudan bağlı rüzgar ve/veya güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin şebeke bağlantı transformatörleri yük altında otomatik kademe değiştirme özelliğine sahip olmak zorundadır. Transformatörlerin sahip olması gerekli diğer özellikleri bu Yönetmelikte tanımlanmaktadır.
E.18.8 ÜRETİM TESİSLERİNCE TEİAŞ’A SAĞLANACAK BİLGİLER
İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:
1. Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.
2. Rüzgar türbinlerinin sayısı ve her bir rüzgar türbininin MWe cinsinden nominal aktif gücü ve tipi (asenkron, senkron, tip 3, tip 4, vs.).
3. Türbinlerin şebekeye bağlantı şekli (doğrudan bağlı; çift uyartımlı asenkron jeneratör, AC/DC/AC çeviricili senkron jeneratör).
4. Rüzgar türbinlerinin minimum ve maksimum rüzgar hızı değerlerindeki işletim durumu (rüzgar hızına göre rüzgar türbinlerindeki üretim değişimini gösteren grafikler).
5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.
6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, TS EN IEC 61400-12 standardı normlarına göre yapılmış ölçümlere dayalı olarak, TS EN IEC 61400-21, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.
7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan rüzgar türbinlerinin statik ve dinamik modelleri. Bu kapsamda, türbinlerin statik ve dinamik verilerine ilaveten, rüzgar çiftliğindeki kablo sisteminin de statik veri detayları (gerilim seviyesi, kesit, uzunluk, vs).
8. Rüzgar çiftliklerinin master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.
9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi ve rüzgar türbinlerinin yerinin coğrafi koordinatları.
10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.
İletim sistemine bağlı güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:
1. Güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.
2. Güneş panelleri ve invertörlerin sayısı ve her bir invertörün MWe cinsinden nominal aktif gücü ve invertörün teknik özellikleri,
3. İnvertörlerin şebekeye bağlantı şeması.
4. Güneş panellerinin minimum ve maksimum ışınım değerlerindeki işletim durumu (ışınım değerine göre güneş panellerinin üretim değişimini gösteren grafikler).
5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.
6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, IEC 61727, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.
7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan güneş panel ve invertörlerinin statik ve dinamik modelleri.
8. Güneş santrallarının master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.
9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek güneş enerjisine dayalı üretim tesisi ve coğrafi koordinatları.
10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca, ilgili yan hizmete katılımı zorunlu olan yeni bir üretim tesisinin ticari işletmeye geçebilmesi için, tesislerin adına kayıtlı olduğu tüzel kişi tarafından, Yönetmeliğin 36 ncı maddesinin dördüncü fıkrası gereği, TEİAŞ ile ilgili yan hizmet anlaşmasının imzalanmasını ya da söz konusu üretim tesisinin üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişi tarafından daha önce imzalanmış olan ilgili yan hizmetler anlaşması kapsamına dahil edilmesini müteakiben, sağlayacakları yan hizmetlerin “kayıt, izleme ve kontrolü” ve rüzgar tahmin ve izleme sistemi için, tanımlanacak parametre ve değişkenleri, belirlenen veri formatı ve veri iletim süreci dahilinde TEİAŞ’a sunulur.
E.18.9 RÜZGAR ENERJİSİ SANTRALLARININ İZLENMESİ
Lisanslı olan tüm rüzgar enerjisi santralları, merkezi Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünde olan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezinden (RİTM) ve dolayısıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezlerinden izlenmesini sağlamak üzere gerekli altyapıyı kurar. Teknik donanımların taşıyacağı özellikler Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü internet sayfasında yayımlanır.
EK 21
Manevra Formunu Hazırlayan Kontrol Eden
EK 22
EK-23
VERİ ÇİZELGELERİ
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 1/9
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA KOMBİNE ÇEVRİM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU VERİLERİ
SANTRAL: _________________________ TARİH: _____________
(*) Ayrıntılı Planlama Verileri
(**) Standart Planlama Verileri
(***) Üretim grubu no.1
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 2/9
(*) Ayrıntılı Planlama Verileri,
(**) Standart Planlama Verileri
(***) Üretim tesisi
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 3/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 4/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 5/9
Notlar:
(*) Yüksek Basınç
(**) Orta Basınç
Yukarıdaki seçenek 1 kapsamında istenen veri kalemleri sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir.
TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan veri kalemlerini vermelidir.
Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri sunmalıdır.
TEİAŞ aynı zamanda bağlantı şartlarında da yer alan tarihleri kontrol etmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 6/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 7/9
Ünite hız regülatörünün seçilebilir ölü bant teçhizatı yoksa sadece ölü bandın fiili değeri verilmelidir.
İB4 kapsamında sunulan veriler yan hizmet anlaşmasını engelleme amacı taşımamaktadır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 8/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 9/9
NOT:
Kullanıcılar, santrallar da dahil olmak üzere TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için gerekli olan verileri gösteren Çizelge 4 ve Çizelge 11’e bakmalıdırlar.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2
Sayfa 1/3
ÜRETİM PLANLAMASI PARAMETRELERİ
Bu çizelgede TEİAŞ’a işletme planlaması zaman çizelgelerinin hazırlanması için gerekli üretim grubu üretim planlaması parametreleri yer almaktadır.
Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki bir ünite için bilgiler ünitelere göre, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir.
Doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloklarına referans verildiğinde, uygun yerlerde “GR1” sütunu ve diğerleri okunurken “A,B,C,D” şeklinde değiştirilmelidir.
Santral: _________________________
Üretim Planlaması Parametreleri
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2
Sayfa 2/3
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2
Sayfa 3/3
NOTLAR:
1. Doğrudan bağlı bir santral içinde değişik üretim gruplarına olanak vermek için işletmecisi aynı üretim grupları her biri en fazla dört tane olan senkronizasyon gruplarından birine tahsis edilmelidir. Bir senkronizasyon grubu içinde tek bir senkronizasyon süresi geçerli olacaktır, fakat senkronizasyon grupları arasında sıfır senkronizasyon süresi olduğu varsayılacaktır.
2. Bir üretim grubunun senkronize blok yükten kurulu güce yüklenme hızının MW seviye 1 ve MW seviye 2 olarak gösterilen iki ara yükten üç aşamalı olarak değişimi karakteristik olarak gösterilmiştir. MW seviye 1 ve MW seviye 2 değerleri üretim grupları için farklı olabilir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3
Sayfa 1/3
ÜNİTELERİN DEVRE DIŞI KALMA PROGRAMLARI,
KULLANILABİLİR GÜÇ VE SABİT KAPASİTE VERİLERİ
Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki bir ünite için bilgiler ünitelere göre, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir. Dış enterkonneksiyonlar ile ilgili anlaşmalar bilgileri de kapsar.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3
Sayfa 2/3
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3
Sayfa 3/3
Not: 1. Güncelleme zamanı sütununda verilen hafta numaraları içinde bulunulan yıla ait standart haftaları göstermektedir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 1/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 2/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 3/7
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 4/7
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 5/7
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 6/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 7/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transient Aşırı Gerilim Değerlendirmesi için Gerekli Bilgiler APV
Aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından kullanıcılardan TEİAŞ ile ilgili kullanıcı arasındaki bir şalt sahası ile ilgili olarak istenebilir. Kullanıcı sistemlerine dahil üçüncü bir tarafın sistemin işletilmesi üzerindeki etkisi de bu bilgilerde yer almalıdır.
(a) Akım ve gerilim transformatörlerinin buşinglerinin, mesnet izolatörlerinin, ayırıcıların, kesicilerin, parafudurların ve bunun gibi teçhizatın yerleşim planları, boyutları ve şalt sahası fiziki projeleri dahil olmak üzere verilecektir. Bu teçhizatın elektriksel parametreleri de verilecektir.
(b) Baraya bağlı hatların ve kabloların elektriksel parametreleri ve tesisine ilişkin ayrıntıları. teçhizatın baraya bağlı veya bir transformatörün tersiyer sargısına veya kablolar ve hatlar vasıtasıyla ilgili baraya bağlı transformatörlerin (varsa nötr topraklama empedansı veya topraklama transformatörleri dahil olmak üzere, seri reaktörlerin ve şönt kompanzasyon teçhizatının elektriksel parametreleri),
(c) Baraya doğrudan veya hatlar veya kablolar vasıtasıyla bağlı teçhizatın temel izolasyon seviyeleri,
(ç) Baradaki ve baraya bağlı hatların ve kabloların çıkış noktalarındaki aşırı gerilim koruması cihazlarının özellikleri,
(d) TEİAŞ iletim sistemine bir ara transformatör olmaksızın doğrudan veya dolaylı olarak bağlı her bir transformatörün orta gerilim çıkışlarındaki arıza sayısı,
(e) 400 kV, 154 kV ve 66 kV’de çalışan transformatörler için; üç veya beş çekirdekli veya tek fazlı ve nominal gerilimdeki manyetik akı yoğunluğunda çalışma tepe değeri,
(f) Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman.
Harmonik Çalışmalar (APV)
İletim ve kullanıcı sistemleri üzerindeki harmonik bozulmasının incelenebilmesi için Çizelge 4 kapsamında verilmemiş olan aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından istenebilir
(a) Kullanıcının iletim sisteminin havai hatlar ve yeraltı kabloları devreleri ayrılmalı ve aşağıdaki veriler her bir tip için ayrı ayrı verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci
Pozitif bileşen reaktansı
Pozitif bileşen suseptansı
Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafında bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal görünür gücü (MVA),
Gerilim değiştirme oranı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı
(c) Bağlantı transformatörlerin düşük gerilim noktaları için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Eşdeğer pozitif bileşen suseptansı,
Kapasitör banklarının nominal gerilimi, MVAr kapasitesi ve filtre olarak bağlanmamış ise bankı oluşturan parçaların tasarım parametreleri,
Kullanıcya ait sistem empedansının pozitif bileşeni,
Asgari ve azami talep MW ve Mvar,
Bağlantı noktalarındaki harmonik akım kaynakları, darbeli ark ocakları ve endüktif yüklerinin ayrıntıları
(ç) Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman,
Gerilim Değerlendirmesi Çalışmaları APV
TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep edebilir. TEİAŞ üçüncü taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri de talep edebilir.
TEİAŞ tarafından ayrıntılı gerilim çalışması için talep edilebilecek bilgiler şunlardır;
(a) Kullanıcının iletim sistemine bağladığı devreler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen suseptansı,
Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi
(b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal görünür gücü (MVA),
Gerilim dönüştürme oranı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Volt olarak kademe değişim aralığı,
Kademe adımlarının sayısı,
Kademe değiştiricinin türü: yükte veya boşta,
AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin gecikme süresi,
AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin kademe içi gecikme süresi,
(c) (b)’de belirtilen transformatörlerin düşük gerilim tarafındaki noktalarda aşağıdaki veriler verilmelidir:
Dengeli pozitif bileşen suseptansı,
Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi,
Kullanıcıya ait sistem empedansının eşdeğer pozitif bileşeni,
Asgari ve azami talep (MW ve MVAr),
Puant ve puant dışı yük koşullarının %75’indeki reaktif yükün tahmini değeri
Kısa Devre Analizleri:APV
Şalt sahası ile ilgili olarak, mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir ekipmanın kısa devre akımı nominal değerine yakın ise, TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep edebilir. TEİAŞ üçüncü taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri de talep edebilir.
(a) Kullanıcının iletim sistemindeki devreleri için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen suseptansı,
Sıfır bileşen direnci,
Sıfır bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen suseptansı
(b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörleri için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal MVA,
Gerilim dönüştürme oranı,
Pozitif bileşen direnci, azami, asgari ve nominal kademede,
Pozitif bileşen reaktansı azami, asgari ve nominal kademede,
Sıfır bileşen reaktansı nominal kademede,
Kademe değiştirici aralığı,
Topraklama yöntemi: doğrudan, direnç veya topraklama transformatörü ile
doğrudan topraklanmış değilse topraklama empedansı
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 5
Sayfa 1/1
KULLANICILARIN DEVRE DIŞI KALMASINA İLİŞKİN VERİLER
Not: Kullanıcılar yukarıdaki prosedür ile TEİAŞ’ın programlama safhasında sağlayacağı bilgiler için İB2’ye başvurmalıdırlar.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 6
Sayfa 1/1
BAĞLANTI NOKTALARINDAKİ YÜK KARAKTERİSTİKLERİ
Çizelge 6’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve mevcut ve üzerinde anlaşmaya varılan muhtemel bağlantılar için verilmelidir. Bu verilerin sadece TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde güncellenmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 7
Sayfa 1/1
TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER
TEİAŞ, İletim lisansında yer alan yükümlülüğü doğrultusunda, iletim sisteminin kullanım imkanları hakkında kullanıcılara bilgi vermek üzere hazırlanan bağlantı olanakları raporunuimkanları bildirimini yıllık olarak yayınlayacaktır.
Kullanıcının yatırım yapmayı planladığı bölgeye ilişkin bağlantı imkanları hususunda çok detaylı olan bazı ek bilgilere ihtiyaç duyması durumunda, TEİAŞ ile bağlantıya geçebilir. TEİAŞ kullanıcının isteyeceği saha ile ilgili ek bilgiler için bir görüşme düzenleyebilir ve bu bilgileri sağlayabilir.
İletim lisansında, TEİAŞ, iletim sistemine bağlantı ve sistem kullanımı için anlaşma şartları öne sürmeye yetkili kılınmıştır. İletim lisansı uyarınca, bu anlaşmanın şartları ile ilgili görüşmeler sırasında TEİAŞ kullanıcıya ek bilgileri vermeye yükümlüdür.
TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 8
Sayfa 1/2
TALEP PROFİLİ VE AKTİF GÜÇ VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından takvim yılının 24. haftasında verilmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 8
Sayfa 2/2
NOTLAR:
“YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır.
Talep ve aktif güç verileri TEİAŞ iletim sistemine bağlantı yapılan noktada ölçülmüş olmalı ve küçük santrallar ile müşteri santralının üretiminin net değeri bu talepten çıkarılmalıdır. Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep bu verilere dahil edilmelidir. Küçük santralların iç tüketimi kullanıcı tarafından verilen bağlantı noktasındaki talep verilerine dahil edilmelidir.
Talep profili ve aktif güç verileri bütün bağlantı noktaları da dahil olmak üzere şebeke işletmecisinin sistemi ve iletim sistemine doğrudan bağlı her müşteri için olmalıdır. Talep profili kullanıcılara TEİAŞ iletim sistemi üzerinde olabilecek sayısal azami talebi göstermelidir.
Ayrıca, talep profili TEİAŞ’ın belirleyeceği belirli günler için de verilmelidir, fakat TEİAŞ bir takvim yılında bir defadan fazla bu tür bir istekte bulunmamalıdır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9
Sayfa 1/3
BAĞLANTI NOKTASI VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından her yılın 24.takvim haftasına kadar TEİAŞ’a verilmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9
Sayfa 2/3
Not: Yukarıdaki şebeke bağlantı noktaları için talep transfer kapasitesi ile ilgili bilgiler içinde bulunulan yılda güncellenmelidir – Çizelge 5’e bakınız.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9
Sayfa 3/3
NOTLAR:
“YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır. YIL0 içinde bulunulan mali yıla karşılık gelmektedir.
Talep verileri küçük santrallar ile müşteri santralının üretiminin neti olmalıdır. Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep verilere dahil edilmelidir. Dağıtım sistemine bağlı santralların iç tüketim kullanıcı tarafından verilen talep verilerine dahil edilmemelidir.
Puant talepler çeşitli olarak bir bağlantı noktasına ilişkin olmalı ve TEİAŞ iletim sistemi üzerinde kullanıcının azami talebini göstermelidir. Bir bağlantı noktasındaki baraların ayrı bölümlerde çalışmaları planlanıyorsa baranın her bir bölümü için ayrı talep verileri verilmelidir.
Talepler hesaplanırken kullanıcı tarafından küçük santralların ve müşteri üretim ünitelerinin üretimleri yukarıda Not 2’de ve çizelgede belirtildiği şekilde dikkate alınmalı ve talepten düşülmelidir.
TEİAŞ, rüzgar, akarsu gibi üretimi güvenilir olmayan veya programlanamayan veya diğer bir yönteme göre değişiklik gösteren küçük santralların muhtemel üretim profilinin belirlenebilmesi için gerekli bilgileri talep edebilir.
Bir bağlantı noktasındaki toplam talebin %95’inden fazlasının senkron motorlara ait olması durumunda, azami ve asgari sürekli ikazdaki güç faktörü değerleri verilebilir.
Güç faktörü verilerinde kullanıcı sistemindeki seri reaktif kayıplar yer almalı, fakat reaktif kompanzasyon (bu değerler ayrıca Çizelge 4’te yer almaktadır) değerleri bulunmamalıdır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 10
Sayfa 1/1
KISA DEVRE VERİLERİ
Çizelge 10’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve TEİAŞ iletim sistemine bir bağlantı noktasından bağlı veya bağlanacak kullanıcılar tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir. Çizelge 4’teki tek hat şemasında yer alan her bir bağlantı noktası için aşağıdaki bilgiler verilmelidir.
(*) p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır.
(**) Bağlantı noktasındaki negatif bileşen empedansları verilmemiş ise, pozitif bileşen ile aynı
olduğu kabul edilecektir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 11
Sayfa 1/2
KISA DEVRE VERİLERİ
Çizelge 11’de yer alan veriler standart planlama verileridir ve iletim sistemine doğrudan bağlı veya dağıtım sistemine bağlı üreticiler tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir.
Ünite Transformatörlerinden akan kısa devre akımları
Ünite güç transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir. Bir üniteye bağlı birden fazla transformatör varsa, toplam kısa devre akımı verilebilir. Normal işletme koşullarında azami sayıdaki ünitenin devrede olduğu kabul edilmeli, ayrıca, ünite panosuna bağlı senkron ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin, yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına katkıları da gözönüne alınmalıdır.
Not 1. Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki gerilimi göstermelidir.
Not 2. %100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır.
Not 3. Sıfır bileşen direnç ve reaktans, santral transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa devre akımı akması durumunda verilmelidir.
Not 4. p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 11
Sayfa 2/2
SANTRAL TRANSFORMATÖRLERİNDEN AKAN KISA DEVRE AKIMLARI
TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı santral transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir.Normal işletme koşullarında azami sayıdaki üretim grubunun devrede olduğu kabul edilmeli, ayrıca, santral panosuna bağlı senkron ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin, yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına katkıları da gözönüne alınmalıdır. Kısa devre akımı, transformatör YG çıkış barasındaki bir kısa devre için transformatörden akan akım olarak ifade edilmelidir. Kısa devre tipi olarak üç faz toprak arızası kabul edilmelidir. Sistemin X/R oranının kısa devre akımına etkisinin belirlenebilmesi için, ayrıca aşağıdaki bilgilerin verilmesi gereklidir.
Not 1. Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki gerilimi göstermelidir.
Not 2. %100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır.
Not 3. Sıfır bileşen direnç ve reaktans, santral transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa devre akımı akması durumunda verilmelidir.
EK 24
TEÇHİZATIN NUMARALANDIRILMASI VE İSİMLENDİRİLMESİ
Teçhizat numaralandırma ve isimlendirmesi için standart manevra şeması:
İki ana baralı sistemde teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi:
İki ana bara + transfer baralı sistemde teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi:
Açıklamalar:
“…..1” : Hat fideri hat ayırıcısı,
“…..2” : Hat fideri kesicisi,
“…..3” : Hat fideri bara ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 1 ayırıcısı,
“…..5” : Trafo, ünite, transfer fiderinin ana bara tarafındaki ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 2 ayırıcısı, bara bölümleyici ayırıcısı,
“…..6”: Trafo, ünite, transfer/kuplaj kesicisi,
“…..7”: Transfer fiderinin transfer bara tarafındaki ayırıcısı, trafo fiderinin trafo tarafındaki ayırıcısı, ünite fiderinin trafo tarafındaki ayırıcısı,
“…..9”: By-Pass veya transfer ayırıcısı,
“…..0” :Fider toprak ayırıcısı.
Teçhizat numaraları TM kumanda odasındaki ilgili pano ve şalt sahasındaki ilgili teçhizat üzerinde bulunmalıdır.
|
docx
|
python-docx
|
74a9bf235dd8
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
Kurul Kararı
Karar No:202 Karar Tarihi: 28/8/2003
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu 28/8/2003 tarihli toplantısında, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunun 13 üncü maddesi uyarınca, 1 Eylül 2003 tarihinden geçerli olmak üzere Trakya Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi tarafından uygulanacak olan perakende satış tarifeleri hakkında aşağıdaki kararı almıştır.
a) Perakende satış tarifesi; enerji alış fiyatı, lisans kapsamındaki dağıtım bölgesi için hedeflenen kayıp kaçak oranı, ölçülemeyen bedelsiz aydınlatma oranı ve işletme giderlerini içerecek şekilde fiyatlandırılacak ve uygulanacaktır. Fiyatlandırılan bedele, Kanunun 13 üncü maddesinin, (a) bendinin, ikinci fıkrası gereği fon ve pay kesintileri dahil edilmeyecektir.
b) 1 Eylül 2003 tarihinden sonra; TETAŞ’ın uyguladığı fiyat artışlarına binaen veya tarife onayında esas alınan temel ekonomik göstergelerde meydana gelen olağan dışı artışlar nedeniyle Trakya Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi tarafından talep edilebilecek tarife artış teklifleri Kurum tarafından incelenerek Kurul kararıyla onaylanmak kaydıyla lisans sahibi tarafından tarifeye yansıtılacaktır.
c) Trakya Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi gerekli idari ve organizasyonel çalışmaları tamamlamasını müteakip tarife önerilerini, en azından iller bazında kayıp kaçak oranlarını tarifelere yansıtacak şekilde yenileyecektir.
|
docx
|
python-docx
|
08bbc75fd3d9
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11458 Karar Tarihi: 15/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 15/12/2022 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasasında 2023 yılında uygulanacak olan önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili, önlisans ve lisans sureti çıkartma bedellerine ilişkin olarak aşağıdaki Karar alınmıştır.
MADDE 1- 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanununun 5 inci maddesinin yedinci fıkrasının (i) bendi ve 10 uncu maddesinin 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanununun 19 uncu maddesi ile değişik (A) fıkrasının (a) bendi ile Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 43 üncü maddesi uyarınca 2023 yılında uygulanacak olan önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili, önlisans ve lisans sureti çıkartma bedelleri aşağıdaki şekilde belirlenmiştir.
2023 yılında uygulanacak olan lisans alma, lisans yenileme, lisans tadili ve lisans sureti çıkartma bedelleri:
Elektrik Piyasasında faaliyet gösteren lisans sahiplerinin 2022 yılı faaliyetleri için
2023 yılında ödemekle yükümlü oldukları yıllık lisans bedeli:
MADDE 2- Bu Karar 01/01/2023 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
ed9673248c94
|
TC. ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO :9040-12
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ ile 5/10/2016 tarihli ve 6520 sayılı Kurul Kararının 4 üncü maddesi uyarınca belirlenen Otomatik Sayaç Okuma Sistemi kapsamında ilave veri talep edilmesi halinde tahsil edilecek bedelin 1/1/2020 tarihinden itibaren aşağıda yer aldığı şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
d25fd1f26872
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11846 Karar Tarihi: 11/05/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 11/05/2023 tarihli toplantısında; Cumhurbaşkanı Kararı ile olağanüstü hal kararı alınan ve/veya afet bölgesi ilan edilen şehirlerde; bu kararın yayımı tarihinden itibaren 30 Haziran 2023 tarihine kadar;
1) Söz konusu şehirlerde faaliyet gösteren; dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, görevli tedarik şirketleri, Organize Sanayi Bölgelerinin (OSB) doğrudan veya dolaylı olarak ortağı olduğu tedarik şirketleri için, ödemekle yükümlü olunan, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 132/Ç maddesinin birinci fıkrasında belirtilen avans ödeme bildirimlerinde yer alan bedellerin, ilgili fatura dönemine ilişkin fatura son ödeme tarihine kadar ertelenmesine, avans ödemelerinin ertelendiği süre boyunca piyasa işletmecisi ve piyasa katılımcısına temerrüt faizinin uygulanmamasına,
2) Şirket merkezi yukarıda belirtilen şehirlerde bulunan tedarik şirketleri ile üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin ve söz konusu şehirlerde kurulu ve işletmede elektrik üretim tesisi bulunan üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin ikili anlaşma yoluyla satış yaptığı söz konusu şehirlerdeki nihai tüketicilerin (OSB’ler dahil) çekiş miktarlarına tekabül eden avans bedelleri için birinci maddenin uygulanmasına,
3) 4 Mayıs 2023 tarih ve 11827 sayılı Kurul Kararı’nın yürürlükten kaldırılmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
b6f0a39baea0
|
TEİAŞ
TÜRKİYE ELEKTRİK İLETİM A.Ş.
VE
____________________________________
ARASINDAKİ
..../..../…. TARİHLİ
SENKRON KOMPANSATÖR OLARAK REAKTİF GÜÇ KONTROLÜ YAN HİZMET ANLAŞMASI
ANKARA
…………
İÇİNDEKİLER
Konu 4
Kapsam 4
Tanımlar 4
Anlaşmaya tabi taraflar 5
Yan Hizmet Sağlayıcının yükümlülükleri 5
TEİAŞ’ın yetki ve yükümlülükleri 6
Hizmetinin tanımı ve özellikleri 6
Senkron kompansatör olarak çalışma esasları 7
Hizmetin sağlanması süreci 7
Senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmet sertifikaları 8
Kayıt, izleme ve kontrol 9
Senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmetinin ücretlendirilmesi 9
Faturalama ve ödeme 10
Cezai yaptırımlar 10
Veri gönderim yükümlülüğünün yerine getirilmemesi 10
Senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti yan hizmet sertifikasının sunulmaması 11
Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrolü hizmetinin sağlanmaması 11
Anlaşma’nın tadili 12
Anlaşma’nın bütünlüğü 12
Anlaşma masrafları 12
Anlaşma’nın süresi 12
Anlaşma’nın sona ermesi 12
Kısmi hükümsüzlükte Anlaşma’nın geçerliliği 12
Anlaşmazlıkların çözümü 12
Mücbir sebepler 13
Devir, temlik ve rehin 13
Gizlilik 13
Fikri haklar 13
Feragat 13
Bildirimler 13
Mevzuata uyum 14
Tazminat 14
Geçerli hukuk 14
Yürürlüğe girme koşulları 14
Ekler 15
Ek 1 Üretim tesisleri 16
Ek 2 Üretim tesisi ve ünite verileri 17
Ek 3 Sayaç özellikleri ve tek hat şeması 19
Ek 4 Senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmet sertifikası ve performans test raporu 20
Ek 5 Sunulacak verilerin özellikleri 21
Ek 6 Taahhütname 23
İşbu Senkron Kompansatör olarak Reaktif Güç Kontrolü Yan Hizmet Anlaşması (“Anlaşma”), Türkiye Elektrik İletim A.Ş. (Anlaşma’da “TEİAŞ” olarak anılacaktır) ile [...........................................................................] Tüzel Kişi (Anlaşma’da “Yan Hizmet Sağlayıcı” olarak anılacaktır) arasında, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu, 28/5/2014 tarihli ve 29013 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve 26/11/2017 tarihli ve 30252 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği gereği akdedilmiştir.
BİRİNCİ BÖLÜM
Konu, Kapsam ve Tanımlar
Konu
MADDE 1- (1) İşbu Anlaşma, ilgili mevzuat ve ilgili prosedürler uyarınca, Yan Hizmet Sağlayıcının işbu Anlaşma kapsamında yer alan yan hizmet birimlerinin, senkron kompansatör olarak çalışması suretiyle reaktif güç kontrolü hizmeti sağlamasına dair tarafların hak ve yükümlülüklerinin düzenlenmesine ilişkindir.
Kapsam
MADDE 2- (1) İşbu Anlaşma; Elektrik piyasasında yan hizmetler kapsamında sunulan senkron kompansatör olarak çalışması suretiyle reaktif güç kontrolü hizmeti sağlamasına dair tarafların görev, yetki ve sorumluluklarına ve Senkron kompansatör hizmetinin sağlanmaması, veri gönderme yükümlülüğünün yerine getirilmemesi ve senkron kompansatör olarak çalışması suretiyle reaktif güç kontrolü hizmeti sağlamasına dair Sertifikanın sunulmaması durumunda Yan Hizmet Sağlayıcıya uygulanacak yaptırımlara, ilişkin usul ve esasları kapsar.
Tanımlar
MADDE 3- (1) Bu Anlaşma’da ;
Bara: İlgili üretim tesisin bağlı olduğu yüksek gerilim barasını,
Bölgesel Yük Tevzi Merkezi (BYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve iletim sisteminin belli bir bölgesine ait üretim, iletim ve tüketim faaliyetlerini izleyen, işletme manevralarının koordinasyonunu ve kumandasını yürüten kontrol merkezini,
Devre Dışı Olma: Tesis ve/veya teçhizatın bir parçasının bakım, onarım veya bir arıza nedeniyle otomatik veya elle devre dışı olmasını,
ENTSO-E: Avrupa Şebekeleri Elektrik İletim Sistemi İşletmecilerini,
İlgili Mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
Kanun: Elektrik Piyasası Kanunu’nu,
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,
Kurulu Güç: Birden fazla ünite olduğu durumda, o santralin tüm ünitelerinin toplam nominal gücünü,
Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı dengelenmesinden ve elektrik enterkonnekte iletim sisteminin işletiminden sorumlu olan merkez birimini,
MVAr: Mega Volt Amper Reaktif Güç’ü
Nominal Görünür Güç: Sistemdeki bir elemanın nominal gerilimde, sürekli olarak sağlayabileceği ve/veya dayanabileceği azami akım değeri ile nominal gerilimin çarpılmasıyla elde edilen değeri (Volt Amper),
Planlı Devre Dışı Olma: Yan Hizmet Sağlayıcının, gün öncesinden Sistem İşletmecisine bildirmiş olduğu üretim planında belirttiği çalışma zaman aralıklarının dışında devre dışı olmasını,
Reaktif Güç Kontrolü: Ünitelerin jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması sırasında sisteme reaktif güç vermesi veya sistemden reaktif güç çekmesi,
Senkron Kompanzasyon: Bara gerilimlerini istenilen seviyede tutmak için, sisteme bağlı olan senkron makinelerin, generator olarak değil de motor olarak çalışmak suretiyle, ikaz akımlarını ayarlayarak sisteme reaktif güç vermesi veya sistemden reaktif güç çekmesini,
Senkron kompansatör: Senkron kompanzasyon hizmetini sağlayacak üniteyi,
Sistem İşletmecisi: TEİAŞ’ı,
Taraflar: TEİAŞ ve Yan Hizmet Sağlayıcının her ikisini,
TÜRKAK: Türk Akreditasyon Kurumunu,
Yan Hizmet Sağlayıcı: Reaktif güç kontrol hizmeti sağlamakla yükümlü tüzel kişiyi,
YHPYS:Yan Hizmet Piyasa Yönetim Sistemini,
TEKİS: TEİAŞ Elektrik Güç Kalitesi ve Şebeke İzleme Sistemi,
ifade eder.
(2) Anlaşma’nın bu maddesinde tanımlananlar dışında kalan tüm terimler, ilgili Mevzuat kapsamında tanımlanan anlamlara sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Tarafların Yükümlülükleri
Anlaşmaya tabi taraflar
MADDE 4- (1) İlgili mevzuat kapsamında senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sunmakla yükümlü
a) Üretim tesisi sahibi tüzel kişiler,
b) Portföyünde reaktif güç kontrol hizmeti sunmakla yükümlü üretim tesisi bulunduran toplayıcı lisansı sahibi tüzel kişiler
ile işbu Anlaşma imzalanır.
Yan Hizmet Sağlayıcının yükümlülükleri
MADDE 5- (1) Yan Hizmet Sağlayıcı işbu Anlaşma kapsamında yer alan ünite/ünitelerinin, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği, Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve işbu Anlaşma hüküm ve şartları çerçevesinde, senkron kompansatör olarak çalışmak suretiyle reaktif güç kontrol hizmetini sunma yeterliliğine sahip olduğunu kabul ve taahhüt eder.
(2) Yan Hizmet Sağlayıcı, otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla ve/veya TEİAŞ’ın talimatları doğrultusunda işbu Anlaşma kapsamında yer alan üretim tesisleri tarafından ilgili hizmetin sağlanmasından yükümlüdür.
(3) Senkron kompansatör olarak çalışmak suretiyle reaktif güç kontrol hizmeti sağlayan ünite/üniteler;
Sıfır güç faktörü ile çalışabilecek,
Termik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal görünür güçlerinin % 75’ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise % 30’una kadar reaktif güç çekebilecek,
Hidroelektrik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal görünür güçlerinin % 75’ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise % 60’ına kadar reaktif güç çekebilecek,
kapasitede olmalıdır.
(4) Yan Hizmet Sağlayıcı, senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmetini sağlamak üzere, ihtiyaç duyulması halinde kontrol sisteminde gerekli ayarlamaları yapmakla yükümlüdür.
(5) Yan Hizmet Sağlayıcı, 22/3/2003 tarihli ve 25056 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkında Tebliğe uygun olarak çok zamanlı ölçü düzeneklerini kuracak olup, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği gereği sadece senkron kompansatör olarak çalışma durumlarında sistemden çekilen aktif enerji bedelini ödemeye esas ölçüm verilerinin ölçüm kriterlerine uygun olmasını sağlamakla yükümlüdür.
(6) Yan Hizmet Sağlayıcı, senkron kompansatör olarak çalışmak suretiyle reaktif güç kontrol hizmetini sağlamadığı, veri bildirim yükümlülüğüne uymadığı ve hizmete ilişkin sertifikasını zamanında TEİAŞ’a sunmadığı durumlara ilişkin işbu Anlaşma kapsamında TEİAŞ’a karşı olan mali yükümlülüklerine uymayı kabul ve taahhüt eder.
(7) Yan Hizmet Sağlayıcı tarafından TEİAŞ’a verilen başvuru belgesi ve Anlaşma Eklerinde yer alan tüm bilgi ve belgelerin doğruluğundan Yan Hizmet Sağlayıcı sorumludur.
(8) Yan Hizmet Sağlayıcı, Elektrik Piyasası Kanunu ilgili ikincil mevzuat ve Kurul kararları ile bunlarda meydana gelecek tüm değişikliklere uymakla yükümlüdür.
TEİAŞ’ın yetki ve yükümlülükleri
MADDE 6- (1) TEİAŞ, üretim tesislerinin Elektrik Şebeke Yönetmeliğine uygun olarak hizmet verip vermediğini ve Anlaşma kapsamındaki senkron kompanzasyon hizmetini sunma kapasitesini;
İlgili mevzuat ve hükümleri doğrultusunda,
TEİAŞ’ın yaptığı izleme ya da kontroller neticesinde senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sunan bir tesisin hizmeti gerektiği şekilde sağlamadığının tespit edilmesi durumunda,
test etmeye ve ettirmeye yetkilidir.
(2) TEİAŞ, Yan Hizmet Sağlayıcıya senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti kapsamında bildirimleri YHPYS aracılığıyla yapacaktır.
(3) YHPYS’de yaşanabilecek arıza durumlarında, Yan Hizmet Piyasa Yönetim Sistemi Arıza Prosedürleri uygulanacaktır. Yan Hizmet Sağlayıcı TEİAŞ tarafından bu şekilde yapılacak bildirimler i kabul ederek gereğini yerine getir meyi kabul ve taahhüt eder.
(4) TEİAŞ, Elektrik Piyasası Kanunu, ilgili ikincil mevzuat ve Kurul kararları ile bunlarda meydana gelecek tüm değişikliklere uymakla yükümlüdür.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Hizmetin Tanımı, Özellikleri ve Sağlanması Süreci
Hizmetinin tanımı ve özellikleri
MADDE 7- (1) TEİAŞ tarafından iletilen talimatlar doğrultusunda sunulacak olan senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmetinin tanımı ve özellikleri Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtildiği şekildedir.
(2) İşbu Anlaşmaya ilişkin tüm parametreler ilgili mevzuata uygun olarak belirlenir ve uygulanır. TEİAŞ, ENTSO-E kriterlerinin sağlanmasını ve Türkiye Elektrik Şebekesinin güvenli ve kaliteli işletilmesini teminen, ilgili mevzuatta yapılacak değişikliklere paralel olarak, işbu Anlaşma kapsamında belirtilen parametrelerde değişiklik yapma hakkını saklı tutar.
(3) Yan Hizmet Sağlayıcı, Anlaşma’nın imzalandığı tarihte işletmede olan üretim tesisleri için, senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrolü hizmetini, Elektrik Şebeke Yönetmeliği çerçevesinde, ünite/ünitelerin performans testleri neticesinde belirlenen reaktif güç kapasitesi değerleri içinde sağlayacaktır. Ünite/ünitelerin reaktif güç kapasite değerleri bu Anlaşma kapsamında EK-2’de yer alır.
(4) Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmetini sağlayan ünite/ünitelere ilişkin tüm ayarlar taraflarca bu Anlaşma’da yer alan EK-2 kapsamında kayıt altına alınacaktır. Yan Hizmet Sağlayıcı, senkron kompansatör olarak sağlanacak reaktif güç kontrol hizmeti yükümlülüğü kapsamında, taraflarca kayıt altına alınmış değerleri, TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe hizmet verdiği süre boyunca değiştirmeyecektir.
(5) Yan Hizmet Sağlayıcı, Anlaşma kapsamında yer alan ve EK-1’de listelenen her bir üretim tesisi için EK-2’de yer alan bilgileri senkron kompansatör olarak çalışacak ünite/üniteler bazında sağlayacaktır.
Senkron kompansatör olarak çalışma esasları
MADDE 8- (1) Senkron kompansatör olarak çalışarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlayan ünite/üniteler Elektrik Şebeke Yönetmeliği’nin 20 nci maddesidoğrultusunda;
Sıfır güç faktörü ile çalışabilecek,
Termik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal görünür güçlerinin % 75’ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise % 30’una kadar reaktif güç çekebilecek,
Hidroelektrik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal görünür güçlerinin % 75’ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise % 60’ına kadar reaktif güç çekebilecek,
kapasitede olmalıdır.
(2) Ünitelerin senkron kompansatör olarak EK-2’de belirtilen sınırlar dahilinde sağlayacakları reaktif güç çıkışı, ilgili tesisin bağlı olduğu baranın nominal gerilim seviyesinin ± % 10 bant aralığı içinde tümüyle emreamade olmalıdır.
(3) TEİAŞ Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlayacak ünitelerin, ,
Sabit güç faktörü,
Sabit reaktif güç,
Gerilim kontrolü,
modlarında çalıştırılmasını isteyebilir.
Hizmetin sağlanması süreci
MADDE 9- (1) İlgili ünite devrede değilse ve senkron kompansatör olarak çalışmak suretiyle sağlayacağı reaktif güç desteğinin sistem gerilim profilini düzenlemek için etkin olacağına karar verilirse, TEİAŞ tarafından seçilen ve talimat verilen üretim tesisi en geç EK-2’de belirtilen devreye girme süresi içinde senkron kompansatör olarak devreye girer.
(2) İlgili ünitenin jeneratör olarak çalışma suretiyle sağladığı zorunlu ve zorunlu miktarın ötesindeki reaktif güç kontrolünün bara gerilimini regüle etmek için yeterli olmadığına karar verilirse, TEİAŞ, ünitenin senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlamasının gerekliliğine karar verir. Bu durumda, gereken çıkış gücü değişimleri, ilgili üretim tesislerinin dengeleme güç piyasası kapsamında sunmuş oldukları yük atma teklifleri aracılığıyla sağlanır. Bu durumda da hidrolik ünitelerin kompansatör olarak çalışmaya başlama süresi EK-2’de yer alır.
(3) Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlamak üzere devrede olan üretim tesislerinin, TEİAŞ’ın talimatları doğrultusunda sağlamakta oldukları reaktif güç miktarına ilişkin değişim talimatlarını talimat kapsamında belirtilen süre içerisinde yerine getirmesi zorunludur.
(4) Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlamak üzere devrede olan tesislerin, belirlenen işletme modu dahilinde, EK-2’de kayıt altına alınmış zorunlu MVAR değerlerine, talimatlar doğrultusunda, ya da otomatik olarak gerektiğinde ulaşabilmesi zorunludur.
(5) Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlamak üzere seçilen tesislere ilişkin talimatlar öncelikle YHPYS aracılığıyla bildirilir. YHPYS aracılığıyla bildirilen talimatların gerekli görülmesi durumunda ayrıca kayıtlı iletişim araçları aracılığıyla da bildirilmesi zorunludur. Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlanmasına dair verilen talimatların sona ermesine ilişkin bildirimler TEİAŞ tarafından ilgili tesislere yapılır.
(6) Yan Hizmet Sağlayıcı, TEİAŞ tarafından gönderilen talimatlar doğrultusunda belirlenen reaktif çıkış gücünü, hizmetin sağlanması gereken her bir saat dilimi için Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği Reaktif Güç Kontrolünün İzlenmesi bölümünde belirtilen tolerans dâhilinde olduğu sürece hizmeti sağlamış kabul edilecektir.
(7) Yan Hizmet Sağlayıcı verilen talimat doğrultusunda, Elektrik Şebeke Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve bu Anlaşma hükümleri çerçevesinde senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlar.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Kontrol Desteği Test Sertifikaları
Senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmet sertifikaları
MADDE 10- (1) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği’nin yan hizmetler belgelendirme esaslarına ilişkin hükümleri uyarınca Yan Hizmet Sağlayıcının, senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlayacağı her bir ünitenin bu hizmeti sunma yeterliliğine sahip olduğunu geçerli bir senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmet sertifikası aracılığıyla belgelendirmesi zorunludur.
(2) Elektrik Şebeke Yönetmeliğinin 22/4/2017 tarihli ve 30046 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilen Geçici 5’inci maddesi kapsamındaki üretim tesislerine ilgili madde hükümleri uygulanır.
(3) Sunulan sertifikalar, ünite/ünitelerin vereceği hizmetin ilgili mevzuat hükümlerine uyumunun sağlanması ve sağlayabilecekleri maksimum reaktif güç kapasitesinin tespit edilmesini temin edecektir.
(4) İşbu Anlaşma’nın imzalanmasından önce TEİAŞ’a sunulan ve Anlaşma’nın ekinde yer alan senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanmasına ilişkin hizmet sertifikası, bu Anlaşma’nın 8 inci maddesinde belirtilen izleme ve kontroller neticesinde ilgili üretim tesisinin hizmeti sürekli olarak gerektiği şekilde sağlamadığının tespit edilmesi durumunda, Yan Hizmet Sağlayıcı tarafından yaptırılacak performans testleri ile yenilenecektir. Performans testlerine ilişkin tüm giderler Yan Hizmet Sağlayıcı tarafından karşılanacaktır. TEİAŞ’ın talep etmesi halinde, tüzel kişinin senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmet sertifikalarını 2 ay içerisinde yenilememesi durumunda, mevcut belgeleri geçersiz sayılır. Yapılan izleme ve kontroller neticesinde Yan Hizmet Sağlayıcının TEİAŞ’a yanıltıcı bilgi gönderdiğinin tespit edilmesi durumunda ilgili tesisin yan hizmet sertifikası iptal edilir ve gerekli işlemlerin gerçekleştirilmesi için EPDK’ye raporlanır. Bu durum Yan Hizmet Sağlayıcının Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Kontrolü Hizmetine katılma yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz.
(5) Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrolü hizmetinin izlenmesine ilişkin Yan Hizmet Sağlayıcının ilgili fatura döneminde hizmeti sağlamakla yükümlü olduğu uzlaştırma saati için hizmetin izlenmesine ve değerlendirilmesine dair 11 inci maddede belirtilen sistem, cihaz ve kayıtlardan hiçbirinden güvenilir bilgi sağlanamadığı durumlarda ilgili uzlaştırma saati için Yan Hizmet Sağlayıcının hizmeti yerine getirmediği kabul edilir.
(6) Yan Hizmet Sağlayıcının adına kayıtlı üretim tesisleri için geçerli olan hizmet sertifikaları ve test raporları, bu Anlaşma’da EK-4 kapsamında yer almaktadır.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Kayıt, İzleme ve Kontrol
Kayıt, izleme ve kontrol
MADDE 11- (1) Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlayacak üretim tesislerinin Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinde tanımlanmış özellikleri sağlayacak şekilde, TEİAŞ tarafından izlenebilir olmaları zorunludur.
(2) Yan Hizmet Sağlayıcı, TEİAŞ’ın izleme sistemi ile veri alışverişi gerçekleştirmek üzere bağlantı kurulması için gerekli yazılım ve donanımı sağlamakla yükümlüdür.
(3) Yan Hizmet Sağlayıcı, söz konusu hizmetin TEİAŞ’ın SCADA/EMS Sistemi üzerinden kontrol edilebilmesi ve izlenebilmesi için, TEİAŞ Yük Tevzi Merkezi ile üretim tesisi arasında gerekli veri alışverişini sağlamak amacıyla üretim tesislerine kurulacak Uzak Terminal Birimi (RTU) veya üretim tesislerinde bulunan Dağıtık Kontrol Sistemi (DCS) Yan Hizmet Sağlayıcı tarafından TEİAŞ’ın SCADA Sistemine bağlantısını yapacaktır.
(4) Yan Hizmet Sağlayıcı, senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlayacak ünite/ünitelerin geriye dönük en az üç aylık hizmet sunma durumunu belgelemekle yükümlüdür. Sunulacak veriler en az EK-5’teki şartları sağlamalıdır.
(5) TEİAŞ tarafından kurulacak gerekli izleme ve kontrol sistemi tesis edilinceye kadar, hizmeti sağlayan üretim tesislerinin izlenmesi ve kontrolü, ilgili tesislerin EK-5’teki şartları sağlayacak şekilde sunduğu kayıtlarından, Yan Hizmet Sağlayıcı tarafından TEİAŞ’ın YHPYS aracılığı ile yapılan bildirimlerden, TEİAŞ’ın mevcut SCADA sisteminden ve diğer imkânlardan yararlanılarak azami olarak aylık periyotlar halinde TEİAŞ tarafından yapılır.
(6) Yan Hizmet Sağlayıcı, hizmete katılım durumuna ilişkin kayıtları TEİAŞ tarafından belirlenen elektronik formatlarda ve sıklıkta TEİAŞ’a gönderecektir. TEİAŞ’ın talep etmesi halinde, istenen zaman dilimi için ünitenin reaktif gücü ve bara gerilimi gibi santralde bu amaçla kaydedilmesi öngörülen tüm bilgiler ve ilgili eğrileri aynı sayfa üzerinde olmak üzere TEİAŞ tarafından belirlenen formatta grafik ortamına aktarılarak gönderilecektir.
ALTINCI BÖLÜM
Hizmetin Ücretlendirilmesi, Faturalama, Ödeme ve Cezai Yaptırımlar
Senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmetinin ücretlendirilmesi
MADDE 12- (1) Anlaşma kapsamında bulunan üretim tesislerinin senkron kompansatör olarak çalışarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlayan Yan Hizmet Sağlayıcıya bir fatura dönemi için ödenecek senkron kompanzasyon tutarı Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinin senkron kompansatör olarak çalışma hizmetinin ücretlendirilmesine ilişkin hükümleri uyarınca hesaplanacaktır.
(2) Anlaşma kapsamında bulunan üretim tesislerinin ilgili fatura dönemi içerisinde senkron kompansatör olarak hiç çalışmadığının tespit edilmesi durumunda Yan Hizmet Sağlayıcıya herhangi bir ödeme yapılmaz.
(3) Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlayan üretim tesislerinin senkron kompansatör olarak çalışabilmesi ihtiyacı olduğunda gereken çıkış gücü değişimleri, ilgili üretim tesislerinin dengeleme güç piyasası kapsamında sunmuş oldukları yük atma teklifleri aracılığıyla sağlanır. Bu kapsamda, senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanmasına dair hizmet anlaşmasına uygun olarak, aktif çıkış gücü değişimlerine karşılık olarak her bir fatura dönemi için Yan Hizmet Sağlayıcıya ödenecek tutar, dengeleme güç piyasası kapsamında değerlendirilir.
Faturalama ve ödeme
MADDE 13- (1) Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmeti sağlayan Yan Hizmet Sağlayıcıya sağladıkları hizmet sonucu yapılması gereken ödemelere ilişkin faturalama ve ödeme süreçleri, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinde yer alan bildirimler, faturalama ve ödemelere ilişkin hükümler çerçevesinde hizmetin sunulduğu fatura dönemini takip eden fatura döneminde başlamak üzere yürütülür.
(2) Yan Hizmet Sağlayıcılar tarafından TEİAŞ’a düzenlenen faturalar, Türk Lirası (TL) olarak düzenlenecektir.
(3) Süresinde ödenmeyen fatura bedellerine gecikme faizi uygulanacaktır. Bu oran 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun ilgili maddesine göre belirlenen gecikme zammı oranıdır.
Cezai yaptırımlar
MADDE 14- (1) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği reaktif güç kontrol hizmetiyle ilgili cezai yaptırımlara ilişkin hükümler uyarınca, işbu Anlaşma kapsamında senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrolü hizmeti sunmakla yükümlü olan Yan Hizmet Sağlayıcıya,
a) Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrolü hizmetinin sağlanmaması,
b) Senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti sertifikası’nın, ilgili ünite/ünitelerinin kabul tarihi itibariyle 120 gün içerisinde teiaş’a sunulmaması,
c) Hizmete ilişkin veri gönderim yükümlüğünün yerine getirilmemesi,
durumlarında yerine getirmeme bedelleri yansıtılır.
(2) Yapılan izleme ve kontroller neticesinde Yan Hizmet Sağlayıcının TEİAŞ’a yanıltıcı bilgi gönderdiğinin tespit edilmesi durumunda, herhangi bir süre sınırlaması olmaksızın, ilgili tesise senkron kompansatör olarak çalışma hizmeti kapsamında yapılan tüm ödemeler yasal faizi ile birlikte geri alınır ve TEİAŞ tarafından tespite ilişkin bilgi ve belgeleri içeren ayrıntılı bir rapor düzenlenerek gerekli işlemlerin gerçekleştirilmesi için EPDK’ye raporlanır. Söz konusu işlem Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinde tanımlanmış olan düzeltme işlemleri kapsamında değerlendirilmez.
Veri gönderim yükümlülüğünün yerine getirilmemesi
MADDE 15- (1) İşbu Anlaşmanın “Kayıt Kontrol ve İzleme” başlıklı 11 inci maddesinin beşinci fıkrası kapsamında Yan Hizmet Sağlayıcıya, TEİAŞ’a gönderme yükümlülüğü bulunan verileri TEİAŞ’ın belirlediği formatta ve sıklıkta ilgili fatura döneminde göndermediği her gün için verileri gönderilmeyen senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrolü hizmeti sağlama yükümlülüğü bulunan ünite/ünitelerin bağlı olduğu UEVÇB’ye dair sistem işletim bedelinin %1’i oranında yerine getirmeme bedeli yansıtılır.
Senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti yan hizmet sertifikasının sunulmaması
MADDE 16- (1) İşbu Anlaşma’nın “Reaktif Güç Destek Hizmeti Yan Hizmet Test Sertifikaları” başlıklı 13 üncü maddesinin ikinci fıkrası kapsamında Yan Hizmet Sağlayıcıya, TEİAŞ’a sunmakla yükümlü olduğu Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Destek Hizmeti Yan Hizmet Sertifikasını ilgili fatura döneminde sunmadığı her gün için Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Kontrolü Hizmeti sağlama yükümlülüğü bulunan ünite/ünitelerin bağlı olduğu UEVÇB’ye dair sistem işletim bedelinin %1’i oranında yerine getirmeme bedeli yansıtılır.
Senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrolü hizmetinin sağlanmaması
MADDE 17- (1) İlgili mevzuat, ilgili prosedür ve işbu Anlaşmada belirtildiği şekilde Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Kontrolü Hizmeti sağlama yükümlülüğü bulunan Yan Hizmet Sağlayıcıya, yükümlülüğünün bulunduğu uzlaştırma saatleri için yapılan izleme sonucunda hizmeti sağlamadığının tespit edilmesi durumunda, ilgili fatura dönemi için aşağıda belirtilen formül uyarınca hesaplanan yerine getirmeme bedeli yansıtılır:
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
SKYGB: Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Destek Hizmeti Yerine Getirmeme Bedelini (TL),
: Yan Hizmet Sağlayıcının işbu Anlaşma Ek-1’inde kayıtlı olan ve hizmeti sağlama yükümlülüğü bulunan ünite ve/veya tesisine ilişkin f fatura dönemindeki geçerli veriş yönlü sistem işletim tarifesini (TL/MWh) ,
: Yan Hizmet Sağlayıcının işbu Anlaşma Ek-1’inde kayıtlı olan ve hizmeti sağlama yükümlülüğü bulunan i ünite/tesisin f fatura dönemindeki sisteme veriş yönlü toplam elektrik enerjisi miktarını (MWh),
y: Yan Hizmet Sağlayıcının İşbu Anlaşma Ek-1’inde kayıtlı olan ve hizmeti sağlama yükümlülüğü bulunan ünite/ünitelerinin bağlı olduğu UEVÇB sayısını,
mf,i: Yan Hizmet Sağlayıcının işbu Anlaşma Ek-1’inde kayıtlı olan ve hizmeti sağlama yükümlülüğü bulunan i ünite/tesisin f fatura dönemindeki hizmeti sağlamadığı toplam uzlaştırma saati sayısını,
nf,i: Yan Hizmet Sağlayıcının işbu Anlaşma Ek-1’inde kayıtlı olan ve hizmeti sağlama yükümlülüğü bulunan i ünite/tesisin f fatura dönemindeki hizmeti sağlamakla yükümlü olduğu toplam uzlaştırma saati sayısını,
k: Yan Hizmet Sağlayıcının işbu Anlaşma Ek-1’inde kayıtlı olan ve hizmeti sağlama yükümlülüğü bulunan i ünite/tesisin f fatura dönemindeki hizmeti sağlamadığı uzlaştırma saati sayısının hizmeti sağlamakla yükümlü olduğu toplam uzlaştırma saati sayısına oranının yüzde ondan küçük yada eşit olması durumunda “0”, büyük olması durumunda “1” olarak kullanılacak değeri,
ifade eder.
YEDİNCİ BÖLÜM
Anlaşmanın Tadili, Bütünlüğü, Masrafları, Süresi, Sona Ermesi, Kısmi Hükümsüzlükte Geçerliliği ve Anlaşmazlıkların Çözümü
Anlaşma’nın tadili
MADDE 18- (1) Anlaşma hükümlerinde değişiklik ancak, Taraflar arasında ek protokoller düzenlenmesi suretiyle gerçekleştirilebilir. Ek protokoller, işbu Anlaşma’nın yürürlüğe girdiği şekilde, Taraflarca imzalandığı tarihte yürürlüğe girer ve anlaşmanın ayrılmaz bir parçası olarak kabul edilir.
Anlaşma’nın bütünlüğü
MADDE 19- (1) İşbu Anlaşma, EK’leri ile birlikte bir bütün olup TEİAŞ ve Yan Hizmet Sağlayıcıyı bağlar. Ancak, Anlaşma hükümleri ile Anlaşma dokümanını oluşturan ekteki belge hükümleri arasında çelişki veya farklılık olması halinde Anlaşma hükümleri esas alınır.
Anlaşma masrafları
MADDE 20- (1) Anlaşma’nın imzalanmasından doğan tüm vergi, resim ve harçlar Yan Hizmet Sağlayıcı tarafından ödenecektir.
Anlaşma’nın süresi
MADDE 21- (1) Anlaşma’nın Sona Ermesi başlığında belirtilen haller dolayısıyla Anlaşma sona ermediği müddetçe, Anlaşma geçerli olacaktır.
Anlaşma’nın sona ermesi
MADDE 22- (1) Bu Anlaşma, aşağıdaki koşullardan herhangi biri gerçekleştiğinde kendiliğinden sona erecektir:
Yan Hizmet Sağlayıcının, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğine tabi olmaktan çıkması durumunda,
Yan Hizmet Sağlayıcının, ilgili mevzuat uyarınca iletim sistemine bağlanma veya iletim sistemini kullanma hakkının sona ermesi durumunda,
Yan Hizmet Sağlayıcıya Kanun uyarınca verilen ve EK-1’de yer alan tüm üretim lisanslarının sona ermesi, iptal edilmesi veya toplayıcılık lisansının sona ermesi, iptal edilmesi durumunda,
Bu Anlaşma kapsamında, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrolüne katılma zorunluluğu bulunan üretim tesisinin kalmaması.
(2) Bu Anlaşma’nın sona ermesi, Tarafların sona erme tarihi itibariyle sahip oldukları hak ve yükümlülüklerini etkilemez.
Kısmi hükümsüzlükte Anlaşma’nın geçerliliği
MADDE 23- (1) Bu Anlaşma’nın herhangi bir hükmünün batıl, hükümsüz, geçersiz, uygulanamaz veya mevzuata aykırı olduğu tespit edilirse; bu durum Anlaşma’nın geri kalan hükümlerinin geçerliğini kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz. Ancak, geçersiz olan hüküm nedeniyle Anlaşma’nın uygulanması imkansız olacak veya Anlaşma’nın varlığı bir hüküm ifade etmeyecek ise Anlaşma geçersiz kabul edilecektir.
Anlaşmazlıkların çözümü
MADDE 24- (1) Bu anlaşma yasal düzenlemele göre yorumlanacak ve yürütülecektir. Bu anlaşmadan doğacak tüm uyuşmazlıklarda Ankara Mahkeme ve İcra Daireleri yetkilidir.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Mücbir Sebepler
Mücbir sebepler
MADDE 25- (1) Yan hizmet sağlayıcı bu Anlaşma kapsamındaki yükümlülüklerini, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 35 inci maddesinde belirtilen mücbir sebeplerden dolayı yerine getiremediği takdirde TEİAŞ’a başvurur. TEİAŞ tarafından başvurunun uygun bulunması halinde mücbir sebep olayının veya etkilerinin devam ettiği ve yükümlülüğün yerine getirilmesini engellediği süre boyunca etkilenen yükümlülükler ertelenir veya askıya alınır.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Devir, temlik ve rehin
MADDE 26- (1) Yan Hizmet Sağlayıcı, bu Anlaşma kapsamındaki haklarını veya yükümlülüklerini başkalarına devir, temlik ve rehne konu edemez.
Gizlilik
MADDE 27- (1) Taraflar, ilgili mevzuatın uygulanması sonucu veya piyasa faaliyetleri veya başka bir yolla sahip oldukları ticari öneme haiz bilgilerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almak ve kendi iştirakleri ve/veya hissedarları olan tüzel kişiler dahil üçüncü şahıslara açıklamamakla yükümlüdürler.
(2) Aşağıda sayılan durumlar bu hükmün istisnasını oluşturur:
Söz konusu bilginin tarafların açıkça kusuru olmaksızın kamu tarafından öğrenilmesi,
Herhangi bir yasal yükümlülük uyarınca açıklanması gereğinin ortaya çıkması.
Fikri haklar
MADDE 28- (1) Aksi yönde anlaşma yapılmamışsa bu Anlaşma’nın sona ermesine kadar, Anlaşma’nın konusu ile ilgili olarak taraflardan birinin çalışanları, yetkili temsilcileri veya danışmanları tarafından geliştirilen veya ortaya konulan tüm fikri hakların sahibi söz konusu Taraf olacaktır.
Feragat
MADDE 29- (1) Taraflar, yazılı olarak haklarından feragat etmedikleri sürece; ilgili mevzuat ve bu Anlaşma kapsamındaki hakların kullanılmasında makul bir süre içerisinde gecikme, bu haklarını kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz ve bu haklardan feragat edildiği anlamına gelmez. Bir hakkın kısmen kullanılması, bu hakkın veya başka bir hakkın ileride kullanımını engellemez.
Bildirimler
MADDE 30- (1) Tarafların tebligat adresleri ve diğer iletişim bilgileri, aşağıda belirtilmiştir.
Türkiye Elektrik İletim A.Ş.
Adres:
Faks: Telefon: İnternet Sitesi Adresi: www.teias.gov.tr
…………………….......................................A.Ş.
Adres:
Faks: Telefon: Elektronik Posta:
(2) Bu Anlaşma uyarınca yapılacak bildirimler, 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır.
(3) TEİAŞ’ın adres değişikliği, resmi internet sayfasında yayımlanarak bildirilir.
(4) Yan Hizmet Sağlayıcının internet e-posta adreslerine gönderilen elektronik mektupların, e-posta adresine ulaşmamasından TEİAŞ sorumlu tutulamaz. Bu konudaki TEİAŞ kayıtlarının doğruluğu kabul edilecektir.
Mevzuata uyum
MADDE 31- (1) Bu Anlaşma’nın yürürlük tarihindeki mevzuat ile olabilecek mevzuat değişiklikleri taraflar için bağlayıcıdır.
Tazminat
MADDE 32- (1) Bu Anlaşma’dan kaynaklanan yükümlülüklerin Yan Hizmet Sağlayıcı tarafından yerine getirilmemesi ve/veya ihlali halinde, TEİAŞ’ın uğrayacağı zararlardan Yan Hizmet Sağlayıcı sorumlu olup, TEİAŞ’ın ilgili tüm zararlarını tazmin etmekle yükümlüdür.
Geçerli hukuk
MADDE 33- (1) Anlaşma, Türkiye Cumhuriyeti mevzuatına tabidir.
Yürürlüğe girme koşulları
MADDE 34- (1) Bu Anlaşma taraflarca imzalandığı tarihte yürürlüğe girer. Bu Anlaşma 34 Madde ve 6 Ek’ten ibaret olup, TEİAŞ ve Yan Hizmet Sağlayıcı Şirket Yetkilileri tarafından tam olarak okunup anlaşıldıktan sonra ..../..../…. tarihinde 1 nüsha olarak imza altına alınmış ve TEİAŞ’ta alıkonulmuştur. Yan Hizmet Sağlayıcıya istenirse fotokopisi verilir.
Ekler
Ek-1 Üretim tesisleri
Ek-2 Üretim tesisi ve ünite verileri
Ek-3 Sayaç özellikleri ve tek hat şeması
Ek-4 Senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmet sertifikası ve senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmeti test raporu
Ek-5 Sunulacak verilerin özellikleri
Ek-6 Taahhütname
Ek 1 Üretim tesisleri
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği gereği, Yan Hizmet Sağlayıcının senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmetini verecek olan üretim tesisleri aşağıda belirtilmiştir.
Ekin Düzenlendiği Tarih: …./…./……..
Ek 2 Üretim tesisi ve ünite verileri
Üretim Tesisinin Adı :………………………………………………………….
Uzlaştırmaya Esas Veriş Çekiş
Birimi Adı : ………………………………………………………….
Üretim Tesisinin Bağlı Bulunduğu
Tüzel Kişilik Adı :………………………………………………………….
Üretim Tesisinin Bağlı Bulunduğu
Bölgesel Yük Tevzi Merkezi : ………………………………………………………….
Ünite Kodu :…………….
Ünite Tipi: (Gaz/Buhar/Hidrolik) :…………….
Ekin Düzenlendiği Tarih : …/…/……
Testin Gerçekleştirildiği Tarih: : …/…/……
Ünitenin Nominal Gücü
(Kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında
belirtilen değer) (Pnom) :..….….…..… MW
Ünitenin Minimum Kararlı Üretim Düzeyi :.........…….… MW
Jeneratörün nominal görünür güç değeri :.........…….… MVA
Jeneratörün nominal terminal gerilimi :.........…….… kV
Jeneratörün bağlı olduğu baranın
nominal gerilimi :.........…….… kV
Jeneratörün nominal güç faktörü değeri :.........…….…
Jeneratörün soğutma tipi :.........…….…
Durağan halden, Senkron Kompansatör olarak devreye girme süresi :.........…….…
Ünitenin Jenerator Yüklenme Eğrisi Baz Alınarak Belirlenen “Senkron Kompansatör olarak” Reaktif Güç Kapasitesi (MVAr)
Aşırı İkaz Bölgesindeki Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +) :...................... MVAr
Düşük İkaz Bölgesindeki Reaktif Güç Kapasitesi (Q max -) :...................... MVAr
Ünitenin Madde 10 İkinci Fıkrası Kapsamında Belirlenen “Senkron Kompansatör olarak” Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (MVAr)
Aşırı İkaz Bölgesindeki Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +) :...................... MVAr
Düşük İkaz Bölgesindeki Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Q max -) :...................... MVAr
Yükseltici (Step-Up) Trafo Nominal Primer Gerilimi :.........…….…kV
Yükseltici (Step-Up) Trafo Nominal Sekonder Gerilimi :.........…….…kV
Yükseltici (Step-Up) Trafo Nominal MVA :.........…….…MVA
Yükseltici (Step-Up) Trafo Empedansı (%) :.........…….…
Yükseltici (Step-Up) Trafo X/R oranı :.........…….…
Step-up Trafo Kademe Bilgileri
Yan Hizmet Sağlayıcı Tarafından Anlaşma’ya Eklenecek Belgeler;
- Lisansındaki mücbir sebepler,
- Yüklenme (MW-MVAr) Eğrisi,
Ek 3 Sayaç özellikleri ve tek hat şeması
Yan Hizmet Sağlayıcı Tarafından Anlaşma’ya Eklenecek Belgeler;
- Tek Hat Şeması
Ek 4 Senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmet sertifikası ve performans test raporu
(İlgili Rapor formatı TEİAŞ internet sitesinde duyurulacaktır.)
Ek 5 Sunulacak verilerin özellikleri
TEİAŞ, senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrol hizmetinin sağlanıp sağlanmadığının tespit edilmesi amacıyla Anlaşma kapsamındaki üretim tesislerinden bu EK’te yer alan verileri istemeye yetkilidir.
Yan Hizmet Sağlayıcı, senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmetinin izlenmesi için TEİAŞ tarafından belirlenen verilerin yerinde ölçülerek değer eğrisi grafiğinin ekranda gösterilmesi ve alınan verilerin ölçüldüğü zaman bilgisiyle birlikte kayıt altına alınabilmesi ve raporlanabilmesi amacına yönelik hizmetleri, TEİAŞ’ın belirleyeceği biçimde sağlayacaktır. Bu amaç doğrultusunda, TEİAŞ tarafından belirlenen veriler, anlaşma konusu yan hizmetlerin sağlandığı süre boyunca kesintisiz olarak (arıza halleri, planlı veya belirli müdahaleler dışında) ölçülüp kayıt altına alınacaktır. Bu verilerin ve raporların sağlanması için ihtiyaç duyulacak her türlü gerekli cihaz, teçhizat, donanım ve yazılım Yan Hizmet Sağlayıcı tarafından seçilecek ve kurulacaktır. Kurulum için gerekli her türlü araç-gereç, kablaj ve montaj işleri yine Yan Hizmet Sağlayıcı tarafından sağlanacaktır.
Yan Hizmet Sağlayıcı, TEİAŞ tarafından kurulacak izleme ve kontrol sistemi ile veri alışverişi gerçekleştirmek amacıyla bağlantı kurulmasına ve uzaktan erişime imkan verecek şekilde gerekli yazılım ve donanımı sağlayacaktır.
Yan Hizmet Sağlayıcı, senkron kompansatör hizmetine ilişkin olarak kaydedilecek verileri TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe; reaktif çıkış gücü ve bara gerilimi verilerini dakikada en az 1 veri olacak şekilde ölçecek ve ölçüldüğü zaman bilgisiyle birlikte kayıt altına alacaktır. Yan Hizmet Sağlayıcı, reaktif güç kontrol hizmetine ilişkin olarak en az aşağıdaki tabloda yer alan verileri belirtildiği şekilde kayıt altına alacaktır:
TEİAŞ tarafından hazırlanan ödeme bildirimlerine esas verilerin oluşturulması ve kontrol faaliyetlerinin gerçekleştirilmesi için Yan Hizmet Sağlayıcı, senkron kompansatör olarak reaktif güç desteği sağlanması hizmetine katılım durumuna ilişkin kayıtları TEİAŞ tarafından belirlenen elektronik formatlarda ve sıklıkta BYTM’ye TEİAŞ tarafından belirlenen esaslar çerçevesinde gönderecektir. TEİAŞ tarafından tesis edilen İzleme ve Kontrol Sistemi çerçevesinde belirlenen format, www.teias.gov.tr adresinde yan hizmetler bağlantısında yer almaktadır.
Ek 6 Taahhütname
Elektrik Şebeke Yönetmeliği hükümleri doğrultusunda senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti performans testlerini gerçekleştirerek senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti yan hizmet sertifikasını TEİAŞ’a sunacağımı,
Elektrik Şebeke Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve bu Anlaşma hükümleri doğrultusunda belirlenmiş olan reaktif güç kapasitesini, BYTM ve/veya MYTM’nin talimatları doğrultusunda sağlayarak Anlaşma süresince Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Kontrol Hizmetini sunacağımı,
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve bu Anlaşma hükümleri doğrultusunda belirlenmiş olan hizmete ilişkin veri gönderim yükümlüğünü sağlayacağımı
taahhüt ederim.
YAN HİZMET SAĞLAYICI
|
docx
|
python-docx
|
91742c63cb1c
|
KURUL KARARI
Karar No: 6181 Karar Tarihi : 30/03/2016
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30/03/2016 tarihli toplantısında 31/12/2015 tarihli ve 29579 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren ve 10/02/2016 tarihli ve 29620 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan 28/01/2016 tarihli ve 6087-3 sayılı Kurul Kararı ile Dağıtım Lisansı Sahibi Tüzel Kişiler ve Görevli Tedarik Şirketlerinin Tarife Uygulamalarına İlişkin Usul ve Esasların 10 uncu maddesinin ikinci fıkrasının ç bendinde, 13 üncü maddesinin birinci ve ikinci fıkralarında ve 16 ncı maddesinin ikinci fıkrasında değişiklik yapılan Dağıtım Lisansı Sahibi Tüzel Kişiler ve Görevli Tedarik Şirketlerinin Tarife Uygulamalarına İlişkin Usul ve Esasların;
11 inci maddesinin ikinci, üçüncü, dördüncü ve beşinci fıkralarının,
“(2) Çift terimli tarife sınıfı: Dağıtım sisteminden çekilen veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarı (kWh) üzerinden dağıtım bedeli ile buna ek olarak bağlantı anlaşması veya sözleşmesinde belirtilen güç miktarı (kW) üzerinden güç bedeli alma ve bu gücün aşılması halinde aşılan kısım için ilave güç aşım bedeli alma esasına dayalı tarife sınıfıdır.
Darbeli yük çeken sanayi tesisleri ile ark ocağı tesisleri zorunlu olarak çift terimli tarife sınıfına tabi olup, diğer OG seviyesinden bağlı kullanıcılara talep etmeleri halinde çift terimli tarife sınıfı uygulanır. Ayrıca AG seviyesinden bağlı üreticilere veriş yönünde talep etmeleri halinde çift terimli tarife sınıfı uygulanabilir.
Çift terimli tarife sınıfına tabi kullanıcılar tarafından çekilen/verilen gücün en yüksek anlık değerinin belirlenmesi için demandmetreli sayaç tesis edilmesi zorunludur.
(3) Tek terimli tarife sınıfı: Sadece dağıtım sisteminden çekilen veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarı (kWh) üzerinden dağıtım bedeli uygulanması esasına dayalı tarife sınıfıdır. Bu maddenin ikinci fıkrası kapsamında olmayan kullanıcılar tek terimli tarife sınıfı kapsamındadır.
(4) Tarife sınıfında değişiklik yapmak isteyen dağıtım sistemi kullanıcısı, bu talebini dağıtım şirketine yazılı olarak yapar. Kullanıcının talebinin uygun bulunması halinde, yeni tarife sınıfına ilişkin sözleşme/ek sözleşme veya anlaşma/ek anlaşmanın imzalandığı tarihin içinde bulunduğu fatura döneminden sonraki fatura döneminden itibaren geçerli olmak üzere tarife sınıfı değiştirilir.
(5) Tarife sınıfı değişiklikleri, eş zamanlı olarak ilgili kullanıcının tedarikçisine bildirilir.” şeklinde değiştirilmesine;
16 ncı maddesinin birinci fıkrasının,
“(1) Dağıtım sistemine bağlı tüm üretim tesisleri veriş yönünde tercih etmeleri halinde çift terimli veya tek terimli tarifeden birini seçebilir.” şeklinde değiştirilmesine;
21 inci maddesinin birinci fıkrasının,
“(1) Dağıtım sistemine bağlı kullanıcılara dağıtım, reaktif enerji bedelleri ile çift terimli tarife sınıfına tabi olan kullanıcılara ayrıca güç ve güç aşım bedeli uygulanır. Bu kullanıcılardan görevli tedarik şirketinden enerji satın alanlara aktif enerji bedeli de uygulanır.” şeklinde değiştirilmesine;
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
5d74912e65e0
|
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 22/12/2014 tarih ve 32841861-42866 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde;
Malatya 2. OSB Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 17 nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2015 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
230934771b00
|
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 22/12/2014 tarih ve 32841861-42866 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde;
Burdur OSB Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 17 nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2015 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
ef6a4cfa837b
|
EK-4
LİSANS BAŞVURUSUNDA SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) Lisans Başvuru Dilekçesi (Ek-4.1):
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-4.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
2) Yetki Belgesi:
Tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili şahıs ya da şahısların “Yetki Belgeleri”nin aslı veya noter onaylı suretleri veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda yetki belgesi “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da belirlendiği şekilde yetkili tanımlanması amacıyla Kuruma yazılı olarak sunulur. Yetki belgesi, usul ve esaslarda belirlenen asgari unsurları içerir. Kurum nezdinde yetkili tanımlanması daha önce yapılmış ise tekrar sunulmasına gerek yoktur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) Esas Sözleşme:
Tüzel kişilik esas sözleşmesinin, Türkiye Ticaret Siciline tescil edilmiş olan tüm tadiller işlenmiş son halinin, Ticaret Sicili Memurluğunca tasdiklenmiş bir nüshası veya tüzel kişilik kaşesi altında, tüzel kişiliği temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce imzalanmış bir nüshası
(Esas sözleşme kapsamında;
a) Tüm lisans başvurularında;
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Yönetmelikte öngörülen birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümler ile pay senetlerinin nevi ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
b) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için (a)’da belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmiş olması ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun uygun görüşünün alınacağına ilişkin hükme, esas sözleşmede yer verilmesi zorunludur.
c) Esas sözleşmede yapılan ve Türkiye Ticaret Siciline tescil edilen tadillere ilişkin nüshalar, ayrıca sunulmayacak olup, esas sözleşme metnine işlenmiş olarak sunulması gerekmektedir.
ç) Üretim/Tedarik lisans başvurusunda bulunan tüzel kişilerin unvanında elektrik dağıtım faaliyetinde bulunabileceğine ilişkin ifadelere yer verilemez.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) Ortaklık yapısı belgeleri:
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin, pay oran ve tutarları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan bilgiler.
(Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin, pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan bilgiler sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen ortakların pay oranları virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenerek; gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Tüzel kişinin ortaklık yapısında dolaylı pay sahipliğinin de ayrıca hesaplanması ve yapılan hesaplama sonucunda; ortaklık yapısında yüzde on ve üzerinde (halka açık şirketlerde % 5 ve üzerinde) doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların pay oranlarının yüzde (%) olarak gösterilmesi gerekir. Lisans alınıncaya kadar ortaklık yapısında herhangi bir değişiklik olması durumunda, değişikliği gösteren bilgi ve belgeler ile sunulan şemanın güncellenerek Kuruma sunulması gerekir.
Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir. Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
Yönetmeliğin 51 inci maddesi çerçevesinde, başvuruda bulunan tüzel kişinin lisansına derç edilecek olan dolaylı pay sahipliği oranının tespitinde, yukarıda belirtilen şema çerçevesinde yapılan hesaplamalar kapsamında, ilgili tüzel kişinin beyanı esas alınır. Ancak, yabancı ortaklığın bulunması halinde Yönetmeliğin 10 uncu maddesinin sekizinci fıkrası hükmü saklıdır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema sisteme yüklenir. Son ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış suretinin ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablonun veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında taşınabilir bellek içerisinde, belgeler yazılı biçimde başvuru ekinde sunulur.
5) Kontrol Beyanı/Belgesi (Ek-4.2):
(Lisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin doğrudan ya da dolaylı çoğunluk payına sahip olmaktan kaynaklı kontrol durumu hariç, Yönetmelikte yer alan “kontrol” tanımı çerçevesinde bir ilişkinin olup olmadığına ilişkin beyan ile “kontrol” tanımı kapsamında bir ilişkinin varlığı halinde bu ilişkiyi gösteren belgeler.)
Kontrol: Bir tüzel kişi üzerinde ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan hakları, sözleşmeler veya başka araçlarla ve özellikle bir tüzel kişinin malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkıyla veya bir tüzel kişinin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları ifade eder (Yönetmelik m.4/1.ü)).
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda kontrol ilişkisine ait alanların işaretlenmesi sonucunda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur. Kontrol tanımı kapsamında bir ilişkinin “var” olduğunun seçilmesi halinde söz konusu ilişkiyi gösteren belgelerin EPDK Başvuru Sistemi doküman yükleme sayfasından sisteme yüklenmesi gerekmektedir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-4.2 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
6) Tüzel kişinin güncel sermaye tutarını gösteren belgeler:
(Bu kapsamda; Şirket sermayesinin asgari;
a) Dağıtım lisansı ile piyasa işletim lisansı ve görevli tedarik şirketlerinin tedarik lisansı başvurularında Kurul tarafından belirlenen oran ve/veya tutarda,
b) Tedarik lisansı başvuruları açısından, iki milyon TL tutarında,
c) Üretim lisansı başvuruları açısından, Yönetmeliğin 20 nci maddesinin altıncı fıkrası hükümleri göz önünde bulundurulmak suretiyle, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde yirmisine, nükleer enerjiye veya yerli madenlere dayalı veya YEKA kapsamında üretim tesisi kurulması için yapılan üretim lisansı başvuruları açısından yüzde beşine eşit,
olması gerekmektedir.)
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir. Depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, tesis mekanik kurulu gücüne ve depolama ünitesinin kapasitesine karşılık gelen tutarlar ayrı ayrı hesaplanarak birlikte değerlendirilir. Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesinin gücü sermaye hesaplamasında dikkate alınmaz.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ilgili alan doldurulur ve belgesi sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
7) Lisans Alma Bedeli:
Lisans başvurusunda bulunulan yıl itibariyle geçerli lisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belge.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir. Depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, üretim tesisinin toplam mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesi kurulu gücleri toplanarak birlikte değerlendirilir. Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesinin kurulu gücü lisans alma bedeli hesaplamasında dikkate alınmaz. (Yerli madenler ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı veya ana ve yardımcı kaynağı bu kapsamda olan birden çok kaynaklı üretim tesisi kurmak üzere lisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişiler lisans alma bedelinin yüzde onunu yatırır. Ancak, Yönetmeliğin 5 inci maddesinin üçüncü fıkrası uyarınca verilecek lisanslar bakımından lisans alma bedelinin tamamının ödenmesi gerekir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda ödeme yapıldığına ilişkin dekont bilgilerinin ilgili alana girilmesi ve dekontun pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekmektedir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
8) Termin programı:
(Üretim lisansına konu elektrik üretim tesisi projesinin özellikleri dikkate alınarak tesis tamamlanma tarihine kadar olan süreci kapsayacak biçimde Kurum tarafından belirlenen şablona uygun şekilde hazırlanır. (Söz konusu termin programı formatına, Kurum internet sayfasında “Elektrik Piyasası” bölümünün “Lisans İşlemleri” başlığı altında yer alan “İlerleme Raporu Formatı” alt başlığı kısmından erişilebilmektedir. YEKA Yönetmeliği kapsamındaki başvurularda EİGM tarafından kabul edilen iş programı sunulur.)
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda, ana kaynak ve yardımcı kaynağa dayalı üniteler için tek bir termin programı hazırlanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme excel formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
9) Teminat Belgesi (Ek-4.3):
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda Ek-4.3 örneğe uygun teminat mektubu sisteme pdf formatında yüklenir. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir, depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, tesis mekanik kurulu gücüne ve depolama ünitesinin kapasitesine karşılık gelen tutarlar ayrı ayrı hesaplanarak birlikte değerlendirilir ve Ek-4.3’te yer alan ilgili örneğe uygun teminat mektubu sisteme pdf formatında yüklenir. Başvuru sonrasında beş iş günü içinde banka teminat mektubunun aslı ve mektubun ilgili banka şubesi tarafından düzenlendiğine ilişkin teyit yazısının bir dilekçe ekinde Kuruma ibraz edilmesi gerekmektedir. Düzenlenen teminat mektubunun lehdarı ile kredisi kullandırılan tüzel kişinin farklı olması halinde, söz konusu durumu belirtir banka yazısının da sunulması gerekmektedir. Teminatın nakit olarak sunulması halinde Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin dekontun başvuru aşamasında sisteme pdf formatında yüklenmesi gerekir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur. Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesinin kurulu gücü teminat hesaplamasında dikkate alınmaz.
Ek-4.3.a’da yer alan teminat mektubunda (1) numaralı boşluğa üretim tesisinin enerji kaynağı yazılacaktır. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana ve yardımcı kaynaklar birlikte yazılır.
Ek-4.3.a’da yer alan teminat mektubunda (2) numaralı boşluğa üretim tesisinin MWm cinsinden kurulu gücü yazılacaktır. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana ve yardımcı kaynakların mekanik güçlerinin (MWm) toplamı yazılır.
Depolama ünitesi olması halinde söz konusu depolama ünitesinin kapasitesine (MWh) de yer verilir.Ek-4.3.a’da yer alan teminat mektubunda (3) numaralı boşluğa depolama ünitesinin MWh cinsinden toplam kapasitesi yazılacaktır.
10) Önlisans Döneminde Tamamlanması Gereken İş ve İşlem Belgeleri:
Üretim lisansı başvurularında, Yönetmeliğin 17 nci maddesinde belirtilen ve önlisans süresi içerisinde tamamlanması gereken iş ve işlemlerin tamamlandığını tevsik eden bilgi ve belgeler.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi ve depolamalı elektrik üretim tesisi ile bulunması halinde üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi kurmak amacıyla başvuruda bulunan önlisans sahibi tüzel kişiler, Yönetmeliğin 17 nci maddesinde belirtilen yükümlülükleri, kaynak bazında ayrı ayrı veya birlikte yerine getirilebilir.
Bu kapsamda,
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın önlisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olması halinde tapu belgesi, üretim tesisinin kurulacağı sahanın önlisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde ise ilgili sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi ile ilgili olarak, ilgisine göre;
Özel mülkiyete konu taşınmazların 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri gereğince Hazine adına tescillerinin sağlanması veya aynı Kanunun 27 nci maddesi gereğince ilgili mahkemelerden bedelleri ödenerek acele el koyma kararlarının alınmış olması ve bu bedellerin ödendiğine dair makbuzların sunulması,
Rezervuar ve/veya regülatör göl alanında kalan taşınmazlarla ilgili olarak; özel mülkiyete konu taşınmazlara ilişkin kamulaştırma kararının alınması, Maliye Hazinesinin özel mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazların ise bedelsiz kullanımları için Kurul Kararının alınmış olması,
Maliye Hazinesi mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlarla ilgili olarak, irtifak hakkının tesis edilmiş olması veya kiralama sözleşmesinin yapılmış olması ya da ön izin alınması,
Mera vasıflı taşınmazların tahsis amacı değişikliklerinin yapılarak hazine adına tescili ve irtifak hakkı tesisi/kiralama sözleşmesinin yapılmış olması,
Kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazlarla ilgili olarak; ilgili kamu kurum veya kuruluşu tarafından devrine muvafakat verilen taşınmazın devir bedelinin önlisans sahibi tüzel kişi tarafından ilgili kurum veya kuruluşun hesabına yatırıldığını gösterir yazının ibraz edilmesi,
Orman kesin izninin alınması,
(Söz konusu iznin daha önce başka bir tüzel kişi adına alınmış olması halinde, söz konusu iznin başvuruda bulunan tüzel kişinin kendi adına alınmış olması veya bahse konu iznin başvuruda bulunan tüzel kişi için de geçerli olduğuna ilişkin ilgili orman idaresinden alınmış belgenin sunulması gerekmektedir.)
Nükleer santrallerde üretim tesisinin kurulacağı sahaya ilişkin tahsis işlemlerinin yapılması,
b) Üretim tesisine ilişkin nazım ve uygulama imar planlarının kesinleşmesi,
c) Üretim tesisinin inşaatına başlanabilmesi için gerekli olan proje ya da kat’i proje onayının alınması (Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin Geçici 26 ncı maddesinde belirtilen süreye kadar proje ya da kat’i proje onayı yerine ön proje onayı da kabul edilir. Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
ç) Bağlantı anlaşması için TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine başvurunun yapılması,
d) Rüzgar enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Yönetmeliğine ve askeri atış alanları ile tatbikat bölgelerine ilişkin olumlu görüşün alınması,
e) Rüzgar enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması, (Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
f) Rüzgar, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı üretim lisansı başvuruları için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması, (Atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünleri kullanacak biyokütleye dayalı üretim tesisleri için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında sunulacak kararın, santralin yakıt ihtiyacını karşılamak amacıyla kurulacak atık lastik piroliz tesisini de kapsaması gerekmektedir.)
g) Üretim tesisine ilişkin yapı ruhsatının veya söz konusu ruhsatın yerine geçecek belgenin sunulması,
ğ) Lisans başvurusuna konu üretim tesisi ile ilgili olarak;
1) Önlisans başvurusunda; yerli madenler ile jeotermal kaynakların kullanım haklarına ilişkin olarak; enerji kaynağının kullanım hakkı ya da diğer ayni hakların tesis edileceğinin yetkili gerçek veya tüzel kişilerce taahhüt edilmiş olduğuna ilişkin belge, sunulmuş ise kaynak kullanım hakkına ilişkin anlaşmanın,
2) Hidrolik kaynağa dayalı başvurular için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının; yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotu ile işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjisine dayalı üniteler için DSİ ile yapılan kiralama sözleşmesinin,
3) Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için, yükümlü olmaları halinde TEİAŞ ile imzalanmış RES veya GES Katkı Payı anlaşmasının,
4) Biyokütleye dayalı başvurular için; önlisans başvurusunda kaynak temini kapsamında kaynak sahiplerinin beyanları sunulmuş ise, başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın, uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde ve en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak karşılanacağına ilişkin sözleşmelerin, kaynak temininin ihale usulüyle belirlenmesi gibi durumlar sebebiyle sözleşmelerin sunulmasının mümkün olmadığı hallerde ise gerekli belgelerin,
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
sunulması,
h) YEKA kapsamında kurulması planlanan üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair EİGM tarafından tanzim edilecek, üretim lisansı almasına dair uygunluk yazısının olması, (Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
ı) YEKA kapsamında kurulması planlanan elektrik üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, kurulacak elektrik üretim tesislerinde kullanılacak aksam için 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair Bakanlık ya da yetkilendirdiği kurum/kuruluşlarca düzenlenecek belgenin olması, (Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
gerekmektedir.
Üretim lisansı başvurularında (c), (e), (h) ve (ı) maddesinde yer alan belgeler ilgili Kurum tarafından sunulur. Bunların dışında kalan belgeler EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenecektir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise başvuru ekinde sunulur. (a) bendi kapsamındaki yükümlülük, elektrik iletim ve dağıtım hatları ile santral sahası dışındaki yollar için aranmaz.
11) Yasaklı Olmama Beyanı (Anonim Şirketler için Ek-4.4.a, Limited Şirketler için Ek-4.4.b):
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ilgili alanın seçilmesi suretiyle otomatik olarak oluşturulur. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-4.4 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
(EPDK başvuru sistemi beyanlar sayfasında yer alan yasaklı olmama beyanında Yönetim Kurulu Başkanı/Üyeleri ve Müdürlere ait isim ve T.C. kimlik numaralarına ilişkin bilgilerin girilmesi gerekmektedir.)
AÇIKLAMALAR:
1) Üretim lisansı başvuruları haricindeki lisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 ve 11 inci maddelerinde belirtilen belgelerin sunulması zorunludur.
2) Kamu tüzel kişileri lisans başvurularında; kamu tüzel kişisi olduklarını gösterir belgeleri sunmaları kaydıyla, listenin 3, 6 ve 9 numaralı maddelerinde belirtilen belgeleri sunmazlar.
3) Geçici kabulü yapılmış üretim tesisine ilişkin üretim lisansı başvurularında teminat belgesi sunulmaz.
4) Liste, anonim şirket esas alınarak hazırlanmıştır. Bu nedenle, “esas sözleşme” ibaresinin limited şirketler için “sözleşme” olarak anlaşılması gerekmektedir.
5) Lisans alma bedelleri, Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararıyla belirlenerek Resmi Gazete’de ilan edilmektedir. Ayrıca söz konusu Kurul Kararına Kurum internet sayfasında da ulaşılabilir. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi başvurularında her iki kaynağında yerli ya da yenilenebilir olmaması durumunda, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden hesaplanan bedelin tamamı ödenir.
6) Asgari sermaye hesabı yapılırken Yönetmelikte öngörülen mevcut hüküm ile kaynak bazında birim yatırım tutarlarını belirleyen ve Kurum internet sayfasında yayımlanan tablo esas alınmalıdır.
7) Teminat tutarının nasıl hesaplanacağı Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararıyla belirlenerek ilan edilmektedir. Ayrıca söz konusu Kurul Kararına Kurum internet sayfasında da ulaşılabilir.
8) Yabancı ortaklara ilişkin olarak yurt dışından temin edilecek belgeler, ilgili ülkenin yetkili makamlarınca veya Türkiye'nin söz konusu ülkedeki konsolosluğunca veya Lahey Devletler Özel Hukuku Konferansı çerçevesinde hazırlanan “Yabancı Resmi Belgelerin Tasdiki Mecburiyetinin Kaldırılması Sözleşmesi” hükümlerine uygun biçimde düzenlenir ve başvuruya eklenir. Gerek görülmesi halinde belgelerin yeminli tercüme bürolarınca yapılmış tercümeleri de talep edilebilir.
9) Üretim faaliyetinde bulunmak üzere yapılan lisans başvurularında Ek-4.3’e uygun olarak Kuruma sunulacak banka teminat mektubu, içeriğinde herhangi bir değişiklik yapılmadan sadece ilgili bölümler doldurulmak suretiyle sunulması gerekmektedir.
10) EÜAŞ bünyesindeki üretim tesislerinden özelleştirme kapsamına alınmış olanlardan yapılan ihale neticesinde unvanı Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından Kuruma bildirilen tüzel kişiler tarafından yapılacak üretim lisansı başvuruları için; lisans başvurusunda sunulması gereken bilgi ve belgeler listesindeki (1), (2), (3), (4), (5) (7) ve (11) nci maddelerde istenen bilgi ve belgelerin, sunulması zorunludur.
11) Birleşme veya bölünme onayı ile tesis satış-devir onayı sonrası lisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 11 numaralarında belirtilen belgelerin sunulması zorunludur. Ayrıca, işleminin gerçekleştiğini gösterir belgeler (söz konusu işlemin gerçekleştiğine ilişkin Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi) ile bu kapsamdaki;
a) Üretim lisansı başvurularında, başvuruya konu üretim tesisinin işletmede olmaması halinde tüm güce karşılık gelen tutarda, kısmi işletmede olması halinde ise işletmede olmayan kurulu güce karşılık gelen tutarda teminat,
b) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim lisansı başvurularında, yükümlü olmaları halinde, tüzel kişi ile TEİAŞ arasında imzalanmış olan Revize RES/GES Katkı Payı Anlaşması,
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim lisansı başvurularında tüzel kişi ile DSİ Genel Müdürlüğü arasında imzalanmış olan Revize Su Kullanım Hakkı Anlaşması,
sunulur.
ç) Bölünme veya tesis satış-devir yoluyla üretim tesisine yeni lisans verilmesi başvurularında bölünen veya üretim tesisinin satışını-devrini gerçekleştiren tüzel kişinin mevcut lisansının sona erdirilmesi başvurusunda bulunması zorunludur.
12) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisleri için birinci fıkra kapsamında sunulması gereken iş ve işlemlerden birinci fıkranın (ç) bendi dışındaki diğer iş ve işlemler, üretim lisansı verilmesinden sonra olmak üzere, Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulabilir.
13) Lisans başvurusunun incelenmesi veya değerlendirilmesi aşamasında ihtiyaç duyulması halinde; Kurum tarafından bu listede belirtilenler dışında her türlü ilave bilgi ve belge istenebilir.
14) Üretim lisansı başvurusu kapsamında, başvuruya konu projenin önlisansına derç edilmiş olan kurulu gücünde değişiklik olması durumunda 10 uncu madde çerçevesinde sunulacak belgelerin revize edilmiş kurulu güç üzerinden sunulması gerekmektedir.
Ek-4.1.a
(Tek Kaynaklı Üretim Tesisleri İçin Üretim Lisansı Başvuru Dilekçesi)
ÜRETİM LİSANSI BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
………..........(ilinde/illerinde)…………….(ilçesinde/ilçelerinde) kurulması planlanan …………………………………… enerji kaynağına dayalı ……… projesi için ..... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar’ın Ek-4’ünde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-4.1.b
(Birden Çok Kaynaklı Elektrik Üretim Tesisleri İçin Lisans Başvuru Dilekçesi)
ÜRETİM LİSANSI BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
………..........(ilinde/illerinde)…………….(ilçesinde/ilçelerinde) kurulması planlanan, ana kaynağı ……, yardımcı kaynağı ……. olan ……… projesi için ..... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar’ın Ek-4’ünde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-4.1.c
(Üretim lisansı dışındaki diğer lisans başvuruları için)
LİSANS BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
……….......... (Yurt genelinde/bölgesinde/illerinde/ilinde)…………….. (İletim / Piyasa İşletim / Dağıtım / Toptan Satış - Tedarik) faaliyeti için ..... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar’ın Ek-4’ünde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-4.2
KONTROL BEYANI *
Şirketimiz paylarının doğrudan ya da dolaylı çoğunluk payına sahip olmaktan kaynaklı kontrol durumu hariç olmak üzere;
Şirketimiz üzerinde ortakların veya başka gerçek ya da tüzel kişilerin ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan haklar yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
Şirketimiz üzerinde sözleşmeler veya başka araçlarla ve Şirketimiz malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkı yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
Şirketimizin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde ortakların veya başka gerçek veya tüzel kişilerin belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde bu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari yaptırımları kabul ve taahhüt ederiz.
* 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** OLDUĞUNU/OLMADIĞINI kelimelerinden biri seçilir, OLDUĞUNU kelimesinin seçilmesi halinde belgesinin de ekte sunulması gerekir.
Ek-4.3.a
Üretim lisansı başvurusunda Kuruma sunulacak teminat mektubu örneği
Tarih :
No :
TEMİNAT MEKTUBU
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU BAŞKANLIĞINA
Mustafa Kemal Mahallesi 2078. Sokak No:4 06510 Çankaya/ ANKARA
……… ili ……..ilçesi, …….mevkiinde kurulması planlanan/inşa halindeki, …… (1) dayalı …… (2) MWm kurulu gücünde ve ……(3) MWh kapasitesinde………… adındaki üretim tesisi için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (Kurum) üretim lisansı başvurusunda bulunacak/üretim lisansı verilen………………..’nın (Şirket), Kuruma vermek zorunda olduğu teminat tutarı olan ………………… (rakam ve yazı ile) TL.’yi Bankamız garanti ettiğinden, mücbir sebep hâlleri ile Şirketten kaynaklanmayan haklı sebepler dışında üretim tesisinin, üretim lisansında belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi ya da üretim lisansın, üretim tesisinin geçici kabulü yapılmadan önce herhangi bir nedenle sona ermesi veya iptal edilmesi hâllerinde, protesto çekmeye, hüküm ve Şirketin iznini almaya gerek kalmaksızın ve Şirket ile Kurum arasında ortaya çıkacak herhangi bir uyuşmazlık ve bunun akıbet ve kanuni sonuçları nazarı itibara alınmaksızın ve kayıtsız şartsız, yukarıda yazılı tutarı ilk yazılı talebiniz üzerine derhal ve gecikmeksizin Kurumunuza veya emrinize nakden ve tamamen ve talep tarihinden ödeme tarihine kadar geçecek günlere ait temerrüt faizi ile birlikte ödeyeceğimizi, Bankanın imza atmaya yetkili temsilcisi ve sorumlusu sıfatıyla ve Banka ad ve hesabına gayrı kabili rücu kabul, beyan ve taahhüt ederiz.
İşbu teminat mektubu kesin, süresiz ve limit dışıdır.
…………… BANKASI A.Ş.
…………… ŞUBESİ
Banka yetkililerinin isim, unvan ve imzaları
(1) numaralı boşluğa üretim tesisinin enerji kaynağı yazılacaktır. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana ve yardımcı kaynaklar birlikte yazılır.
(2) numaralı boşluğa üretim tesisinin MWm cinsinden kurulu gücü yazılacaktır. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana ve yardımcı kaynakların mekanik güçlerinin (MWm) toplamı yazılacaktır.
(3) Depolama ünitesi olması halinde söz konusu depolama üntesinin toplam kapasitesine (MWh) de yer verilir.
Ek-4.3.b
Nükleer enerjiye dayalı üretim lisansı başvurusunda Kuruma sunulması gereken teminat mektubu örneği
Tarih :
No :
TEMİNAT MEKTUBU
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU BAŞKANLIĞINA
Mustafa Kemal Mahallesi, 2078. Sokak No:4 06510 Çankaya/ ANKARA
……… İli ……..İlçesi, …….mevkiinde kurulması planlanan/inşa halindeki, nükleer enerjiye dayalı …… MWm kurulu gücünde ………… adındaki üretim tesisi için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (Kurum) üretim lisansı başvurusunda bulunacak/üretim lisansı verilen ………………..’nın (Şirket), Kuruma vermek zorunda olduğu teminat tutarı olan ………………… (rakam ve yazı ile) TL.’yi Bankamız garanti ettiğinden, Şirketin, elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, şartname, lisans ve ilgili diğer mevzuat hüküm ve şartlarını yerine getirmemesi veya lisansa konu üretim tesisinin geçici kabulünü tamamlayarak Kuruma tevsik etmemesi veya bu teminat mektubunun süresinin bitiminden 1 (bir) yıl öncesinde üretim tesisinin kurularak işletmeye alınmasına ilişkin işlemlerin tamamlanmamış olması durumunda teminat mektubunun yenilenerek Kuruma ibraz edilmemesi veya ilgili mevzuatta teminat mektubunun irat kaydedilmesini gerektirecek bir nedenle üretim lisansının sona erdirilmesi veya lisansının iptali halinde, protesto çekmeye, hüküm ve Şirketin iznini almaya gerek kalmaksızın ve Şirket ile Kurum arasında ortaya çıkacak herhangi bir uyuşmazlık ve bunun akıbet ve kanuni sonuçları nazarı itibara alınmaksızın ve kayıtsız şartsız, yukarıda yazılı tutarı ilk yazılı talebiniz üzerine derhal ve gecikmeksizin Kurumunuza veya emrinize nakden ve tamamen ve talep tarihinden ödeme tarihine kadar geçecek günlere ait temerrüt faizi ile birlikte ödeyeceğimizi, Bankanın imza atmaya yetkili temsilcisi ve sorumlusu sıfatıyla ve Banka ad ve hesabına gayrı kabili rücu kabul, beyan ve taahhüt ederiz.
İşbu teminat mektubu banka şubesi limitleri ile sınırlı olmaksızın, kesin ve 15 yıl sürelidir.
…………… BANKASI A.Ş.
…………… ŞUBESİ
Banka yetkililerinin isim, unvan ve imzaları
Ek-4.4.a
YASAKLI OLMAMA BEYANI *
Lisans başvurusunda bulunan şirketimiz ile şirketimizde yer alan;
a) Doğrudan veya dolaylı paya sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Yönetim kurulu başkanı:
………………… (T.C.K. Numarası:……………)
Yönetim kurulu üyelerimiz: (**)
………………… (T.C.K. Numarası………….) (***)
olan gerçek ve/veya tüzel kişilerin 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmadığını beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde işbu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari işlemlere ilişkin yükümlülüklerimizi yerine getireceğimizi, aksi takdirde sorumluluğun tarafımıza ait olacağını, bu konuda herhangi bir hak ve tazminat talep etmeyeceğimizi kabul ve taahhüt ederiz.
* 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** Yönetim kurulu üyesinin tüzel kişi olması halinde T.C.K. Numarası yerine Ticaret Sicil Numarası yazılır. Yönetim kurulu üyesi tüzel kişi, kendi adına piyasa faaliyetinden yasaklanmış bir gerçek kişiyi yetkilendiremez.
*** Bu satır, yeter sayıda çoğaltılır.
Ek-4.4.b
YASAKLI OLMAMA BEYANI *
Üretim lisansı başvurusunda bulunan şirketimiz ile şirketimizde yer alan;
a) Doğrudan veya dolaylı paya sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Müdürlerimiz: (**),
……………. (T.C.K. Numarası:………………..) (***)
olan gerçek ve/veya tüzel kişilerin 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmadığını beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde işbu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari işlemlere ilişkin yükümlülüklerimizi yerine getireceğimizi, aksi takdirde sorumluluğun tarafımıza ait olacağını, bu konuda herhangi bir hak ve tazminat talep etmeyeceğimizi kabul ve taahhüt ederiz.
* 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** Müdürün tüzel kişi olması halinde T.C.K. Numarası yerine Ticaret Sicil Numarası yazılır. Müdür tüzel kişi, kendi adına piyasa faaliyetinden yasaklanmış bir gerçek kişiyi yetkilendiremez.
*** Bu satır, yeter sayıda çoğaltılır.
Ek-4.5
TEDARİK LİSANSI KAPSAMINDA MÜSTAKİL ELEKTRİK DEPOLAMA TESİSİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU
|
docx
|
python-docx
|
eefea1824c51
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12799-1 Karar Tarihi: 08/08/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 08/08/2024 tarihli toplantısında; Organize Sanayi Bölgelerinin ve Endüstri Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 6 ncı maddesi kapsamında; 27/03/2014 tarihli ve 4935-17 sayılı Kurul kararı ile kabul edilen “OSB Dağıtım ve OSB Üretim Lisans Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nin yürürlükten kaldırılmasına,
karar verilmiştir.
KURUL KARARI
Karar No: 12799-2 Karar Tarihi: 08/08/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 08/08/2024 tarihli toplantısında; Organize Sanayi Bölgelerinin ve Endüstri Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 6 ncı maddesi kapsamında; 27/03/2014 tarihli ve 4935-17 sayılı Kurul kararı ile kabul edilen “OSB Üretim Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nin yürürlükten kaldırılmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
cd26e52251eb
|
YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARININ ELEKTRİK ENERJİSİ
ÜRETİMİ AMAÇLI KULLANIMINA İLİŞKİN KANUN
Kanun Numarası : 5346
Kabul Tarihi : 10/5/2005
Yayımlandığı Resmî Gazete : Tarih : 18/5/2005 Sayı : 25819
Yayımlandığı Düstur : Tertip : 5 Cilt : 44
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
Madde 1- Bu Kanunun amacı; yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımının yaygınlaştırılması, bu kaynakların güvenilir, ekonomik ve kaliteli biçimde ekonomiye kazandırılması, kaynak çeşitliliğinin artırılması, sera gazı emisyonlarının azaltılması, atıkların değerlendirilmesi, çevrenin korunması ve bu amaçların gerçekleştirilmesinde ihtiyaç duyulan imalat sektörünün geliştirilmesidir.
Kapsam
Madde 2- Bu Kanun; yenilenebilir enerji kaynak alanlarının korunması, bu kaynaklardan elde edilen elektrik enerjisinin belgelendirilmesi ve bu kaynakların kullanımına ilişkin usul ve esasları kapsar.
Tanımlar ve kısaltmalar
Madde 3- Bu Kanunda geçen;
1. Bakanlık : Enerji ve Tabiî Kaynaklar Bakanlığını,
2. EPDK : Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
3. DSİ : Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
4. (Değişik:25/11/2020-7257/12 md.) EİGM: Enerji İşleri Genel Müdürlüğünü,
5. TEİAŞ : Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
6. (Mülga:25/11/2020-7257/12 md.)
7. (Değişik:25/11/2020-7257/12 md.) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
8. (Değişik: 29/12/2010-6094/1 md.) Yenilenebilir enerji kaynakları (YEK): Hidrolik, rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, (…) dalga, akıntı (…)(1) ve gel-git gibi fosil olmayan enerji kaynaklarını,(1)
9. (Değişik: 4/6/2016-6719/13 md.) Biyokütle: İthal edilmemek kaydıyla; belediye atıklarının (çöp gazı dâhil) yanı sıra bitkisel yağ atıkları, gıda ve yem değeri olmayan tarımsal atıkları, endüstriyel odun dışındaki orman ürünleri ile atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakları ve sanayi atık çamurları ile arıtma çamurlarını,
10. Jeotermal kaynak: Yerkabuğundaki doğal ısı nedeniyle sıcaklığı sürekli olarak bölgesel atmosferik ortalama sıcaklığın üzerinde olan, erimiş madde ve gaz içerebilen su, buhar ve gazlar ile kızgın kuru kayaların enerjisini taşıyan su, buhar ve gazları,
11. (Mülga:25/11/2020-7257/12 md.)
12. Türkiye ortalama elektrik toptan satış fiyatı: Yılı içerisinde ülkede uygulanan ve EPDK tarafından hesap edilen elektrik toptan satış fiyatlarının ortalamasını,
13. (Ek: 29/12/2010-6094/1 md.) (Mülga:25/11/2020-7257/12 md.)
14. (Ek: 29/12/2010-6094/1 md.) YEK Destekleme Mekanizması: Bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim faaliyeti gösterenlerin faydalanabileceği fiyat, süreler, miktarlar ve bunlara yapılacak ödemelere ilişkin usul ve esasları içeren destekleme mekanizmasını,
15. (Ek: 29/12/2010-6094/1 md.) (Mülga:25/11/2020-7257/12 md.)
16. (Ek: 29/12/2010-6094/1 md.) YEK toplam bedeli: YEK Destekleme Mekanizmasına tabi olanların her biri tarafından iletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarı ile YEK listesindeki fiyatların çarpılması suretiyle Türk lirası olarak veya enerjinin sisteme verildiği tarihteki Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankası döviz alış kuru üzerinden Türk Lirası olarak hesaplanan bedellerin toplamını,
17. (Ek: 29/12/2010-6094/1 md.) Ödeme yükümlülüğü oranı: Tüketicilere elektrik enerjisi satışı yapan tedarikçilerin ödemekle yükümlü olacağı tutarın hesaplanmasında kullanılacak olan, her bir tedarikçinin tüketicilerine sattığı elektrik enerjisi miktarının, bu tedarikçilerin tamamının tüketicilere sattığı toplam elektrik enerjisi miktarına bölünmesi suretiyle hesaplanan oranı,
İfade eder.
(Ek fıkra: 29/12/2010-6094/1 md.) Bu Kanunda geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunundaki anlama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanlarının Belirlenmesi, Korunması,
Kullanılması ile Yenilenebilir Kaynaklardan Elde Edilen
Elektrik Enerjisinin Belgelendirilmesi
Kaynak alanlarının belirlenmesi, korunması ve kullanılması
Madde 4- (Değişik:25/3/2020-7226/26 md.)
Bakanlık, yenilenebilir enerji kaynaklarının etkin ve verimli kullanılması, bu alanların ve bağlantı kapasitelerinin yatırımcılara tahsisiyle yatırımların hızlı bir şekilde gerçekleştirilmesi amacıyla kamu ve Hazine taşınmazları ile özel mülkiyete konu taşınmazlarda ilgili kurum ve kuruluşların görüşü alınarak yer seçimi yapmak suretiyle yenilenebilir enerji kaynak alanları oluşturur. Bu husus tapu kütüğüne şerh edilir. Şerh tarihinden itibaren üç yıl içinde 4/11/1983 tarihli ve 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 10 uncu maddesine göre kamulaştırma bedelinin tespitiyle Hazine adına tescili isteğinde bulunulduğuna dair mahkemeden alınacak belge tapu idaresine ibraz edilmediği takdirde, bu şerh tapu idaresince resen sicilden silinir. Yenilenebilir enerji kaynak alanlarının kullanımını ve verimliliğini etkileyici imar planları düzenlenemez. Belirlenen yenilenebilir enerji kaynak alanları imar planlarına resen işlenmek üzere Bakanlık tarafından ilgili mercilere bildirilir.
Elektrik enerjisi üretimine yönelik yenilenebilir enerji kaynak alanlarının ilgili kurum ve kuruluşların görüşü alınarak belirlenmesi, derecelendirilmesi, korunması, kullanılması, bu alanları kullanacak tüzel kişilerde aranacak koşulların belirlenmesi, TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketi tarafından bağlantı ve sistem kullanımı hakkında görüş verilmesi ve kapasite tahsisi yapılması, yapılacak yarışma, yenilenebilir enerji kaynak alanı tahsisi, teminat alınması, yükümlülüklerin yerine getirilmemesi hâlinde teminatın irat kaydedilmesi, yerli malı kullanım şartlı aksamın özellikleri ile uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Bakanlık tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir. (Değişik ikinci ve üçüncü cümle: 2/5/2024-7501/7 md.) Yarışmaya ilişkin usul ve esaslar ilgili yarışma şartnamesinde Bakanlık tarafından belirlenir. Yarışma sonucunda oluşan fiyat ve/veya bedel, yarışma şartnamesinde belirlenecek süre boyunca YEK Destekleme Mekanizması kapsamında değerlendirilir. Bu madde kapsamında kurulacak üretim tesisleri için ön lisans ve lisans verme koşulları, iptali ve tadili ile ilgili hususlar EPDK tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
Özel mülkiyete konu taşınmazların yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak belirlenmesi hâlinde, söz konusu alanlar üzerinde 2942 sayılı Kanunun 27 nci maddesi uyarınca acele kamulaştırma yapılabilir. 9/1/2002 tarihli ve 4737 sayılı Endüstri Bölgeleri Kanunu kapsamında belirlenen bölgelerin aynı zamanda bu Kanuna göre yenilenebilir enerji kaynak alanı olarak da belirlenmesi hâlinde, bu alanların tahsis edileceği tüzel kişilerin belirlenmesi dışındaki diğer gerekli işlemler 4737 sayılı Kanuna göre yürütülür. Ancak bu alanları kullanacak tüzel kişiler, bu madde hükümleri kapsamında Bakanlık tarafından belirlenir.
YEK belgesi
Madde 5- Yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisinin iç piyasada ve uluslararası piyasalarda alım satımında kaynak türünün belirlenmesi ve takibi için üretim lisansı sahibi tüzel kişiye EPDK tarafından "Yenilenebilir Enerji Kaynak Belgesi" (YEK Belgesi) verilir.
YEK Belgesi ile ilgili usul ve esaslar yönetmelikle düzenlenir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Elektrik Enerjisi Üretiminde
Uygulanacak Usul ve Esaslar
YEK Destekleme Mekanizması
Madde 6- (Değişik:25/11/2020-7257/13 md.)
Bu Kanunun yürürlüğe girdiği 18/5/2005 tarihinden 31/12/2020 tarihine kadar işletmeye girmiş veya girecek olan YEK Destekleme Mekanizmasına tabi üretim lisansı sahipleri için, bu Kanuna ekli I sayılı Cetvelde yer alan fiyatlar, on yıl süre ile uygulanır. 31/12/2020 tarihinden sonra işletmeye girecek olan YEK Belgeli üretim tesisleri için bu Kanuna göre uygulanacak fiyat ve süreler Cetveldeki fiyatları geçmemek üzere Cumhurbaşkanı tarafından belirlenir.
(Değişik ikinci fıkra: 2/5/2024-7501/8 md.) On yıllık süresini bitiren lisanssız üretim faaliyeti kapsamındaki tesisler için tesis sahibi tarafından talep edilmesi ve lisans alma bedeli ile lisans süresi boyunca elektrik piyasasında oluşan saatlik piyasa takas fiyatının, bu madde kapsamında tesis tipi bazında uygulanan güncel YEK Destekleme Mekanizması fiyatından fazla olması halinde aradaki fiyat farkının YEK Destekleme Mekanizmasına katkı bedeli olarak ödenmesi koşullarıyla lisanslı üretim faaliyetine geçilebilir. Bu kapsamdaki başvurular için uygulanacak lisans alma bedeli, lisans süresi ve lisanslı üretim faaliyetine geçilmesine ilişkin diğer hususlar EPDK tarafından ayrıca belirlenir. Lisanssız üretime devam edecek üretim tesislerinde üretilecek ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi için, elektrik piyasasında oluşan piyasa takas fiyatını geçmemek üzere uygulanacak fiyat ve uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Cumhurbaşkanı tarafından belirlenir.
Bu Kanuna ekli I sayılı Cetvelde hidroelektrik üretim tesisleri için yer alan fiyatlardan pompaj depolamalı, nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesisleri ile dalga, akıntı ve gel-git enerjisine dayalı elektrik üretim tesisleri faydalanabilir.
30/6/2021 tarihinden sonra işletmeye girecek olan elektrik üretim tesisleri için Türk lirası olarak uygulanacak YEK Destekleme Mekanizmasına ve fiyatların güncellenmesine ilişkin usul ve esaslar Cumhurbaşkanı tarafından belirlenir. İşletmeye giren lisanslı elektrik üretim tesislerinden YEK Destekleme Mekanizmasına bir sonraki takvim yılında tabi olmak isteyenler YEK Belgesi almak ve EPDK tarafından belirlenecek tarihe kadar EPDK’ya başvurmak zorundadır.
YEK Destekleme Mekanizmasında öngörülen süreler; tesislerden işletmedekiler için işletmeye girdiği tarihten, henüz işletmeye girmemiş olanlar için işletmeye girecekleri tarihten itibaren başlar. YEK Destekleme Mekanizmasına tabi olanlar, uygulamaya dâhil oldukları yıl içerisinde uygulamanın dışına çıkamaz.
YEK Destekleme Mekanizmasına tabi olanların listesi ile bunlara ait tesislerin işletmeye giriş tarihlerine, yıllık elektrik enerjisi üretim kapasitelerine ve yıllık üretim programına ilişkin bilgiler, kaynak türlerine göre EPDK tarafından yıl sonuna kadar yayımlanır.
Tamamı yenilenebilir olmak üzere birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan üretim tesislerinde üretilerek sisteme verilen net enerji miktarının YEK Destekleme Mekanizmasından faydalanmasına ilişkin usul ve esaslar EPDK tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
EPİAŞ, her fatura dönemi için YEK toplam bedelini ilan eder ve her bir tedarikçinin ödeme yükümlülüğü oranını belirler. Ödeme yükümlülüğü oranının belirlenmesi sırasında, bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilerek YEK Destekleme Mekanizmasına tabi olmaksızın serbest piyasada satışı yapılan elektrik enerjisi miktarı bu Kanun kapsamındaki hesaplamalara dâhil edilmez. Tüketicilere elektrik enerjisi sağlayan her bir tedarikçinin ödemekle yükümlü olduğu tutar belirlenerek ilgili tedarikçiye fatura edilir ve yapılan tahsilat YEK Destekleme Mekanizmasına tabi tüzel kişilere payları oranında ödenir. Bu fıkra kapsamındaki EPİAŞ dâhil uygulamalara ilişkin usul ve esaslar, EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üreten tesislerin lisanslarına derç edilecek yıllık üretim miktarı, bu tesislerin kaynağına göre mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarıdır.
Bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üreten ve bu madde hükmüne tabi olmak istemeyen tüzel kişiler, lisansları kapsamında serbest piyasada satış yapabilirler.
YEK Destekleme Mekanizmasına tabi üretim tesislerinin iletim ve/veya dağıtım sistem güvenliği açısından uymaları gereken yükümlülükler ile bu üretim tesislerinden dengeleme güç piyasası ve/veya yan hizmetler piyasası dâhilinde faaliyette bulunacakların belirlenmesi ve bu piyasalarda faaliyette bulunacak tüzel kişilere ilişkin hak ve yükümlülükler EPDK tarafından yürürlüğe konulan yönetmelikle düzenlenir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretiminin desteklenmesi amacıyla uygulanan tarifeler ile YEK Destekleme Mekanizması kapsamındaki diğer gelirlerin değerlendirilmesine ilişkin usul ve esaslar EPDK tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.
Lisanssız elektrik üretim faaliyeti
MADDE 6/A- (Ek: 29/12/2010-6094/4 md.) (Başlığı ile Birlikte Değişik:25/11/2020-7257/14 md.)
Kendi tüketim ihtiyacını karşılamaya yönelik olarak yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üreten lisanssız elektrik üretim faaliyetinde bulunan gerçek ve tüzel kişiler; ihtiyaçlarının üzerinde ürettikleri elektrik enerjisini iletim veya dağıtım sistemine vermeleri halinde I sayılı Cetveldeki fiyatlardan on yıl süre ile faydalanabilir. Bu kapsamda iletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisinin görevli tedarik şirketi tarafından satın alınması zorunludur. İlgili şirketlerin bu madde gereğince satın aldıkları elektrik enerjisi, ilgili görevli tedarik şirketi tarafından YEK Destekleme Mekanizması kapsamında üretilmiş ve sisteme verilmiş kabul edilir.
Yerli ürün kullanımı
MADDE 6/B – (Ek: 29/12/2010-6094/4 md.) (Değişik:25/11/2020-7257/15 md.)
Lisans sahibi tüzel kişilerin bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı ve 30/6/2021 tarihinden önce işletmeye giren üretim tesislerinde kullanılan mekanik ve/veya elektro-mekanik aksamın yurt içinde imal edilmiş olması halinde; bu tesislerde üretilerek iletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi için, I sayılı Cetvelde belirtilen fiyatlara, üretim tesisinin işletmeye giriş tarihinden itibaren beş yıl süreyle; bu Kanuna ekli II sayılı Cetvelde belirtilen fiyatlar ilave edilir.
30/6/2021 tarihinden sonra işletmeye girecek yerli aksam kullanan, YEK Belgeli üretim tesisleri ile tüketim tesisinin ihtiyacını karşılamaya yönelik olarak kurulacak lisanssız üretim tesisleri için Türk lirası olarak uygulanacak yerli katkı fiyatları, bu fiyatların güncellenmesi, uygulanacak süre ve uygulamaya ilişkin diğer usul ve esaslar Cumhurbaşkanı tarafından belirlenerek ilan edilir.
Yerli aksam kapsamının tanımı, standartları, sertifikasyonu ve denetimi ile ilgili usul ve esaslar, Bakanlık tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir.
Diğer uygulamalar
Madde 6/C – (Ek: 29/12/2010-6094/4 md.)
Bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üretimi yapmak üzere lisans alan tüzel kişiler, lisanslarında belirlenen sahaların dışına çıkılmaması ve işletme anında sisteme verilen gücün lisanslarında belirtilen kurulu gücü aşmaması kaydıyla ek kapasite kurabilirler.
(Ek fıkra:14/2/2019-7164/39 md.) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim lisansları için bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten sonra 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesi kapsamında yapılacak kapasite artışı lisans tadili EPDK tarafından uygun görülenler söz konusu kapasite artışı için YEK Destekleme Mekanizmasından yararlanamaz. (Ek cümle:6/1/2022-7350/5 md.) Ancak, 30/6/2021 tarihinden sonra işletmeye giren söz konusu kapasite artışları işletmeye giriş tarihinden itibaren 6/B maddesi kapsamında yerli katkı fiyatından yararlanır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar EPDK tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
(Ek fıkra:14/2/2019-7164/39 md.) İkinci fıkra kapsamında işletmeye alınan kapasite için 4628 sayılı Kanun ve 6446 sayılı Kanun uyarınca ödenmesi taahhüt edilen katkı payı veya katılım bedeli ödeme zorunluluğunu ortadan kaldırmaz.
(Mülga fıkra:25/11/2020-7257/16 md.)
EPDK tarafından lisans başvuruları değerlendirilirken bağlantı görüşünün oluşturulması aşamasında, bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine öncelik tanınır.
(Mülga fıkra: 14/3/2013-6446/30 md.)
(Mülga fıkra:25/11/2020-7257/16 md.)
(Değişik fıkra: 4/7/2012-6353/31 md.; Mülga fıkra: 14/3/2013-6446/30 md.)
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Yatırım Dönemine İlişkin Uygulama Esasları
Yatırım dönemi uygulamaları
Madde 7- Yenilenebilir enerji kaynaklarını kullanarak sadece kendi ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla azami bin kilovatlık kurulu güce sahip izole elektrik üretim tesisi ve şebeke destekli elektrik üretim tesisi kuran gerçek ve tüzel kişilerden kesin projesi, planlaması, master planı, ön incelemesi veya ilk etüdü DSİ veya EİGM tarafından hazırlanan projeler için hizmet bedelleri alınmaz.
Bu Kanun kapsamında;
a) Enerji üretim tesis yatırımları,
b) Kullanılacak elektro-mekanik sistemlerin yurt içinde imalat olarak temini,
c) Güneş pilleri ve odaklayıcılı üniteler kullanan elektrik üretim sistemleri kapsamındaki yapılacak AR-GE ve imalat yatırımları,
d) Biyokütle kaynaklarını kullanarak elektrik enerjisi veya yakıt üretimine yönelik AR-GE tesis yatırımları,
Cumhurbaşkanı kararı ile teşviklerden yararlandırılabilir.
Yeterli jeotermal kaynakların bulunduğu bölgelerdeki valilik ve belediyelerin sınırları içinde kalan yerleşim birimlerinin ısı enerjisi ihtiyaçlarını öncelikle jeotermal ve güneş termal kaynaklarından karşılamaları esastır.
Arazi ihtiyacına ilişkin uygulamalar
Madde 8- (Değişik: 9/7/2008-5784/23 md.)
Orman vasıflı olan veya Hazinenin özel mülkiyetinde ya da Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlardan bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üretimi yapılmak amacıyla tesis, ulaşım yolları ve şebekeye bağlantı noktasına kadarki enerji nakil hattı için kullanılacak olanlar hakkında Çevre ve Orman Bakanlığı veya Maliye Bakanlığı tarafından bedeli karşılığında izin verilir, kiralama yapılır, irtifak hakkı tesis edilir veya kullanma izni verilir.
Bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen amaçlarda kullanılacak olan taşınmazların 25/2/1998 tarihli ve 4342 sayılı Mera Kanunu kapsamında bulunan mera, yaylak, kışlak ile kamuya ait otlak ve çayır olması halinde, 4342 sayılı Mera Kanunu hükümleri uyarınca bu taşınmazlar, tahsis amacı değiştirilerek Hazine adına tescil edilir. Bu taşınmazlara ilişkin olarak, Maliye Bakanlığı tarafından bedeli karşılığında kiralama yapılır veya irtifak hakkı tesis edilir.
(Değişik birinci cümle: 29/12/2010-6094/5 md.) Bu Kanunun yayımı tarihi itibariyle işletmede olanlar dâhil, 31/12/2025 tarihine kadar işletmeye girecek bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinden, ulaşım yollarından ve lisanslarında belirtilen sisteme bağlantı noktasına kadarki TEİAŞ ve dağıtım şirketlerine devredilecek olanlar da dâhil enerji nakil hatlarından lisans tarihinden itibaren on yıl boyunca izin, kira, irtifak hakkı ve kullanma izni bedellerine yüzde seksenbeş indirim uygulanır. Orman Köylüleri Kalkındırma Geliri, Ağaçlandırma ve Erozyon Kontrolü Geliri alınmaz.
Bu Kanun kapsamındaki hidroelektrik üretim tesislerinin rezervuar alanında bulunan Hazinenin özel mülkiyetindeki ve Devletin hüküm ve tasarrufu altındaki taşınmaz mallar için Maliye Bakanlığı tarafından bedelsiz olarak kullanma izni verilir.
(Ek fıkra: 29/12/2010-6094/5 md.) Milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir.
(Ek fıkra: 29/12/2010-6094/5 md.) Bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik enerjisi üretim tesisleri için 29/6/2001 tarihli ve 4706 sayılı Hazineye Ait Taşınmaz Malların Değerlendirilmesi ve Katma Değer Vergisi Kanununda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanunun ek 2 nci maddesi hükümleri uygulanmaz.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Çeşitli Hükümler
Uygulamaların koordinasyonu
Madde 9- Bakanlık, bu Kanunda belirtilen temel ilkelerin ve yükümlülüklerin uygulanması, yönlendirilmesi, izlenmesi, değerlendirilmesi ve alınacak tedbirlerin planlanmasında koordinasyonu sağlar.
Yaptırımlar
Madde 10- (Değişik: 29/12/2010-6094/6 md.)
Bu Kanunun 6 ve 6/A maddelerine aykırı faaliyet gösterdiği tespit edilenler hakkında, 6446 sayılı Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri uygulanır.
Yönetmelikler
Madde 11- Bu Kanunun yürürlük tarihinden itibaren dört ay içerisinde, bu Kanunun 5 inci maddesine ilişkin yönetmelik EPDK tarafından, diğer yönetmelikler Bakanlık tarafından hazırlanarak yürürlüğe konulur.
Madde 12- (18.12.1953 tarihli ve 6200 sayılı Devlet Su İşleri Umum Müdürlüğü Teşkilat ve Vazifeleri Hakkında Kanun ile ilgili olup yerine işlenmiştir.)
Madde 13- (4.12.1984 tarihli ve 3096 sayılı Kanun ile ilgili olup yerine işlenmiştir.)
Geçici Madde Madde 1- 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında tanımlanan mevcut sözleşmeler arasında yer alan ve bu Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapacak olan işletmeye girmemiş yap-işlet-devret modeli kapsamındaki tüzel kişiler, mevcut sözleşmelerinden doğan haklarından feragat etmek şartıyla, bu Kanun kapsamındaki uygulamalardan yararlanırlar. EPDK tarafından bu projelere üretim lisansı verilir.
Geçici Madde 2- Perakende satış lisansı sahibi kamu dağıtım şirketleri Bakanlık ve EPDK'nın mevcut mevzuatı ve uygulamaları dışında, bu Kanunun 6 ncı maddesi kapsamındaki alım yükümlülüklerinden 1.1.2007 tarihine kadar muaftır. Ancak bu Kanunun yürürlük tarihinden sonra kendilerine müracaat eden YEK belgeli üretim lisansı sahibi tüzel kişilerle alım yükümlülüğü 1.1.2007 tarihinden geçerli olacak elektrik satış anlaşmalarını yaparlar.
Geçici Madde 3- Bu Kanunun 6 ncı maddesinde belirtilen projeksiyon, bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay içerisinde Bakanlık tarafından yayımlanır. Ancak bu projeksiyon, Kanunun yürürlük tarihinden önce EPDK tarafından üretim lisansları verilmiş projeleri ve geçici 1 inci maddede tanımlanan mevcut sözleşmeli projelerden bu Kanun kapsamında üretim lisansı alacak olan projeleri de kapsar.
Geçici Madde 4- (Mülga: 14/3/2013-6446/30 md.)
Geçici Madde 5 – (Ek: 29/12/2010-6094/7 md.)
Bu Kanunun 6, 6/A, 6/B ve 6/C maddelerinde çıkarılması öngörülen yönetmelikler, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 3 ay içerisinde yayımlanır. YEK Destekleme Mekanizmasına 2011 yılında tabi olmak isteyenler, YEK Belgesi almak ve 6, 6/A, 6/B ve 6/C maddelerinde çıkarılması öngörülen yönetmeliklerin yayımlanmasını takip eden 1 ay içerisinde EPDK’ya başvurmak zorundadır. YEK Destekleme Mekanizmasına 2011 yılında tabi olanların listesi, başvuruların alınmasını takip eden 1 ay içerisinde EPDK tarafından yayımlanır.
Geçici Madde 6 – (Ek:17/7/2019-7186/15 md.)
4/6/2016 tarihli ve 6719 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile Bazı Kanunlarda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun ile 3 üncü maddenin birinci fıkrasının (9) numaralı bendinde yer alan biyokütletanımı kapsamına dahil edilen kaynaklardan enerji üreten tesisler için YEK Destekleme Mekanizmasında öngörülen süreler, üretim tesisinin YEK Destekleme Mekanizmasına dahil edildiği tarihten itibaren başlar.
Geçici Madde 7- (Ek:25/11/2020-7257/19 md.)
Bu maddenin yürürlük tarihinden önce yapılan yarışmalar kapsamında sıfır veya sıfırdan küçük teklif fiyatı ile kapasite tahsis edilen tüzel kişiler, yerli katkı fiyatlarından faydalanamazlar.
Geçici Madde 8- (Ek:25/11/2020-7257/20 md.)
12/5/2014 ile 30/4/2015 tarihleri arasında yapılan güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularına ilişkin yarışmalar kapsamında kapasite tahsisi gerçekleştirilen üretim tesisleri için yarışma sonucu teklif edilen katkı payı tutarı, 31/12/2020 tarihinden sonra işletmeye girilmesi durumunda da ilgili mevzuatı kapsamında ödenir.
Geçici Madde 9- (Ek:25/11/2020-7257/21 md.)
15/2/2011 ile 13/9/2011 tarihleri arasında yapılan rüzgar enerjisine dayalı lisans başvurularına ilişkin yarışmalar kapsamında kapasite tahsisi gerçekleştirilen üretim tesisleri için yarışma sonucu teklif edilen katkı payı, 31/12/2020 tarihinden sonra işletmeye girilmesi durumunda da ilgili mevzuatı kapsamında uygulanır.
Yürürlük
Madde 14- Bu Kanun yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
Madde 15- Bu Kanun hükümlerini Bakanlar Kurulu yürütür.
5346 SAYILI KANUNA EK VE DEĞİŞİKLİK GETİREN MEVZUATIN VEYA
ANAYASA MAHKEMESİ TARAFINDAN İPTAL EDİLEN HÜKÜMLERİN
YÜRÜRLÜĞE GİRİŞ TARİHİNİ GÖSTERİR LİSTE
|
docx
|
python-docx
|
c1f938410c40
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9392 Karar Tarihi : 18/06/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 18/06/2020 tarihli toplantısında; ekteki “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
EK
ELEKTRİK PİYASASINDA ÖNLİSANS VEYA LİSANSLARA KONU ÜRETİM TESİSLERİNİN SANTRAL SAHALARININ BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
BİRİNCİ BÖLÜM
Genel Hükümler
Amaç
MADDE 1- (1) Bu Usul ve Esasların amacı, elektrik üretim tesisi kurmak üzere yapılan önlisans başvuruları veya alınan önlisanslara ilişkin proje sahaları ile üretim lisansı başvuruları veya üretim lisansları kapsamındaki tesislere ilişkin santral sahalarının belirlenmesinde uygulanacak esasları düzenlemektir.
Kapsam
MADDE 2- (1) Bu Usul ve Esaslar, 02/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği kapsamında kurulabilecek olan üretim tesislerinde, mevcut üretim tesisleri ile önlisans veya üretim lisansı kapsamındaki tesis veya proje sahalarının ve bu sahalarda kurulabilecek yardımcı kaynak ünite alanlarının tespit edilmesine ilişkin usul ve esasları kapsar. Bu Usul ve Esaslar, 12/05/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamındaki tesis veya projelere uygulanmaz.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’nin 12, 18, 20 ve 24 üncü maddelerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4- (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a) Santral alanı: Elektrik üretim tesisinin teknoloji tipine göre değişmekle birlikte türbin, motor, generatör, kazan, atık ısı kazanı, ısı değiştiriciler, kondenser, soğutma sistemleri, kontrol ve otomasyon sistemleri vb. elektrik üretiminin gerçekleştiği ve genel olarak santral binasında bulunan birimler ile idari birimlerin bir arada bulunduğu tesisin ana birimleri ile tesisin çalışması ve işletilmesi için gerekli olan yangın müdahale birimleri, yangın suyu depoları, arıtma tesisleri, yardımcı yakıt depoları, acil durum jeneratörleri, depolar, atölyeler vb. gibi destek ünitelerinin bir arada yer aldığı alanı,
b) Sosyal alan: Elektrik üretim tesisinde üretim yapılabilmesi için devamlı veya periyodik usulle çalışan personelin ihtiyaçlarının karşılanması için gerekli spor, barınma, lokal, otopark vb. alanlar ile çevre yeşili ve iç yollar vb. yer aldığı alanı,
c) Şalt sahası: Üretilen elektrik enerjisinin transformatörler kullanılarak gerilim seviyesini yükselten veya alçaltan, koruma sistemleri ile birlikte dağıtım ya da iletim sistemine aktarılması için gerekli orta gerilim veya yüksek gerilim makine ekipman ve/veya teçhizatının bulunduğu alanı,
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçen diğer ifade ve kısaltmalar Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’ndeki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Santral Sahalarının Belirlenmesi
Santral sahalarına ilişkin genel hükümler
MADDE 5- (1) Nükleer enerjiye dayalı olanlar ile sanayi tesisi sahasındaki elektrik üretim tesisleri hariç kaynak ayrımı yapılmaksızın önlisans veya üretim lisansına konu elektrik üretim tesislerinin santral sahalarında aşağıda yer verilen ortak unsurlar bulunur:
Santral alanı,
Sosyal alan,
Şalt sahası.
(2) Elektrik üretim tesisleri için verilen önlisans veya üretim lisanslarına güvenlik bandı da dâhil olmak üzere santral sahası olarak; santral alanı asgari, bulunması halinde şalt sahası ile talep edilmesi halinde sosyal alan ve ilgili maddesinde belirtilen diğer alanları çevreleyen bütünleşik sahanın koordinatları derç edilir. Diğer unsurlara ilişkin veriler EPDK Başvuru Sisteminde tutulur.
(3) Santral sahalarını oluşturan alanlar ya da unsurlar arasında teknik gerekler dışında makul mesafeler bırakılabilir. Bu mesafelerin mevzuatta tanımlanan hakların fazladan elde edilmesini amaçlayan kullanımları makul mesafe olarak değerlendirilmez.
(4) İkinci fıkrada ve her bir kaynak türü ve tesis tipi için işbu Usul ve Esasların ilgili hükmünde yer verilmeyen ancak diğer mevzuatta ya da tesis sahasının veya tesis teknolojisinin özelliklerinden kaynaklanan gerekler nedeniyle santral sahası içerisinde yer alması gereken yapı veya unsurlar ile tesis inşasına ve işletmesine hizmet etmek üzere edinilen alanlar elektrik üretim tesisinin imar planına dâhil edilmek kaydıyla her biri harita üzerine yerleştirilerek santral sahasına dâhil edilebilir.
Hidrolik enerjiye dayalı rezervuarlı tesis tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 6- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından hidrolik enerjiye dayalı rezervuarlı tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Rezervuar alanı,
Gövde,
Kazı palyeleri,
ç) Heyelan ve heyelan önleme alanları,
Kanal veya iletim yapısı,
Denge bacası,
Cebri boru,
Santral kuyruk suyu alanı.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek ve DSİ tarafından belirlenen rezervuar azami su kotu seviyesi ve üretim tesisinin diğer unsurları için DSİ tarafından onaylanacak kuyruk suyu kotu seviyesine göre projeksiyonu alınmak suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir (Örnek Ek Şekil-1-a veya 1-b).
(3) DSİ tarafından inşa edilip 6200 sayılı Kanun Ek Madde 1 kapsamında EÜAŞ’a devredilen hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde ve 3096 sayılı Kanun kapsamında kurulan üretim tesislerinde DSİ uhdesinde kalan su yapıları ile bunların mütemmim cüzleri kapsamındaki rezervuar alanı, gövde, dip savak, dolu savak, tüneller, kanallar, kazı palyeleri vb. unsurlar santral sahasına dâhil edilmez. Bu unsurlar EÜAŞ tarafından talep edilmesi halinde santral sahasına eklenir.
Hidrolik enerjiye dayalı kanal tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 7- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından hidrolik enerjiye dayalı kanal tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Regülatör,
Kanal veya iletim yapısı,
Çökeltim ve yükleme havuzları,
ç) Denge bacası,
Cebri boru,
Kazı palyeleri.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek ve DSİ tarafından belirlenen regülatör azami su kotu seviyesine ve üretim tesisinin diğer unsurları için DSİ tarafından onaylanacak kuyruk suyu kotu seviyesine göre projeksiyonu alınmak suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-2).
(3) DSİ tarafından inşa edilip 6200 sayılı Kanun Ek Madde 1 kapsamında EÜAŞ’a devredilen hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde ve 3096 sayılı Kanun kapsamında kurulan üretim tesislerinde DSİ uhdesinde kalan su yapıları ile bunların mütemmim cüzleri kapsamındaki rezervuar alanı, gövde, dip savak, dolu savak, tüneller, kanallar, kazı palyeleri vb. unsurlar santral sahasına dâhil edilmez. Bu unsurlar EÜAŞ tarafından talep edilmesi halinde santral sahasına eklenir.
Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 8- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından rüzgâr enerjisine dayalı elektrik üretim tesislerinde santral sahası, 20/10/2015 tarihli ve 29508 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Rüzgâr Kaynağına Dayalı Elektrik Üretimi Başvurularının Teknik Değerlendirmesi Hakkında Yönetmelik hükümlerine göre belirlenir.
Güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 9- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesislerinde santral sahası, 30/06/2017 tarihli ve 30110 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretimi Başvurularının Teknik Değerlendirmesi Hakkında Yönetmelik hükümlerine göre belirlenir.
Jeotermal enerjiye dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 10- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından jeotermal enerjiye dayalı üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Üretim kuyu alanları (kaptaj alanı dâhil),
Re-enjeksiyon kuyuları,
Jeotermal akışkan isale hatları.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-3). Bir üretim veya re-enjeksiyon kuyusu ancak bir önlisansa veya üretim lisansına derç edilebilir.
(3) Üretim ve re-enjeksiyon kuyularını santral alanı ile birleştiren hatlara ait köşe koordinatları, santral alanını merkez alacak şekilde üretim ve re-enjeksiyon kuyularını çevreleyen en kısa mesafe baz alınarak belirlenir.
Biyokütle enerjisine dayalı doğrudan yakma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 11- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı doğrudan yakma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Yakıt stok alanı,
Kül depolama alanı,
Kontrol binası ve şaft binası.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-4).
Biyokütle enerjisine dayalı biyometanizasyon teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 12- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı ve fermantasyon teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Atık kabul ve mekanik ayrıştırma alanı,
Çürütücü ve reaktörler (biyometanizasyon reaktörü dâhil),
Gaz temizleme ve gaz depolama alanı,
ç) Susuzlaştırma alanı.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-5).
Biyokütle enerjisine dayalı gazlaştırma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 13- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı ve gazlaştırma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Atık kabul ve depolama alanı,
Yakıt hazırlama, gazlaştırma, gaz iyileştirme alanı,
Soğutma ve depolama alanı.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-6).
Biyokütle enerjisine dayalı piroliz teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 14- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı ve piroliz teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Hammadde hazırlama, çelik ayrıştırma/boyut küçültme ünite alanı,
Piroliz reaktörü,
Manyetik ayırıcı,
ç) Yoğunlaştırma ünitesi.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-7).
Kömür yakıtlı konvansiyonel tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 15- (1) Yerli veya ithal kömür yakıtlı ve konvansiyonel tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Kül depolama sahası,
Rıhtım ve/veya su alma yapısı,
Kömür stok sahası.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).
Kömür yakıtlı akışkan yataklı tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 16- (1) Yerli veya ithal kömür yakıtlı ve akışkan yataklı tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Kül depolama sahası,
Rıhtım ve/veya su alma yapısı,
Kömür stok sahası.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).
Kömür yakıtlı süper kritik veya ultra süper kritik tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 17- (1) İthal kömür yakıtlı ve süper kritik veya ultra süper kritik tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Kül depolama sahası,
Rıhtım ve/veya su alma yapısı,
Kömür stok sahası.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).
Doğal gaz yakıtlı basit çevrim tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 18- (1) Doğal gaz yakıtlı ve basit çevrim tesis tipindeki üretim tesislerinde santral sahası ortak unsurlardan oluşur.
(2) Ortak unsurların haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-9).
Doğal gaz yakıtlı kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 19- (1) Doğal gaz yakıtlı ve kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tesis tipindeki üretim tesislerinde santral sahası ortak unsurlardan oluşur.
(2) Ortak unsurlar haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-9).
Doğal gaz yakıtlı kombine çevrim tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 20- (1) Doğal gaz yakıtlı ve kombine çevrim tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsur bulunur:
Basınç düşürme istasyonu.
Su alma yapısı.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan unsur haritada işaretlenerek her bir unsur için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-10).
Sanayi tesisi sahasındaki kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 21- (1) Sanayi tesisi sahasındaki kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tesis tipindeki üretim tesislerinde yakıt tipinden bağımsız olarak santral sahası, sanayi tesisinin kurulu olduğu tüm parseller olarak kabul edilir.
(2) Birinci fıkrada belirtilen tesis tipleri haricinde olup sanayi tesisi sahasında ve söz konusu sanayi tesisine hizmet etmek amacıyla kurulmuş olan üretim tesislerinde santral sahası, sanayi tesisinin kurulu olduğu tüm parseller olarak kabul edilir.
Nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 22- (1) Nükleer enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde santral sahası yer lisansına konu saha olarak kabul edilir.
Yardımcı kaynak ünite alanı
MADDE 23- (1) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi kurmak üzere yapılacak önlisans veya üretim lisansı başvuruları ile mevcut önlisans veya üretim lisanslarına konu üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında yapılan tadil başvurularında yardımcı kaynağa dayalı ünite/ünitelerin;
a) Rüzgâr enerjisine dayalı olması halinde ünite koordinatları,
b) Diğer kaynaklara dayalı olması halinde bu ünite/ünitelerin kapladığı alana ilişkin köşe koordinatları yardımcı kaynak ünite alanı olarak
EPDK Başvuru Sistemine yüklenir ve bu koordinatlar ilgili önlisansa veya üretim lisansına derç edilir.
(2) Hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesislerinde, birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi kurulması kapsamında, santral sahalarında bulunan heyelan önleme alanları ile inşaat/işletme aşamasında oluşan heyelan alanlarına yardımcı kaynağa dayalı ünite kurulamaz.
(3) Jeotermal kaynağa dayalı üretim tesislerinde iç ihtiyacın karşılanması amacıyla birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi kurulması kapsamında; her 1 MW güce karşılık fotovoltaik güneş enerjisine dayalı ünite için azami 15 dönüme kadar, diğer kaynaklar için ilgili mevzuatında tanımlanan yönteme uygun belirlenecek arazi, santral sahası sınırlarına bütünleşik olmak kaydıyla santral sahasına ilave edilebilir.
(4) Sanayi tesisi bünyesinde kurulmuş olanlar hariç kömür yakıtlı konvansiyonel, akışkan yataklı, süper kritik veya ultra süper kritik tipindeki üretim tesislerinde iç ihtiyacın karşılanması amacıyla birleşik elektrik üretim tesisi veya destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisi kurulması kapsamında; her 1 MW güce karşılık fotovoltaik güneş enerjisine dayalı ünite için azami 15 dönüme kadar, diğer kaynaklar için ilgili mevzuatında tanımlanan yönteme uygun belirlenecek arazi, santral sahası sınırlarına bütünleşik ya da maden işletme ruhsat sahası içerisinde kalacak ve bir koridorla santral sahasına birleştirilecek şekilde santral sahasına ilave edilebilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Geçici ve Son hükümler
Santral sahası belirlenmemiş olan mevcut önlisans ve üretim lisanslı projeler
Geçici Madde 1- (1) Mevcut önlisans veya üretim lisansları kapsamında, ilgili tüzel kişilerin, söz konusu üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında başvuruda bulunmaları halinde öncelikle, santral sahalarının bu Usul ve Esaslarla belirlenen hükümlere uygun hale getirilerek ilgili önlisansa veya üretim lisansına derç edilmesi gerekir.
(2) Bu Usul ve Esasların yürürlüğe girdiği tarihten sonra Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’nin ilgili hükümleri uyarınca yapılacak veya bu tarihten önce yapılmış ancak Kurum tarafından hakkında henüz karar alınmamış santral sahası değişikliği tadil taleplerine konu santral sahalarının, bu Usul ve Esaslarla belirlenen hükümlere uygun şekilde sunulması gerekir.
Önlisansı müteakip üretim lisansı başvurularında santral sahasının uyumlaştırılması
Geçici Madde 2- (1) Santral sahası bu Usul ve Esaslara göre belirlenmemiş önlisanslar kapsamındaki yükümlülüklerin tamamlanarak üretim lisansı başvurusu yapılması halinde başvuruya konu santral sahası, bu Usul ve Esaslara göre düzeltilir.
Kullanım hakkı edinilip imar planı yapılmış arazilerin santral sahasına dâhil edilmesi
Geçici Madde 3- (1) Bu Usul ve Esasların yürürlüğe girmesinden önce verilen önlisans veya üretim lisansları kapsamında mülkiyet veya kullanım hakkı edinilmiş ve imar planlarına konu edilmiş araziler de Geçici 1 inci ve Geçici 2 nci maddeler uyarınca yapılacak işlem kapsamında santral sahası sınırlarına dâhil edilebilir.
Yürürlük
MADDE 24- (1) Bu Usul ve Esasların Geçici 2 nci maddesi 01/01/2021 tarihinde, diğer maddeleri ise 1/7/2020 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 25- (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
9043ea5b10e4
|
7/2/2012 tarihli ve 28197 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
K U R U L K A R A R I
Karar No: 3662 Karar Tarihi: 26/01/2012
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/01/2012 tarihli toplantısında,
4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 5 inci maddesinin altıncı fıkrasının (b) bendi ve Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliğinin 10 uncu maddesi hükümleri uyarınca serbest tüketici limitine ilişkin aşağıdaki karar alınmıştır:
Madde 1 - Serbest tüketici limiti 25.000 kWh olarak uygulanır.
Madde 2 - Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Madde 3 - Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
be9a32e3e894
|
10 KASIM 2013 TARİHLİ VE 28817 SAYILI RESMİ GAZETEDE YAYINLANMIŞTIR.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4669-6 Karar Tarihi : 22/10/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 22/10/2013 tarihli toplantısında;
a) Çoruh Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi’nin; 27/12/2012 tarih ve 4212 sayılı Kurul kararı ile onaylanan, 26/09/2013 tarih ve 4626-5 sayılı Kurul kararı ile revize edilen 2013 yılı dağıtım gelir tavanının, 26/09/2013 tarih ve 4632 sayılı Kurul kararı ile revize edilen dağıtım gelir gereksinimi dikkate alınarak aşağıdaki şekilde revize edilmesine,
b) Çoruh Elektrik Satış Anonim Şirketi’nin; 27/12/2012 tarih ve 4212 sayılı Kurul kararı ile onaylanan, 26/09/2013 tarih ve 4626-5 sayılı Kurul kararı ile revize edilen 2013 yılı perakende satış hizmeti gelir tavanının, 26/09/2013 tarih ve 4632 sayılı Kurul kararı ile revize edilen perakende satış hizmeti gelir gereksinimi dikkate alınarak aşağıdaki şekilde revize edilmesine,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
803c3ef090da
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12302-5 Karar Tarihi: 28/12/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2023 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 36 ncı maddesinin ikinci fıkrasının (a) bendi uyarınca ilgili şebeke işletmecisi tarafından 2024 yılı için tahsil edilecek başvuru bedelinin aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
b9aa18b7c1cc
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 8667-2 Karar Tarihi : 20/06/2019
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 20/06/2019 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 36 ncı maddesinin ikinci fıkrasının (c) bendi gereğince tahsil edilebilecek işlem bedelinin 2019 yılı için aşağıda yer aldığı şekilde belirlenmesine,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
83ef6fe6238a
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10606 Karar Tarihi : 09.12.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 09.12.2021 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun Geçici 7 nci maddesinin ikinci fıkrası kapsamındaki lisans sahibi bir tüzel kişinin bir takvim yılı içerisinde lisansına kayıtlı olan yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının piyasada satabileceği oranının 2022 yılı için %40 olarak uygulanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
251685151988
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12108 Karar Tarihi: 28/09/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/09/2023 tarihli toplantısında;
a) Dağıtım şirketleri tarafından dağıtım sistemi kullanıcılarına ve görevli tedarik şirketleri tarafından serbest olmayan tüketiciler ile serbest tüketici olmasına rağmen tedarikçisini seçmeyen ve 20/1/2018 tarihli ve 30307 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Son Kaynak Tedarik Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ kapsamında tanımlanan düşük tüketimli tüketicilere 1/10/2023 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-1 ve Ek-2’de yer alan tarife tablolarının onaylanmasına,
b) Görevli tedarik şirketleri tarafından, Yeşil Tarifeyi seçen tüketicilere 1/10/2023 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-3’te yer alan tarife tablosunun onaylanmasına,
karar verilmiştir.
EKLER:
EK-1 1/10/2023 tarihinden itibaren uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarife Tablosu.
EK-2 1/10/2023 tarihinden itibaren uygulanacak Nihai Tarife Tablosu.
EK-3 1/10/2023 tarihinden itibaren uygulanacak Yeşil Tarife Tablosu.
|
docx
|
python-docx
|
51532f17058a
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13130-1 Karar Tarihi: 26/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2024 tarihli toplantısında; 27/06/2019 tarihli ve 8674 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”ın yürürlükten kaldırılmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
f340dcace925
|
7 Eylül 2005 tarihli ve 25929 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
Piyasa İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ
Amaç ve kapsam
Madde 1- Bu Tebliğ, “Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği”nin 8 inci maddesi gereğince, TEİAŞ’ın piyasa işletim fiyatına ilişkin tarife önerisine esas alınacak piyasa işletim gelir tavanının belirlenmesi amacıyla yapılacak hesaplamalara ilişkin usul ve esasları kapsar.
Tanımlar ve kısaltmalar
Madde 2- Bu Tebliğde geçen;
1. TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
2. Piyasa İşletim Referans Geliri (PIRG0): Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ çerçevesinde hesaplanan piyasa işletimine ilişkin maliyetler dikkate alınarak uygulama dönemi başlangıcı için referans değer olarak belirlenen piyasa işletim gelirini,
3. Piyasa İşletim Geliri Tavanı (PIGT): Piyasa işletim fiyatının belirlenmesinde esas alınan sınır değeri,
4. Maliyet Bileşeni (MB): Bir tarife dönemi için belirlenmiş Piyasa İşletim Geliri Tavanının, piyasa işletim maliyetlerinin karşılanmasına yönelik olan kısmını,
5. Maliyet Farkı Düzeltme Faktörü (MFDF): Piyasa İşletim Referans Gelirinin, enflasyon unsuru dikkate alınarak güncellenmesini sağlayan faktörü,
6. Elektrik Piyasası Endeksi (EPE): Elektrik piyasası ortalama maliyet değişikliğinin yansıtılması amacıyla; Piyasa İşletim Referans Geliri değerinin bir tarife dönemi başındaki cari fiyatlar bazına getirilmesinde, gelir farkı düzeltme bileşeni hesaplamalarında ve otomatik fiyatlandırmalarda kullanılan endeksi,
7. Elektrik Piyasası Endeksi Değişim Oranı (EPEDO): Elektrik Piyasası Endeksinin belirlenen iki tarih itibarıyla iki değer arasındaki farkın ilk değere oranını
8. Gerçekleşen Piyasa İşletim Geliri (GPIG): Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ uyarınca; bir tarife dönemi içinde elde edilen piyasa işletim gelirinin, Elektrik Piyasası Endeksi yıl sonu kapanışına göre hesaplanan değerini,
9. Gelir Farkı (GF): İlgili tarife dönemine ait piyasa işletim gelir tavanının, Elektrik Piyasası Endeksi yıl sonu kapanışına göre hesaplanan değeri ile gerçekleşen piyasa işletim geliri arasındaki farkı,
10. Gelir Farkı Düzeltme Bileşeni (GFDB): Gelir Farkının belirlenen faiz oranına göre hesaplanan faiz tutarı ile birlikte dengelenmesinde kullanılan bileşeni,
11. Faiz Oranı (FO): Gelir Farkı Düzeltme Bileşeninin hesaplanmasında kullanılan ve bir tarife dönemi için Hazine Müsteşarlığı borçlanma faiz oranlarına göre Kurul tarafından belirlenen faiz oranını,
ifade eder.
Piyasa İşletim Geliri Tavanının (PIGTt) hesaplanması
Madde 3- TEİAŞ’ın t tarife dönemi için piyasa işletim geliri tavanı (PIGTt) aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(1)
Bu formülde geçen;
PIGTt TEİAŞ’ın t tarife döneminde elde edebileceği ve t tarife döneminin ilk günü EPE değerine göre hesaplanmış Piyasa İşletim Geliri Tavanını (YTL),
PIMBt (2) nci formüle göre hesaplanan ve TEİAŞ’ın t tarife döneminde elde edebileceği piyasa işletim geliri tavanının maliyet bileşenini (YTL),
GFDBt (6) ncı formüle göre hesaplanan gelir farkı düzeltme bileşenini (YTL),
ifade eder.
a) Piyasa İşletim Maliyeti Bileşeninin (PIMBt) hesaplanması
t tarife dönemi için geçerli Piyasa İşletim Maliyeti Bileşeni aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2)
Bu formülde geçen;
PIRG0 TEİAŞ’ın Piyasa İşletim Referans Gelirini (YTL),
MFDFt (3) üncü formüle göre hesaplanan ve t tarife dönemi için geçerli maliyet farkı düzeltme faktörünü,
ifade eder.
1) Maliyet Farkı Düzeltme Faktörü (MFDFt ) değerinin hesaplanması
t tarife dönemi için geçerli Maliyet Farkı Düzeltme Faktörü (MFDFt), enflasyon unsuru göz önüne alınarak belirlenir ve aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3)
Bu formülde geçen;
MFDFt-1 uygulama dönemi içinde bir önceki tarife dönemi için geçerli maliyet farkı düzeltme faktörünü,
EPEDOt (4) üncü formüle göre hesaplanan t tarife dönemi için uygulanacak Elektrik Piyasası Endeksi Değişim Oranını,
ifade eder.
Uygulama döneminin ilk tarife dönemi için MFDF t-1 değeri “1” olarak alınır.
2) Elektrik Piyasası Endeksi Değişim Oranı (EPEDOt ) değerinin hesaplanması
t tarife dönemi için geçerli Elektrik Piyasası Endeksi Değişim Oranı (EPEDOt), aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4)
Bu formülde geçen;
EPEt-1 Elektrik Piyasası Endeksinin, t-1 tarife döneminin onbirinci ay sonu değerini,
EPEt-2 Elektrik Piyasası Endeksinin, t-2 tarife döneminin onbirinci ay sonu değerini,
ifade eder.
Bu formül birinci tarife dönemi için,
(5)
şeklinde uygulanır.
Bu formülde geçen;
EPEDO1 uygulama döneminin ilk tarife dönemi için geçerli Elektrik Piyasası Endeksi Değişim Oranını,
EPE1 Elektrik Piyasası Endeksinin, uygulama döneminin ilk tarife döneminin ilk günü için öngörülen değerini,
EPE0 PIRG0 değerini oluşturan sabit fiyatlara karşılık gelen Elektrik Piyasası Endeksi değerini,
ifade eder.
b) Gelir Farkı Düzeltme Bileşeninin (GFDBt) hesaplanması
t tarife dönemi için gelir farkı düzeltme bileşeni aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(6)
Bu formülde geçen;
GF t-2 (7) nci formüle göre hesaplanan TEİAŞ’ın t-2 tarife dönemi için Piyasa İşletim Geliri Tavanı ile t-2 tarife döneminde gerçekleşen piyasa işletim geliri arasındaki farkı (YTL),
FOt-1 cari uygulama döneminin t-1 tarife dönemi için belirlenen ve yüzde olarak ifade edilen faiz oranını,
ifade eder.
Gelir farkı düzeltme bileşeni, uygulama döneminin ilk iki tarife dönemi için “sıfır” (0) olarak kabul edilir.
1) Gelir Farkı (GFt-2) değerinin hesaplanması
t-2 tarife dönemi için yıl sonu Gelir Farkı, aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(7)
Bu formülde geçen;
PIGTYD t-2 TEİAŞ’ın t-2 tarife dönemi için Piyasa İşletim Geliri Tavanının Elektrik Piyasası Endeksi t-2 tarife dönem sonu değeri kullanılarak yeniden hesaplanan değerini (YTL),
GPIG t-2 TEİAŞ’ın gerçekleşen piyasa işletim gelirinin, Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ hükümlerine uygun olarak Elektrik Piyasası Endeksi t-2 tarife dönem sonu değeri kullanılarak yeniden hesaplanan değerini (YTL),
ifade eder.
Gelir düzenlemesinde lisansa derç edilecek parametreler
Madde 4- Gelir düzenlemesinde, TEİAŞ’ın iletim lisansına aşağıdaki parametrelerin değerleri derç edilir:
PIRG0 piyasa işletim referans geliri
EPE0 PIRG0 değerini oluşturan sabit fiyatlara karşılık gelen Elektrik Piyasası Endeksi değeri
Uygulama
Dönemi Parametrelerin geçerli olduğu süre
Geçici Madde 1- Bu Tebliğ uyarınca Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğin “TEİAŞ’a İlişkin Hesap Ayrıştırması” başlıklı 38 inci maddesi hükmü gereği TEİAŞ Piyasa İşletimi alt faaliyetine ilişkin düzenlemeye esas net işletme giderini, düzenlemeye esas net yatırım harcamasını ve tarife gelirlerini Elektrik Piyasasında Mali Uzlaştırma Yapılmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Tebliğ’in yürürlükten kalkarak Elektrik Piyasasında Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin nakdi uygulaması başlayıncaya kadar Sistem İşletimi alt faaliyeti içinde ayrı hesaplarda izler.
Geçici Madde 2- Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğin ek 5 inci maddesindeki düzenleme yürürlüğe girinceye kadar Elektrik Piyasası Endeksi olarak, Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan Tüketici Fiyatları Endeksi kullanılır.
Yürürlük
Madde 5- Bu Tebliğ yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
Madde 6- Bu Tebliğ hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
dd48f147a123
|
(14 Nisan 2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıştır.)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ KISIM
Genel Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; aktif elektrik enerjisi arz ve talebinin dengelenmesine ve uzlaştırmanın gerçekleştirilmesine ilişkin usul ve esaslarını belirlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; dengeleme mekanizmasının ve uzlaştırmanın taraflarının görev, yetki ve sorumlulukları ile aktif elektrik enerjisi arz ve talebinin dengelenmesine ve lisans sahibi tüzel kişilerin dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya katılımları sonucu oluşan alacak ve borçlarının mali açıdan uzlaştırılmasına ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Acil durum: 28/5/2014 tarihli ve 29013 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliği, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları,
b) Acil durum talimatı: Acil durumların giderilmesine yönelik sistem işletmecisi tarafından verilen yük alma ve yük atma talimatlarını,
c) Aracı banka: Avans ve fatura ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla piyasa katılımcıları tarafından kullanılan bankayı,
ç) Avans dönemi: Bir fatura dönemi içerisindeki bir takvim gününde saat 00:00’dan başlayıp, aynı gün saat 24:00’de biten süreyi,
d) Avans ödeme: Gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası kapsamında ticareti yapılan elektrik enerjisine ilişkin fatura kesilmeksizin yayınlanan avans ödeme bildirimlerine istinaden gerçekleştirilen ödemeyi,
e) Bağlantı noktası: Piyasa katılımcılarının ve/veya serbest tüketicilerin bağlantı anlaşmaları uyarınca iletim ya da dağıtım sistemine bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,
f) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
g) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
ğ) Blok alış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, belirtilen teklife konu zaman aralığı boyunca tek fiyat ve uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi alış tekliflerini,
h) Blok satış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, belirtilen teklife konu zaman aralığı boyunca tek fiyat ve uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi satış tekliflerini,
ı) Blok teklif: Blok alış-satış tekliflerini,
i) BYTM: Bölgesel Yük Tevzi Merkezini,
j) Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
k) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım lisansında tanımlanan bölgeyi,
l) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi: 29/6/1956 tarihli ve 6762 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümlerine göre kurulan dağıtım lisansı sahibi şirketler ile dağıtım lisansı sahibi Organize Sanayi Bölgesi tüzel kişiliklerini,
m) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
n) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
o) Değerleme katsayısı: Piyasa katılımcılarından talep edilen nakit dışı teminatların TL karşılığının belirlenmesinde kullanılacak katsayıyı,
ö) Dengeden sorumlu grup: Piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisine bildirmek suretiyle oluşturdukları ve grup içinden bir piyasa katılımcısının grup adına denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülükleri üstlendiği grubu,
p) Dengeden sorumlu taraf: Dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine ilişkin Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluğu, dengeden sorumlu grup adına üstlenen ya da herhangi bir dengeden sorumlu gruba dahil olmayan piyasa katılımcısını,
r) Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen faaliyetleri,
s) Dengeleme birimi: Dengelemeye katılabilecek bir üretim, tüketim veya elektrik depolama tesisini ya da üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,
ş) Dengeleme güç piyasası: Arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacına hizmet etmek üzere, onbeş dakika içerisinde gerçekleştirilebilen çıkış gücü değişimi ile elde edilen yedek kapasitenin alış-satışının gerçekleştiği ve sistem işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
t) Dengeleme mekanizması: Vadeli elektrik piyasası ile ikili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikteki, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri,
u) EIC: Oluşturulmasına ilişkin usul ve esasları ENTSO-E tarafından belirlenip kuruluşun resmi internet sitesinde duyurulan ve ENTSO-E’ya bağlı tüm ülkelerde kullanılan, enerji tanımlama kodlama sistemini,
ü) Esnek satış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, belirtilen teklif zaman aralığı içerisinde geçerli, teklif süresi boyunca tek fiyat ve uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi satış tekliflerini,
v) Eşleştirme: Bir teklif bölgesi ya da belirli teklif bölgelerinden oluşan bir bölgede, ilgili bölgede yer alan teklif bölgeleri için gün öncesi piyasasına sunulmuş olan bütün tekliflerin değerlendirilmesi işlemini,
y) ENTSO-E: Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşletmecileri Ağını,
z) Fatura dönemi: Bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’de biten süreyi,
aa) Fiyat bölgesi: Dengeleme güç piyasası kapsamında bir uzlaştırma dönemi için aynı saatlik marjinal fiyata sahip teklif bölgelerinin tamamını,
bb) Gerçek zamanlı dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından yürütülen faaliyetleri,
cc)
çç)
dd) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
ee)
ff) Gün öncesi piyasası katılım anlaşması: Piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına katılımı ile Piyasa İşletmecisinin gün öncesi piyasasının işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,
gg) Gün öncesi piyasası teklifleri: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının sundukları saatlik alış-satış teklifleri, blok alış-satış teklifleri ve esnek alış-satış tekliflerini,
ğğ)
hh)
ıı)
ii)
jj) Gün öncesi satış teklifleri: Gün öncesi piyasası kapsamında sunulan saatlik, blok ve esnek satış tekliflerini,
kk), Gün öncesi alış teklifleri: Gün öncesi piyasası kapsamında sunulan saatlik, blok ve esnek alış tekliflerini,
ll) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
mm) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
nn) İletim kapasitesi: İletim sisteminin herhangi bir noktasından gönderilebilen/alınabilen megavat cinsinden (MW) elektrik enerjisi güç miktarını,
oo) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
öö) İletim sistemi konfigürasyonu: İletim sistemine verilen ya da iletim sisteminden çekilen elektrik enerjisinin hesaplanması için dikkate alınacak sayaçlar, sayaçların veriş ya da çekiş açısından hangi yönde olduğu ve sayaçlara uygulanacak kayıp katsayıları gibi bilgileri içeren hesaplama kurallarını,
pp) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisansları,
rr) İtibari bağlantı noktası: Kurum tarafından hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Kayıp Katsayıları Hesaplama Metodolojisine İlişkin Usul ve Esaslarda kayıpların hesaplanmasında kullanılan itibari noktayı,
ss) Kanun: 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
şş) Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi piyasası sonucuna bağlı olarak bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve Sistem İşletmecisine dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği üretim ya da tüketim değerlerini,
tt) Kısıt yönetimi: İletim sisteminde oluşan veya oluşması öngörülen kısıtların giderilmesine ilişkin yöntemleri,
uu) Kısıtsız piyasa takas fiyatı (KPTF): Belli bir saat için, gün öncesi piyasasında tüm teklif bölgeleri için sunulan alış-satış tekliflerinin eşleştirilmesi sonucunda belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,
üü) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
vv) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
yy), Merkezi uzlaştırma kuruluşu: Piyasa katılımcıları arasındaki bu Yönetmelikle belirlenecek olan mali işlemleri yürütmek üzere kullanılan, 6/12/2012 tarihli ve 6362 sayılı Sermaye Piyasası Kanununa göre merkezi takas kuruluşu olarak kurulan merkezi uzlaştırma kuruluşunu,
zz) Merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşması: Piyasa İşletmecisi ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında imzalanacak ve tarafların teminat yönetimi ve ödemelere ilişkin görev ve sorumluluklarını içeren anlaşmayı,
aaa) Merkezi uzlaştırma kuruluşu-katılımcı anlaşması: Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanarak, piyasa katılımcıları ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında teminat yönetimi ve nakit takas hizmetlerine ilişkin olarak imzalanacak olan anlaşmayı,
bbb) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı olarak dengelenmesinden ve sistem işletiminden sorumlu merkezi birimini,
ccc),
ççç) Nihai piyasa takas fiyatı (NPTF): Belli bir saat ve belli bir teklif bölgesi için, teklif bölgeleri arasındaki iletim kısıtları dikkate alınarak gün öncesi piyasasında belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,
ddd), Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve ileri tarihli fiziksel teslimat gerektiren diğer elektrik piyasaları ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
eee) Otomatik sayaç okuma sistemi (OSOS): Sayaç verilerinin otomatik olarak uzaktan okunabilmesi, verilerin merkezi bir sisteme aktarılması, doğrulanması, eksik verilerin doldurulması, verilerin saklanması ve ilgili taraflara istenilen formatta sunulması amacıyla, TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından kurulacak olan ve gerekli yazılım, donanım ve iletişim altyapısını kapsayan sistemi,
fff)
ggg)
ğğğ) Ölçüm sistemi: Sayaçlar, ölçü trafoları (gerilim ve akım trafoları), ilgili iletişim teçhizatı ve kablajı da içeren ölçüm teçhizatının tümünü,
hhh) Piyasa İşletmecisi: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
ııı), Piyasa katılım anlaşması: Vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası hariç olmak üzere, piyasa katılımcısının dengeleme mekanizmasına katılımı ile Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisinin dengeleme mekanizmasının işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,
iii), , Piyasa katılımcısı: Bu Yönetmelikte tanımlanan lisans sahibi tüzel kişiler ve bu tüzel kişiler için oluşturulabilecek farklı kategorileri,
jjj)
kkk) Piyasa yönetim sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, Piyasa İşletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
lll) Primer frekans kontrol kapasitesi: İşletme yedeğinin, türbin hız regülatörlerinin otomatik olarak kullanılarak sistem frekansını normal regülasyon aralığında tutmak için kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
mmm) Saatlik alış teklifleri: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün her saati için, saatlik aktif elektrik enerjisi alışına ilişkin sunmuş oldukları fiyat ve miktarları,
nnn) Saatlik satış teklifleri: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün her saati için, saatlik aktif elektrik enerjisi satışına ilişkin sunmuş oldukları fiyat ve miktarları,
ooo) Sekonder frekans kontrol kapasitesi: İşletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, sekonder kontrol sistemi vasıtasıyla kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
ööö) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
ppp)
rrr) Sistem alış teklif fiyatı: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının sistemden alış için talep ettikleri birim fiyatları,
sss) Sistem alış teklif miktarı: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettikleri üretim azalması ya da tüketim artış miktarlarını,
şşş) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini,
ttt) Sistem dengesizlik fiyatı: Uzlaştırma dönemi bazında belirlenen piyasa katılımcılarının denge sorumluluklarından kaynaklanan enerji dengesizliklerine uygulanan fiyatı,
uuu) Sistem işletmecisi: TEİAŞ’ı,
üüü) Sistem marjinal fiyatı: Sistem yönünün enerji açığını göstermesi halinde yük alma teklif fiyatlarının en düşüğünden, sistem yönünün enerji fazlasını göstermesi halinde yük atma teklif fiyatlarının en yükseğinden başlanılmak üzere, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen tüm talimatlar dikkate alınarak belirlenen net talimat hacmine tekabül eden teklif fiyatını,
vvv)
yyy) Sistem satış teklif fiyatı: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının sisteme satış için talep ettikleri birim fiyatları,
zzz) Sistem satış teklif miktarı: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim artışı ya da tüketim azalma miktarlarını,
aaaa) Talep kontrolü: Üretim kapasitesinin yetersiz olması durumunda talebi düşürmek için, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen esaslar çerçevesinde TEİAŞ ve kullanıcılar tarafından uygulanan hizmetleri,
bbbb) Talep tahmini: Sistem işletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik tüketim öngörülerini,
cccc) Talimat: Yük alma veya yük atma talimatlarını,
çççç) Talimat etiket değeri: Talimat etiketinin dengeleme amaçlı talimatlar için 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 olarak belirlenen değerini,
dddd) Talimat etiketi: Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasasında piyasa katılımcılarına yük alma ya da yük atma talimatlarının hangi amaçla verildiğinin belirlenmesi için kullanılan değişkeni,
eeee) TCMB: Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankasını,
ffff) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ve tedarik lisansına sahip şirketleri,
gggg) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ğğğğ) Teklif bölgesi: Sınırlarını oluşturan iletim sistemi bağlantı noktalarında büyük çaplı iletim kısıtlarının beklendiği en küçük topolojik iletim sistemi bölgesini,
hhhh) Teknik parametreler: Bir dengeleme biriminin devreye girme, devreden çıkma, yüklenme, yük düşme ve verilen talimatları yerine getirme ile ilgili performans özelliklerini içeren ve dengeleme birimi sahibi piyasa katılımcıları tarafından sistem işletmecisine bildirilen değerleri,
ıııı) Teminat seviyesi: Bir piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine sunmuş olduğu teminat olarak kabul edilebilecek değerlerin toplam tutarını,
iiii) Tersiyer kontrol yedek kapasitesi: İşletme yedeğinin, sekonder frekans kontrol yedeği devreye alındıktan sonra, dengeleme birimlerinin onbeş dakika içerisinde gerçekleştirilebildikleri çıkış gücü değişimi ile sağlanan, ihtiyaç duyulduğunda manuel olarak servise alınan ve başka bir frekans sapması tehlikesine karşı sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
jjjj) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı faaliyeti yürütülen veya yürütülmeye hazır tesis, şebeke veya teçhizatı,
kkkk) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
llll) Ticaret sınırları: Teklif bölgeleri arasındaki teknik, güvenlik gibi nedenlerle kullanıma kapatılmış olan iletim kapasitesi dışında kalan, elektrik ticareti için saatlik olarak izin verilebilir maksimum iletim kapasitesi limitlerini,
mmmm) Ticari işlem onayı: Piyasa İşletmecisinin, her bir teklif bölgesi için NPTF’nin hesaplanmasını takiben, her bir piyasa katılımcısına yapmış olduğu ve ilgili piyasa katılımcısı için belirlenmiş olan alış-satış miktarlarını içerir bildirimleri,
nnnn) Toptan elektrik piyasası: Elektrik enerjisi, kapasitesi ya da bunların türev ürünlerinin toptan alış-satışının gerçekleştirildiği; ikili anlaşmalar piyasası ya da piyasa ve/veya Sistem İşletmecisi tarafından organize edilen vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası, yan hizmetler gibi elektrik piyasalarını,
oooo) Tüketim: Elektrik enerjisi tüketimini,
öööö) Tüketim birimi: Elektrik enerjisinin tüketildiği tesisleri,
pppp) Uzlaştırma: Dengeleme mekanizmasından ve/veya enerji dengesizliğinden doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerini,
rrrr) Uzlaştırma dönemi: Uzlaştırma işlemleri için esas alınan zaman dilimlerini,
ssss) Uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası: Çekiş ya da ihracat yapılan ve iletim sistemi kaybına maruz bir iletim sistemi bağlantı noktasını,
şşşş) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi: Piyasa katılımcılarının lisansları gereği gerçekleştirdikleri faaliyetler kapsamında tesis ettikleri düzenlemeye tabi olan ya da olmayan ikili anlaşmalar ile belli bir uzlaştırma dönemi için almayı ya da satmayı bildirdikleri aktif elektrik enerjisi miktarlarını içeren ve uzlaştırmaya esas teşkil etmesi amacıyla Piyasa İşletmecisine yapılan bildirimleri,
tttt) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi: Her bir piyasa katılımcısına ilişkin uzlaştırma hesaplamalarının yapılabilmesi amacıyla, PYS aracılığıyla kaydı yapılan aktif elektrik enerjisi üreten ya da tüketen birimleri,
uuuu) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu: Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarının hesaplanmasında dikkate alınacak sayaç verileri, sayaçların veriş ya da çekiş açısından hangi yönde olduğu ve hangi piyasa katılımcısı adına kayıtlı olduğu bilgilerini içeren hesaplama kurallarını,
üüüü) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarı: Uzlaştırma hesaplamalarında esas alınmak üzere, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonunda yer alan sayaçlardan elde edilen ölçümlerin, uzlaştırmaya esas aktif elektrik enerjisi teslim noktası bazındaki değerlerini,
vvvv) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralleri için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
yyyy)Üretim: Enerji kaynaklarının, üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
zzzz) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi: Üretim ve/veya OSB üretim lisansı sahibi tüzel kişileri,
aaaaa) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
bbbbb) Yan hizmetler: Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan hizmetleri,
ccccc) Yük alma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu,
ççççç) Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
ddddd) Yük alma teklif fiyatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının Yük Alma için talep ettikleri birim fiyatları,
eeeee) Yük alma teklif miktarı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim artış ya da tüketim azaltma miktarlarını,
fffff) Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
ggggg) Yük atma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu,
ğğğğğ) Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
hhhhh) Yük atma teklif fiyatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atma için talep ettikleri birim fiyatları,
ııııı) Yük atma teklif miktarı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim azalması ya da tüketim artış miktarlarını,
iiiii) Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
jjjjj) Lot: Uzlaştırmaya esas ikili anlaşmalar, gün öncesi piyasası ile gün içi piyasası kapsamında tekliflerin bildirilmesi amacıyla kullanılan ve 0,1 MWh’e eşdeğer enerji miktarını,
kkkkk) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
lllll) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariki yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
mmmmm) Gün içi piyasası katılım anlaşması: Piyasa katılımcısının gün içi piyasasına katılmak için imzaladığı standart anlaşmayı,
nnnnn) Gün içi piyasası: Gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar elektrik enerjisi ticaretinin yapıldığı organize toptan elektrik piyasasını,
ooooo) Gün içi piyasasında eşleşme: Gün içi piyasasına sunulan bir alış teklifinin eşit veya daha iyi fiyatlı bir satış teklifiyle veya bir satış teklifinin eşit veya daha iyi fiyatlı bir alış teklifiyle tamamen veya kısmen eşleşerek ticari işlemin gerçekleşmesini,
ööööö), Teklif defteri: Vadeli elektrik piyasası ve/veya gün içi piyasasında işlem gören kontratlara sunulan tekliflerin listelendiği PYS ekranlarını,
ppppp) Esnek alış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, belirtilen teklif zaman aralığı içerisinde geçerli, teklif süresi boyunca tek fiyat ve uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi alış tekliflerini,
rrrrr) Teklif süresi: Bir esnek teklifte belirtilen, teklif zaman aralığı içerisinde yer alan, aktif elektrik enerjisi alış-satışının gerçekleşeceği bir veya ardışık birden fazla uzlaştırma dönemi sayısı,
sssss) Teklif zaman aralığı: Blok ve esnek tekliflerin geçerli olduğu, başlangıç ve bitiş saatleri ile tanımlanan zaman dilimi,
şşşşş) Karşılığı olmayan piyasa işlemi: Piyasa işletmecisi tarafından hazırlanan Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntemde düzenlenen hususlar çerçevesinde, piyasa katılımcılarının piyasa işlem miktarlarının; satış, alış, ithalat, ihracat miktarları ile üretimlerine ilişkin verilerin kullanılmasıyla hesaplanan miktarı aştığı tespit edilen işlemleri,
ttttt) Açık pozisyon: Vadeli elektrik piyasasında gerçekleştirilen işlemler neticesinde veya ilgili mevzuatta belirtilen yöntemlerle oluşan ve ters işlemle, fiziki teslimatla veya diğer yöntemlerle kapatılmamış olan pozisyonları,
uuuuu) Açılış fiyatı: Her bir kontratın, ilk işleme açıldığı gün veya bir kontratın işlem görmesinin geçici olarak durdurulması halinde yeniden işleme açılması sırasında belirlenen baz fiyatını, ilk işlem gününden sonraki işlem günlerinde ise ilan edilen son günlük gösterge fiyatını,
üüüüü) Baz fiyat: Günlük fiyat değişim limitlerinin hesaplanmasında kullanılan ve kontratın işleme açıldığı gün Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen fiyatı, diğer işlem günleri için ise bir önceki günün günlük gösterge fiyatını,
vvvvv) Günlük gösterge fiyatı: VEP Usul ve Esaslarında belirlenen esaslar çerçevesinde hesaplanan günlük gösterge fiyatını/fiyatlarını,
yyyyy) Vadeli elektrik piyasası (VEP): Piyasa katılımcılarına fiziksel teslimat yükümlülüğü doğuran ileri tarihli elektrik piyasasını,
zzzzz) Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşması: Piyasa katılımcısının vadeli elektrik piyasasına katılmak için imzaladığı standart anlaşmayı,
aaaaaa) Vadeli elektrik piyasası yıllık katılım bedeli: Vadeli elektrik piyasasına katılan piyasa katılımcılarının her bir yıl için ödemek zorunda oldukları VEP Usul ve Esaslarında belirlenen katılım bedelini
bbbbbb) VEP Usul ve Esasları: Bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat doğrultusunda vadeli elektrik piyasasının işletilmesine ilişkin usul ve esasları,
cccccc) Kısa pozisyon: Sahibine; vadeli elektrik piyasasında yapılan işlemlerde, kontratın teslimat dönemi geldiğinde elektrik enerjisini belirli bir fiyattan ve belirli bir miktarda teslim etme yükümlülüğü veren pozisyonu,
çççççç) Kontrat: Vadeli elektrik piyasasında ve gün içi piyasasında uzlaştırma dönemi bazında fiziksel teslimat yükümlülüğü doğuran sözleşmeyi,
dddddd) Piyasa İşletmecisi temerrüt yönetimi katkısı: Piyasa İşletmecisinin işlettiği veya yan hizmetler piyasası hariç olmak üzere mali uzlaştırma işlemlerini yürüttüğü ve merkezi karşı taraf olarak hizmet sunduğu piyasalarda katılımcıların temerrüde düşmeleri halinde piyasa işletim gelir tavanından ödemeyi taahhüt ettiği tutarı,
eeeeee) Piyasa yapıcı: Vadeli elektrik piyasasında likit ve sürekli bir piyasanın oluşmasını teşvik etmek amacıyla belirlenen piyasa katılımcılarını,
ffffff) Seans: Vadeli elektrik piyasasında kontratların alım satım için işleme açık olduğu zaman dilimini,
gggggg) Temerrüt garanti hesabı: Piyasa katılımcılarının mali yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda kullanılmak amacıyla merkezi uzlaştırma kuruluşu ve Piyasa İşletmecisi nezdinde tutulan, teminatlar dışında kalan ve piyasa katılımcılarının katkı paylarıyla oluşturulan hesabı,
ğğğğğğ) Ters işlem: Vadeli elektrik piyasasında aynı kontratta, uzun pozisyon karşısında kısa pozisyon, kısa pozisyon karşısında uzun pozisyon alınarak pozisyonun tasfiyesini,
hhhhhh) Uzun pozisyon: Sahibine; vadeli elektrik piyasasında yapılan işlemlerde, kontratın teslimat dönemi geldiğinde elektrik enerjisini belirli bir fiyattan ve belirli bir miktarda teslim alma yükümlülüğü veren pozisyonu,
ıııııı) Yöntem: Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak hazırlanan ve ilgili taraflar ile piyasa katılımcıları açısından bağlayıcı nitelikte olan düzenlemeleri,
iiiiii) Elektrik depolama tesisi: Elektrik enerjisini depolayabilen ve depolanan enerjiyi sisteme verebilen tesisi
ifade eder.
İKİNCİ KISIM
Dengeleme Mekanizması ve Uzlaştırma
BİRİNCİ BÖLÜM
Dengeleme Mekanizması ve Uzlaştırmaya İlişkin Genel Esaslar
Dengeleme mekanizmasına ilişkin genel esaslar
MADDE 5 – (1) , Dengeleme mekanizması, vadeli elektrik piyasası ile ikili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikteki gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri kapsar.
(2) Gün öncesi piyasası; sistemdeki arz ve talebin dengelenmesi ve piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün öncesinden dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen faaliyetlerden oluşur.
(3), Gün içi piyasası, piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün içinde dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen faaliyetlerden oluşur.
(4) Gerçek zamanlı dengeleme; yan hizmetler ve dengeleme güç piyasasından oluşur. Dengeleme güç piyasası, Sistem İşletmecisine gerçek zamanlı dengeleme için en fazla 15 dakika içinde devreye girebilecek yedek kapasiteyi sağlar. Frekans kontrolü ve talep kontrolü hizmetleri, yan hizmetler aracılığıyla sağlanır.
(5) Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisi gerekli her türlü koordinasyon ve haberleşmeyi sağlayarak, elektrik enerjisi arz ve talebini dengelemek amacıyla dengeleme mekanizması faaliyetlerini ve bu faaliyetler için gereken ilgili usul ve esasları yürütür.
Denge sorumluluğunun genel esasları
MADDE 6 – (1) Piyasa katılımcıları, her bir uzlaştırma dönemi ve her bir teklif bölgesi için, bir tarafta sisteme verişleri, elektrik enerjisi alımları ve ithalatları ile diğer tarafta, sistemden çekişleri, elektrik enerjisi satışları ve ihracatları arasında denge sağlamakla yükümlüdür.
(2) Piyasa katılımcıları, uzlaştırma dönemi bazında enerji dengesizlikleri ve dengesizliklerinin uzlaştırılması için Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluk üstlenir. Bu mali sorumluluğu üstlenen piyasa katılımcısı dengeden sorumlu taraf olarak adlandırılır.
(3) Dengeden sorumlu taraflar bir araya gelmek suretiyle dengeden sorumlu grup oluşturabilirler. Dengeden sorumlu grup adına grup içinden bir dengeden sorumlu taraf, dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine ilişkin Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluğunu üstlenir.
(4) Dengeden sorumlu tarafların teslimat zamanına kadar, mevcut olan tüm imkânları kullanarak denge sağlamaları esastır. Gerçek zamanda sistemin dengelenmesi Sistem İşletmecisinin sorumluluğundadır.
(5) Piyasa İşletmecisi denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülüklerin sistematik ihlallerini belirleyebilmek ve bu sapmaları Kuruma raporlayabilmek için, tüm dengeden sorumlu taraflardan ihtiyaç duyduğu bilgileri alır.
Vadeli elektrik piyasasına ilişkin genel esaslar
MADDE 6/A- (1) Vadeli elektrik piyasası aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde Piyasa İşletmecisi tarafından işletilir:
a) Katılımcılar tarafından sunulan teklifler, piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
b) Piyasada yürütülen faaliyetler, şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
(2) Vadeli elektrik piyasası;
a) Piyasa katılımcılarına, sözleşme taahhütlerine ve üretim ve/veya tüketim planlarına ilişkin ileri tarihli dengeleme olanağının sağlanması,
b) Piyasa katılımcılarının fiyat değişim risklerinden kaçınmak amacıyla işlem yapması,
c) İleriye dönük fiyat sinyali oluşturarak öngörülebilirliğin artırılması,
ç) Piyasa katılımcılarına ticaret imkanı sağlanması,
amaçlarına uygun olarak işletilir.
Gün öncesi piyasasına ilişkin genel esaslar
MADDE 7 – (1) Gün öncesi piyasası, gerçek zamandan bir gün öncesinden öngörülen uzlaştırma dönemi bazında üretim ve tüketim dengesini sağlamak üzere aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) Gün öncesi piyasası kapsamında sunulan teklifler gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
b) Gün öncesi piyasasının uzlaştırmasında uygulanan fiyatlar, gün öncesi piyasası kapsamında sunulan teklifler dikkate alınarak uzlaştırma dönemi bazında, nihai piyasa takas fiyatı belirleme prensibine dayalı olarak belirlenir.
c) Gün öncesi piyasasına ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
(2)
(3) Gün öncesi piyasası:
a) Piyasa katılımcılarına üretim ve/veya tüketim ihtiyaçları ile sözleşmeye bağlanmış yükümlülüklerini gün öncesinde dengeleme olanağını sağlama,
b) Elektrik enerjisi referans fiyatını belirleme,
c) Sistem İşletmecisine gün öncesinden dengelenmiş bir sistem sağlama,
ç) Sistem İşletmecisine gün öncesinden kısıt yönetimi yapabilme imkanı sağlama,
d) Piyasa katılımcılarına, ikili anlaşmalarına ek olarak bir sonraki gün için enerji alış-satışı yapma fırsatı yaratma
amaçlarına uygun olarak düzenlenir. Gün öncesi piyasası Piyasa İşletmecisi tarafından işletilir.
(4)
Gün içi piyasasına ilişkin genel esaslar
MADDE 7/A – (1) Gün içi piyasası, gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar, uzlaştırma dönemi bazında üretim ve tüketim dengesini sağlamak ve/veya elektrik ticareti yapabilmek için aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde Piyasa İşletmecisi tarafından yürütülür:
a) Gün içi piyasasına sunulan teklifler gün içi piyasası katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
b) Gün içi piyasasına ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
(2) Gün içi piyasası:
a) Piyasa katılımcılarına sözleşme taahhütlerini ve üretim ve/veya tüketim planlarını dengeleme olanağı sağlama,
b) Enerji dengesizlik miktarlarının azalmasını sağlama,
c) Sistem İşletmecisine gerçek zamanlı dengeleme öncesinde dengelenmiş bir sistem sağlama,
ç) Piyasa katılımcılarına, ikili anlaşmalarına ve gün öncesi piyasasında yaptıkları ticarete ek olarak enerji alım satım fırsatı yaratma
amaçlarına uygun olarak işletilir.
Gerçek zamanlı dengelemeye ilişkin genel esaslar
MADDE 8 – (1) Gerçek zamanlı dengeleme, aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, Sistem İşletmecisi tarafından yürütülen ve Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan faaliyetlerden meydana gelir.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme aracı olarak primer frekans kontrol yedek kapasitesi, sekonder frekans kontrol yedek kapasitesi, tersiyer kontrol yedek kapasitesi ve talep kontrolü kullanılır. Primer ve sekonder kontrol rezerv kapasitelerinin ve talep kontrolünün kullanım usul ve esasları Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanmıştır.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında kullanılan tersiyer kontrol yedek kapasitesi dengeleme güç piyasası vasıtasıyla temin edilir. Dengeleme güç piyasası Sistem İşletmecisi tarafından işletilir.
(4) Gerçek zamanlı dengeleme, elektrik enerjisinin tüketicilere yeterli, kaliteli, sürekli ve düşük maliyetli olarak sunulmasını sağlayacak şekilde aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) Gerçek zamanlı dengeleme, arz ve talebin gerçek zamanlı olarak işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde; Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde yer alan arz kalitesi ve işletme koşulları kriterleri doğrultusunda dengelenmesi esasına dayalı olarak yürütülür.
b) Gerçek zamanlı dengeleme için, dengeleme güç piyasasına sunulan teklifler, teklife ilişkin bilgiler ve tekliflerin dengeleme için uygunluğu dikkate alınarak dengeleme güç piyasasında yer alan piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
c) Gerçek zamanlı dengeleme faaliyetleri, sistem güvenliğini dikkate alarak, Sistem İşletmecisi için dengeleme maliyetlerini en aza indirecek şekilde gerçekleştirilir.
ç) Gerçek zamanlı dengelemeye ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
Uzlaştırmaya ilişkin genel esaslar
MADDE 9 – (1) Uzlaştırma, vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve dengeleme güç piyasasından ve/veya enerji dengesizliğinden doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerinin hızlı, güvenilir ve şeffaf bir şekilde gerçekleşmesini sağlayacak şekilde aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde Piyasa İşletmecisi tarafından yürütülür:
a) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarının dengeleme mekanizmasına katılımlarına ve dengeden sorumlu tarafların enerji dengesizliklerine bağlı olarak sattıkları ve satın aldıkları elektrik enerjisinin toptan elektrik piyasası adına uzlaştırma işlemlerini yürütür.
b), Gün Gün öncesi piyasası ve dengeleme güç piyasası kapsamında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışlarının uzlaştırılmasında uzlaştırma dönemi bazındaki fiyatlar esas alınır. Bu fiyatlar dengeleme mekanizması kapsamında dengeleme amaçlı gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışlarına ilişkin teklif fiyatları ve marjinal fiyatlandırma prensibi dikkate alınarak belirlenir. Vadeli elektrik piyasası ve gün içi piyasasında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış satışlarının uzlaştırılmasında ise eşleşme bazındaki fiyatlar esas alınır. Dengeleme mekanizması kapsamında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışları taraflar arasında bağlayıcı nitelik taşır.
c) Dengeden sorumlu tarafların denge sorumluluklarından kaynaklanan enerji dengesizlikleri, uzlaştırma dönemi bazında belirlenecek sistem dengesizlik fiyatı üzerinden uzlaştırılır. Bir uzlaştırma dönemi için geçerli sistem dengesizlik fiyatı, söz konusu uzlaştırma dönemi için gün öncesi piyasasında belirlenmiş olan nihai piyasa takas fiyatı veya dengeleme güç piyasasında belirlenmiş olan saatlik sistem marjinal fiyatı kullanılarak belirlenen fiyattır.
ç) Bir uzlaştırma dönemine ilişkin uzlaştırma hesaplamalarında sadece söz konusu uzlaştırma dönemine ait değerler dikkate alınır ve bir uzlaştırma dönemine ait değerler, başka bir uzlaştırma dönemine aktarılamaz.
d) Uzlaştırma hesaplamalarının dengeleme mekanizmasında yer alan her bir faaliyet ve enerji dengesizliği için ayrı ayrı gerçekleştirilmesi esastır.
İKİNCİ BÖLÜM
Taraflar, Tarafların Görevleri, Yetkileri ve Sorumlulukları
Piyasa katılımcıları
MADDE 10 – (1), Piyasa katılımcıları;
a) Üretim lisansı sahibi,
b) Tedarik lisansı sahibi,
c) OSB üretim lisansı sahibi,
ç) Dağıtım lisansı sahibi,
d) İletim lisansı sahibi
tüzel kişilerinden oluşur. Piyasa katılımcılarından elektrik enerjisi alan serbest tüketicilerin çekiş birimlerinin kayıtları piyasa katılımcıları adına yapılır.
(2) Piyasa katılımcılarının bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde gerçekleştirdikleri faaliyetlerini piyasa ve/veya sistem işletimine zarar vermeyecek şekilde gerçekleştirmeleri esastır.
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 11 – (1) Piyasa İşletmecisi EPİAŞ’tır. Piyasa İşletmecisi; vadeli elektrik piyasasının, gün öncesi piyasasının ve gün içi piyasasının işletimi, uzlaştırma yönetimi ve veri yayımlama faaliyetlerini eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin, şeffaflık ve sorumluluk ilkeleri çerçevesinde yürütür.
(2) Piyasa İşletmecisi, vadeli elektrik piyasasının, gün öncesi piyasasının ve gün içi piyasasının işletimine ilişkin aşağıdaki faaliyetleri yürütür:
a) Söz konusu piyasaların bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümlerine uygun olarak işletilmesi,
b) Kendi faaliyetleri kapsamındaki organize toptan elektrik piyasalarının kurulması ve işletimine ilişkin her türlü mevzuatın hazırlanması ve Kurula sunulması,
c) Söz konusu piyasaların işletimine ilişkin her türlü iç mevzuatın hazırlanması ve yayımlanması,
ç) Söz konusu piyasaların işletimine ilişkin hususlarda uygulamaya yönelik kararların alınması, yetkili mercilere öneri ve/veya tekliflerde bulunulması, mevzuatla kendisine bırakılmış diğer görevlerin yerine getirilmesi,
d) Söz konusu piyasaların işlemlerinde çıkabilecek uyuşmazlıkların incelenerek sonuçlandırılması,
e) Organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimi ve kullanımını destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için önerilerde bulunulması,
f) İlgili mevzuatın, organize toptan elektrik piyasalarının etkin işleyişinin sağlanması çerçevesinde izlenmesi ve gerekli önerilerin geliştirilmesi.
(3) Piyasa İşletmecisi uzlaştırma yönetimine ilişkin olarak uzlaştırma işlemlerinin gerçekleştirilerek dengeleme mekanizması ve enerji dengesizlikleri için tahakkuk ettirilecek alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması faaliyetlerini yürütür.
(4) Piyasa İşletmecisi veri yayımlama ve raporlamaya ilişkin olarak aşağıdaki faaliyetleri yürütür:
a) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak Kurum tarafından talep edilecek raporların hazırlanması ve yayımlanması,
b) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak gereken bilgilerin Sistem İşletmecisine iletilmesi,
c) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin bilgilerin ve piyasa fiyatlarının düzenli olarak duyurulması,
ç) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarında gerçekleşen işlemlere ilişkin olarak istatistikler düzenlenerek yayımlanması,
d) İşlettiği veya mali uzlaştırma işlemleri ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasası katılımcılarının risklerinin yönetilmesini teminen Teminat Hesaplama Yönteminin hazırlanması, uygulanması ve Kurum tarafından gerek görüldüğünde geliştirilmesi ve değiştirilmesi,
e) Fark tutarına ilişkin Fark Tutarı Yönteminin hazırlanması, uygulanması ve Kurum tarafından gerek görüldüğünde geliştirilmesi ve değiştirilmesi.
(5)
(6) Piyasa İşletmecisinin, bu maddenin ikinci, üçüncü ve dördüncü fıkralarında belirtilen vadeli elektrik piyasasının, gün öncesi piyasasının ve gün içi piyasasının işletimi, uzlaştırma yönetimi ve veri yayımlama faaliyetlerine ek olarak ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerini yerine getirmesi esastır.
(7) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen piyasalar için temerrüt garanti hesabı kurulması ve yönetilmesi faaliyetlerini yürütür.
(8) Piyasa İşletmecisi, işlettiği organize toptan elektrik piyasalarında merkezi karşı taraf sıfatıyla alıcıya karşı satıcı, satıcıya karşı da alıcı rolünü üstlenmek suretiyle takasın tamamlanmasını taahhüt ederek merkezi karşı taraf hizmetini yürütür.
Sistem İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 12 – (1) Sistem İşletmecisi TEİAŞ’tır. Sistem İşletmecisi aşağıda tanımlanan faaliyetleri eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin, şeffaflık ve sorumluluk ilkeleri çerçevesinde yürütür:
a) Gün öncesinde talep tahminlerinin yapılması,
b) Sistemde anlık dengenin, yeterli arz kalitesini sağlayacak şekilde sağlanması, gerçek zamanlı dengeleme faaliyetleri yoluyla gerekli yedeklerin tutulması,
c) Gerçek zamanlı dengelemenin, bu Yönetmelik ve Elektrik Şebeke Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde yürütülmesi,
ç) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma teklif miktarları için asgari sınırın gerektiğinde güncellenmesi ve piyasa katılımcılarına duyurulması,
d) Sistemin etkin gelişimi ve kullanımını destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için önerilerde bulunulması,
e) İlgili mevzuatın, yeterli arz kalitesinin ve sistemin etkin kullanımının sağlanması çerçevesinde izlenmesi ve gerekli önerilerin geliştirilmesi,
f) Teklif bölgelerinin ve ticaret sınırlarının belirlenmesi,
g) Elektrik piyasası ve arz kalitesine ilişkin önem taşıyan bilgilerin hazırlanması ve ilgili taraflara iletilmesi,
ğ) Uzlaştırma için gerekli bilgilerin Piyasa İşletmecisine zamanında bildirilmesi,
h) Sistem işletimine ilişkin olarak Kurum tarafından talep edilecek raporların hazırlanması ve yayımlanması,
ı) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.
i) Sisteme bağlantısı, Elektrik Şebeke Yönetmeliği ile belirlendiği şekilde kısıt kayıtlı bağlantı niteliği taşıyan üretim tesislerinin ve söz konusu tesisler için teknik olarak gerçekleştirilebilecek azami kapasitenin belirlenmesi ve Piyasa İşletmecisine bildirilmesi.
j) İletim sisteminde meydana gelen hat ve trafo arızaları ile planlı ve plansız olarak yapılacak olan bakımlar ile ilgili bilgilerin PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulması.
İletim kapasitesi yönetimi
MADDE 13 – (1) Sistem İşletmecisi, mevcut iletim kapasitesinin iletim sistemi kısıtları ve sistem işletim güvenliği kriterleri dâhilinde maksimum enerji iletimini sağlayacak şekilde kullanıma sunulmasından sorumludur. Ulusal iletim kapasitelerinin optimum kullanımını sağlamak için Sistem İşletmecisi ve Piyasa İşletmecisi işbirliği yapar.
İletim sisteminde kısıt yönetimi ve ticaret sınırları
MADDE 14 – (1) Sistem İşletmecisi, iletim şebekesindeki gerçek zamanlı kısıtları dengeleme güç piyasasına ilişkin hükümler doğrultusunda etiket değeri 1 olan talimatlar vasıtasıyla giderir.
(2) Sistem İşletmecisi, iletim kısıtlarının gün öncesi piyasasına dayalı olarak yönetilmesine ihtiyaç duyulduğunda, ticaret sınırları olarak adlandırılan, teklif bölgeleri arasında teknik, güvenlik gibi nedenlerle kullanıma kapatılmış olan iletim kapasitesi dışında kalan, elektrik ticareti için uzlaştırma dönemi bazında izin verilebilir maksimum iletim kapasitesi sınırlarını belirler. Ticaret sınırları içerisindeki tüm iletim kapasitesi Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına sunulur. Sistem İşletmecisi, belirlenen ticaret sınırlarını, bu Yönetmeliğin 51 inci maddesinde yer alan hükümler doğrultusunda Piyasa İşletmecisine ve piyasa katılımcılarına bildirir.
(3) Sistem İşletmecisinin, iletim kısıtlarını gün öncesi piyasasına dayalı olarak yönetmesine ihtiyaç duyması durumunda, teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından belirlenerek Kuruma teklif edilir. Usul ve esaslara ilişkin tebliğ Kurul kararı ile yayımlanarak yürürlüğe girer.
Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin sorumlulukları
MADDE 15 – (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, dengeleme ve uzlaştırma faaliyetlerine ilişkin olarak aşağıda tanımlanan görevleri yerine getirir:
a), Dağıtım sistemine bağlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi ve dengeleme birimi olan piyasa katılımcılarının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan tüm sayaçlarının, dağıtım sistemine bağlı olan ve ikili anlaşma yapmak yoluyla bir tedarikçiden elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketicilerin sayaçlarının ve iki dağıtım bölgesi arasındaki elektrik enerjisi akışlarını ölçen sayaçların, kayıt işlemlerine ilişkin hükümler doğrultusunda kayıt altına alınması,
b) Bu fıkranın (a) bendinde belirtilen sayaçlara yönelik test, kontrol ve denetim çalışmaları yapmak suretiyle uzlaştırmaya esas ölçüm verilerinin doğruluğunun sağlanması, sayaçların okunması, bölgesinde bulunan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarının belirlenmesi, ölçüm verilerinin saklanması, zamanında ve Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Piyasa İşletmecisine bildirilmesi, ilgili tek hat şemalarının onaylanması,
c) Uzlaştırmaya esas ölçüm verilerine yapılan itirazlara ilişkin, piyasa katılımcıları ile 82 nci maddede belirtildiği şekilde mutabakat sağlanması,
ç) (a) ve (b) bendinde sayılan işlemlerin gerçekleştirilmesinde kullanılacak olan uzaktan otomatik veri toplama, saklama ve işleme sistemlerinin (OSOS) kurulumu, işletimi ve bakımı,
d) Dağıtım sistemine bağlı olan ve ikili anlaşma yapmak yoluyla bir tedarikçiden elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketicilerin sayaçlarından uzlaştırma dönemi bazında ölçüm değeri alınmasının mümkün olmaması durumunda, bu sayaçlardan elde edilecek ölçüm değerlerine uygulanacak profillere ilişkin görevlerin yerine getirilmesi,
e) Bu madde kapsamındaki iş süreçlerine ilişkin usul ve esas ve iç mevzuatın hazırlanması ve uygulanması,
f) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.
TEİAŞ’ın diğer sorumlulukları
MADDE 16 – (1) TEİAŞ organize toptan elektrik piyasalarının işletimine ve sistem işletim faaliyetlerine ilişkin sorumluluklarına ek olarak, dengeleme ve uzlaştırmaya ilişkin, aşağıda belirtilen diğer faaliyetleri yürütür:
a) İletim sistemine bağlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi ve dengeleme birimi olan piyasa katılımcılarının uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan tüm sayaçlarının ve iletim sistemine bağlı olan serbest tüketicilerin sayaçlarının, piyasa katılımcılarının kayıt işlemlerine ilişkin hükümler doğrultusunda kayıt altına alınması;
b) Sayaçlara yönelik test, kontrol ve denetim çalışmaları yapmak suretiyle uzlaştırmaya esas ölçüm verilerinin doğruluğunun sağlanması, sayaçların OSOS vasıtasıyla okunması, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler hariç olmak üzere diğer piyasa katılımcılarına ait iletim sisteminde yer alan sayaçların ve iletim sistemine bağlı serbest tüketicilere ait sayaçların OSOS ile iletişim sağlamasını temin etmek üzere gerekli iletişim altyapısının ve aktif ve pasif cihazların tesis edilmesi ve işletilmesi, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarının belirlenmesi, ölçüm verilerinin saklanması, zamanında ve Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Piyasa İşletmecisine bildirilmesi, ilgili tek hat şemalarının onaylanması,
c) Uzlaştırmaya esas ölçüm verilerine yapılan itirazlara ilişkin, piyasa katılımcıları ile 82 nci maddede belirtildiği şekilde mutabakat sağlanması,
ç)
d) (a) ve (b) bendinde sayılan işlemlerin gerçekleştirilmesinde kullanılacak olan uzaktan otomatik veri toplama, saklama ve işleme sistemlerinin (OSOS) kurulumu, işletimi ve bakımı,
e) Bu Yönetmelik kapsamındaki iş süreçlerine ilişkin usul ve esas ve iç mevzuatın hazırlanması ve uygulanması,
f) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.
ÜÇÜNCÜ KISIM
Piyasa Katılımcılarının Kayıt İşlemlerine İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Piyasa Katılımcılarının Kayıt Zorunluluğu ve Kayıt Kuralları
Piyasa katılımcılarının kayıt zorunluluğu
MADDE 17 – (1) Piyasa katılımcılarının, bu Yönetmelik kapsamında belirtilen zaman sınırları içerisinde Piyasa İşletmecisine kayıt yaptırmaları zorunludur.
(2) Görevli tedarik şirketlerinin tüzel kişilik kayıtları esnasında;
a) Serbest olmayan tüketicilerin,
b) Tedarikçisini seçmemiş serbest tüketicilerin,
c) Daha önce tedarikçisini seçmiş olup, tekrar görevli tedarik şirketinden enerji alan serbest tüketicilerin,
ç) Serbest ve serbest olmayan tüketicilerden Kanunun 17 nci maddesinin dördüncü fıkrası kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarının desteklenmesi amacıyla belirlenen tarifeler üzerinden enerji temin etmek isteyen tüketicilerin,
d) 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun uyarınca ürettiği enerjisi satın alınan lisanssız üretim tesisleri ile bunlarla ilişkilendirilmiş tüketim tesislerinin,
e) İkili anlaşmalarla görevli tedarik şirketinden enerji alan serbest tüketicilerin, uzlaştırma hesaplamalarının ayrı ayrı yapılabilmesini teminen aynı tüzel kişilik altında farklı kategoriler olarak kayıt edilir. Bu kategorilerin sayı ve kapsamları Kurul kararı ile belirlenir. Bu yönetmeliğin ilgili maddeleri uyarınca yapılacak tüm uzlaştırma işlemleri oluşturulan bu kategoriler için ayrı ayrı gerçekleştirilir.
(3) Piyasa katılımcılarının uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıt işlemlerini tamamlamamaları halinde, aşağıdaki işlemler uygulanır:
a) Bakanlık tarafından kabulü yapılmış bir üretim veya elektrik depolama tesisine ilişkin kayıt işlemlerinin tamamlanmamış olması halinde, söz konusu üretim veya elektrik depolama 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 veya elektrik depolama tesisinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir.
b) Sisteme bağlantısı gerçekleştirilerek tesis kabulü yapılmış ancak Bakanlık tarafından kabulü yapılmamış bir üretim veya elektrik depolama tesisinin, iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisini, sınırları içinde bulunduğu dağıtım bölgesinde faaliyet gösteren görevli tedarik şirketinden ya da ilgili üretim tesisine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin Piyasa İşletmecisine kaydettirilmesi suretiyle tedarik etmesi esastır. Aksi durumda, bu üretim veya elektrik depolama tesisinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir. Söz konusu üretim veya elektrik depolama tesisinin iletim veya dağıtım sistemine verdiği elektrik enerjisi uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz.
c) İletim sisteminden elektrik enerjisi çeken bir tüketim biriminin, kayıt işlemlerini tamamlamış bir piyasa katılımcısı adına kayıtlı olmaması halinde, durum tespit edildiğinde ilgili tüketim birimi, sınırları içinde bulunduğu bölgede faaliyet gösteren görevli tedarik şirketinin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonuna dahil edilir ve bu şekilde kullanılan enerji, geçmişe dönük düzeltme kalemi kapsamında değerlendirilir. Söz konusu elektrik enerjisi çekişine ilişkin, ilgili tüketim biriminin sınırları içinde bulunduğu bölgede faaliyet gösteren dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından 8/5/2014 tarihli ve 28994 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde gerekli işlemler yapılır.
ç) Dağıtım sisteminden elektrik enerjisi çeken bir tüketim biriminin, kayıt işlemlerini tamamlamış bir piyasa katılımcısı adına kayıtlı olmaması halinde, söz konusu elektrik enerjisi çekişi, ilgili dağıtım şirketinin hesabına yansır. Söz konusu tüketim birimi ile ilgili elektrik enerjisi çekişi, Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde işlem görür.
(4) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin portföylerinde yer alan üretim tesislerinin bir veya birden fazlasının uzlaştırma hesaplamalarının tesis bazında ayrı ayrı yapılmasının talep edilmesi halinde, talep edilen tesislerin her biri aynı tüzel kişilik altında farklı kategoriler olarak kayıt edilebilir. Oluşturulan kategoriler için tüm uzlaştırma işlemleri ayrı ayrı gerçekleştirilir.
(5) Nükleer güç santrallerinin kabul öncesi test döneminde üretilen elektrik enerjisinin dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması, söz konusu üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin 18/1/2019 tarihli ve 30659 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Nükleer Güç Santrallerinin Proje ve Kabul Yönetmeliği hükümlerine göre yapılan ön kabul işlemlerinin tamamlanmasını müteakip gerçekleşir. Nükleer güç santrallerinde test döneminde olan ünite/üniteler ile ticari işletmeye girmiş ünite/ünitelerin uzlaştırma hesaplamalarının ayrı ayrı yapılmasını teminen söz konusu ünite/üniteler aynı tüzel kişilik altında farklı kategoriler olarak kaydedilir. Oluşturulan kategoriler için tüm uzlaştırma işlemleri ayrı ayrı gerçekleştirilir.
Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına kayıtları
MADDE 18 – (1) Piyasa katılımcısı olan tüm lisans sahibi tüzel kişiler gün öncesi piyasasına katılabilirler. Bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına kaydının yapılabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
esastır.
Piyasa katılımcılarının gün içi piyasasına kayıtları
MADDE 18/A – (1) Piyasa katılımcısı olan tüm lisans sahibi tüzel kişiler gün içi piyasasına katılabilirler. Bir piyasa katılımcısının gün içi piyasasına kaydının yapılabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
esastır.
Piyasa katılımcılarının vadeli elektrik piyasasına kayıtları
MADDE 18/B – (1) Piyasa katılımcısı olan üretim ve tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler vadeli elektrik piyasasına katılabilirler. Bir piyasa katılımcısının vadeli elektrik piyasasına kaydının yapılabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibarıyla kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
c) VEP Usul ve Esasları kapsamındaki giriş teminatı ve temerrüt garanti hesabı katkı payı tutarının tamamlanmış olması,
ç) VEP Usul ve Esaslarında sayılan şartları taşıması ve belirtilen yükümlülükleri yerine getirmesi,
d) Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşması ile Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamış olması,
esastır.
Piyasa katılımcılarının dengeleme güç piyasasına kayıtları
MADDE 19 – (1) Kendi adına kayıtlı, dengeleme birimi olma koşullarını sağlayan en az bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi olan piyasa katılımcılarının dengeleme güç piyasasına katılımları zorunludur. Dengeleme güç piyasasına katılmak zorunda olan piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunarak dengeleme birimlerine ilişkin kayıt işlemlerini tamamlamaları esastır. Piyasa katılımcılarının, dengeleme birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamaları durumunda dengeleme güç piyasasına katılımları ile ilgili süreç tamamlanmış olur.
Dengeden sorumlu taraflara ilişkin kayıt kuralları
MADDE 20 – (1) Her bir piyasa katılımcısı, bir dengeden sorumlu gruba katılmadığı sürece dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilir.
(2) Kayıtlı bir piyasa katılımcısı ya da ilk kez kayıt yaptıran bir piyasa katılımcısı, Piyasa İşletmecisine karşı tüm mali yükümlülüklerini yerine getirmiş olması kaydıyla bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilir. Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine yapacağı başvurunun ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafça ortaklaşa yapılması esastır.
(3) Dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu taraf, denge sorumluluğuna ilişkin hak ve yükümlülüklerini devir veya temlik edemez.
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri ve kayıt kuralları
MADDE 21 – (1) Piyasa katılımcıları, sisteme verdikleri ve sistemden çektikleri elektrik enerjisinden sorumlu oldukları uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini belirlemek ve kendi adlarına kayıt ettirmekle yükümlüdür.
(2) Aşağıdakilerden her biri uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimidir:
a) Lisanslı tüm üretim tesisleri,
b) Dengeleme birimi olma yükümlülüğünü taşıyan tüketim tesisleri,
c) İkili anlaşma yapmak yoluyla elektrik enerjisi alan ya da iletim seviyesinden bağlı olan serbest tüketicilerin tüketim birimleri ile 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi kapsamındaki tüketim birimleri,
ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından belirlenecek uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları çerçevesinde, bölgesinde görevli tedarik şirketinden 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri kapsamında enerji temin eden tüketici kategorileri,
d)
e) Bir dağıtım bölgesi ya da dağıtım bölgesinin bir bölümü,
f) Ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası,
g) Elektrik depolama tesisleri,
(3) Belirlenen her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi, sadece bir piyasa katılımcısının uzlaştırma hesabına kayıt edilir.
(4) Senkron paralel bağlantılar haricinde ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri, bu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri üzerinden birden fazla piyasa katılımcısının enerji alış verişi gerçekleştirmesi durumunda TEİAŞ adına kayıt edilir. TEİAŞ adına kayıt edilen bu tür veriş-çekiş birimlerine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarının tamamı, ilgili piyasa katılımcılarının uzlaştırma hesaplarına dağıtılır.
(5) Senkron paralel bağlantılar için ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri TEİAŞ adına kayıt edilir.
(6), Ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinden yapılacak ithalat ve ihracat faaliyetlerine ilişkin bu Yönetmelik kapsamındaki kurallar ve istisnalar Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girecek usul ve esaslarda belirlenir.
Dengeleme birimleri ve kayıt kuralları
MADDE 22 – (1) Gerçek zamanlı dengeleme faaliyetlerine katılacak piyasa katılımcıları, dengeleme birimlerini tanımlamak ve kendi adlarına kayıt ettirmekle yükümlüdür.
(2) Bağımsız olarak yük alabilen, yük atabilen ve ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda tesis edilmiş sayaçlar vasıtasıyla uzlaştırma dönemi bazında bağımsız olarak ölçülebilen üretim, tüketim ya da elektrik depolama tesislerinden ya da ünitelerden aşağıdakilerden her biri bir dengeleme birimidir:
a) Lisanslı üretim tesisleri veya bu üretim tesislerine ait üniteler.
b) Tüketimi Sistem İşletmecisi tarafından verilecek talimatlarla değiştirilebilecek ya da devreden çıkarılabilecek nitelikteki, adına kayıtlı bulunduğu piyasa katılımcısı tarafından talep edilen ve katılımı Sistem İşletmecisi tarafından uygun bulunan tüketim tesisleri veya tüketim tesisleri topluluğu.
c) Adına kayıtlı bulunduğu piyasa katılımcısı tarafından talep edilen ve katılımı Sistem İşletmecisi tarafından uygun bulunan elektrik depolama 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,
g) Biyokütleye dayalı üretim tesisleri.
(5) Dengeleme birimi, uzlaştırmaya esas bir veriş-çekiş birimidir ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıt kuralları dengeleme birimi için de geçerlidir.
(6) Üretim tesislerinin dengeleme birimi olarak kaydedilebilmeleri için, aynı baraya bağlı üretim ve tüketim tesislerinin ayrı ayrı ölçülebilmesini sağlayan sayaçların tesis edilmesi esastır.
(7) Sistem İşletmecisi tarafından, ünite bazında dengeleme birimi olarak kaydedilmesi gerekli bulunan ünitelerin sayaçlarının ünite bazında ölçüm yapılabilmesini sağlayacak şekilde tesis edilmesi esastır. Gerekli olması durumunda, sayaç yeri değişikliği, dengeleme birimi kayıt değişiklik ihtiyacının Sistem İşletmecisi tarafından belirlenip Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcısına bildirilmesinden itibaren 3 ay içerisinde tamamlanır.
(8) Dengeleme birimi olma talebi uygun bulunan bir tüketim tesisinin dengeleme birimi olarak kaydedilebilmesi için Sistem İşletmecisi tarafından talep edilmesi halinde gerekli izleme ve veri iletişim sistemlerinin Sistem İşletmecisinin koordinasyonunda kurulması ilgili piyasa katılımcısının sorumluluğundadır.
Sayaçlara ilişkin kayıt kuralları
MADDE 23 – (1) Piyasa katılımcılarının kayıt edilmesi sürecinde, uzlaştırmaya esas her bir veriş-çekiş birimine ilişkin veriş-çekiş miktarının ölçülmesini veya hesaplanmasını sağlayacak sayaçlar kayıt altına alınır. Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin aşağıda belirtilen elektrik enerjisi akışlarının ölçülmesini sağlayacak sayaçların kayıt altına alınması esastır:
a) İletim sistemine verilen ya da iletim sisteminden çekilen elektrik enerjisi,
b) İkili anlaşma yapmak yoluyla elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketici tarafından dağıtım sisteminden çekilen elektrik enerjisi,
c) Üretim veya OSB üretim lisansına sahip piyasa katılımcıları tarafından dağıtım sistemine verilen veya dağıtım sisteminden çekilen elektrik enerjisi,
ç)
d) İki dağıtım sistemi arasındaki alış-verişe esas elektrik enerjisi,
e) Dengeleme birimlerinin sisteme bağlantı noktalarındaki elektrik enerjisi.
İKİNCİ BÖLÜM
Kayıt Süreci
Kayıt işlemlerinin kapsamı
MADDE 24 – (1) Kayıt süreci kapsamında;
a) Piyasa katılımcılarının tüzel kişiliklerine,
b) Piyasa katılımcılarının kendi uzlaştırma hesaplarına kayıt ettirmek istedikleri uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine,
c) Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruba dahil olmalarına,
ç) Kayıt altına alınan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçlara,
d) Piyasa katılımcılarının dengeleme güç piyasasına katılımlarına ve kendi uzlaştırma hesaplarına kayıt ettirmekle yükümlü oldukları dengeleme birimlerine,
e) Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına ve gün içi piyasasına katılımlarına,
f) Piyasa katılımcılarının merkezi uzlaştırma kuruluşuna üyeliklerine
ilişkin kayıt işlemleri gerçekleştirilir.
Piyasa Katılım Anlaşması, Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşması, Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşması ve Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşması
MADDE 25 – (1) Katılımcının kayıt dosyasında yer alan tüm bilgi ve belgelerin doğruluğunu teyit ettiğini, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerini kabul ve taahhüt ettiğini bildiren ve denge sorumluluğuna ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini içeren maddelerden oluşan Piyasa Katılım Anlaşması ve vadeli elektrik piyasasına katılıma ilişkin yükümlülükleri içeren Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşması, gün öncesi piyasasına katılıma ilişkin yükümlülüklerini içeren Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşması ve gün içi piyasasına katılıma ilişkin yükümlülüklerini içeren Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşması, Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanarak Başkan onayına sunulur.
(2) Tüm piyasa katılımcıları, Piyasa Katılım Anlaşmasını, vadeli elektrik piyasasına katılan piyasa katılımcıları ayrıca Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşmasını, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları ayrıca Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasını ve gün içi piyasası katılımcıları ayrıca Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalayarak Piyasa İşletmecisine sunar.
Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıt başvurusu
MADDE 26 – (1) Üretim veya OSB üretim, lisansı alan piyasa katılımcıları üretim tesislerinin tesis geçici kabulleri yapılarak tesislerinin enerjilendirilmesinden önceki 15 iş günü içerisinde tüzel kişilik kayıtlarını tamamlayacak şekilde, Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kayıt başvurusunda bulunur.
(2) Tedarik lisansı alan piyasa katılımcıları lisans yürürlük tarihlerini takip eden 15 iş günü içerisinde Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kayıt başvurusunda bulunur.
(3) Piyasa katılımcıları; tüzel kişiliklerine ait bilgileri onaylanmak üzere Piyasa Yönetim Sistemine (PYS) girdikten sonra;
a)
b) Lisanslarının temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce şirket kaşesi üzerine imzalanmış suretini,
c) Tüzel kişilik kayıt formunu,
ç) Belgelerde imzası bulunan kişilerin yetki belgeleri ve imza sirkülerlerinin aslı ya da noter onaylı suretini,
d) Ticaret sicil gazetesi fotokopisini,
e),
f) Piyasa katılım anlaşmasını
bir ön yazı ile Piyasa İşletmecisine teslim ederek tüzel kişilik kaydı başvurusunda bulunur. Tüzel kişiliklerine ait bilgileri onaylanmak üzere Piyasa Yönetim Sistemine (PYS) giren piyasa katılımcılarına Piyasa İşletmecisi tarafından ENTSO-E tarafından belirlenen standartlara uygun EIC kodu verilir.
(4) Piyasa katılımcılarının, onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerini PYS’ye girmeleri zorunludur. PYS’de onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgileri bulunmayan piyasa katılımcılarının kayıt müracaatları işleme konmaz ve bu durum ilgili piyasa katılımcısına yazılı olarak bildirilir. Kayıt süreci, piyasa katılımcılarının PYS’ye onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerinin girilmesini müteakip başlar.
(5), Piyasa katılımcıları, tüzel kişilik kayıt sürecinin tamamlanması için hesaplanan teminatını sunar. Teminatını sunmayan piyasa katılımcısının kayıt başvurusu işleme konmaz.
Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik başvurularının inceleme ve değerlendirilmesi
MADDE 27 – (1) Piyasa İşletmecisi, başvuru dosyası içerisindeki bilgi ve belgelere ilişkin inceleme ve değerlendirme ile söz konusu bilgi ve belgelerin PYS’ye girilmiş bilgilerle uygunluğuna ilişkin incelemeleri başvuru tarihini izleyen 10 iş günü içerisinde tamamlar.
(2) İnceleme ve değerlendirme neticesinde tespit edilen eksiklikler ve söz konusu eksikliklerin giderilmemesi halinde tüzel kişilik kaydı işleminin yapılamayacağı hususu başvuru yapan piyasa katılımcısına bildirilerek, eksiklerin giderilmesi için 10 iş günü süre verilir.
(3) Başvuru dosyaları uygun bulunan veya tespit edilen eksikliklerini 10 iş günü içerisinde tamamlayan piyasa katılımcısının PYS üzerinden yaptığı kayıt başvurusu onaylanır. (4) Eksiklerini zamanında tamamlamayan piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıt işlemi yapılmaz ve PYS üzerinden yaptıkları kayıt başvurusu da onaylanmaz. Başvuru dosyası piyasa katılımcısına elden iade edilerek durum Kuruma bildirilir.
(5) Başvuru dosyasının inceleme ve değerlendirmesi sırasında ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge lisans sahibi tüzel kişilerden istenebilir ve tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
(6) Piyasa katılımcıları, ancak tüzel kişilik kayıt işlemlerinin tamamlanmasından sonra, kayıt sürecinin diğer aşamalarına geçebilir. Piyasa Katılım Anlaşmasını imzalamış ve tüzel kişilik kayıt sürecini tamamlamış olan bir tedarik lisansı sahibi tüzel kişi niteliğindeki piyasa katılımcısı, dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilir. Piyasa Katılım Anlaşmasını imzalamış ve tüzel kişilik kayıt sürecini tamamlamış diğer tüm piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilebilmeleri için sorumlu oldukları tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtları tamamlamış olmaları esastır.
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt işlemi
MADDE 28 – (1) Piyasa katılımcıları, sorumlu oldukları uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini Piyasa İşletmecisine kayıt ettirirken;
a) Kayıt edilecek uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait ölçüm ve bağlantı noktalarını gösteren ve ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ya da TEİAŞ tarafından onaylı tek hat şeması,
b) Bağlantı anlaşmasının birer kopyası,
c)Tüzel kişilik kaydı sırasında teslim edilmiş olanlar hariç olmak üzere, üretim tesislerine ait lisanslar ile üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi veya müstakil elektrik depolama tesislerinin derç edildiği üretim veya tedarik lisanslarının temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce şirket kaşesi üzerine imzalanmış sureti,
ç)Üretim tesisleri, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile müstakil elektrik depolama tesislerine ait kabul tutanağı,
d) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca oluşturulacak kategoriler için dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerce belirlenmiş uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları
e)
Piyasa İşletmecisine elden teslim edilir.
(2)
(3) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt edilmesi sırasında, söz konusu birime ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımlanır ve kayıt altına alınır. Ölçüm sistemlerine uygulanacak kayıp katsayıları, ölçüm sistemlerinin kayıt edilmesi aşamasında belirlenir.
(4) Kayda alınan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine Piyasa İşletmecisi tarafından ENTSO-E standartlarında uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kodu verilir.
(5) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kaydının tamamlanabilmesi için;
a) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların kaydının tamamlanmış olması,
b)
gereklidir.
(6) Sisteme ilk kez enerji verecek bir üretim tesisinin Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının yapılmasından sonra dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması, söz konusu üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin Bakanlık kabul heyeti ve ilgili TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkililerinin hazır bulunacağı kabul işlemleri esnasında tutulan sayaç tespit tutanağına müteakip gerçekleşir. Bakanlık tarafından kabulü yapılmış bir üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı yaptırmak üzere başvurmamış olması durumunda söz konusu üretim tesisinin dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması; Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının yapılması ve söz konusu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların kayıt altına alınmasından sonra gerçekleşir.
(7) Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından gerçekleştirilen devir işlemlerine ilişkin olarak uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi Özelleştirme İdaresi Başkanlığının belirtmiş olduğu devir tarihi esas alınarak ön kayıt yapılır. Ön kaydı yapılan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ilişkin lisans veya lisansa ilişkin Kurum yazısı ve bağlantı anlaşmasına ilişkin TEİAŞ veya dağıtım şirketi yazısı bir ay içerisinde Piyasa İşletmecisine sunulur.
Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruba katılmaları
MADDE 29 – (1) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere başvurabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
esastır.
(2) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine yapacağı başvuru, ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafça ortaklaşa yapılır. Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılımının işlerlik kazanması, gruba katılım ile ilgili işlemlerin tamamlandığı fatura dönemini takip eden ilk fatura dönemi itibariyle başlar.
(3) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, sadece bölgesindeki görevli tedarik şirketi ile 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri kapsamında oluşturulan kategoriler için dengeden sorumlu bir grup oluşturabilirler.
(4) Görevli tedarik Şirketleri, 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri kapsamında oluşturulan kategoriler için sadece bölgesindeki dağıtım şirketiyle dengeden sorumlu grup oluşturabilir.
(5) 17 nci maddenin dördüncü fıkrası kapsamında oluşturulan kategoriler herhangi bir dengeden sorumlu grupta yer alamazlar. Kategorilere konu tesisler kategoriler oluşturulmadan önce bir dengeden sorumlu grubun içerisinde bulunuyorlarsa bu dengeden sorumlu gruptan çıkartılırlar.
Sayaçların kayıt işlemi
MADDE 30, – (1) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt edilmesi sırasında, söz konusu birime ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçlar kayıt altına alınır.
(2) Piyasa İşletmecisi, serbest tüketici sayaçları hariç olmak üzere, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların karşılıklı kayıt altına alınması için piyasa katılımcısına ve TEİAŞ’ın ilgili diğer birimleri ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye bildirimde bulunur.
(3) Bildirimde yer alan tarihe kadar TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi ve hazır bulunması halinde piyasa katılımcısının yetkilisi tarafından, ilk endeks tespit protokolleri düzenlenir.
(4) Düzenlenen ölçüm sistemlerinin ilk endeks tespit protokolü hazır bulunması halinde piyasa katılımcısı yetkilisi ve TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi tarafından imza altına alınır. Taraflarca ilk endeks tespit protokolünün imzalanması ile sayaçlar kayıt altına alınmış olur
(5) İlgili mevzuata uygun olmayan sayaçlar TEİAŞ veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından ilgili ay içerisinde mevzuata uygun hale getirilir. Sayaçların mevzuata uygun olmaması serbest tüketicilerin tedarikçi seçme hakkını kullanmasına engel teşkil etmez.
(6) TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, kayıp katsayıları hesaplama metodolojisine ilişkin usul ve esasları ve 80 inci maddede belirtilen kriterleri dikkate alarak transformatör kaybı ve/veya hat kaybı uygulanıp uygulanmayacağını tespit eder. Transformatör ve/veya hat kaybı uygulanması gereken durumlarda transformatöre ve/veya hatta ait ilgili Kurul kararı ile belirlenen transformatör ve hat kayıp katsayısı formülüne ilişkin karakteristik bilgiler TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından tek hat şemasına işlenir.
(7) Devreye alınacak yeni üretim tesislerinin ve/veya yeni ünitelerin iletim sistemine bağlantısının gerçekleştirilip ilk kez enerjilendirilmesi öncesinde gerçekleştirilen tesis geçici kabulü sonucunda geçici kabul heyeti tarafından hazırlanan sayaç tespit tutanağı, ilk endeks tespit protokolü olarak kabul edilir.
(8) Başka bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde de yer alan ve önceden kayıt altına alınmış sayaçlar bilgilerinde gerekli güncellemelerin yapılması suretiyle yeniden kayıt altına alınır.
(9)
Serbest tüketicilere ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait tedarikçi değiştirme süreçleri
MADDE 30/A, – (1)
(2), Bir serbest tüketicinin;
a) Tedarikçi değiştirmesi veya Kurulca onaylanmış perakende satış tarifelerinden enerji almaktayken ilgili görevli tedarik şirketinden ikili anlaşma ile enerji alması durumunda serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen piyasa katılımcısı veya serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen görevli tedarik şirketi, portföy değişikliği ile ilgili talebini, içinde bulunulan ayın en geç altıncı gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar bilgi girişlerini PYS üzerinden yaparak, ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu PYS üzerinden beyan eder. Yeni tedarikçi tarafından yapılan bilgi girişleri, serbest tüketicinin mevcut tedarikçisine, PYS aracılığıyla içinde bulunulan ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 17:00’da duyurulur.
b) Bir fatura dönemi içerisinde herhangi bir tüketicinin kullanımında olmayan bir tüketim noktasında enerji tüketmeye başlayacak olması durumunda, bu serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen tedarikçi PYS üzerinden bilgi girişlerini yaparak ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu beyan eder. Bu talep, bilgi girişinin yapılmasına müteakip ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye PYS üzerinden bildirilir. Serbest tüketici, bilgi girişinin yapıldığı dönemden itibaren ilgili tedarikçinin portföyüne eklenir.
c) İlk defa enerji kullanılacak ve iletim sistemine bağlı bir tüketim noktasından enerji tüketmeye başlaması durumunda, bu serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen tedarikçi en geç bu noktanın ilk endeks tespit tutanağının düzenlenmesinden bir önceki iş günü saat 17:00’a kadar Piyasa İşletmecisine başvurur. Başvuru usulleri Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek duyurulur. İlgili ölçüm noktaları, söz konusu tedarikçisi adına ilk endeks tespit tutanağı tarihinden itibaren geçerli olmak üzere kaydedilir.
(3) Bir piyasa katılımcısı, bir serbest tüketiciye ait çekiş birimini portföyünden çıkartmayı talep etmesi durumunda, içinde bulunulan ayın en geç altıncı gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar, Piyasa İşletmecisine PYS aracılığıyla başvuruda bulunur ve serbest tüketiciyi portföyden çıkarma işlemi gerçekleşir. Piyasa katılımcısı, Piyasa İşletmecisine yapacağı bu başvurudan önce ilgili tüketiciyi yazılı olarak bilgilendirir.
(4) Piyasa katılımcısının temerrüde düşmesi veya teminat yükümlülüklerini yerine getirmemesi nedeni ile portföyünden çıkarılan serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen bir piyasa katılımcısının, ilgili serbest tüketiciye enerji tedariği yapacağını, portföyden çıkarılma işleminin yapıldığı ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar, ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu Piyasa İşletmecisine bildirmesi durumunda, ilgili kayıt güncelleme işlemleri Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(5) Piyasa İşletmecisi, portföyden çıkarılan, portföyü değiştirilen ve yeni kaydedilen kesinleşmemiş sayaçlar listesini PYS aracılığıyla ilgili dağıtım şirketi, TEİAŞ ve ilgili piyasa katılımcısına duyurur.
(6) Yayımlanan sayaç listesine ilişkin itiraz başvuruları, duyurunun yayımlanmasını takip eden iki iş günü içerisinde Piyasa İşletmecisine yapılır. Piyasa İşletmecisi, yapılan itiraz başvurularını iki iş günü içerisinde sonuçlandırarak, kesinleşen sayaç listesini PYS aracılığıyla ilgili piyasa katılımcısına ve bağlantı durumuna göre ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye veya TEİAŞ’a duyurur.
(7) İçinde bulunulan ayın son günü saat 24:00’a ilişkin sayaç değerlerinin okunması ile sayaçların kayıt altına alınması için piyasa katılımcısının yetkilisi ve TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi tarafından ilk endeks tespit protokolleri düzenlenir.
(8) İçinde bulunulan ayın son günü saat 24:00’a ilişkin yapılan sayaç okumaları mevcut tedarikçi için son okuma, yeni tedarikçi için ilk okuma olarak kabul edilir ve söz konusu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri mevcut tedarikçinin portföyünden çıkarılır.
(9), Bir tüketim noktasının serbest tüketici tarafından tahliye edilmesi durumunda; TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından tespitin yapıldığı tarihte sayaç okuması yapılır ve bu okuma, son okuma olarak kabul edilir. Serbest tüketicinin mevcut tedarikçisinin portföyünden çıkarılması işlemi TEİAŞ veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından PYS üzerinden başlatılır ve mevcut tedarikçi tarafından reddedilmediği takdirde onaylanmış sayılır. Mevcut tedarikçi ilgili işlemi sadece tahliye işleminin gerçekleşmediği veya tüketim noktasını devralan yeni kişi ile ikili anlaşması olduğu gerekçesi ile reddedebilir. Piyasa İşletmecisi, bu işlemlere ilişkin süreci belirleyerek duyurur ve serbest tüketici veri tabanında gerekli güncellemeleri yapar. Devir ve taşınma kapsamında gerçekleştirilen işlemler de bu fıkra hükümlerine tabidir.
(10)
(11) Bir serbest tüketiciye ait çekiş birimlerine elektrik enerjisi tedarik eden bir piyasa katılımcısının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini ve/veya ilgili serbest tüketici sayaçlarını portföylerine ekleme ve portföyden çıkarmaya ilişkin taleplerinden vazgeçmesi durumunda, ilgili piyasa katılımcısı içinde bulunulan ayın en geç yirminci gününden önceki son iş günü saat 17.00’a kadar, bu talebini PYS aracılığıyla bildirir.
(12) Gerekmesi halinde Piyasa İşletmecisi, serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen ilgili piyasa katılımcısından ikili anlaşmasına ilişkin bilgileri beyan etmesini ve bunu ispat edici belgeleri sunmasını talep edebilir.
(13) Piyasa katılımcılarının bu madde kapsamında belirtilen kayıt süreçleri esnasında;
a) Serbest tüketicinin portföylerinden çıkışını ve yeni tedarikçisinin portföyüne geçişini mevzuat hükümlerine aykırı olarak engellediğinin tespiti halinde PYS üzerinden gerekli düzeltme yapılır ve ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
b) Serbest tüketiciyle ikili anlaşma yapmadan serbest tüketici sayaç kaydı için başvurduğunun tespiti halinde tespitin yapıldığı tarihten sonraki ilk kesinleşen sayaç listesinin duyurulmasını takip eden ayın ilk gününden geçerli olmak üzere ilgili serbest tüketicinin kaydı piyasa katılımcısının portföyünden çıkarılır ve bir önceki tedarikçisinin talebi varsa onun, yoksa görevli tedarik şirketinin portföyüne kaydedilir. İhlali tespit edilen piyasa katılımcısı Piyasa İşletmecisi tarafından Kuruma raporlanır. Söz konusu piyasa katılımcısı Kurul Kararı ile üç ay süreyle ikili anlaşmalar kapsamında yeni tüketici kaydedemez ve bu piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır. Bu serbest tüketici ile ilgili olarak geçmişe dönük düzeltme yapılmaz.
(14) Bir tedarikçinin teminata ilişkin yükümlülüklerini yerine getirmemesi sebebiyle, portföyünde yer alan serbest tüketicilerin ilgili katılımcının portföyünden çıkarılması durumunda, portföyden çıkarılan serbest tüketicilerin listesi PYS’de yayımlanır.
(15) Bir serbest tüketicinin birden fazla tedarikçi tarafından PYS üzerinden talep edilmesi halinde, ikili anlaşmaya ilişkin yazılı kanıtlayıcı bilgiler Piyasa İşletmecisi tarafından talep edilir ve ilgili piyasa katılımcıları tarafından altıncı fıkrada belirtilen süreler içerisinde PYS üzerinden beyan edilir. Piyasa İşletmecisi tarafından gerekli kontroller yapılır ve ikili anlaşma beyanı geçerli bulunan tedarikçinin portföyüne serbest tüketicinin geçişi sağlanır. Piyasa İşletmecisinin ikili anlaşmaya ilişkin istemiş olduğu bilgileri PYS üzerinden ibraz edemeyen tedarikçiler için onüçüncü fıkra hükümleri uygulanır. Birden fazla tedarikçinin geçerli ikili anlaşma beyanında bulunması halinde ikili anlaşma tarihi en yakın olan kayıt dikkate alınır. Anlaşma tarihlerinin aynı olması halinde kayıtlar onaylanmaz ve serbest tüketici mevcut tedarikçisinden enerji almaya devam eder. Ancak mevcut tedarikçisinin de söz konusu serbest tüketiciye ilişkin portföyden çıkarma talebi olması halinde tüketici görevli tedarik şirketinin portföyüne kaydedilir.
Serbest tüketici veri tabanı
MADDE 30/B – (1) Serbest tüketicilere ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait tedarikçi değiştirme ve mali uzlaştırma süreçlerinde kullanılmak üzere TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler hizmet sundukları ve sayaçlarını okumakla yükümlü oldukları serbest tüketicilerin aşağıda yer alan bilgilerini PYS üzerinde tanımlanacak veri tabanına eklemek ve güncel tutmakla yükümlüdür:
a),
b) Tüketim noktasının PYS’ye kayıt için gerekli tekil kodu,
c) Tüketim noktasının içerisinde bulunduğu il ve ilçe bilgisi,
ç) Tüketim noktasının açık adresi,
d) Abone grubu ve belirlenmişse abone alt grubu,
e) Tüketim noktasına profil uygulanıp uygulanmadığı,
f) Tüketim noktasına tahmini değer uygulanıp uygulanmadığı,
g), Tüketim noktasının sözleşme gücü,
ğ) Piyasa İşletmecisinin mali uzlaştırma ve serbest tüketici talep süreçlerini yürütmek üzere ihtiyaç duyduğu diğer bilgiler.
(2), Tedarikçiler, tedarikçi değiştirme, mali uzlaştırma ve serbest tüketici portalı süreçlerinde kullanılmak üzere tüketicilerine ilişkin;
a) Serbest tüketicinin adı ve soyadı veya unvanı,
b) Gerçek kişiler için T.C. kimlik numarası veya yabancı kimlik numarası; tüzel kişiler için vergi kimlik numarası, yetkili kişinin adı ve soyadı, T.C. kimlik numarası veya yabancı kimlik numarası
bilgilerini PYS üzerinde tanımlanacak veri tabanına eklemek ve güncel tutmakla yükümlüdür. Piyasa İşletmecisi bu bilgileri veri tutarlılığının kontrolü amacı ile kullanır ve kişisel verilerin korunmasını sağlayacak önlemleri alır. Tedarikçilerin söz konusu yükümlülüklerini yerine getirmediklerinin tespiti halinde Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır. Piyasa İşletmecisi bu madde kapsamındaki verilerin tutarlılığının kontrolü ve düzeltilmesi amacıyla kamu kurum ve kuruluşlarıyla işbirliği yapabilir. Bilgilerin ilgili veri tabanlarından temin edildiği durumda dahi, tedarikçiler söz konusu verilerin tam ve doğru olmasından sorumludur.
(3) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler birinci fıkranın (b) bendinde yer alan tekil kodun nasıl oluşturulduğuna ilişkin açıklamayı PYS üzerinde serbest tüketici kayıt ekranında yayımlar.
(4) PYS, 30/A maddesi kapsamındaki kayıt girişleri sırasında yeni tedarikçi olmak isteyen piyasa katılımcısının sayaç kaydı için giriş yaptığı tekil kodun birinci fıkranın (b) bendi çerçevesinde oluşturulan veri tabanında olup olmadığını kontrol eder. Veri tabanında yer alan tekil kodlarla eşleşmeyen girişlere izin verilmez.
(5) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin veri tabanına ilişkin yükümlülüklerini yerine getirmemesi nedeni ile serbest tüketicinin yeni tedarikçisinin portföyüne geçişinin engellendiğinin tespiti halinde PYS üzerinden, Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek duyurulan süreç çerçevesinde gerekli düzeltme yapılır ve Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
(6) Tedarikçi değişim süreçlerinin sağlıklı yürütülebilmesini teminen tedarikçiler serbest tüketici veri tabanı üzerinde birinci fıkranın (b) bendinde yer alan tekil kodu girerek sorgu çalıştırabilirler. Sorgu sonuç ekranında kişisel verilerin korunmasını teminen Piyasa İşletmecisi tarafından ikinci fıkranın (a) ve (b) bendi bilgilerinde maskeleme yapılır.
(7), Serbest tüketici veritabanında yer alan bilgiler tüketicinin mevcut tedarikçisi ve tüketicinin şebekeye bağlantı durumuna göre dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi veya TEİAŞ tarafından görüntülenebilir.
Serbest tüketici portalı
MADDE 30/C – (1) Piyasa İşletmecisi serbest tüketicilerin en az aşağıda yer alan bilgilerini görebilecekleri bir serbest tüketici portalı oluşturur:
a) Tüketim noktasının açık adresi,
b) Abone grubu ve belirlenmişse abone alt grubu,
c) Tüketim noktasına profil uygulanıp uygulanmadığı,
ç) Tüketim noktasının sözleşme gücü,
d) Aktif ve reaktif endeks değerleri, sayaç çarpanı ve okuma tarihi,
e) Tüketim noktasına ilişkin geçmişe dönük düzeltme bilgisi,
f) Tedarikçisinin unvanı,
g) Halihazırda tedarikçisini seçme hakkını kullanıp kullanmadığına ilişkin bilgi.
(2) Piyasa İşletmecisi serbest tüketici portalına yukarıdakilerle sınırlı olmaksızın tüketici haklarının korunması ve tüketicilerin bilinçlendirilmesini teminen diğer bilgi ve bilgilendirme dokümanlarını da ekleyebilir.
(3) Serbest tüketiciler, portala kuralları Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen yöntem ile erişirler. Piyasa İşletmecisi portala erişimde tüketicinin kimliğinin doğrulanmasını teminen, ilgili kurum veya kuruluşlara ait elektronik platformları kullanabilir. Portal kapsamında sunulan bilgilerin bir bölümü ya da tamamı ayrıca E-Devlet Kapısı’ndan sunulabilir.
(4)
Dengeleme birimlerinin kayıt işlemi
MADDE 31 – (1) Piyasa katılımcıları, dengeleme birimlerini Piyasa İşletmecisine kayıt ettirir.
(2) Dengeleme biriminin kayıt edilmesi esnasında, ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde dengeleme birimlerine ilişkin olarak sağlanması gereken bilgi ve belgeler ile teknik parametreler, dengeleme birimini kayıt ettiren piyasa katılımcısı tarafından PYS’ye kaydedilir ve Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Dengeleme birimine ait Sistem İşletmecisinin ihtiyaç duyacağı teknik parametre bilgileri, gerekli incelemeler yapılmak üzere Sistem İşletmecisine gönderilir. Sistem İşletmecisi tarafından 10 iş günü içerisinde gerçekleştirilen inceleme sonucu, Sistem İşletmecisinin onayı ile ilgili üretim tesisi veya ünite dengeleme birimi olarak, piyasa katılımcısı adına kaydedilir.
(4), Piyasa katılımcısının serbest tüketici niteliği taşıyan bir tüketim birimini veya tüketim birimleri topluluğunu dengeleme birimi olarak kayıt ettirecek olması durumunda, ilgili tüketim birimlerine sahip veya temsile yetkili kişinin, tüketim tesisini ilgili piyasa katılımcısı adına dengeleme birimi olarak kayıt ettirmesi konusunda onay verdiğini bildirir belge, ilgili piyasa katılımcısı tarafından Piyasa İşletmecisine elden teslim edilir.
(5) Dengeleme birimi, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ve dengeleme birimlerine ilişkin kuralları sağlayan daha küçük bir dengeleme birimi içermez.
(6) Bakanlık geçici kabulü tamamlanmamış üretim tesisleri dengeleme birimi olarak kaydedilemez. Bir üretim tesisi, dengeleme birimi kaydı tamamlanana kadar, uzlaştırmaya esas çekiş birimi olarak işlem görür.
Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına katılımlarına ilişkin işlemler
MADDE 32 – (1) Tüzel kişilik kaydını ve başvuru yaptığı an itibariyle portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulleri yapılmış ve kendisi ile ilişkili tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olan piyasa katılımcıları gün öncesi piyasasına kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilirler.
(2) Gün öncesi piyasasına katılıma ilişkin başvuru öncelikle PYS üzerinden gerçekleştirilir. Gerekli görülmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek bilgi ve belgeler bildirilen formatta Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Gün öncesi piyasasına katılacak olan piyasa katılımcılarının, gün öncesi piyasasına ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini de içeren Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamaları esastır. Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasının ilgili piyasa katılımcısı tarafından imzalanması ile ilgili piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına katılımına ilişkin kayıt işlemleri tamamlanmış olur.
Piyasa katılımcılarının gün içi piyasasına katılımlarına ilişkin işlemler
MADDE 32/A – (1) Tüzel kişilik kaydını ve başvuru yaptığı an itibariyle portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulleri yapılmış ve kendisi ile ilişkili tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olan piyasa katılımcıları gün içi piyasasına kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilirler.
(2) Gün içi piyasasına katılıma ilişkin başvuru öncelikle PYS üzerinden gerçekleştirilir. Gerekli görülmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek bilgi ve belgeler bildirilen formatta Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Gün içi piyasasına katılacak olan piyasa katılımcılarının, gün içi piyasasına ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini de içeren Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamaları esastır. Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasının ilgili piyasa katılımcısı tarafından imzalanması ile ilgili piyasa katılımcısının gün içi piyasasına katılımına ilişkin kayıt işlemleri tamamlanmış olur.
Piyasa katılımcılarının vadeli elektrik piyasasına katılımlarına ilişkin işlemler
MADDE 32/B- (1) 18/B maddesinde belirtilen kayıt süreçlerini tamamlamış olan piyasa katılımcıları vadeli elektrik piyasasına kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilirler.
(2) Vadeli elektrik piyasasına katılıma ilişkin başvuru öncelikle PYS üzerinden gerçekleştirilir. Gerekli görülmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek bilgi ve belgeler bildirilen formatta Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Vadeli elektrik piyasasına katılacak olan piyasa katılımcılarının, vadeli elektrik piyasasına ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini de içeren Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamaları esastır. Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşmasının ilgili piyasa katılımcısı tarafından imzalanması ile, ilgili piyasa katılımcısının vadeli elektrik piyasasına katılımına ilişkin kayıt işlemleri tamamlanmış olur.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Kayıt Bilgilerinin Güncellenmesi
Kayıt bilgilerinin güncellenmesi
MADDE 33 – (1) Piyasa katılımcısına ait kayıt bilgileri;
a) Piyasa katılımcısına ait bilgilerin değişmesi,
b) Mevcut dengeleme birimlerine ait bilgilerin değişmesi veya silinmesi,
c) Mevcut uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait bilgilerin değişmesi veya silinmesi,
ç) Mevcut ölçüm sistemlerine ilişkin bilgilerin değişmesi veya silinmesi,
d) Yeni bir dengeleme biriminin kayıt altına alınması,
e) Yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kayıt altına alınması,
f) Yeni bir ölçüm sisteminin kayıt altına alınması,
g) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılması ya da dahil olduğu dengeden sorumlu grubu değiştirmesi,
hallerinde güncellenir.
(2) Piyasa katılımcıları, portföylerinde yer alan serbest tüketicilere ilişkin uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerini portföylerinden çıkarma ya da portföylerine ekleme ile ilgili taleplerini madde 30/A’da belirtilen süreç kapsamında gerçekleştirir.
(3) Bir güncelleme işleminin birden fazla piyasa katılımcısının kaydını etkilemesi durumunda, etkilenen piyasa katılımcılarının kayıt güncellemeleri eş zamanlı olarak yapılır.
(4) Bir piyasa katılımcısının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini kendi hesabına kayıt ettirmek suretiyle tedarik yaptığı serbest tüketiciye tedarik yapmaktan vazgeçmek ve bu doğrultuda söz konusu serbest tüketiciye ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini kendi kaydından çıkartmak istemesi halinde, kayıt değişikliği başvurusu piyasa katılımcısı ile serbest tüketici arasındaki ikili anlaşmanın buna ilişkin hükümleri doğrultusunda yapılır.
(5) Bir piyasa katılımcısının halihazırda sistemde kayıtlı bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini portföyüne kaydetmek istemesi veya sistemde kayıtlı bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kayıt bilgilerinde değişiklik olması durumunda 28 inci madde ve madde 30/A’da tarif edilen süreçler uygulanır. Ancak 28 inci maddenin birinci fıkrası ve madde 30/ A’nın birinci ve ikinci fıkralarında belirtilen belgelerden sadece değişiklik olanlar Piyasa İşletmecisine yeniden sunulur.
(6) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri kapsamında oluşturulan kategoriler arasında yapılacak uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi değişiklikleri görevli tedarik şirketleri tarafından her ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar piyasa işletmecisine bildirir.
(7) Piyasa katılımcısı unvan, adres, vergi numarası, vergi dairesi değişikliği ile birleşme, devir, fesih gibi hallerde; değişiklikle ilgili ticaret sicil gazetesini ve talep edilen diğer belgeleri takip eden faturalama süreci öncesinde Piyasa İşletmecisine sunar.
Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruptan ayrılmaları
MADDE 34 – (1) Bir piyasa katılımcısının dahil olduğu dengeden sorumlu gruptan ayrılmasına ilişkin kayıt değişikliği başvurusu, ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş dengeden sorumlu taraf arasındaki anlaşmanın bu konuya ilişkin hükümleri doğrultusunda, ilgili piyasa katılımcısı veya dengeden sorumlu tarafça yapılır. Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruptan ayrılmasının işlerlik kazanması, gruptan ayrılma ile ilgili işlemlerin tamamlandığı fatura dönemini takip eden ilk fatura dönemi itibariyle başlar.
(2) Bir dengeden sorumlu gruptan ayrılıp başka bir dengeden sorumlu gruba katılmayan piyasa katılımcılarının kayıtları Piyasa İşletmecisi tarafından güncellenerek bu piyasa katılımcıları dengeden sorumlu taraf olurlar.
DÖRDÜNCÜ KISIM
Vadeli Elektrik Piyasası, Gün Öncesi Piyasası ve Gün İçi Piyasasına İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Vadeli Elektrik Piyasası
Vadeli elektrik piyasasına ilişkin genel esaslar
MADDE 35- (1) Vadeli elektrik piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) İşlemler teklif bölgesi, teslimat dönemi ve yük tipi bazında gerçekleştirilir.
b) Kontratlar, seans süresince sürekli ticaret metoduna göre işlem görür. Piyasa İşletmecisi tarafından VEP Usul ve Esaslarında öngörülen durumlarda işleme açılan kontratlar için geçici süreyle sürekli ticaret metodu yerine ihale yöntemi kullanılmasına karar verilebilir.
c) İşlem görecek kontratlar, VEP Usul ve Esasları kapsamında Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir.
ç) Eşleşen teklifler piyasa katılımcısı için teslimat dönemi içinde yük tipi ile belirlenen zaman dilimi boyunca elektrik enerjisinin teslim edilmesi ya da teslim alınması yükümlülüğü doğurur.
d) İlgili kontrat işleme kapanmadan önce açık pozisyon kapatıldığında, piyasa katılımcısının fiziki teslimat zorunluluğu ortadan kalkar.
e) Vadeli elektrik piyasasında gerçekleşen her bir eşleşmede Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına karşı taraftır.
(2) Vadeli elektrik piyasasında günlük iş akışı içerisinde; seans öncesi, seans, seans sonrası, günlük gösterge fiyatının ilanı ve gün sonu işlemleri yer alır.
Vadeli elektrik piyasası kontratları
MADDE 36- (1) Vadeli elektrik piyasasında, Piyasa İşletmecisi tarafından teklif bölgesi, teslimat dönemi ve yük tipi belirlenerek oluşturulan kontratlar işlemlere açılır.
(2) Teslimat dönemi, ilgili kontrata taraf olan piyasa katılımcılarının fiziki teslimat yükümlülüklerini kapsayan günleri ifade eder.
(3) Yük tipi, ilgili kontrata taraf olan piyasa katılımcılarının fiziksel teslimat yükümlülüklerini kapsayan teslimat döneminin her bir gününde fiziksel teslimata konu olan uzlaştırma dönemlerini ifade eder.
(4) Piyasanın ihtiyaçları doğrultusunda Piyasa İşletmecisi tarafından farklı teslimat dönemleri ve yük tipleri tanımlanabilir. Piyasa İşletmecisi tanımlanan yeni kontratları, piyasa katılımcılarına ve Kuruma bildirerek işleme açabilir.
(5) Piyasa İşletmecisi tarafından kontratların işlem gördüğü seansların başlangıç ve bitiş saatleri belirlenerek piyasa katılımcılarına duyurulur.
(6) Piyasa İşletmecisi tarafından işleme açılacak olan kontratların basamaklandırılması ile seans içinde veya seans öncesinde kontratların bir kısmının veya tamamının işlemlerinin, fiyat hareketlerine ve işlem miktarlarına bağlı olarak geçici olarak durdurulması veya sonlandırılmasına ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Vadeli elektrik piyasası teklifleri
MADDE 37- (1) Piyasa katılımcıları, Piyasa İşletmecisi tarafından işlemlere açılan kontratlara VEP Usul ve Esaslarında belirtilen teklif tiplerine göre teklif sunabilir.
(2) Piyasa İşletmecisi, vadeli elektrik piyasası için yeni teklif tipleri tanımlayabilir.
(3) Teklifler, VEP Usul ve Esaslarında belirtilen çerçevede teslimat dönemi içinde yük tipi ile belirlenen zaman dilimi boyunca her bir uzlaştırma dönemi için aynı miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir.
(4) Teklifler, fiyatlar için virgülden sonra iki haneli TL/MWh, miktarlar için lot cinsinden 1 lot ve katları olacak şekilde bildirilir.
(5) Kontratlar için sunulan tekliflere ilişkin olarak tekliflerde bulunması zorunlu hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Vadeli elektrik piyasasında fiyatlar, fiyatların belirlenmesi ve ilanı
MADDE 38- (1) Vadeli elektrik piyasasında, ilgili kontratlar için detayları VEP Usul ve Esaslarında belirlenen;
a) Günlük gösterge fiyatı,
b) Baz fiyat,
c) Açılış fiyatı,
Piyasa İşletmecisi tarafından tespit ve ilan edilir.
Vadeli elektrik piyasasında tekliflerin eşleşmesi ve ticari işlem onayı
MADDE 39- (1) Piyasa katılımcılarının vadeli elektrik piyasasına sundukları tekliflerin aktif olarak kaydedilmesini takiben tekliflerin eşleştirilmesine ilişkin işlemler aşağıda belirtildiği şekilde yürütülür:
a) Teklifler, her bir kontrat türü için kendi içlerinde ayrı ayrı değerlendirilir.
b) Teklif bölgesi, teslimat dönemi ve yük tipi aynı olan ve aynı yönde verilen tekliflerden fiyatı iyi olan teklif önceliklidir.
c) Teklif bölgesi, teslimat dönemi ve yük tipi aynı olan ve aynı yönde verilen eşit fiyatlı tekliflerden ilk önce kaydedilen teklif önceliklidir.
ç) Alış teklifi için fiyatı en yüksek olan, satış teklifi için fiyatı en düşük olan teklifler teklif defterinde en iyi teklif olarak gösterilirler.
d) Eşleşme fiyatı, eşleşen tekliflerden ilk kaydedilen teklifin fiyatıdır.
e) Tekliflerin eşleşmesi durumunda taraflar için ilgili teklifler pozisyona dönüşür.
(2) Eşleşen teklifler en iyi fiyatlı teklif sırasından çıkarılır ve Piyasa İşletmecisi, ilgili piyasa katılımcılarına ticari işlem onaylarını PYS üzerinden bildirir. Kısmen eşleşme olması durumunda, eşleşmemiş kalan miktar, teklif geçerli olduğu sürece teklif defterinde yer alır.
(3) Vadeli elektrik piyasasında tekliflerin eşleşmesi, ticari işlem onayı ve eşleşmelere ilişkin itirazlara dair hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Vadeli elektrik piyasasında günlük fiyat değişim, işlem ve pozisyon limitleri
MADDE 40- (1) Günlük fiyat değişim limitleri Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir ve ilan edilir.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa bazında ve/veya piyasa katılımcısı bazında işlem ve pozisyon limitleri belirlenir.
(3) Günlük fiyat değişim limitleri ile işlem ve pozisyon limitlerine ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Vadeli elektrik piyasasında tekliflerin ve işlemlerin iptali
MADDE 41- (1) İşleme taraf olan en az bir piyasa katılımcısının başvurusu üzerine veya resen, Piyasa İşletmecisi tarafından;
a) Piyasa işletmecisinden kaynaklı bilgisayar, yazılım veya diğer teknolojik altyapılardan kaynaklanan hataların ortaya çıkması durumunda,
b) Piyasa katılımcılarının ve/veya kontratların işlemlerini durduracak diğer maddi unsurların varlığı halinde,
c) Piyasa bozucu veya haksız menfaat elde etmeye yönelik olan teklif ve işlemlerin tespit edilmesi durumunda,
ç) Piyasa İşletmecisine karşı mali yükümlülüklerin yerine getirilmemesi neticesinde net pozisyon artırıcı teklifler bulunması durumunda,
d) Teklif fiyatlarının günlük fiyat değişim limitleri dışında kalması halinde,
e) Seans sonrasında ve/veya işlem görmenin geçici olarak durdurulması hallerinde askıya alınan tekliflerin, teklif defterine önceliğini kaybetmeden iletilebilmesi için VEP Usul ve Esasları uyarınca belirtilen teklif bildirimi koşullarını sağlamaması durumunda,
bekleyen tekliflerin ve/veya gerçekleşen işlemlerin tamamı veya bir kısmı Piyasa İşletmecisi tarafından iptal edilir.
(2) İptal işlemine ilişkin bilgilendirme PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
Vadeli elektrik piyasasına erişimin askıya alınması
MADDE 42- (1) Piyasa İşletmecisi aşağıdaki hallerde ilgili piyasa katılımcısının PYS’ye erişimini ve/veya bu kapsamda hak ve borç doğuracak işlemler yapmasını katılım anlaşması uyarınca askıya alabilir:
a) VEP Usul ve Esaslarına aykırı işlemlerin düzeltilmemesi,
b) Piyasa katılım koşullarının herhangi birinin ortadan kalkması,
c) Vadeli elektrik piyasasının işleyişine etki edebilecek herhangi bir yasal şart, yargı kararı, Kurul kararı, yetkili makam ve mercilerin kararı ile alınan önlem veya kısıtlamanın bulunması.
(2) Piyasa İşletmecisi, olağan dışı durumların veya piyasasının işleyişine etki edebilecek herhangi bir yasal şart, yargı kararı, Kurul kararı, yetkili makam ve mercilerin kararlarının varlığı halinde tüm piyasa katılımcılarının PYS’ye erişimini VEP Usul ve Esaslarında belirtilen şartlar çerçevesinde tamamen ya da kısmen askıya alabilir.
(3) Birinci ve/veya ikinci fıkralar kapsamında PYS’ye erişimin VEP Usul ve Esasları ya da ilgili sözleşme şartları çerçevesinde askıya alınmasından sonra, askıya alınmaya neden olan koşulların ortadan kalkması durumunda takip edilecek süreç VEP Usul ve Esaslarında belirlenir.
Vadeli elektrik piyasası arıza ve bakım süreçleri
MADDE 43- (1) Piyasa İşletmecisinin piyasa faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım veya diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini engelleyecek nitelikte problemler oluşması, PYS’de bakım yapılması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza ve bakım süreçleri uygulanır.
(2) Piyasa İşletmecisi; PYS’nin arızalanması, PYS’de bakım yapılması veya bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan sürede tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler veya ilgili kontratları askıya alır. PYS arıza süreçlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur. PYS bakım zamanlarının başlama ve sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Her bir piyasa katılımcısı, PYS arıza veya bakım süreçlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişi belirler ve bu kişinin iletişim bilgilerini Piyasa İşletmecisine bildirir.
(4) Piyasa İşletmecisi, PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza ve bakımları sebebiyle ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
Vadeli elektrik piyasasında temerrüt yönetimi esasları
MADDE 44- (1) Vadeli elektrik piyasasında; teminata, temerrüt garanti hesabı katkı payına ve fatura ödemeye ilişkin yükümlülüklerini zamanında yerine getirmeyen piyasa katılımcıları temerrüde düşmüş sayılır.
(2) Temerrüde düşen piyasa katılımcılarının sahip oldukları pozisyonlar, Piyasa İşletmecisi tarafından VEP Usul ve Esaslarında belirtilen yöntemler kullanılarak kapatılır.
(3) Piyasa İşletmecisi, VEP Usul ve Esaslarında düzenlenen hususlar çerçevesinde, temerrüde düşen piyasa katılımcısına ait pozisyonların kapatılmasına, pozisyonların devri amacıyla ihale düzenlenmesine, pozisyonların temerrüde düşmemiş piyasa katılımcılarına zorunlu olarak dağıtımına veya pozisyonların resen sonlandırılmasına yetkilidir.
(4) Piyasa İşletmecisi, temerrüt yönetimi kapsamında temerrüde düşen piyasa katılımcıları adına merkezi karşı taraf sıfatıyla; vadeli elektrik piyasasında, gün öncesi piyasasında ve gün içi piyasasında işlem yapmaya yetkilidir.
(5) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak ilgili mevzuat uyarınca hesaplanan teminatları sunmayan ve/veya temerrüt durumuna düşen piyasa katılımcılarının söz konusu piyasalarda piyasa faaliyetlerinde bulunması bu Yönetmelik ile VEP Usul ve Esaslarında düzenlenen çerçevede kısmen veya tamamen engellenebilir.
Vadeli elektrik piyasasında piyasa yapıcılığı
MADDE 45- (1) Piyasa İşletmecisi tarafından VEP Usul ve Esaslarında belirlenen kurallar çerçevesinde faaliyette bulunmak, piyasanın işlem hacmini ve etkinliğini artırmak üzere piyasa yapıcılar görevlendirilebilir.
Vadeli elektrik piyasasında özel işlem bildirimi
MADDE 46- (1) Vadeli elektrik piyasasında, piyasa katılımcıları VEP Usul ve Esaslarında belirtilen kriterleri sağlayan tekliflerini, teklif defterine kaydetmeden işleme dönüştürmek amacıyla Piyasa İşletmecisine bildirebilirler.
(2) Özel işlem bildirimine ilişkin onay koşulları, teminat ve pozisyon limiti kontrolleri ile diğer kurallara ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış ve sistem alış talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin esaslar
MADDE 47
Gün öncesi planlama kapsamındaki bildirimler
MADDE 48
İKİNCİ BÖLÜM
Gün Öncesi Piyasası
Gün öncesi piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar
MADDE 49 – (1) Gün öncesi piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;
a) Gün öncesi piyasası işlemleri günlük olarak, saatlik bazda gerçekleştirilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,
b) Gün öncesi piyasasında gerçekleşen işlemler ilgili zaman dilimi boyunca sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık gelir,
c) Gün öncesi piyasasında kabul edilen alış-satış teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,
ç) Gün öncesi piyasasında sonuçlandırılan her bir işlemde Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır,
d) Gün öncesi piyasasına sunulan tüm teklifler belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
e) Gün öncesi piyasasında sonuçlandırılan her bir işlem, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında veya ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktasında teslim edilmesi suretiyle tamamlanır.
Gün öncesi piyasası süreci
MADDE 50 – (1) Gün öncesi piyasası günlük olarak yürütülür ve aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Birden fazla teklif bölgesinin bulunması durumunda, Piyasa İşletmecisi, her gün saat 09:30’a kadar, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenmiş olan bir gün sonrasında saatlik olarak gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesi değerlerini piyasa katılımcılarına bildirir.
b) Her gün saat 11:30’a kadar, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları gün öncesi piyasası tekliflerini PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilirler. Bildirilen her bir gün öncesi piyasası teklifi Piyasa İşletmecisi tarafından 12:00’a kadar 57 nci madde hükümleri doğrultusunda değerlendirilerek teklif teyit ya da reddedilir.
c) Her gün saat 12:00-13:00 arasında Piyasa İşletmecisi, bir sonraki güne ait her bir saat ve her bir teklif bölgesi için, nihai piyasa takas fiyatını hesaplar,
ç) Her gün saat 13:00’da; Piyasa İşletmecisi, her bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasında gerçekleştirdiği alış-satış miktarlarını içeren ticari işlem onayını gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına PYS aracılığı ile bildirir,
d) Her gün saat 13:00-13:30 arasında; gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen ticari işlem onaylarını kontrol ederek, gerekli olduğu durumlarda ticari işlem onaylarına ilişkin itirazlarını Piyasa İşletmecisine bildirirler.
e) Her gün saat 13:30-14:00 arasında; Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek, ilgili piyasa katılımcılarına itirazlarının sonucunu bildirir.
Teklif bölgelerinin belirlenmesi ve duyurulması
MADDE 51 – (1) Sistem İşletmecisi, düzenli olarak, iletim sistemindeki uzun vadeli, büyük çaplı ve süreklilik arz eden olası kısıtları belirlemek üzere gerekli analiz ve çalışmaları gerçekleştirir. Bu analiz çerçevesinde, Sistem İşletmecisi, ulusal elektrik sistemini teklif bölgesi olarak adlandırılan alanlara ayırır.
(2) Sistem İşletmecisinin teklif bölgelerinin sınır tanımlarındaki değişiklikleri, teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslarda belirtilen zaman sınırları içerisinde Piyasa İşletmecisine bildirmesi esastır. Teklif bölgelerinin sınır tanımlarındaki değişiklikler Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Teklif bölgelerine dair uygulamanın yürürlüğe konulması ile birlikte söz konusu uygulama sonucundan etkilenecek vadeli elektrik piyasası kontratları ve bu kontratlardaki pozisyonlara ilişkin hususlar piyasa katılımcılarına duyurulur.
Ticaret sınırlarının belirlenmesi ve duyurulması
MADDE 52 – (1) Sistem İşletmecisi ilgili mevzuat uyarınca her gün teklif bölgeleri arasındaki ticaret sınırlarını belirler. Ticaret sınırları dahilindeki tüm iletim kapasitesi Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına sunulur. Sistem İşletmecisi, her gün saat 09:30’a kadar bir gün sonrasında saatlik olarak gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesini belirler ve Piyasa İşletmecisine bildirir. Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesi değerleri Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
Gün öncesi piyasası teklifleri
MADDE 53 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, gün öncesi piyasası kapsamında saatlik ve/veya blok ve/veya esnek teklifler sunabilirler. Herhangi bir saat için gün öncesi piyasasına sunulan tüm tekliflerin ilgili piyasa katılımcısı tarafından aynı anda yerine getirilebilir olması esastır.
(2) Gün öncesi piyasası teklifleri farklı saatler için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Bildirilen tüm teklif fiyatları yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir. Bildirilen tüm teklif miktarları 0,1 MWh’e eşdeğer olan lotlar ve katları cinsinden ifade edilir.
(3) Gün öncesi piyasasında verilen teklifler asgari olarak aşağıdaki bilgileri içerir:
a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi piyasasına katılım kodu,
b) Teklifin geçerli olduğu gün,
c) Teklif zaman aralığı,
ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
d) Teklif tipi,
e) Fiyat ve miktar bilgisi,
f) Esnek teklifler için teklif süresi.
(4) Gün öncesi piyasasına sunulan tüm tekliflerin yapısı ve hangi bilgileri içermesi gerektiği Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa Yönetim Sistemi (PYS) aracılığıyla piyasa katılımcılarına bildirilir.
(5) Gün öncesi piyasası teklifleri, sadece, ilgili piyasa katılımcısının üretim ya da tüketim yaptığı ya da uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin bulunduğu teklif bölgeleri için verilebilir.
(6) Gün öncesi piyasasına teklifler “Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar” ile “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca verilir.
Gün öncesi piyasasında fark tutarı
MADDE 53/A – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında yuvarlama, blok ve esnek teklifler sebebiyle oluşan günlük sistem alış tutarı ve sistem satış tutarı arasındaki farkın finanse edilmesi amacıyla, gün öncesi piyasası katılımcılarından fark tutarı alınır.
(2) Fark Tutarı Yöntemi, Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanır ve internet sitesinde yayımlanır. Piyasa İşletmecisi, Kurum tarafından Yöntemde gerek görülen geliştirme ve değişiklikleri kendine tanınan süre içerisinde tamamlar.
Saatlik alış-satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 54
Blok alış satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 55
Esnek satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 56
Gün öncesi piyasası tekliflerinin bildirilmesi ve teyit edilmesi
MADDE 57 – (1) Herhangi bir güne ilişkin gün öncesi piyasası tekliflerinin bildiriminin yapılabileceği, ilgili günün 5 gün öncesinden başlayarak, bir önceki gün saat 11:30’a kadar süren zaman dilimine teklif bildirim süresi adı verilir. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, herhangi bir güne ilişkin gün öncesi piyasası teklifleri, teklif bildirim süresi içinde, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(2) Tekliflerin, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından belirtilen teklif bildirim süresi içerisinde, 66 ncı madde hükümleri doğrultusunda, mevcut olan tüm iletişim imkanları kullanılarak Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(3) Gün öncesi piyasası tekliflerinin bildirimi, tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması ile gerçekleştirilir. Tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması asgari olarak teklife bir kayıt numarası verilmesi ve teklifin PYS’ye giriliş zamanının saat, dakika, saniye olarak kaydedilmesi suretiyle gerçekleştirilir. PYS’ye kaydı tamamlanan gün öncesi piyasası teklifleri, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, sadece kendi teklifleri ile sınırlı olmak üzere, PYS aracılığıyla görüntülenebilir.
(4) PYS aracılığıyla bildirilen her bir gün öncesi piyasası teklifi Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları ya da Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen; her bir piyasa katılımcısı tarafından gün öncesi piyasasına teklif edilebilecek toplam alış ya da satış miktarı sınırlarının aşılıp aşılmadığının tespit edilmesi amacıyla kontrol edilir. Belirtilen kriterleri sağlayan teklifler Piyasa İşletmecisi tarafından teyit edilirler. Teyit edilen gün öncesi piyasası teklifleri geçerlilik kazanır. Belirtilen kriterleri sağlamayan teklifler Piyasa İşletmecisi tarafından gerekçesi belirtilerek reddedilir ve gün öncesi piyasası faaliyetleri kapsamında dikkate alınmaz. Bu şekilde Piyasa İşletmecisi tarafından reddedilen bir gün öncesi piyasası teklifi ilgili piyasa katılımcısı tarafından teklif bildirim süresi içerisinde, belirtilen kriterleri sağlayacak şekilde düzeltilerek yeniden bildirilebilir.
(5) Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısı tarafından bildirimi yapılmış ya da teyit edilerek geçerlilik kazanmış olan bir gün öncesi piyasası teklifi, ilgili piyasa katılımcısı tarafından, teklif bildirim süresi dahilinde yeni bir teklif ile değiştirilebilir. Değişiklik yapılan her bir teklifin bu maddenin dördüncü fıkrasında belirtilen kriterler doğrultusunda kontrol edilerek yeniden teyit edilmesi esastır. Teyit edilmiş olan herhangi bir gün öncesi piyasası teklifi, teyit edilmiş olan yeni bir teklif ile değiştirilmediği sürece geçerliliğini sürdürür. Bir gün öncesi piyasası teklifinde yapılan her bir değişikliğe ilişkin kayıtlar PYS’de saklanır.
(6) Piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi piyasasına bildirilebilecek azami alış ve satış miktarları Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanan Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem uyarınca hesaplanır. Piyasa katılımcısının bu miktarları aşan teklif sunması durumunda, söz konusu Yöntem uyarınca piyasa katılımcısına ait tüm teklifler PYS aracılığıyla iptal edilir.
Karşılığı olmayan piyasa işlemleri
MADDE 57/A - (1) Piyasa İşletmecisi tarafından karşılığı olmayan piyasa işlemi yaptığı tespit edilen piyasa katılımcıları hakkında uygulanacak avans alacağının bloke edilmesine ve diğer işlemlere ilişkin hususlar Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntemde düzenlenir.
(2) Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem, Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanır ve internet sitesinde yayımlanır. Piyasa İşletmecisi, Kurum tarafından anılan Yöntemde gerek görülen geliştirme ve değişiklikleri kendisine tanınan süre içerisinde tamamlar.”
Gün öncesi piyasasında fiyat belirleme süreci
MADDE 58 – (1) Gün öncesi piyasasında gün öncesi fiyatlarının belirlenmesi süreci günlük olarak, her gün saat 12:00-13:00 arasında, ilgili günün her bir saati için yürütülür ve aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) Tüm teklif bölgeleri için sunulmuş olan gün öncesi piyasası teklifleri dikkate alınarak, bölgeler arasındaki iletim kısıtları dikkate alınmaksızın, ilgili günün her bir saati için tek bir KPTF hesaplanır.
b) Her bir teklif bölgesi için KPTF seviyesinde gerçekleşen alış-satış miktarları ve birbiri arasında iletim kısıtı olan hatlarla bağlı her iki teklif bölgesi için bölgeler arası öngörülen enerji akış miktarları tespit edilir. Bölgeler arası öngörülen akış miktarlarının, gün öncesi piyasası için tahsis edilmiş olan iletim kapasitesinden daha az ya da eşit olduğu durumda ilgili teklif bölgeleri için KPTF, NPTF olarak belirlenir. Bölgeler arası öngörülen akış miktarlarının, gün öncesi piyasası için tahsis edilmiş olan iletim kapasitesini aştığının tespit edilmesi durumunda, bölgeler arası iletim kısıtlarını giderecek şekilde her bir teklif bölgesi ve her bir saat için ayrı NPTF’ler belirlenir.
c) Belirlenen NPTF seviyesinde her bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası kapsamında gerçekleştirdiği alış ya da satış miktarı belirlenerek piyasa katılımcılarına ticari işlem onayıyla bildirilir.
Gün öncesi piyasasında eşleştirme ve KPTF’nin belirlenmesi
MADDE 59 – (1) Tüm teklif bölgeleri için, Kurul tarafından onaylanan Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar çerçevesinde KPTF ve eşleşme miktarları belirlenir.
Gün öncesi piyasasında kısıt giderme süreci ve NPTF’lerin belirlenmesi
MADDE 60 – (1) KPTF’lerin belirlenmesinin ardından Piyasa İşletmecisi her bir teklif bölgesi için, KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarlarını hesaplar. Alış ve satış miktarları, ilgili teklif bölgesi için verilen saatlik alış-satış tekliflerinde fiyatları KPTF’ye eşit fiyat-miktar ikililerindeki miktarlar ve kabul edilen blok ve esnek teklif miktarları dikkate alınarak hesaplanır.
(2) İlgili teklif bölgesi için KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarları arasındaki fark, gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesinden daha az ya da eşitse ilgili teklif bölgesi için NPTF, KPTF’ye eşit olarak belirlenir.
(3) Birden fazla teklif bölgesi için, KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarları arasındaki farkın, gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesinden büyük olması durumunda, iletim kısıtları gözetilerek NPTF’ler belirlenir.
(4) Azami fiyat seviyesinde sunulan talepten daha az arz olduğu durumlarda, Piyasa İşletmecisi, azami fiyat limitlerinin artırılarak gün öncesi piyasası tekliflerinin yeniden toplanması ve piyasa işlemlerinin yenilenmesi ya da bu kesişim elde edilene kadar, saatlik alış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yollarından birini ya da her ikisini birden uygulayabilir. Asgari fiyat seviyesinde sunulan arzdan daha az talep olduğu durumlarda, Piyasa İşletmecisi asgari fiyat limitlerinin azaltılarak gün öncesi tekliflerinin yeniden toplanması ya da bu kesişim elde edilene kadar, saatlik satış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yollarından birini ya da her ikisini uygulayabilir. Gün öncesi piyasası işlemlerinin yenilenmesi durumunda, işlemlerin gerçekleştirileceği zaman planı Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur. Kesişim elde edilene kadar, alış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yoluna gidilmesi durumunda, azaltılan talep miktarı Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine bildirilir. Bildirilen miktara ilişkin takip eden gün uygulanacak kesinti programı Sistem İşletmecisi tarafından belirlenir ve uygulanır.”
(5) Gün ışığından daha fazla yararlanılması amacıyla ileri saat uygulamasının yapıldığı günlerde, gün öncesi piyasası teklifleri 23 veya 25 saat için toplanır ve NPTF bu teklifler dikkate alınarak belirlenir.
Blok tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 61
Esnek satış tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 62
Ticari işlem onayı
MADDE 63 – (1) Piyasa İşletmecisi, her bir teklif bölgesi için NPTF’nin hesaplanmasını takiben, onaylanmış alış-satış miktarlarını içerir ticari işlem onayı ile ilgili piyasa katılımcısına, kendisi için hesaplanan alış-satış miktarlarını bildirir.
(2) Ticari işlem onayı ilgili piyasa katılımcılarına saat 13:00’a kadar Piyasa İşletmecisi tarafından iletilir. Ticari işlem onayı en az şu bilgileri içerir:
a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi piyasasına katılım kodu,
b) Teklif geçerlilik tarihi,
c) Teklifin kabul edildiği zaman dilimi,
ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
d) İlgili piyasa katılımcısı tarafından alınıp satılan miktarlar,
e) Onaylanmış alış-satış fiyatı.
(3) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına, bu bildirimlerin içeriğinde hata bulunması durumunda itiraz edebilmeleri için saat 13:30’a kadar süre tanınır. İtirazlar sadece hatanın Piyasa İşletmecisinden kaynaklanması durumunda kabul edilir. İtirazın haklı olması durumunda, Piyasa İşletmecisi alış-satış miktarlarını düzelterek, düzeltilmiş ticari işlem onayını saat 14:00’e kadar ilgili piyasa katılımcısına göndermekle yükümlüdür. 65 inci maddede belirlenen PYS arıza prosedürleri uyarınca ticari işlem onayının iletilmesinin gecikmesi durumunda, piyasa katılımcılarına, ticari işlem onayının Piyasa İşletmecisi tarafından gönderildiği zamandan başlamak üzere, 30 dakikalık itiraz süresi tanınır. Piyasa İşletmecisi, bu itirazın haklı olması durumunda, düzeltilmiş ticari işlem onayını 30 dakika içerisinde ilgili katılımcıya göndermekle yükümlüdür.
(4) Yapılan itiraz Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmadığı sürece, ilgili piyasa katılımcısının yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Kendisine tanınan süre içinde itirazda bulunmayan ilgili piyasa katılımcısı, ticari işlem onayını tüm içeriğiyle birlikte kabul etmiş sayılır. Yapılan ticari işlem onayları, itiraz süresinin tamamlanmasından sonra içerdikleri miktarlar çerçevesinde sözleşme niteliği kazanırlar.
(5) Ticari işlem onaylarının gecikmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, gerekli görmesi halinde, piyasa katılımcılarına duyurmak şartıyla, ticari işlem onayları ve itirazlar için farklı kurallar belirleyebilir.
Gün öncesi piyasası sonuçlarının sistem işletmecisine bildirilmesi
MADDE 64 – (1) Ticari işlem onayından sonra, Piyasa İşletmecisi, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen zaman çizelgesi dahilinde, ticari işlem onayları tamamlanmış gün öncesi piyasası sonuçlarını, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Sistem İşletmecisine PYS aracılığı ile sunar.
Gün öncesi piyasası kapsamında PYS arıza prosedürleri
MADDE 65 – (1) Piyasa İşletmecisinin gün öncesi piyasası faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım ya da diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini önleyecek nitelikte problemler oluşması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza prosedürleri uygulanır.
(2) PYS’nin beklenmedik şekilde arızalanması durumunda, Piyasa İşletmecisinin bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan süre zarfında tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda Piyasa İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler. Bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda gerçekleştirilmesi gereken bildirimler 66 ncı maddede belirtilen alternatif kanallar kullanılarak gerçekleştirilir. Piyasa İşletmecisinin PYS’nın arızalanması ve ilgili günün başlamasından önce gün öncesi piyasası işlemlerini tamamlayamaması durumunda, piyasa katılımcılarının bu durumun başlamasından bir önceki gün ya da Piyasa İşletmecisi tarafından duyurulacak benzer bir güne ait ticari işlem onaylarında yer alan değerler, arıza durumunun devam ettiği sürece, saatlik olarak kullanılır. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Piyasa İşletmecisi ve gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları PYS arıza prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişiyi belirlemek, ilgili telefon ve faks numaralarını karşı tarafa sağlamak ve iletişim bilgileri değiştiğinde karşı tarafı bilgilendirmekle yükümlüdürler.
(4) Piyasa İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
Gün öncesi piyasası kapsamındaki bildirimler
MADDE 66 – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında,
a) Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen teklif bölgelerinin Piyasa İşletmecisine ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
b) Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen, gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitelerinin Piyasa İşletmecisine ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
c) gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi piyasası tekliflerinin Piyasa İşletmecisine bildirilmesi,
ç) gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından bildirilmiş olan gün öncesi piyasası tekliflerinin teyit ya da reddine ilişkin bilginin ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
d) teklif bölgeleri için belirlenmiş gün öncesi fiyatlarının piyasa katılımcılarına duyurulması,
e) Piyasa İşletmecisi tarafından ticari işlem onaylarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
f) ticari işlem onaylarına gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından yapılan itirazların Piyasa İşletmecisine ve sonuçlarının Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
g) gün öncesi piyasası sonuçlarına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,
ğ) yukarıda belirtilenler dışında Piyasa ve Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,
h) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler Piyasa İşletmecisinin belirleyeceği ve piyasa katılımcılarına duyuracağı yöntem ile gerçekleştirilir. Belirlenen yöntem ile yapılan bildirimler Piyasa İşletmecisi tarafından PYS’ye aktarılır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Gün İçi Piyasası
Gün içi piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar
MADDE 66/A – (1) Gün içi piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) Gün içi piyasası işlemleri saatlik bazda gerçekleştirilir. Gün içi piyasası günü 00:00’da başlayıp ertesi gün 00:00’da sona erer,
b) Gün içi piyasasında eşleşen teklifler piyasa katılımcısı için ilgili zaman dilimi boyunca sabit seviyeli fiziksel elektrik arzı veya talebi yükümlülüğü doğurur,
c) Gün içi piyasasında dikkate alınan her bir teklifte Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır,
ç) Gün içi piyasasına kontrat bazlı sunulan her bir teklif, belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
d) Gün içi piyasasındaki işlemler gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar herhangi bir anda gerçekleşebilir,
e) Gün içi piyasasında eşleşmeler, tekliflerin teklif defterinde yer aldıktan hemen sonra eşleşebileceği ve ticari işlemin gerçekleşebileceği sürekli ticaret yöntemi ile gerçekleşir.
f) Gün içi piyasası kapı kapanış zamanı fiziksel teslimatın iki saat öncesidir. Piyasa İşletmecisi, en az bir ay öncesinden piyasa katılımcılarına ve Kuruma bildirmek koşuluyla gün içi piyasası kapı kapanış zamanını değiştirebilir.
Gün içi piyasası süreci
MADDE 66/B – (1) Gün içi piyasası sürekli olarak işletilir ve süreç aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Birden fazla teklif bölgesinin bulunması durumunda, gün öncesi piyasasında kullanılmamış ve gün içi piyasasında kullanılabilecek teklif bölgeleri arası iletim kapasitesi sistemde değerlendirilir.
b) Gün içi piyasası katılımcıları, bir sonraki gün için gün içi piyasası tekliflerini her gün saat 18:00’dan başlayarak gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
c) Gün içi piyasası teklifleri, eşleşmediği sürece ilgili piyasa katılımcısı tarafından ilgili kontratın geçerlik süresi dolana kadar güncellenebilir, iptal edilebilir veya askıya alınabilir. PYS, zaman bilgisini dikkate alarak teklife ilişkin yapılan son güncellemeyi esas alır.
ç) İlgili kontrat için sunulan satış teklifleri artan fiyata, alış teklifleri azalan fiyata göre PYS tarafından sıralanır. Aynı tipte ve aynı fiyata sahip tekliflerin olması durumunda, teklifler önce sunulma durumuna göre sıralanır.
d) Piyasa katılımcıları; teklif defterinde, alış veya satış yönünde, bir kontrata ilişkin en iyi fiyatlı tekliflerin toplam miktarını görebilir. Ayrıca aynı ekranda diğer tüm teklifler katılımcıları tarafından görülebilir.
e) Gün içi piyasası katılımcıları, tekliflerin eşleşmesini takiben kendilerine bildirilen ticari işlem onaylarını kontrol ederek 66/H maddesi uyarınca itirazlarını Piyasa İşletmecisine bildirir.
Gün içi piyasası teklifleri
MADDE 66/C – (1) Gün içi piyasasına saatlik veya blok kontratlar için teklif sunulabilir. Saatlik kontratlar için sunulan teklifler bölünebilir, blok kontratlar için sunulan teklifler ise bölünemez.
(2) Piyasa İşletmecisi, gün içi piyasası için yeni teklif tipleri tanımlayabilir.
(3) Gün içi piyasası teklifleri farklı kontratlar için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Tekliflerde fiyatlar için virgülden sonra iki haneli TL/MWh, miktarlar için kontrat adeti kullanılır. Daha iyi fiyat, satış tekliflerinde daha düşük fiyatı, alış tekliflerinde ise daha yüksek fiyatı ifade eder.
(4) Kontratlara verilen teklifler en az aşağıdaki bilgileri içerir:
a) Piyasa katılımcısının adı ve gün içi piyasasına katılım kodu,
b) Teklifin geçerli olduğu gün,
c) Teklifin geçerli olduğu zaman dilimini tanımlayan kontrat,
ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
d) Teklif tipi,
e) Teklifin yönü (alış veya satış),
f) Fiyat ve miktar bilgisi,
g) Teklifin geçerlik süresi,
ğ) Piyasa İşletmecisi tarafından istenecek ve PYS aracılığı ile piyasa katılımcılarına duyurulacak diğer bilgiler.
(5) Katılımcılar, teklife ilişkin olarak bitiş zamanı belirleyebilir, tamamını eşle veya yok et seçeneğini ya da olanı eşle ve yok et seçeneğini kullanabilir. Tamamını eşle veya yok et seçeneğinin kullanılması durumunda teklif, teklif defterinde yer almadan, sunulduğu anda tamamen eşleşir veya yok edilir. Olanı eşle ve yok et seçeneğinin kullanılması durumunda teklif, teklif defterinde yer almadan, sunulduğu anda uygun olan mevcut tekliflerle eşleşir ve yok edilir. Katılımcıların, teklife ilişkin olarak bitiş zamanı belirlememesi, tamamını eşle veya yok et seçeneğini ya da olanı eşle ve yok et seçeneğini kullanmaması durumunda, teklifler ilgili kontratın kapı kapanış zamanına kadar geçerli olur.
(6) Gün içi piyasası teklifleri için fiyat alt limiti 0 TL/MWh’tir.
Saatlik tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 66/Ç– (1) Gün içi piyasası katılımcıları, geçerli olan saatlik kontratlar için tekliflerini, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
(2) Saatlik teklifler tamamen veya kısmen eşleşebilir.
(3) Saatlik alış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktarı aşmayacak miktardaki elektrik enerjisini satın almak için teklif ettiği maksimum fiyattır.
(4) Saatlik satış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktarı aşmayacak miktardaki elektrik enerjisini satmak için teklif ettiği minimum fiyattır.
Blok tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 66/D – (1) Gün içi piyasası katılımcıları, bir saati veya birden fazla ardışık saati kapsayan geçerli blok kontratlar için tekliflerini, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
(2) Blok alış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktardaki elektrik enerjisini satın almak için teklif ettiği maksimum fiyattır.
(3) Blok satış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktardaki elektrik enerjisini satmak için teklif ettiği minimum fiyattır.
(4) Gün içi piyasası katılımcıları, bir günün aynı veya farklı zaman dilimlerini kapsayan birden fazla blok kontrat için teklif verebilir, PYS aracılığıyla en az bir saatlik zaman dilimini kapsayacak şekilde kendi blok kontratlarını tanımlayabilir.
(5) Bir blok kontrata sunulan teklif kapsadığı zaman dilimi için ya tamamen eşleşir ya da hiç eşleşmez.
Gün içi piyasası tekliflerinin bildirilmesi
MADDE 66/E – (1) Gün içi piyasası katılımcıları, herhangi bir güne ilişkin tekliflerini, bir önceki gün saat 18:00’da başlayarak ilgili kontratın geçerlik süresi sona erene kadar PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
(2) Gün içi piyasası tekliflerinin bildirimi, tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması ile gerçekleştirilir. Tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması asgari olarak teklife bir kayıt numarası verilmesi ve teklifin PYS’ye giriliş zamanının saat, dakika, saniye olarak kaydedilmesi suretiyle gerçekleştirilir. PYS’ye kaydı tamamlanan gün içi piyasası teklifleri, gün içi piyasası katılımcıları tarafından PYS aracılığıyla görülebilir.
(3) PYS’ye kaydı tamamlanan bir gün içi piyasası teklifi; eşleşmediği, yeni bir teklifle değiştirilmediği, iptal edilmediği veya askıya alınmadığı takdirde ilgili kontratın geçerli olduğu süre boyunca aktiftir.
Gün içi piyasasında tekliflerin eşleşmesi ve ticari işlem onayı
MADDE 66/F – (1) Piyasa katılımcılarının tüm teklif bölgeleri için gün içi piyasasına sundukları tekliflerin aktif olarak kaydedilmesini takiben ilgili teklif bölgesinde;
a) Aynı saatlik kontrat için eşit veya daha iyi fiyata sahip saatlik karşı tekliflerin olması durumunda:
1) Karşı teklif eşit miktarda ise tamamen eşleşme,
2) Karşı teklif eşit miktarlı değil ise eşleşme miktarı en düşük miktarlı teklifin miktarına eşit olacak şekilde kısmen eşleşme,
b) Aynı blok kontrat için eşit miktarlı ve eşit veya daha iyi fiyata sahip karşı tekliflerin olması durumunda tamamen eşleşme
gerçekleştirilir. Gerçekleşen işlemin fiyatı, teklif defterine önce girilen teklifin fiyatıdır.
(2) Saatlik kontratlar ile blok kontratlar ayrı teklif defterlerinde tutulur ve blok kontratlara sunulan teklifler, saatlik kontratlara sunulan tekliflerle eşleşmez.
(3) Eşleşen teklifler en iyi fiyatlı teklif sırasından çıkarılır ve Piyasa İşletmecisi, ilgili piyasa katılımcılarına ticari işlem onaylarını PYS üzerinden bildirir. Kısmen eşleşme olması durumunda, eşleşmemiş kalan miktar, teklif geçerli olduğu sürece teklif defterindeki yerini korur ve sonrasında eşleşme imkanı bulabilir.
(4) Piyasa katılımcıları, ticari işlem onayının gerçekleşmesinden sonra PYS üzerinden eşleşme işlemlerini eşleşmenin karşı taraflarına ilişkin bilgi olmaksızın görebilir. Ticari işlem onayı en az şu bilgileri içerir:
a) Teklifin geçerli olduğu gün,
b) Teklifin geçerli olduğu zaman dilimi,
c) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
ç) Piyasa katılımcısı tarafından alınıp satılan miktarlar,
d) Fiyat.
Gün içi piyasası kapsamında PYS arıza ve bakım prosedürleri
MADDE 66/G – (1) Piyasa İşletmecisinin piyasa faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım veya diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini engelleyecek nitelikte problemler oluşması, PYS’de bakım yapılması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza ve bakım prosedürleri uygulanır.
(2) Piyasa İşletmecisi; PYS’nin arızalanması, PYS’de bakım yapılması veya bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan sürede tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler veya ilgili kontratları askıya alır. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün içi piyasası katılımcılarına duyurulur. PYS bakım zamanları başlama ve sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün içi piyasası katılımcılarına duyurulur.
(3) Piyasa İşletmecisi ve her bir gün içi piyasası katılımcısı, PYS arıza veya bakım prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişi belirler ve bu kişinin iletişim bilgilerini birbirine sağlar.
(4) Piyasa İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
Gün içi piyasası kapsamındaki bildirimler
MADDE 66/Ğ – (1) Gün içi piyasası kapsamında;
a) Gün içi piyasası katılımcıları tarafından tekliflerin Piyasa İşletmecisine bildirilmesi,
b) Piyasa İşletmecisi tarafından ticari işlem onaylarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
c) Ticari işlem onaylarına gün içi piyasası katılımcıları tarafından yapılan itirazların Piyasa İşletmecisine ve sonuçlarının Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
ç) Gün içi piyasası sonuçlarına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,
d) Gün içi piyasası sonuçlarına ilişkin olarak piyasa katılımcıları tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,
e) Yukarıda belirtilenler dahil ilgili piyasa katılımcıları tarafından Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişebilmek için gerekli önlemleri alır.
Gün içi piyasasında itiraz süreci
MADDE 66/H – (1) Gün içi piyasası katılımcılarına, ticari işlem onaylarına ilişkin bildirimlerde hata bulunması durumunda itiraz edebilmeleri için bildirimden sonra 15 dakika süre tanınır. İtirazlar sadece hatanın Piyasa İşletmecisinden kaynaklanması durumunda kabul edilir. İtirazın haklı olması durumunda, Piyasa İşletmecisi alış satış miktarlarını düzelterek, düzeltilmiş ticari işlem onayını itiraz yapıldıktan sonraki 20 dakika içerisinde ilgili piyasa katılımcılarına gönderir.
(2) 66/G maddesinde belirlenen PYS arıza prosedürleri uyarınca itiraz imkanı bulamayan piyasa katılımcılarına, arızanın giderilmesinden sonra başlamak üzere Piyasa İşletmecisi tarafından 15 dakikalık itiraz süresi tanınır. Piyasa İşletmecisi, bu itirazın haklı olması durumunda, düzeltilmiş ticari işlem onayını 30 dakika içerisinde ilgili katılımcıya gönderir.
(3) Yapılan itiraz, Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmadığı sürece, ilgili piyasa katılımcısının yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Kendisine tanınan süre içinde itirazda bulunmayan piyasa katılımcısı, ticari işlem onayını tüm içeriğiyle birlikte kabul etmiş sayılır. Yapılan ticari işlem onayları, itiraz süresinin tamamlanmasından sonra içerdikleri miktarlar çerçevesinde sözleşme niteliği kazanır.
(4) Bir kontrata ilişkin birden çok sayıda itiraz olması durumunda, Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek gerek görürse ilgili kontratı askıya alır ve piyasa katılımcılarına gerekli duyuruyu yapar.
(5) Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmayan itiraz başına 200 TL ücret, katılımcının gün içi piyasası işletim ücretine ilave edilir. İtirazlar neticesinde toplanan ücret, gün içi piyasası işletim ücreti değişken payından düşülür.
BEŞİNCİ KISIM
Dengeleme Güç Piyasasına İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Dengeleme Güç Piyasası
Dengeleme güç piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar
MADDE 67 – (1) Dengeleme güç piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;
a) Dengeleme güç piyasası teklifleri günlük olarak, saatlik bazda verilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,
b) Dengeleme güç piyasasına sunulan tüm teklifler belli bir dengeleme birimi, belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
c) Dengeleme güç piyasasına sunulan tekliflerde, sunulan teklifin yapısı ile uyumlu olacak şekilde, ilgili dengeleme birimine ait teknik olarak gerçekleştirebilecek tüm kapasitenin teklif edilmesi esastır. Dengeleme güç piyasasına teklif verme aşamasından önce Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamındaki primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü rezerv miktarlarına karşılık gelen kapasite bu kapasitenin haricindedir. Hidrolik üretim tesisleri teklif edebilecekleri kapasiteyi belirlerken su kullanımı ve rezerv yönetimine ilişkin kısıtları dikkate alabilirler,
ç) Dengeleme güç piyasası kapsamında Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatların başlangıç ve bitiş zamanları arasında sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık geldiği varsayılır,
d) Dengeleme güç piyasasında kabul edilen yük alma, yük atma teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,
e) Dengeleme güç piyasası talimatları Dengeleme Güç Piyasasının kapsamında kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programının ve yük alma yük atma teklif bildiriminin sona ermesinden itibaren ilgili günün sonuna kadar herhangi bir anda verilebilir,
f) Dengeleme güç piyasasında sonuçlandırılan her bir işlem, ilgili talimat süresince, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında teslim edilmesi suretiyle gerçekleştirilir.
Sistem İşletmecisi tarafından talep tahmininin bildirilmesi
MADDE 67/A- (1) Sistem İşletmecisi tarafından, her gün saat 11:30’a kadar, bir sonraki güne ait talep tahmini, PYS aracılığıyla yayımlanır.
(2) Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan talep tahmini; duyurunun yapıldığı günü takip eden gün saat 00:00’dan başlayarak, saat 24:00’a kadar olan dönemdeki her bir uzlaştırma dönemi içerisinde, sistemdeki tüm üretim tesisleri tarafından karşılanacak toplam talep (MWh) bilgisini içerir.
(3) Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan talep tahmininin, var olan imkanlar dahilinde en güncel verilere dayanılarak hazırlanmış olması esastır.
Dengeleme güç piyasası süreci
MADDE 68 – (1) Dengeleme güç piyasasına ilişkin süreç, her gün saat 14:00 gün öncesi piyasasının tamamlanması ile başlar ve aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde günlük olarak yürütülür;
a) Her gün saat 16:00’a kadar, dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısı, kendi adına kayıtlı üretim, elektrik depolama tesisi ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içeren kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve dengeleme güç piyasasına ilişkin yük alma, yük atma tekliflerini PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirir.
b) Her gün saat 17:00’a kadar, Sistem İşletmecisi yapılan kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı bildirimlerini ve yük alma, yük atma tekliflerini kontrol ederek bildirimlerde maddi hata olup olmadığını tespit eder. Sistem İşletmecisi hatalı bildirimlere ilişkin ilgili piyasa katılımcısı ile bağlantıya geçerek saat 17:00’a kadar gerekli düzeltmelerin yapılmasını sağlar.
c) Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri Sistem İşletmecisi tarafından her bir teklif bölgesi ve her bir saat için fiyat sırasına dizilir.
ç) Her gün saat 17:00’den itibaren, ilgili güne ilişkin sistemde meydana gelen veya geleceği öngörülebilen enerji açığı ya da fazlasının giderilmesi, sistem kısıtlarının giderilmesi ve/veya yan hizmet sağlanmasına ilişkin kapasite oluşturulması amacıyla Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri değerlendirilerek uygun bulunan tekliflere ilişkin talimatlar ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir. Talimatların sona ermesi ile ilgili bildirimler ilgili piyasa katılımcılarına yapılır.
d) Dengeleme güç piyasası kapsamında oluşturulan talimatlar, dengeleme amaçlı talimatlar için 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 kodu ile etiketlenir. Piyasa İşletmecisi, PYS aracılığıyla Sistem Marjinal Fiyatı ile yük alma ve yük atma talimatlarının belirlenmesinde; Kurum tarafından Başkan oluru ile yayımlanan Dengeleme Güç Piyasası Kapsamında Etiket Değerlerinin Belirlenmesi ve Sistem Marjinal Fiyatının Hesaplanması Prosedürünü esas alır.
e) Her bir saate ilişkin dengeleme güç piyasasında belirlenen sistem marjinal fiyatları, Sistem İşletmecisi tarafından ilgili saati takip eden dört saat içinde belirlenerek piyasa katılımcılarına duyurulur.
Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarının bildirilmesi
MADDE 69 – (1) Her bir piyasa katılımcısının, denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülüklerine ve gün öncesi piyasası sonucuna bağlı olarak bir sonraki gün için saatlik olarak gerçekleştirmesi öngörülen üretim ya da tüketim değerlerine ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları ve emre amade kapasiteleri her gün saat 16:00’a kadar Sistem İşletmecisine bildirilir. Bildirilen KGÜP’ler en geç gün içi piyasasının kapı kapanış zamanını takip eden yarım saat sonrasına kadar ilgili piyasa katılımcısı tarafından güncellenebilir. Dengeleme biriminin sisteme bağlantısının kısıt kayıtlı bağlantı niteliği taşıması halinde emre amade kapasite, sistem işletmecisi tarafından belirlenen teknik olarak gerçekleştirilebilecek azami kapasite ile sınırlandırılır. PYS’ye erişimi olmayan piyasa katılımcıları emre amade kapasiteleri ve Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını saat 15:00’a kadar üretim tesisinin bağlı olduğu BYTM’ye bildirir. Bu durumda, BYTM’ler kendilerine bildirilen kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emre amade kapasitelerini PYS’ye girerler. BYTM’ler kendi bölgeleri içindeki üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emre amade kapasitelerini her gün saat 16:00’a kadar PYS’ye girilmesini takip etmek ve piyasa katılımcısının PYS’ye girişini zamanında tamamlamasını sağlamakla sorumludurlar.
(2) Üretim tesisi niteliğinde olan tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri, kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emre amade kapasitelerini bildirmekle yükümlüdür. Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı piyasa katılımcısı adına kayıtlı, üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm dengeleme birimleri ve dengeleme birimi olmayan üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içerir. Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları dengeleme birimleri ve dengeleme birimi olmayan üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için, dengeleme birimi bazında ayrı ayrı bildirilir.
(3) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme biriminin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programının birbirini takip eden 2 saat için farkının 200 MWh ve üzerinde olması durumunda, ikinci saate ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı, Sistem İşletmecisine 15 dakikalık zaman dilimleri bazında detaylandırılmış olarak verilir. Bu durumdaki dengeleme birimleri için bir saatlik kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı yerine 15 dakikalık zaman dilimleri bazında kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı verilir.
(4) Maddi hatalara karşı Sistem İşletmecisi tarafından kontrol edilen kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları ve yük alma, yük atma teklifleri 17:00’a kadar teyit edilir.
(5) Piyasa katılımcılarının ilgili üretim/tüketim tesislerinin ve/veya elektrik depolama tesislerinin üretim/tüketimlerini, Sistem İşletmecisi tarafından herhangi bir talimat verilmediği sürece, KGÜP’lerinde belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır. Üretim/tüketim tesislerinin ve/veya elektrik depolama tesislerinin üretim/tüketimlerini KGÜP’lerine ve Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlara uygun olarak gerçekleştirip gerçekleştirmedikleri, dengeleme birimi olan üretim ve/veya elektrik depolama tesisleri için MYTM veya ilgili BYTM’ler, diğer üretim ve/veya elektrik depolama tesisleri için ilgili BYTM’ler tarafından takip edilir.
(6) Sistem İşletmecisi, sistem işletiminin güvenliği açısından gerekli görmesi halinde, üretim ya da tüketimlerini, KGÜP’lerine ve Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlara uygun gerçekleştirmediği tespit edilen piyasa katılımcılarını, tespitlerin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanmak üzere Kuruma bildirebilir.
(7)
Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma ve yük atma tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 70 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında, bir gün sonrası için geçerli olmak üzere azami yük alma ve yük atma hızları dikkate alınarak 15 dakika içinde gerçekleştirebilecekleri üretim/tüketim artış ya da azalmalarına ilişkin saatlik yük alma ve yük atma tekliflerini, teklif fiyatlarını ve teklif miktarlarını içerecek şekilde, her bir teklif bölgesi ve ilgili günün her saati için, PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirirler. İlgili teklif miktarlarının Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamındaki sağlanması zorunlu olan primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü rezerv miktarlarına karşılık gelen kapasite hariç tutularak bildirilmesi esastır.
(2) Saatlik yük alma teklifleri, dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcısının, ilgili günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programına, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre, azami 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği üretim artış ya da tüketim azalmasının MW cinsinden miktarını ve bu artış için talep ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(3) Saatlik yük atma teklifleri, dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcısının, ilgili günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programına, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre, azami 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği üretim azalması ya da tüketim artışının MW cinsinden miktarını ve bu üretim azalması ya da tüketim artışı için ödemeyi teklif ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(4) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcıları yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak üzere 15 miktar seviyesinde yük alma ve yük atma teklifi bildirebilirler. Hidroelektrik santraller hariç olmak üzere, saatlik yük alma ve yük atma teklif miktarlarına ilişkin fiyatlar yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak ve tüm miktar seviyeleri için en yüksek ve en düşük teklif fiyatları arasındaki fark, yük alma yönünde en düşük teklif fiyatının yük atma yönünde ise en yüksek teklif fiyatının Kurul tarafından belirlenecek oranını aşmamak kaydı ile piyasa katılımcısı tarafından bildirilir. Hidroelektrik santraller her bir miktar seviyesi için yukarıdaki koşuldan bağımsız teklif fiyatı bildirebilirler. Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif fiyatlarının aşağıdaki şartları taşıması esastır;
a) Dengeleme güç piyasasına sunulacak tüm teklif fiyatlarına ilişkin asgari ve azami fiyat limitleri, Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur. Tüm teklif fiyatları yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir.
b) Tüm yük alma teklif fiyatları ilgili teklif bölgesi için ilgili saatte belirlenmiş olan nihai piyasa takas fiyatından büyük ya da eşit olacak şekilde belirlenir.
c) Tüm yük atma teklif fiyatları ilgili teklif bölgesi için ilgili saatte belirlenmiş olan nihai piyasa takas fiyatından küçük ya da eşit olacak şekilde belirlenir.
ç) Tüm yük alma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı, bir önceki teklif seviyesinin fiyatından yüksek ya da eşit olacak şekilde bildirilir.
d) Tüm yük atma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı bir önceki teklif seviyesinin fiyatından düşük ya da eşit olacak şekilde bildirilir.
e) Gün ışığından daha fazla yararlanılmasını sağlamak amacıyla saatlerin ileri alınması durumunda, ilgili saat için nihai piyasa takas fiyatı 0 TL/MWh olarak dikkate alınır.
f) Gün ışığından daha fazla yararlanılmasını sağlamak amacıyla saatlerin geri alınması durumunda, tekrarlayan ilgili saat için oluşan fiyatların aritmetik ortalaması nihai piyasa takas fiyatı olarak dikkate alınır.
(5) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimi için bir saate ilişkin yük alma ve yük atma teklif miktarlarının toplamının, talimatın ilgili dengeleme birimine ulaştıktan sonraki 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği çıkış gücü ya da tüketim değişimi dikkate alınarak belirlenmesi esastır. Herhangi bir saat için dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin yük alma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından azami 15 dakikalık süre içinde yerine getirilebilir olması esastır. Aynı şekilde, herhangi bir saat için dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin yük atma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından azami 15 dakikalık süre içinde yerine getirilebilir olması esastır. Bir teklif bildiriminin geçerli olabilmesi için, teklif sahibinin, yaptığı teklifin azami 15 dakika içerisinde yerine getirilebilir olması için gerekli kapasiteyi hazır bulundurması gereklidir. Yük alma ve yük atma teklif miktarları için asgari miktar 10 MW’tır. Gerekli görmesi durumunda, Sistem İşletmecisi en az 1 ay öncesinden piyasa katılımcılarına bildirmek koşuluyla teklifler için farklı asgari sınır belirleyebilir. Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif miktarları 1 MW ve katları cinsinden ifade edilir.
(6) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma tekliflerinde, katılımcıların, yük alma ve yük atma yönünde dengeleme güç piyasasında yer alan dengeleme birimlerine ilişkin azami 15 dakika içinde gerçekleştirebilecekleri kapasiteyi teklif etmeleri esastır.
(7) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma teklifleri ile birlikte, dengeleme birimlerine ilişkin emre amade kapasiteyi Sistem İşletmecisine bildirmeleri esastır.
Yük alma ve yük atma tekliflerinin bildirilmesi
MADDE 71 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, bir sonraki güne ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında belirlenen yük alma, yük atma teklifleri her gün saat 16:00’a kadar, PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirilirler. Yük alma ve yük atma tekliflerinin belirtilen zamana kadar, 77 nci maddede belirtildiği şekilde, mevcut olan tüm iletişim imkanlarının kullanılarak Sistem İşletmecisine bildirilmesi zorunludur.
(2) Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma tekliflerinin miktarları,
a) gün içi piyasası faaliyetleri nedeni ile KGÜP’lerde değişiklik olması halinde en geç gün içi piyasasının kapı kapanış zamanını takip eden yarım saat sonrasına kadar ilgili piyasa katılımcısı tarafından güncellenebilir.
b) gün içi piyasası faaliyetleri dışında teknik bir gereklilik ortaya çıkması halinde en fazla geçerli olduğu saatten 1 saat öncesine kadar değiştirilebilir, ancak bu değişiklik teklifin Sistem İşletmecisine teklif değişikliğine sebep olan teknik gereklilik ile ilgili bilgi verilmesi ve Sistem İşletmecisinin teklif değişikliğine izin vermesi ile gerçekleştirilebilir. Teklif değişikliğine ilişkin teknik sebepler, en fazla 2 iş günü içinde Sistem İşletmecisine yazılı olarak bildirilir.
Teknik parametrelerde değişiklik yapılması
MADDE 71/A – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları gerçek zamanlı dengeleme kapsamında MYTM tarafından kendilerine bildirilen talimatlara uymakla yükümlüdürler. Söz konusu tüzel kişiler, teknik gereklilikler sebebiyle yükümlülüklerini yerine getiremeyecekleri durumda ise MYTM ve/veya BYTM’yi telefon, paks gibi iletişim araçları ile ivedilikle haberdar ederler. Gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflar, yükümlülüklerini yerine getirmemelerine ilişkin gerekçelerini MYTM’ye en geç olayı takip eden 3 iş günü içerisinde yazılı olarak bildirmekle yükümlüdürler.
(2) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, MYTM’ye bildirdikleri KGÜP’lere uymakla yükümlüdürler. Dengeleme birimlerinin emre amade kapasitelerinde değişiklik olması durumunda, MYTM konu hakkında öncelikle telefon, paks gibi iletişim araçları aracılığıyla ve akabinde PYS aracılığıyla bilgilendirilir. Emre amade kapasitede meydana gelen her türlü değişiklik MYTM’ye değişikliğe sebep olan teknik gerekçe ile birlikte bildirilir ve MYTM’nin onayı ile geçerlilik kazanır. MYTM onayı ile emre amade kapasitede meydana gelecek hiçbir değişiklik katılımcının dengesizlik ile ilgili mali sorumluluklarını ortadan kaldırmaz.
(3) MYTM tarafından onaylanması suretiyle, emre amade kapasitede azalma yapılması durumunda, öncelikle ilgili dengeleme birimine ilişkin yük alma teklif miktarlarında azaltmaya gidilir. Yük alma teklif miktarında yapılan azaltmanın ilgili dengeleme birimine ilişkin emre amade azalmasını karşılamaması durumunda ilgili dengeleme biriminin KGÜP ve yük atma teklif miktarları da azaltılır. Emre amade kapasitesi azaltılan dengeleme birimine önceden verilmiş olan talimatlar emre amade kapasite azalması miktarı ile orantılı olarak MYTM tarafından sonlandırılır.
(4) MYTM tarafından onaylanması suretiyle, emre amade kapasitede artış yapılması durumunda, ilgili dengeleme birimi için, ilgili günün takip eden saatlerine ilişkin yük alma teklif miktarı girilmesine veya var olan yük alma teklif miktarlarının güncellenmesine izin verilir. Bir dengeleme birimine ilişkin emre amade kapasitenin artması söz konusu dengeleme biriminin KGÜP değerinin artırılması için gerekçe teşkil etmez.
(5) MYTM tarafından emre amade kapasitede meydana gelen değişikliğin onaylanmasını müteakip; bildirim ve onay zamanları da dahil olmak üzere dengeleme birimiyle ilgili diğer bilgiler PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
Yük alma ve yük atma tekliflerinin değerlendirilmesi
MADDE 72 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında her bir teklif bölgesi bazında sunulan yük alma, yük atma teklifleri her bir saat için fiyat sırasına göre dizilir. Fiyat sırasına dizilen yük alma, yük atma teklifleri;
a) iletim sistemi kısıtları,
b) dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin teknik kısıtlar,
c) arz güvenilirliği ve arz kalitesine ilişkin kriterler,
dikkate alınarak, işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak ve dengeleme maliyetleri en aza indirilecek şekilde değerlendirilir.
(2) Bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen kısıtlar sebebiyle verilen yük alma, yük atma talimat miktarları, Sistem İşletmecisi tarafından yayımlanır.
Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatları
MADDE 73 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında oluşturulan yük alma, yük atma talimatları ilgili dengeleme biriminin talimatın verilmesinden ya da talimatın başlangıç zamanından itibaren azami 15 dakikalık süre içinde gerçekleştirmesi gereken çıkış gücü değişimini belirtir.
(2) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki talimatlar, talimatın bildirilmesi ya da talimat başlangıç zamanının gelmesi ile yerine getirilmeye başlanır ve Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bir bildirim ile sona erdirilir. Aksi bildirilmedikçe, bir güne ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında bildirilen tüm talimatlar ilgili günün bitiminde sona erer.
(3) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen talimatlar ilgili katılımcılara öncelikle PYS aracılığıyla bildirilir. PYS aracılığıyla bildirilen talimatların gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da bildirilmesi esastır.
(4) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme birimlerine ilişkin üretimlerini talimatta belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır. Sistem İşletmecisi tarafından kabul edilebilir geçerli bir sebep olmaksızın, kendisine bildirimi yapılan talimatları, talimatında belirtilen şekilde yerine getirmeyen ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi, bu tür ihlallerin ortadan kaldırılması için yazılı uyarıda bulunur. İlgili piyasa katılımcısı tarafından bu tür ihlallerin devam ettirilmesi halinde Sistem İşletmecisi, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma başvurur.
(5) Kurum raporu inceleyerek ihlal tespiti halinde, ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygular.
Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin esaslar
MADDE 74 – (1) Uzlaştırmaya esas olmak üzere sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen yük alma ve yük atma talimatları, ilgili mevzuat gereğince Sistem İşletmecisi tarafından gerçekleştirilen diğer faaliyetler kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatlarından ayrı olarak değerlendirilir. Sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen talimatların etiket değeri 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 olarak Sistem İşletmecisi tarafından belirlenir. Bir talimatın, birden fazla amaçla da ilişkili olması durumunda, talimata, Sistem İşletmecisi tarafından en çok ilişkili olduğu sebeple ilgili talimat etiket değeri verilir.
Acil durum ve mücbir sebep hallerinde teklif kabulü ve talimatlar
MADDE 75 – (1) Sistem İşletmecisi, acil durumlarda ya da mücbir sebep hallerinde iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına ilgili üretim tesislerinin sağlayabilecekleri azami kapasiteleri çerçevesinde acil durum talimatı verir. Acil durum talimatları, ilgili dengeleme birimi için bir teklif kabulü olarak değerlendirilir. Acil durum talimatlarında, talimatın ilgili dengeleme birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan teklifler ile uyumlu olması şartı aranmaz. Acil durum talimatları, dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatları ile aynı yapıdadır. Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının acil durum talimatını yerine getirmeleri esastır. Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, acil durum talimatını yerine getiremeyeceklerinin ortaya çıkması durumunda Sistem İşletmecisini, sebepleri ile birlikte derhal haberdar eder.
(2) Dengeleme birimi olup dengeleme güç piyasası kapsamında teklif sunmamış olan veya dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine sahip piyasa katılımcılarına, ilgili üretim tesisleri için Sistem İşlemecisi tarafından acil durum talimatı verilebilir. Bu talimatlar için uzlaştırma fiyatı olarak, talimatın yük alma yönünde olması halinde ilgili saatte verilmiş olan yük alma talimat fiyatlarının en yükseği, talimatın yük atma yönünde olması halinde ilgili saatte verilmiş olan yük atma talimat fiyatlarının en düşüğü kullanılır ve talimatlar net talimat hacminin belirlenmesinde kullanılmak üzere kayda alınır. İlgili saatte, acil durum talimatı ile aynı yönde talimat oluşmaması durumunda, bir önceki ay aynı yönde verilmiş olan teklif fiyatlarının aritmetik ortalaması söz konusu talimatlar için uzlaştırma fiyatı olarak kullanılır.
Dengeleme güç piyasasına ilişkin PYS arıza prosedürleri
MADDE 76 – (1) 65 inci madde kapsamında ele alınan PYS’nin arızalanmasına ilişkin durumun dengeleme güç piyasasını da etkilemesi ve Sistem İşletmecisinin bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan süre zarfında tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda Sistem İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler. Bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda gerçekleştirilmesi gereken bildirimler 77 nci maddede belirtilen alternatif kanallar kullanılarak gerçekleştirilir. PYS’nin arızalanması ve Sistem İşletmecisinin ilgili günün başlamasından önce dengeleme güç piyasasına ilişkin teklifleri toplayamaması durumunda, piyasa katılımcılarının bu durumun başlamasından bir önceki gün ya da Sistem İşletmecisi tarafından duyurulacak benzer bir güne ait KGÜP değerleri, yük alma, yük atma teklifleri ve ilgili güne ilişkin varsa gün öncesi piyasası fiyatları ya da benzer güne ilişkin gün öncesi piyasası fiyatları arıza durumunun devam ettiği sürece, saatlik olarak kullanılır. Piyasa katılımcılarının, Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan değerleri gerçekleştirmelerinin teknik olarak mümkün olmaması durumunda, Sistem İşletmecisi durum hakkında bilgilendirilir. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına duyurulur.
(2) Sistem İşletmecisi ve dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları PYS arıza prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişiyi belirlemek, ilgili telefon ve faks numaralarını karşı tarafa sağlamak ve iletişim bilgileri değiştiğinde karşı tarafı bilgilendirmekle yükümlüdürler.
(3) Sistem İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi ve/veya Sistem İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
İKİNCİ BÖLÜM
Bildirimler ve Sistem İşletmecisi Tarafından Uzlaştırma için Sağlanacak Bilgiler
Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bildirimler
MADDE 77 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında,
a) piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi üretim/tüketim programlarının ve yük alma, yük atma tekliflerinin, emreamade kapasitelerinin ve yan hizmet birimleri için minimum kararlı üretim düzeyi değerlerinin Sistem İşletmecisine bildirilmesi,
b) Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi üretim/tüketim programlarında ya da yük alma, yük atma tekliflerinde tespit edilen hatalara ilişkin piyasa katılımcılarına yapılan bildirimler,
c) Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma, yük atma talimatlarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
ç) yukarıda belirtilenler dışında Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,
d) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler,
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen talimatlar ilgili katılımcılara öncelikle PYS aracılığıyla bildirilir. PYS aracılığıyla bildirilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da teyit edilebilir.
(3) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler sırasıyla faks ve telefon aracılığıyla gerçekleştirilebilir. Faks ve telefon yolu ile yapılan bildirimler, Sistem İşletmecisi tarafından PYS’ye aktarılır.
Talimat mutabakatları
MADDE 78 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına gönderilen talimatlara ilişkin olarak, her saatin bitimini takip eden dört saat içerisinde taraflar arasında mutabakat sağlanır.
(2) Talimat mutabakatları için, PYS üzerinden yapılan talimat bildirimlerinde PYS kayıtları esas alınır. İlgili talimat bildiriminin, bu Yönetmeliğin 77 nci maddesi hükümleri doğrultusunda diğer iletişim kanalları da kullanılarak yapılmış olması durumunda kullanılan iletişim kanallarına ilişkin kayıtlara da başvurulur. Sistem İşletmecisi ile ilgili piyasa katılımcısı arasında uyuşmazlık çıkması durumunda MYTM’deki ses kayıt sisteminde bulunan ses kayıtları geçerlidir.
(3) Mutabakat süresinin sona ermesi sonrasında talimatlara ve ilgili saat için Dengeleme Güç Piyasası kapsamında belirlenen Sistem Marjinal Fiyatına ilişkin herhangi bir değişiklik yapılamaz.
Sistem İşletmecisi tarafından uzlaştırma için sağlanacak bilgiler
MADDE 79 – (1), Sistem İşletmecisi, uzlaştırma için dengeleme güç piyasası kapsamındaki üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi bazında, söz konusu bildirim zamanı içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ilişkin, kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programını, dengeleme güç piyasası kapsamında verilmiş ve mutabakat sağlanmış olan yük alma ve yük atma talimatlarını, bu talimatların etiket değerlerini, teklif fiyatlarını ve Sistem İşletmecisi tarafından hesaplanan dengeleme güç piyasası kapsamındaki sistem marjinal fiyatları ile YGSMF, KÜPST ve diğer hesaplarda kullanılmak üzere gerekli verileri Piyasa İşletmecisine iletir.
ALTINCI KISIM
Uzlaştırmaya İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Kayıplara İlişkin Hususlar
Uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarları
MADDE 80 – (1) Uzlaştırma hesaplamalarında, piyasa katılımcılarının elektrik enerjisini ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin, çekiş ya da ihracat yapılan bir iletim sistemi bağlantı noktasında satın aldığı ve/veya sattığı kabul edilir. Uzlaştırma hesaplamaları için esas alınan alış–satış noktası, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası olarak adlandırılır.
(2) Kayıtlı sayaçlar tarafından ölçülen veriş-çekiş miktarları ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda aşağıdaki ana esaslar çerçevesinde ilgili kayıp katsayıları uygulanmak suretiyle uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarına dönüştürülür:
a) Sayaç ile itibari bağlantı noktası arasında sistem kayıplarının hesaplanmasında dikkate alınmamış olan bir indirici ya da yükseltici transformatör olması halinde, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanmasında, söz konusu sayaçların kayıt edilmesi esnasında kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi dikkate alınarak belirlenen ve ilgili transformatör kaybını yansıtmak üzere ölçülen veriş miktarını indirgeyen veya ölçülen çekiş miktarını yükselten bir transformatör kaybı katsayısı uygulanır. Bu kapsamda kayıp uygulanacak transformatörlerin belirlenmesinde, uygulanmakta olan iletim sistemi kayıp katsayısı hesaplamalarında dikkate alınan şebeke sınırları içerisine söz konusu transformatöre ait kayıpların dahil edilmemiş olması esastır.
b) Sayaç ile itibari bağlantı noktası arasında sistem kayıplarının hesaplanmasında dikkate alınmamış olan bir hat bulunması halinde, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanmasında, söz konusu sayaçların kayıt edilmesi esnasında kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi dikkate alınarak belirlenen ve ilgili hat kaybını yansıtmak üzere ölçülen veriş miktarını indirgeyen veya ölçülen çekiş miktarını yükselten bir hat kaybı katsayısı uygulanır. Bu kapsamda kayıp uygulanacak hatların belirlenmesinde, uygulanmakta olan iletim sistemi kayıp katsayısı hesaplamalarında dikkate alınan şebeke sınırları içerisine söz konusu hatta ait kayıpların dahil edilmemiş olması esastır.
c) Uzlaştırma hesaplamalarında, iletim sistemine bağlı üretim ve/veya ithalat yapılan bağlantı noktasından iletim sistemine verilen elektrik enerjisi, uzlaştırmaya esas veriş miktarlarının hesaplanmasında, ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin iletim sistemi kaybı yansıtılarak indirgenir.
ç) Dağıtım sistemine bağlı üretim tesislerinin uzlaştırmaya esas veriş miktarlarının hesaplanmasında, ölçülen veriş miktarına iletim sistemi kayıpları uygulanmaz.
d) Dağıtım şirketi kullanımındaki orta gerilim baralarından iletim sistemine enerji akışı olması durumunda, söz konusu enerjiye iletim sistemi kayıpları uygulanmaz.
İKİNCİ BÖLÜM
Veriş-Çekiş Değerlerinin Okunması, Toplanması, Doğrulanması ve Düzeltilmesi
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerinin okunması, toplanması ve doğrulanması
MADDE 81 – (1) Piyasa katılımcıları adına kayıtlı olan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları içerisinde yer alan sayaçlara ilişkin değerler TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde okunur ya da belirlenir ve fatura döneminin sonunu takip eden ilk on gün içerisinde elektronik olarak PYS’ye aktarılır.
(2) PYS’ye veri aktarımında kullanılacak olan elektronik veri aktarım biçimi Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Uzlaştırma kapsamında değerlerinin bildirilmesi gereken sayaçların listesi, yeni kayıtlar ve kayıtların güncellenmesine bağlı olarak, Piyasa İşletmecisi tarafından fatura dönemi bazında PYS aracılığı ile güncellenir.
(4) İlgili mevzuat kapsamında uzlaştırma dönemi bazında okunacağı tespit edilen sayaçların, ilgili fatura döneminin her bir uzlaştırma dönemine ait:
a) kWh olarak sistemden çekilen aktif elektrik enerjisi,
b) kWh olarak sisteme verilen aktif elektrik enerjisi,
değerleri okunur.
(5) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri kapsamında görevli tedarik şirketinden enerji temin eden tüketim birimlerini içeren kategorilerin her biri için Kurumca yayımlanacak Toplam Tüketim Tahmini Belirleme Metodolojisi çerçevesinde toplam tüketim değerleri dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından fatura döneminin bitişini takip eden ilk on gün içerisinde belirlenerek ilgili piyasa katılımcısına ve Piyasa İşletmecisine PYS veya kurumsal elektronik posta vasıtasıyla bildirilir.
(6) Bu madde kapsamında PYS’ye aktarılan, elektronik ortamda Piyasa İşletmecisine gönderilen ve PYS’ye aktarılan sayaç değerleri, faturaya esas değerler olarak kabul edilir.
Veriş-çekiş değerlerinin doğrulanması veya düzeltilmesi
MADDE 82 – (1) Tarafların itirazlarına ya da düzeltmelerine olanak tanımak amacıyla, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerleri, PYS aracılığı ile ilan edilir.
(2) TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden yazılı veya elektronik ortamda bir düzeltme gelmesi halinde, TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden gelen düzeltme tutanağında yer alan düzeltilmiş veriş-çekiş değerleri, ilgili fatura dönemi için geçerli olur.
(3) Piyasa katılımcısının düzeltme talebi olması halinde, TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye başvuruda bulunarak, mutabık kalınması ve mutabık kalınan değerin TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından elektronik ortamda Piyasa İşletmecisine gönderilmesi esastır.
(4) Fatura döneminin bitişini takip eden 12 nci gün saat 17:30’dan sonra uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisine gönderilen düzeltilmiş değerler, söz konusu aya ilişkin uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz ve PYS’de yer mevcut değerler kabul edilir.
Okunan sayaç değerlerinin uzlaştırma dönemi bazında olmaması veya sayaçların her fatura dönemi sonunda okunamaması durumu
MADDE 83 – (1) Uzlaştırma kapsamındaki sayaçlardan uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapılamaması durumunda, uzlaştırma dönemi bazındaki değerler, okunan sayaç değerlerine profiller uygulanarak hesaplanır. Profil uygulamasına ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından hazırlanır ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girer.
(2) Uzlaştırma kapsamındaki sayaçlardan, her fatura dönemi sonunda okunması gerekmeyenler ve yönetmelikte atıfta bulunulan diğer hususlar Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda belirlenir. Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar Kurum tarafından hazırlanır ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girer.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Uzlaştırmaya Esas Veriş-Çekiş Miktarlarının ve İletim Sistemi Kayıp Katsayısının Hesaplanması
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanması
MADDE 84 – (1) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ait veriş-çekiş miktarları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(1a)
(1b)
(2) Bu formülde geçen;
UEVMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait Uzlaştırmaya Esas Veriş Miktarını (MWh),
İSVMb,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),
İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
UEÇMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait Uzlaştırmaya Esas Çekiş Miktarını (MWh),
İSÇMb,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),
g “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin iletim sistemine veriş-çekiş miktarlarının hesaplanması
MADDE 85 – ,(1) Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin saatlik olarak iletim sistemine veriş ve iletim sisteminden çekiş miktarları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2a)
(2b)
(2) Bu formüllerde geçen;
İSVMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),
SVDb,s,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacının, ölçülen veriş değerini gösteren “u” uzlaştırma dönemine ait Sisteme Veriş Değerini (MWh),
TKKb,s “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan Transformatör Kayıp Katsayısını,
HKKb,s “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan Hat Kayıp Katsayısını,
x “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonunda yer alan sayaç sayısını,
k “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına veya kategorilere uygulanan 0 ya da 1 değerleri olan katsayıyı,
İSÇMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),
SÇDb,s,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacının, ilgili sayacın iletim sisteminde yer alması durumunda ölçülen, 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri kapsamında görevli tedarik şirketinden enerji temin eden tüketim birimlerini içeren bir kategori olması durumunda hesaplanan toplam çekiş değerini, ilgili sayacın dağıtım sisteminde yer alması durumunda dağıtım sisteminden net çekiş değerini gösteren “u” uzlaştırma dönemine ait Sistemden Çekiş Değerini (MWh)
ifade eder.
İletim sistemi kayıp miktarının ve katsayısının hesaplanması
MADDE 86 – (1) Her bir uzlaştırma dönemi İletim Sistemi Kayıp miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3a)
(2) Her bir uzlaştırma dönemi için uygulanacak İletim Sistemi Kayıp Katsayısı TEİAŞ’ın iletim sistemi kayıplarını satın almaya başlayacağı tarihe kadar aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3b)
(3) Bu formüllerde geçen;
İSKMu “u” uzlaştırma dönemine ait hesaplanan İletim Sistemi Kayıp Miktarını,
İSKKu “u” uzlaştırma dönemine ait hesaplanan İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
İSVMs,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan “s” sayacının “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),
İSÇMs,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan “s” sayacının “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),
n “u” uzlaştırma döneminde, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan sayaç sayısını
ifade eder.
(4) TEİAŞ’ın iletim sistemi kayıplarını satın almaya başlamasıyla birlikte uzlaştırmaya ilişkin hesaplamalarda İletim Sistemi Kayıp Katsayısı sıfır olarak alınır ve İletim Sistemi Kayıp Miktarı TEİAŞ’ın uzlaştırmaya esas çekiş miktarı olarak kabul edilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimleri
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerine ilişkin kurallar
MADDE 87 – (1) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, her ikisi de kayıtlı piyasa katılımcısı olan ve biri alıcı diğeri satıcı konumundaki lisans sahibi iki tüzel kişi tarafından ortaklaşa yapılır.
(2) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarı; piyasa katılımcılarının düzenlemeye tabi olan ya da olmayan ikili anlaşmalar vasıtasıyla belli bir uzlaştırma dönemi bazında aynı teklif bölgesine ilişkin almayı ya da satmayı, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri kapsamında Piyasa İşletmecisine bildirdiği elektrik enerjisi miktarıdır. Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi
MADDE 88 – (1) Herhangi bir günde yer alan bir uzlaştırma dönemine ilişkin uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi, en geç, ilgili günün bir gün öncesinde saat 16:00’a kadar, piyasa katılımcısı tarafından, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(2) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi;
a) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi için alıcı olan piyasa katılımcısı,
b) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi için satıcı olan piyasa katılımcısı,
c) Her bir uzlaştırma dönemi için, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarı (lot),
ç) İkili anlaşmanın geçerli olduğu teklif bölgesi
bilgilerini içerir.
(3) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin, bildirime taraf olan her iki piyasa katılımcısı tarafından ortak olarak yapılması esastır. Tek bir piyasa katılımcısı tarafından yapılan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi geçerli sayılmaz.
(4) Bildirimin, ilgili günden sonra geçerliliğinin devam edecek olması durumunda, bildirimin hangi günler için geçerli olacağı bildirilir.
(5)
(6) Piyasa katılımcıları tarafından PYS aracılığıyla yapılan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri faturaya esas resmi değerler olarak kabul edilir.
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin değiştirilmesi
MADDE 89 – (1) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, en geç, ilgili günün bir gün öncesinde saat 16:00’a kadar ilgili piyasa katılımcılarından biri tarafından değiştirilebilir.
(2) İthalat-ihracata ilişkin uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, Sistem İşletmecisi ve ilgili piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine ayrı ayrı yapacakları mutabık kalınmış ikili anlaşma bildirimlerini içeren değişiklik talepleri doğrultusunda güncellenebilir.
İkili anlaşma bildirimleri kapsamında karşılığı olmayan piyasa işlemi
MADDE 89/A- (1) Karşılığı olmayan piyasa işlemi niteliğindeki ikili anlaşma bildirimleri Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem hükümleri çerçevesinde iptal edilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Uzlaştırma İşlemlerine İlişkin Genel Hükümler
Fatura dönemi
MADDE 90 – (1) Fatura dönemi, bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’da biten süreyi ifade eder.
Uzlaştırma dönemleri
MADDE 91 – (1) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir saat bir uzlaştırma dönemini oluşturur.
ALTINCI BÖLÜM
Gün Öncesi Piyasası Faaliyetlerinin Uzlaştırılması
Gün öncesi piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri
MADDE 92 – (1) Gün öncesi piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılmasında;
a) Gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ait ilgili piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin teklifleri,
b) Gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ait gerçekleştirmiş oldukları enerji satış ya da enerji alış miktarları,
c) PYS’nin ilgili modülü aracılığıyla, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ilişkin, gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin teklifleri dikkate alınarak her bir teklif bölgesi için hesaplanan nihai piyasa takas fiyatları,
dikkate alınır.
(2) Birinci fıkranın;
a) (a) bendinde yer alan veriler piyasa katılımcıları tarafından,
b) (b) ve (c) bentlerinde yer alan veriler Piyasa İşletmecisi tarafından
sağlanır.
Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 93 – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4a)
(2) Bu formülde geçen;
SSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
SSFt,p,s,u,r 94 üncü madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak sistem satış fiyatını (TL/MWh),
SSMt,p,s,u,rGün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait sisteme enerji satışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
a ilgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(3) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4b)
(4) Bu formülde geçen;
SSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
SSTt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b ilgili fatura dönemine ilişkin avans dönemi sayısını,
ifade eder.
Sistem satış fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 94 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi piyasası kapsamında sunmuş olduğu saatlik tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem satışlarında uygulanacak sistem satış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
SSFt,p,u,r = NPTFt,u (5a)
(2) Birinci fıkradaki formüllerde geçen;
NPTFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait nihai piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
SSFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” saatlik teklifi için uygulanacak Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh),
ifade eder.”
(3) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi piyasası kapsamında sunmuş olduğu blok ve esnek tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem satışlarında uygulanacak sistem satış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(5b)
(4) Üçüncü fıkradaki formüllerde geçen;
SSFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesi için, “r” blok veya esnek teklifi için uygulanacak Saatlik Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh)
AOPTFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifi için Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca hesaplanan ağırlıklı ortalama piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
ÜFBp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” esnek veya blok satış teklifi için Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca hesaplanan birim bedeli (TL/MWh)
ifade eder.
Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 95 – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(6a)
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
SATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SAFt,p,s,u,r 96 ncı madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak sistem alış fiyatını (TL/MWh),
SAMt,p,s,u,r Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait sistemden enerji alışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
a İlgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(3) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(6b)
(4) Bu formülde geçen;
SATt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
b ilgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
ifade eder.
Sistem alış fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 96 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi piyasası kapsamında sunmuş olduğu saatlik tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem alışlarında uygulanacak sistem alış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
SAFt,p,u,r = NPTFt,u (7a)
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
NPTFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait nihai piyasa takas fiyatını(TL/MWh),
SAFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” saatlik teklifi için uygulanacak Sistem Alış Fiyatını (TL/MWh),
ifade eder.
(3) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi piyasası kapsamında sunmuş olduğu blok ve esnek tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem alışlarında uygulanacak sistem alış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(7b)
(4) Üçüncü fıkradaki formüllerde geçen;
SAFt,pr “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesi için, “r” blok veya esnek teklifi için uygulanacak Saatlik Sistem Alış Fiyatını (TL/MWh)
AOPTFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifi için Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca hesaplanan ağırlıklı ortalama piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
TFBp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” esnek veya blok alış teklifi için Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca hesaplanan birim bedeli (TL/MWh),
ifade eder.
Vadeli elektrik piyasası kapsamında sahip olunan pozisyonlara ilişkin tutarların hesaplanması
MADDE 97, – (1) Vadeli elektrik piyasasında sahip olunan pozisyonlara ilişkin olarak, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak ve/veya borç tutarı aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Birinci fıkrada yer alan formüllerde geçen;
VEPSTp,f “p” piyasa katılımcısının “f” fatura dönemindeki kısa pozisyon sahibi olduğu kontratlara ilişkin hesaplanan satış tutarını,
VEPATp,f “p” piyasa katılımcısının “f” fatura dönemindeki uzun pozisyon sahibi olduğu kontratlara ilişkin hesaplanan alış tutarını,
EFt,p,i,j,u “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının “i” kontratındaki “j” pozisyonunun “u” uzlaştırma dönemi için eşleşme fiyatını (TL/MWh),
VEPSMt,p,i,j,u “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının kısa pozisyon sahibi olduğu “i” kontratındaki “j” pozisyonunun “u” uzlaştırma dönemi için eşleşme miktarını (MWh),
VEPAMt,p,i,j,u “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının uzun pozisyon sahibi olduğu “i” kontratındaki “j” pozisyonunun “u” uzlaştırma dönemi için eşleşme miktarını (MWh),
m “f” fatura döneminde, “p” piyasa katılımcısı için uzlaştırma hesaplamasına dahil edilen kontrat sayısını,
n “f” fatura döneminde, “p” piyasa katılımcısı için uzlaştırma hesaplamasına dahil edilen kontratlardaki sahip olunan pozisyon sayısını,
z İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
y “i” kontratının teslimat dönemi içerisinde yer alan “f” fatura dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
ifade eder.
Gün içi piyasası kapsamında gerçekleşen eşleşmelere ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 98, (1) Gün içi piyasasının uzlaştırılmasında gün içi piyasası kapsamında enerji satışı ya da enerji alışlarına ilişkin ticari işlem onayları dikkate alınır.
(2) Gün içi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3) İkinci fıkradaki formülde geçen;
GİPATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen gün içi piyasası alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
EFt,p,s,u,r 66/F maddesi uyarınca belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” eşleşmesi için uygulanacak alış yönündeki eşleşme fiyatını (TL/MWh),
GİPAMt,p,s,u,r 66/F maddesi uyarınca belirlenen “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” eşleşmesinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu alış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait sistemden enerji alışı gerçekleştirmiş olduğu eşleşme sayısını,
a İlgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(4) Gün içi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(5) Dördüncü fıkradaki formülde geçen;
GİPATt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen gün içi piyasası alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
GİPATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen gün içi piyasası alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
b İlgili fatura dönemine ilişkin avans dönemi sayısını,
ifade eder.
(6) Gün içi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(7) Altıncı fıkradaki formülde geçen;
GİPSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen gün içi piyasası satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
EFt,p,s,u,r 66/F maddesi uyarınca belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” eşleşmesi için uygulanacak satış yönündeki eşleşme fiyatını (TL/MWh),
GİPSMt,p,s,u,r 66/F maddesi uyarınca belirlenen “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” eşleşmesinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu satış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait sistemde enerji satışı gerçekleştirmiş olduğu eşleşme sayısını,
a İlgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(8) Gün içi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(9) Sekizinci fıkradaki formülde geçen;
GİPSTt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen gün içi piyasası satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
GİPSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen gün içi piyasası satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b İlgili fatura dönemine ilişkin avans dönemi sayısını,
ifade eder.
Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin oluşan gelirin hesaplanması
MADDE 99 – (1) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin teklif bölgeleri arasındaki fiyat farklılıklarından kaynaklanan ve TEİAŞ tarafından öncelikli olarak fiyat farkına sebep olan iletim kısıtını gidermek için iletim yatırımı yapılmak üzere değerlendirilecek gelir kalemi aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(8)
(2) Bu formülde geçen;
GÖPGs “s” avans dönemi için gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin bölgesel fiyat farklılıklarından kaynaklanan ve TEİAŞ tarafından sadece iletim yatırımı yapılmak üzere değerlendirilecek gün öncesi piyasası geliri (TL),
SATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
n “s” avans dönemine ilişkin teklif bölgelerinin sayısını,
m “s” avans dönemine ilişkin piyasa katılımcılarının sayısını,
ifade eder.
YEDİNCİ BÖLÜM
Dengeleme Güç Piyasası Faaliyetlerinin Uzlaştırılması
Dengeleme güç piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri
MADDE 100 – (1) Dengeleme güç piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılmasında;
a) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait, ilgili piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin yük alma, yük atma teklifleri,
b) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan talimatlar çerçevesinde kabul edilmiş olan yük alma, yük atma miktarları,
c) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının kabul edilen yük alma, yük atma teklifleri doğrultusunda Sistem İşletmecisi tarafından her bir teklif bölgesi için hesaplanan sistem marjinal fiyatları
dikkate alınır.
(2) Birinci fıkranın;
a) (a) bendinde yer alan veriler piyasa katılımcıları tarafından,
b) (b) ve (c) bentlerinde yer alan veriler Sistem İşletmecisi tarafından
sağlanır.
Uzlaştırma dönemi bazında sistemin yönünün belirlenmesi
MADDE 101 – (1) Uzlaştırma dönemi bazında bir fiyat bölgesine ilişkin sistem yönü ve Net Talimat Hacmi aşağıdaki formüllere göre belirlenir:
İlgili uzlaştırma dönemi için (9a)
ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde enerji açığı oluşmuştur.
İlgili uzlaştırma dönemi için (9b)
ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde enerji fazlası oluşmuştur.
İlgili uzlaştırma dönemi için (9c)
ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde sistem dengededir.
(9d)
(2) Bu formüllerde geçen;
YALMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerlerine sahip, kabul Edilen Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
YATMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerlerine sahip, kabul Edilen Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
NTH ilgili fiyat bölgesi için Net Talimat Hacmini (MWh),
k “u” uzlaştırma dönemi için, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerine sahip teklifi kabul edilmiş olan dengeleme birimi sayısını,
m “u” uzlaştırma dönemi için, “d” dengeleme biriminin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerine sahip kabul edilmiş yük alma teklif sayısını,
n “u” uzlaştırma dönemi için, “d” dengeleme biriminin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerine sahip kabul edilmiş yük atma teklif sayısını,
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 102 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine verilen yük alma talimatlarına ilişkin olarak bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(10)
(2) Bu formülde geçen;
KEYALTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
KEYALMd,u,r 104 üncü madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
YALFd,u,r 103 üncü madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Alma Fiyatını (TL/MWh),
YGYALTdDengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen ancak yerine getirilmeyen yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek ve 102/A maddesi uyarınca hesaplanacak Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimat Tutarı adındaki borç tutarını (TL),
n Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirilmeyen yük alma talimatlarına ilişkin ilgili katılımcıya yansıtılacak tutarın hesaplanması
MADDE 102/A – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında sistemde enerji açığı olduğu her bir uzlaştırma dönemi için, kabul edilen ve yerine getirilmiş teklif miktarı doğrultusundaki sistem marjinal fiyatı olan YGSMF belirlenir.
(2) YGSMF ile dengeleme güç piyasası kapsamında verilen tüm talimatlar dikkate alınarak belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı arasında fark oluşması halinde, bu fark ile yük alma yönünde yerine getirilen talimat miktarının çarpılması neticesinde, yerine getirilmeyen yük alma talimatlarına ilişkin maliyet hesaplanır.
(3) Her bir piyasa katılımcısının, her bir uzlaştırma dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirmediği yük alma talimat miktarının, ilgili uzlaştırma döneminde toplam yerine getirilmeyen yük alma talimat miktarına oranı bulunur.
(4) Bu maddenin ikinci fıkrası kapsamında hesaplanan maliyet, üçüncü fıkra kapsamında belirlenen oran doğrultusunda, Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimat Tutarı olarak ilgili katılımcılara yansıtılır.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin yük alma fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 103 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük alma talimatlarına ilişkin olarak uygulanacak yük alma fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(2) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesinde enerji açığı olduğu durumda,
YALTFd,u,r ≤ SMFd,u,t ise YALFd,u,r = SMFd,u,t (11a)
YALTFd,u,r > SMFd,u,t ise YALFd,u,r = YALTFd,u,r (11b)
(3) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesi dengede olduğu ve/veya fiyat bölgesinde enerji fazlası olduğu durumlarda,
YALFd,u,r = YALTFd,u,r (11c)
(4) Bu formüllerde geçen;
YALTFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için Yük Alma Teklif Fiyatını (TL/MWh),
SMFd,u,t Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma döneminde yer aldığı “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, hesaplanan Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
YALFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Alma Fiyatını (TL/MWh)
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin kabul edilen yük alma teklif miktarlarının belirlenmesi
MADDE 104 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük alma talimatlarına ilişkin kabul edilen yük alma teklif miktarları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(12)
(2) Bu formülde geçen;
KEYALMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
YALTMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş ve 78 inci madde çerçevesinde yerine getirilmiş olan Yük Alma Talimat Miktarını (MW),
İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük alma talimatının saat ve dakika olarak başlangıç zamanını,
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük alma talimatının saat ve dakika olarak bitiş zamanını,
g Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 105 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine verilen yük atma talimatlarına ilişkin olarak bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(13)
(2) Bu formülde geçen;
KEYATTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
KEYATMd,u,r 107 nci madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
YATFd,u,r 106 ncı madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Atma Fiyatını (TL/MWh),
YGYATTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen ancak yerine getirilmeyen yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek ve 105/A maddesi uyarınca hesaplanacak Yerine Getirilmeyen Yük Atma Talimat Tutarı adındaki borç tutarını (TL),
n Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirilmeyen yük atma talimatlarına ilişkin ilgili katılımcıya yansıtılacak tutarın hesaplanması
MADDE 105/A – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında sistemde enerji fazlası olduğu her bir uzlaştırma dönemi için, kabul edilen ve yerine getirilmiş teklif miktarı doğrultusundaki sistem marjinal fiyatı olan YGSMF belirlenir.
(2) YGSMF ile dengeleme güç piyasası kapsamında verilen tüm talimatlar dikkate alınarak belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı arasında fark oluşması halinde, bu fark ile yük atma yönünde yerine getirilen talimat miktarının çarpılması neticesinde, yerine getirilmeyen yük atma talimatlarına ilişkin maliyet hesaplanır.
(3) Her bir piyasa katılımcısının, her bir uzlaştırma dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirmediği yük atma talimat miktarının, ilgili uzlaştırma döneminde toplam yerine getirilmeyen yük atma talimat miktarına oranı bulunur.
(4) Bu maddenin ikinci fıkrası kapsamında hesaplanan maliyet, üçüncü fıkra kapsamında belirlenen oran doğrultusunda, Yerine Getirilmeyen Yük Atma Talimat Tutarı olarak ilgili katılımcılara yansıtılır.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin yük atma fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 106 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük atma talimatlarına ilişkin olarak uygulanacak yük atma fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(2) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesinde enerji fazlası olduğu durumda,
YATTFd,u,r ≥ SMFd,u,t ise YATFd,u,r = SMFd,u,t (14a)
YATTFd,u,r < SMFd,u,t ise YATFd,u,r = YATTFd,u,r (14b)
(3) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesi dengede olduğu ve/veya fiyat bölgesinde enerji açığı olduğu durumlarda,
YATFd,u,r = YATTFd,u,r (14c)
(4) Bu formüllerde geçen;
YATTFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için Yük Atma Teklif Fiyatını (TL/MWh),
SMFd,u,t Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma döneminde yer aldığı “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan, Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
YATFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Atma Fiyatını (TL/MWh)
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin kabul edilen yük atma teklif miktarlarının belirlenmesi
MADDE 107 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük atma talimatlarına ilişkin kabul edilen yük atma teklif miktarları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(15)
(2) Bu formülde geçen;
KEYATMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
YATTMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş ve 78 inci madde çerçevesinde yerine getirilmiş olan Yük Atma Talimat Miktarını (MW),
İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük atma talimatının saat ve dakika olarak başlangıç zamanını,
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük atma talimatının saat ve dakika olarak bitiş zamanını
g Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri
ifade eder.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Enerji Dengesizliklerinin Uzlaştırılması
Enerji dengesizliklerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri
MADDE 108 – (1) Enerji dengesizliklerinin uzlaştırılmasında;
a) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan talimatlar çerçevesinde kabul edilmiş olan yük alma, yük atma miktarları ve kabul edilmiş olan bu teklifler için geçerli fiyatlar,
b) Her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için, bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş ve/veya çekiş miktarları,
c) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca oluşturulan kategorilerin Toplam Tüketim Tahmini Belirleme Metodolojisi çerçevesinde belirlenen toplam tüketim değerleri,
ç) Her bir dengeden sorumlu tarafın bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait ikili anlaşma bildirimi miktarları,
d) Yan hizmet sağlayan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait, enerji bedeli yan hizmetler kapsamında ödenen yan hizmetler gereği gerçekleştirilmiş olan üretim miktarı,
e) Gün öncesi piyasası sonucunda her bir piyasa katılımcısının sisteme satış ya da sistemden alış miktarları,
f) Nihai piyasa takas fiyatları,
g) Gün içi piyasası sonucunda her bir piyasa katılımcısının alış veya satış miktarları,
ğ) Vadeli elektrik piyasası kapsamında her bir piyasa katılımcısının satış ya da alış miktarları,
dikkate alınır.
(2) Birinci fıkranın;
a) (a) bendinde yer alan veriler Sistem İşletmecisi tarafından,
b) (b) bendinde yer alan verilerin hesaplanabilmesi için gerekli sayaç ölçüm değerleri TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından,
c) (ç) bendinde yer alan veriler dengeden sorumlu taraflar tarafından,
ç) (c) bendinde yer alan veriler ilgili dağıtım şirketi tarafından,
d) (d) bendinde yer alan veriler yan hizmet anlaşmalarının yürütülmesinden sorumlu TEİAŞ birimi tarafından,
e) (e), (f), (g) ve (ğ) bentlerinde yer alan veriler Piyasa İşletmecisi tarafından,
sağlanır.
Sistem marjinal fiyatının hesaplanması
MADDE 109 – (1) Her bir teklif bölgesi için uzlaştırma dönemi bazında belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı (SMFt,u), teklif bölgesinin uzlaştırma dönemi bazında enerji denge durumuna bağlı olarak aşağıdaki şekilde hesaplanır:
a) Söz konusu saatte “t” teklif bölgesinde enerji açığı oluştuğunda, Sistem Marjinal Fiyatı, yük alma teklif fiyatlarının en düşüğünden başlanılmak üzere 101 inci madde uyarınca hesaplanan Net Talimat Hacmine tekabül eden en yüksek teklif fiyatına eşittir.
b) Söz konusu saatte “t” teklif bölgesinde enerji fazlası oluştuğunda, Sistem Marjinal Fiyatı, yük atma teklif fiyatlarının en yükseğinden başlanılmak üzere 101 inci madde uyarınca hesaplanan Net Talimat Hacmine tekabül eden düşük teklif fiyatına eşittir.
c) Söz konusu saatte sistem dengede olduğunda, Sistem Marjinal Fiyatı, “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemi için nihai piyasa takas fiyatına eşittir.
(2) Bir teklif fiyatının Sistem Marjinal Fiyatının belirlenmesinde dikkate alınması için talimat almış olması şartı aranmaz.
Enerji dengesizlik ve kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma tutarının hesaplanması
MADDE 110, , – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın her bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizliğine ilişkin olarak bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek borç veya alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(17)
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
EDTf Bir fatura dönemi için “f” dengeden sorumlu tarafın enerji dengesizliği tutarını (TL),
EDMf,t,u(-) 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesindeki, “u” uzlaştırma dönemine ilişkin enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sistemden aldığı enerji miktarını (MWh),
EDMf,t,u(+) 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesindeki, “u” uzlaştırma dönemine ilişkin enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sisteme sattığı enerji miktarını (MWh),
NPTFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait nihai piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
SMFt,u “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
n Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenerek en az üç ay öncesinden duyurulmak kaydı ile katılımcıların negatif enerji dengesizliği halinde kullanılacak olan katsayıyı,
l Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenerek en az üç ay öncesinden duyurulmak kaydı ile katılımcıların pozitif enerji dengesizliği halinde kullanılacak olan katsayıyı,
ifade eder.
(3) Bir piyasa katılımcısının adına kayıtlı ve KGÜP bildirmekle yükümlü olan bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bir uzlaştırma dönemine ait kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4) Üçüncü fıkradaki formülde geçen;
KÜPSTp “p” piyasa katılımcısının, beklenen uzlaştırma dönemi üretim/tüketim miktarından sapması nedeniyle ödemekle yükümlü olduğu tutarı (TL),
KÜPSMp,t,b,u “p” piyasa katılımcısının, adına kayıtlı ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin “u” uzlaştırma dönemine ait, Kurul kararıyla belirlenen hesaplama yöntemi kullanılarak bulunan beklenen uzlaştırma dönemi üretim/tüketim miktarından sapma miktarını (MWh),
NPTFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait nihai piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
SMFt,u “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
n Kurul kararıyla belirlenen ve üretim planından sapmaya ilişkin tutarın hesaplanmasında kullanılacak fiyatın belirlenmesine dair katsayıyı,
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
z “p” piyasa katılımcısı adına kayıtlı uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi sayısı,
j İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
ifade eder.
Bir dengeden sorumlu tarafın bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizlik miktarının hesaplanması
MADDE 111 – (1) Bir fatura dönemi için, her bir dengeden sorumlu tarafın, her bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizlik miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(18)
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
EDMf,t,u “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
UEVMf,t,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Veriş Miktarını (MWh),
UEÇMf,t,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Çekiş Miktarını (MWh),
UEİAMf,t,u 112 nci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesine ilişkin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),
GİPMf,t,u 112/A maddesi uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesine ilişkin, “u” uzlaştırma dönemi için Gün İçi Piyasası Miktarını (MWh),
VEPMf,t,u 112/B maddesi uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesine ilişkin, “u” uzlaştırma dönemi için toplam Vadeli Elektrik Piyasası Miktarını (MWh),
SSMt,p,u,r Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası kapsamında, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Satış Miktarını (MWh),
SAMt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası kapsamında, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Alış Miktarını (MWh),
k “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “t” teklif bölgesi için “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
l “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı piyasa katılımcısı sayısını,
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
KEYALMf,d,u,r “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
h “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “t” teklif bölgesi için “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan dengeleme birimi sayısını,
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
KEYATMf,d,u,r “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma miktarlarının hesaplanması
MADDE 112 – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için uzlaştırmaya esas ikili anlaşmalarının miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(19a)
(19b)
(2) Bu formülde geçen;
UEİAMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),
UEİAMp,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),
UEİABp,u,t,z1 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z1” piyasa katılımcısına enerji satışı için ve/veya enerji bedeli yan hizmetler kapsamında ödenen yan hizmetler gereği gerçekleştirilen üretime ilişkin yapılan Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimini (MWh),
UEİABp,u,t,z2 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z2” piyasa katılımcısından enerji alımı için yapılan Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimini (MWh),
k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu piyasa katılımcısı sayısını,
n “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi satışı yaptığı dengeden sorumlu taraf sayısını,
m “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi alışı yaptığı dengeden sorumlu taraf sayısını
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas gün içi piyasası hacminin hesaplanması
MADDE 112/A – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için gün içi piyasası miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(20a)
(20b)
(2) Bu formülde geçen;
GİPMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Gün İçi Piyasası Miktarını (MWh),
GİPMp,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Gün İçi Piyasası Miktarını (MWh),
GİPSMp,u,t,z1 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z1” piyasa katılımcısına Gün İçi Piyasası Satış Miktarını (MWh),
GİPAMp,u,t,z2 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z2” piyasa katılımcısından Gün İçi Piyasası Alış Miktarını (MWh),
k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu piyasa katılımcısı sayısını,
n “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi satışı yaptığı taraf sayısını,
m “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi alışı yaptığı taraf sayısını
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas vadeli elektrik piyasası miktarının hesaplanması
MADDE 112/B- (1) Bir dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için vadeli elektrik piyasası miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(20c)
(20ç)
(2) Birinci fıkradaki formüllerde geçen;
VEPMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Toplam Vadeli Elektrik Piyasası Miktarını (MWh),
VEPMp,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Toplam Vadeli Elektrik Piyasası Miktarını (MWh),
VEPAMp,u,t,z2 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z2” piyasa katılımcısından Toplam Vadeli Elektrik Piyasası Alış Miktarını (MWh),
VEPSMp,u,t,z1 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z1” piyasa katılımcısına Toplam Vadeli Elektrik Piyasası Satış Miktarını (MWh),
k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu piyasa katılımcısı sayısını,
n “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi satışı yaptığı piyasa katılımcısı sayısını,
m “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi alışı yaptığı piyasa katılımcısı sayısını,
ifade eder.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Net Toplam Bakiyenin ve Piyasa İşletim Ücretinin Dağıtılması
Net toplam bakiyenin piyasa katılımcılarına dağıtılması
MADDE 113 – (1) Piyasa İşletmecisinin, toptan elektrik piyasası adına yaptığı işlemlerden kar veya zarar etmemesi esasına dayalı olarak, bir fatura dönemi içerisinde, gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının gerçekleştirmiş oldukları enerji alış ve satışları ve süresinde ödenmeyen alacaklar hariç olmak üzere, dengeleme mekanizmasının uzlaştırılması ve dengeden sorumlu tarafların dengesizliklerinin uzlaştırılmasına ilişkin olarak, piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek alacaklar toplamı ile TEİAŞ’tan tahsil edilecek Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarının, borçlar toplamına eşit olması esastır.
(2) Bu doğrultuda,
a) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma talimatlarına ve enerji fazlasına ilişkin olarak piyasa katılımcılarına ve dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilen toplam alacak tutarının, dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük atma talimatlarına ve enerji açığına ilişkin olarak tahakkuk ettirilen toplam borç tutarından fazla olması halinde, TEİAŞ’ın borcu olarak tahakkuk ettirilecek,
b) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük atma talimatlarına ve enerji açığına ilişkin olarak piyasa katılımcılarına ve dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilen toplam borç tutarının, dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma talimatlarına ve enerji fazlasına ilişkin olarak tahakkuk ettirilen toplam alacak tutarından fazla olması halinde, TEİAŞ’ın alacağı olarak tahakkuk ettirilecek,
sıfır bakiye düzeltme tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(21)
(3) İkinci fıkradaki formülde geçen;
SBDT Bir fatura dönemine ait Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarını (TL),
KEYALTd 102 nci maddede belirtilen formül uyarınca sadece 0 ve 1 kodlu yük alma teklifleri dikkate alınarak hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen 0 ya da 1 kodlu yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
KEYATTd 105 inci maddede belirtilen formül uyarınca sadece 0 ve 1 kodlu yük atma teklifleri dikkate alınarak hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen 0 ya da 1 kodlu yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
EDTf 110 uncu madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemi için “f” dengeden sorumlu tarafın enerji dengesizliği tutarını (TL),
KÜPSTp 110 uncu madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemi için “p” piyasa katılımcısının beklenen üretim/tüketim miktarından sapmasına ilişkin olarak uygulanacak tutarı (TL),
m Bir fatura dönemine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamındaki toplam dengeleme birimi sayısını,
n Bir fatura dönemine ilişkin toplam dengeden sorumlu taraf sayısını,
l İlgili fatura döneminde bulunan piyasa katılımcısı sayısını,
ifade eder.
Bir fatura dönemindeki sıfır bakiye düzeltme tutarının hesaplanması
MADDE 114
Bir fatura dönemindeki sıfır bakiye düzeltme katsayısının hesaplanması
MADDE 115, – (1) Bir fatura döneminde, “f” dengeden sorumlu taraf için sıfır bakiye düzeltme katsayısı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(22)
(2) Bu formülde geçen;
SBDKf Bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafın sıfır bakiye düzeltme katsayısını (%),
UEÇMf,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için uzlaştırmaya esas çekiş miktarını (MWh),
n Bir fatura dönemine ilişkin “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı piyasa katılımcısına ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
m Bir fatura dönemine ilişkin toplam uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
k Bir fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemi sayısını,
ifade eder.
Piyasa işletim ücreti
MADDE 116 – (1) Piyasa İşletmecisinin yürüttüğü hizmetlere ilişkin işletme giderlerinin ve yatırım harcamalarının amortismanının karşılanması amacıyla piyasa işletim ücreti, elektrik enerjisi alım ve satımına ilişkin tutarlardan ayrı olarak tahakkuk ettirilir.
(2) Her bir piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti, 24/1/2003 tarihli ve 25003 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ uyarınca belirlenen piyasa işletim geliri tavanının Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilen organize toptan elektrik piyasası faaliyetleri dikkate alınarak piyasa katılımcılarına paylaştırılması suretiyle tahakkuk ettirilir.
(3) Kurul tarafından belirlenen yıllık Piyasa İşletim Geliri Tavanının o yıl içinde yer alan avans dönemleri arasında eşit olarak bölünerek hesaplanan, bir avans dönemi için geçerli piyasa işletim ücreti, ilgili organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranları dikkate alınarak, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası ve dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenlerine ayrıştırılır. Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri arasındaki oranı Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir ve faaliyet oranlarında değişiklik meydana gelmesi durumunda güncellenerek PYS üzerinden yayımlanır.
(4) Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin, her bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenleri aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(23a)
(23b)
(23c)
(23ç)
(23d)
(5) Bu formülde geçen;
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Gün Öncesi Piyasası İşletim Ücreti payını (TL),
PIÜ Kurul tarafından belirlenen Piyasa İşletim Geliri Tavanından hesaplanan bir fatura dönemi için geçerli Piyasa İşletim Ücretini,
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengeleme Güç Piyasası Uzlaştırma Ücreti payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa İşletim Ücreti payını (TL)
PIÜ_GİP Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti payını (TL),
k Gün Öncesi Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
l Dengeleme Güç Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
m Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
n Gün İçi Dengeleme faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı
ifade eder.
Vadeli elektrik piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti ve yıllık katılım bedeli
MADDE 116/A- (1) Piyasa işletim ücreti; vadeli elektrik piyasasında yapılan işlemler için kontrat taraflarından MWh başına alınacak olup piyasa işletim ücretinin belirlenmesine ve piyasa katılımcılarından tahsil edilmesine ilişkin hususlar Kurul kararı ile düzenlenir.
(2) Piyasa işletim ücretine dahil edilecek vadeli elektrik piyasası yıllık katılım bedelinin tutarı ve bu tutarın piyasa katılımcılarından tahsil edilmesine ilişkin hususlar Kurul kararı ile düzenlenir.
Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 117 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(24a)
(24b) (24c)
(24ç)
(24d)
(24e)
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜS_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜD_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_GÖp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
k Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
SSMt,p,s,u,r Gün öncesi piyasasısonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
t1 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
SAMt,p,s,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
t2 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
PIÜ_GÖp Bir faturda döneminde “p” piyasa katılımcısına, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
ifade eder.
Gün içi piyasası işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 117/A – (1) Bir gün içi piyasası katılımcısına, gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Bu formüllerde geçen;
GİPİÜ bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası piyasa işletim ücretini (TL),
GİPİÜS bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜD bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
GİPİÜSg bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜDg bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
a ilgili avans dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
b ilgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
GİPİÜp,g p piyasa katılımcısına g avans döneminde tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
k gün içi piyasası katılımcısı sayısını,
GİSMp,t,g,r,u p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
xp p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için satış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
GİAMp,t,g,r,u p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
yp p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için alış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
GİPİÜp bir fatura döneminde p piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
GİİSp bir fatura döneminde p piyasa katılımcısının haklı bulunmamış itiraz sayısını,
GİTİÜ piyasa katılımcılarının haklı bulunmadıkları itirazlar için ödedikleri toplam itiraz ücretini
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 118 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır;
(25a)
(25b)
(25c) ( 25ç)
(25d)
(25e)
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜ_DGPp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
KEYALMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
d1 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
KEYATMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
d2 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
PIÜ_DGPp bir fatura döneminde “p” piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
ifade eder.
Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 119 – (1) Her bir dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(26a)
(26b)
( 26c)
(26ç)
(26d)
(26e)
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
EDMf,t,s,u 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, bir fatura dönemi içindeki bir gün için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_Df,s “f” dengeden sorumlu tarafa, bir avans ödeme dönemine ilişkin dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜ_Df bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Dengeden sorumlu taraf sayısını,
ifade eder.
YEDİNCİ KISIM
Mali Hususlara İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Teminatlar ve Ödemelere İlişkin Tarafların Sorumlulukları
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 120 – (1) Piyasa İşletmecisi;
a) Merkezi uzlaştırma kuruluşunun belirlenerek katılımcıların bu hususa ilişkin olarak bilgilendirilmesinden,
b) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşunun tüm taraflarca kullanılabilmesi amacıyla, merkezi uzlaştırma kuruluşu ile anlaşma yapılmasından,
c) Piyasa katılımcılarının sunması gereken teminat tutarlarının doğru şekilde hesaplanmasından,
ç)
d)
e) Piyasa katılımcılarının, sunmaları gereken teminat tutarları hakkında düzenli ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
f) Merkezi uzlaştırma kuruluşunun, piyasa katılımcılarının sunmakla yükümlü oldukları teminat tutarları ve alacakları/borçları hakkında, düzenli ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
g) Piyasa İşletmecisi adına sunulan teminat mektuplarının muhafazasından ve kendisine sunulan teminat mektupları hakkında merkezi uzlaştırma kuruluşunun bilgilendirilmesinden,
ğ)
h) Her bir katılımcının mevcut teminat tutarı ile sunmakla yükümlü olduğu teminat tutarını karşılaştırarak, gerekmesi halinde ilgili katılımcıdan PYS üzerinden ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşu aracılığıyla teminat tamamlama çağrısında bulunulmasından,
ı) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından alınacak olan hizmet bedeline ilişkin oranlar ile merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan TL cinsinden nakit teminatların nemalandırılması hizmeti karşılığında tahsil edilecek olan fon yönetim komisyonu oranın piyasa katılımcılarına duyurulmasından,
i) Kendi nam ve hesabına, merkezi uzlaştırma kuruluşunda gerekli hesapların açılmasından,
j) Temliknameler kapsamında yapılacak ödemeler ile ilgili olarak merkezi uzlaştırma kuruluşunun zamanında ve doğru şekilde bildirilmesinden
k), Piyasa İşletmecisinin sorumluluğunda olan tüm Yöntemlerin hazırlanmasından ve piyasa katılımcılarına duyurulmasından,
sorumludur.
Piyasa katılımcılarının sorumlulukları
MADDE 121 – (1) Piyasa katılımcıları;
Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşunda kendi namına, teminat ve ödemelere ilişkin işlemlerin gerçekleşmesine yönelik olarak teminat ve nakit hesabının zamanında ve doğru şekilde açılmasından,
Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulacak olan teminat mektubu dışındaki diğer teminatları saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin merkezi uzlaştırma kuruluşu -katılımcı anlaşmasının imzalanmasından,
Piyasa İşletmecisi tarafından avans ve fatura ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla aracı bankalarda, kendi namına, ödemelere ilişkin işlemlerin gerçekleşmesine yönelik olarak nakit hesabının zamanında ve doğru şekilde açılmasından,
ç) Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen avans ödeme bildirimleri ve faturalara ilişkin olarak ödemelerin zamanında ve doğru bir şekilde yapılmasından,
d) Piyasa İşletmecisi namına sunmaları gereken teminat tutarının bu Yönetmelikte yer alan ilgili maddeler gereğince sunulmasından,
e) Ödeme yükümlülüklerini teminat altına almak için Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşunda, adlarına açılmış olan teminat hesaplarına, Piyasa İşletmecisi tarafından bildirilen miktardaki teminatın zamanında yatırılmasından,
f) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak kendilerinden talep edilen hizmet bedelinin merkezi uzlaştırma kuruluşuna zamanında yatırılmasından,
sorumludur.
(2) Piyasa katılımcıları, VEP Usul ve Esasları kapsamında Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa işletimine ilişkin olarak belirlenen kurallara uymakla, rekabeti veya piyasanın yapısını bozucu faaliyetlerde bulunmamakla yükümlüdür.
Merkezi uzlaştırma kuruluşunun sorumlulukları ,
MADDE 122 – (1) Merkezi uzlaştırma kuruluşu;
a) Avans, fatura ve temlik ödemeleri ile teminat işlemlerinin zamanında ve doğru bir şekilde gerçekleştirilmesinden,
b) Avans, fatura ve temlik ödemeleri ile teminat işlemlerine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcıları ve aracı bankalar ile iletişimi sağlayacak olan altyapının kurulması ve kurulan sistemin işletilmesinden,
c) Piyasa katılımcıları ile teminat mektubu dışındaki diğer teminatları saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin merkezi uzlaştırma kuruluşu-katılımcı anlaşmasının imzalanmasından,
ç) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacına yönelik olarak Piyasa İşletmecisi ile merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşmasının imzalanmasından,
d) Piyasa İşletmecisi tarafından kendisine bildirilen temliknameler kapsamındaki ödemelerin doğru bir şekilde yapılmasının takibinden ve yapılan ödemelere ilişkin olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
e) Teminat yönetimi, avans ve fatura ödemelerine ilişkin gerçekleşen işlemlerle ilgili olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
f) Piyasa İşletmecisi adına sunulan teminat mektubu dışındaki tüm teminatların muhafazasından,
g) Teminatlara ilişkin gerçekleşen işlemlerin izlenmesinden,
ğ) Piyasa İşletmecisinin, piyasa katılımcılarının teminat hesaplarında gerçekleştirilen işlemler ve mevcut teminat seviyesi hakkında doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
h) Bir piyasa katılımcısının belli bir piyasa faaliyetine ilişkin olarak sunmuş olduğu toplam teminat tutarının, ilgili katılımcının sağlaması gereken toplam teminat tutarının altına düşmesi durumunda, ilgili katılımcıya sunması gereken toplam teminat tutarına ilişkin teminat tamamlama çağrısına ilişkin olarak gerekli bildirimin Piyasa İşletmecisine yapılmasından,
ı) Piyasa katılımcıları tarafından TL cinsinden sunulan nakit teminatların nemalandırılmasından,
i) Piyasa katılımcısının temerrüde düşmesi durumunda, temerrüt cezalarının hesaplanması ve buna ilişkin olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
j) Piyasa katılımcıları tarafından ödenmesi gereken hizmet bedelleri ile ilgili, katılımcıların bilgilendirilmesinden,
k) Piyasa İşletmecisi tarafından, piyasa katılımcılarına ilişkin olarak kendilerine gönderilen katılımcı bazındaki ticari işlemler ve teminat kullanımı gibi ticari sır niteliğindeki bilgi ve verilerin üçüncü kişilerle paylaşılmamasından,
l) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen piyasalar için oluşturulan temerrüt garanti hesaplarına ilişkin işlemlerin zamanında ve doğru bir şekilde gerçekleştirilmesinden ve TL cinsinden sunulan nakit katkı paylarının nemalandırılmasından,
sorumludur.
(2) Nemalandırmaya ilişkin usul ve esaslar merkezi uzlaştırma kuruluşunun yasal sorumluluğunda olup; söz konusu nemalandırma işlemi günün piyasa koşullarına göre en iyi gayret gösterilmek suretiyle merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından gerçekleştirilir ve nema tutarı ilgili piyasa katılımcısı hesabına bir sonraki iş günü aktarılır.
Aracı bankaların sorumlulukları
MADDE 123 – (1) Aracı bankalar;
Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılan bildirimler ile ilgili olarak, zamanında ve doğru bir şekilde, ilgili piyasa katılımcılarının bilgilendirilmesinden,
Piyasa katılımcısının borçlu olması durumunda, piyasa katılımcısı tarafından kendisine gönderilen ödeme tutarının zamanında ve doğru şekilde merkezi uzlaştırma kuruluşuna iletilmesinden; piyasa katılımcısının alacaklı olması durumunda ise merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendisine gönderilen ödeme tutarının ilgili katılımcıya zamanında ve doğru şekilde iletilmesinden,
Ödeme işlemlerinin zamanında ve doğru şekilde gerçeklemesine yönelik olarak merkezi uzlaştırma kuruluşu ile haberleşmeyi ve iletişimi sağlayacak uyumlu bir sistem kurulmasından,
sorumludur.
İKİNCİ BÖLÜM
Teminatlar ve Temerrüt Garanti Hesabı ,
Teminatlara ilişkin genel esaslar
MADDE 124 – (1) Teminatlar, piyasa katılımcılarının piyasaya ilişkin yükümlülüklerini yerine getirememesi veya faaliyetlerini gerçekleştirememesi durumunda, katılımcılar arasındaki nakit akışının sürekliliğini; piyasa katılımcısının ödemesini zamanında gerçekleştirememesi durumunda ise alacaklı durumunda olan diğer piyasa katılımcılarının güvence altına alınmasını sağlar.
(2) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarından, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve uzlaştırmaya ilişkin yükümlülüklerine karşılık teminat alır.
(3), Piyasa katılımcılarından gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve uzlaştırmaya ilişkin yükümlülüklerini karşılamama risklerine bağlı olarak alınacak olan teminat tutarlarının hesaplanmasına ilişkin Teminat Hesaplama Yöntemi, Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanır ve internet sitesinde yayımlanır. Piyasa İşletmecisi, Kurum tarafından Yöntemde gerek görülen geliştirme ve değişiklikleri kendine tanınan süre içerisinde tamamlar.
(4), Teminat Hesaplama Yöntemi uyarınca hesaplanan toplam teminatını sağlayamayan piyasa katılımcıları ilgili piyasa faaliyetini gerçekleştiremez.
(5) Teminatlara ilişkin işlemler aşağıda belirtilen esaslara dayalı olarak yürütülür;
a)
b)
c)
ç)
d)
e) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi merkezi uzlaştırma kuruluşunu kullanır.
f) Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında yapılan merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşmasıyla, merkezi uzlaştırma kuruluşunun görev ve sorumlulukları belirlenir.
g) Piyasa katılımcılarının teminat işlemlerinin yürütülmesine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşuyla, ilgili anlaşmayı imzalayarak, çalışmaları esastır. Tüm piyasa katılımcıları, bireysel olarak, teminatlarına ilişkin işlemlerin yürütülmesi için merkezi uzlaştırma kuruluşunda teminat hesapları açarlar. Bu hesapla ilgili tüm işlemlere ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma kuruluşuna yetki verilir. Nakit teminat hesabına ilişkin nemalandırma kaynaklı tutarlar, yasal yükümlülükler ve hizmet bedeli düşüldükten sonra, ilgili piyasa katılımcısına yansıtılır. Piyasa katılımcıları, teminatlarını birden fazla banka kullanarak sunabilir.
ğ), Piyasa katılımcıları Teminat Usul ve Esaslarında belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek kıymetlerden oluşan teminat mektubu dışındaki tüm teminatlarını merkezi uzlaştırma kuruluşuna, teminat mektuplarını Piyasa İşletmecisine sunar. Piyasa katılımcısı tarafından sunulan teminat mektubu dışındaki tüm teminatlar, merkezi uzlaştırma kuruluşu, teminat mektupları ise Piyasa İşletmecisi tarafından muhafaza edilir.
h) Merkezi uzlaştırma kuruluşu, Piyasa İşletmecisi adına katılımcı bazında piyasa faaliyetlerine ilişkin kendisine sunulan teminat tutarına, Piyasa İşletmecisi lehine rehin koyar.
ı) Piyasa katılımcısının madde 132/Ç’de belirtilen süreler içerisinde avans ve fatura ödemelerini gerçekleştirememesi durumu dışında, dengeleme mekanizması ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin ödeme ve tahsilatlar teminatlar kullanılarak yapılamaz.
(6) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan teminat saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından alınacak olan hizmet bedeline ilişkin oranlar ile fon yönetim komisyonu oranı piyasa katılımcısı ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında imzalanacak olan merkezi uzlaştırma kuruluşu katılımcı anlaşmasında yer alır. Bu oranlarda değişiklik olması durumunda, Piyasa İşletmecisi değişen oranları, bu oranların geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayınlar.
Vadeli elektrik piyasası teminatlarına ilişkin esaslar
MADDE 124/A - (1) Piyasa katılımcılarının vadeli elektrik piyasasına ilişkin yükümlülüklerini yerine getirememeleri veya faaliyetlerini gerçekleştirememeleri durumunda Piyasa İşletmecisinin, merkezi karşı taraf olarak üstlendiği risklerin yönetilmesi, alacaklı durumunda olan diğer piyasa katılımcılarının güvence altına alınması ve temerrüt yönetimi kapsamında Piyasa İşletmecisi tarafından açık pozisyonların kapatılmasında kullanılması amaçlarıyla piyasa katılımcılarından teminat alınır.
(2) Teminat yükümlülüğü, teminat türleri, teminat olarak kabul edilecek değerler, teminat süreçleri ve teminat tutarlarının hesaplanmasına ve dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat uyarınca sunulması gerekli teminatları aşan tutarların kullanılmasına ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
(3) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak ilgili mevzuat uyarınca hesaplanan teminatları sağlayamayan piyasa katılımcılarının söz konusu piyasalarda piyasa faaliyetlerinde bulunması, bu Yönetmelik ile VEP Usul ve Esaslarında yer alan düzenlemeler uyarınca kısmen veya tamamen engellenebilir.
(4) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi, merkezi uzlaştırma kuruluşunu kullanır. Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında yapılan merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşmasıyla, merkezi uzlaştırma kuruluşunun görev ve sorumlulukları belirlenir.
(5) Piyasa katılımcılarının vadeli elektrik piyasası teminat işlemleri, 124 üncü maddenin beşinci fıkrasının (g) bendinde yer alan hükümlere göre yürütülür.
(6) Merkezi uzlaştırma kuruluşu, Piyasa İşletmecisi adına katılımcı bazında piyasa faaliyetlerine ilişkin kendisine sunulan teminat tutarına, Piyasa İşletmecisi lehine rehin koyar.
Temerrüt garanti hesabı
MADDE 124/B - (1) Piyasa İşletmecisi işlettiği veya mali uzlaştırma işlemlerini yürüttüğü piyasalarda, piyasa katılımcılarının bir veya birkaçının temerrüde düşmesi halinde oluşabilecek zararların ilgili piyasa katılımcılarının teminatlarını aşan kısmı için kullanılmak üzere temerrüt garanti hesabı oluşturur.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen piyasalar için ortak bir temerrüt garanti hesabı kurulabileceği gibi her bir piyasa için ayrı temerrüt garanti hesabı da kurulabilir.
(3) Temerrüt garanti hesabı Piyasa İşletmecisi tarafından temsil ve idare olunur. Temerrüt garanti hesabındaki varlıklar, amacı dışında kullanılamaz, haczedilemez, rehnedilemez, idari mercilerin tasfiye kararlarından etkilenmez, iflas masasına dâhil edilemez ve üzerlerine ihtiyati tedbir konulamaz.
(4) Temerrüt garanti hesabı ilgili piyasa katılımcılarının katkıları ile oluşturulur. Piyasa İşletmecisi, temerrüt halinde ödemek üzere, temerrüt yönetimi kaynaklarına katkı sağlamayı taahhüt eder. Piyasa İşletmecisinin temerrüt yönetimi katkısının miktarı ve kullanılma şekli ilgili usul ve esaslarda düzenlenir.
(5) Temerrüde düşen piyasa katılımcılarının teminatları, temerrüt garanti hesabı katkı payları ve Piyasa İşletmecisinin temerrüt yönetimi katkısı tutarının yeterli olması durumunda diğer piyasa katılımcılarının temerrüt garanti hesabı katkı paylarına başvurulmaz.
(6) Temerrüt garanti hesabı büyüklüğünün ve katkı paylarının belirlenmesi, katkı payı olarak kabul edilebilecek varlıkların türlerinin belirlenmesi, piyasa katılımcılarından alınması, ilave katkı payı alınacak durumlar, temerrüt garanti hesabındaki TL cinsinden sunulan nakit katkı paylarının nemalandırılması, bu varlıkların temerrüt durumunda kullanılması ve piyasa katılımcılarına iade edilmesine ilişkin hususlar ilgili usul ve esaslarda düzenlenir.
Teminat işlemlerine ilişkin süreç
MADDE 125
Teminat olarak kabul edilebilecek kıymetler
MADDE 126
Minimum teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 127
Gün öncesi dengelemede ve gün içi piyasasında teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 128
Dengesizliklerin uzlaştırılmasında teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 129
Toplam teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 130
Merkezi uzlaştırma bankasına sunulan teminatların iadesi
MADDE 131
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Avans Ödeme Bildirimleri, Uzlaştırma Bildirimleri, Faturalama, Ödemeler, Ödemelerin Yapılmaması
Avans ödeme bildirimleri
MADDE 132 – (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak, bir fatura döneminin her günü için Piyasa İşletmecisine ödeyeceği ya da Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek tutarları içeren günlük avans ödeme bildirimi, her işgünü en geç saat 14:30’da günlük bazda, Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma kuruluşu aracılığıyla ilgili piyasa katılımcılarına duyurulur. Bu bildirim, yayımlandığı günden bir önceki güne ait gün içi piyasası ve gün öncesi piyasası kapsamında yapılan alış ve satış miktarlarına ilişkin alacak ve borçları kapsar. Hafta sonu veya resmi tatil günleri için takip eden ilk işgünü avans ödeme bildirimi yapılır.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan avans ödeme bildirimi aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü.
c) Gün içi piyasası katılımcısının satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
ç) Gün içi piyasası katılımcısının alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü.
(3) Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma kuruluşuna duyurulan avans ödeme bildirimi aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin alacak dökümü,
b) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin borç dökümü.
c) Gün içi piyasaları faaliyetlerinden oluşan alacak dökümü,
ç) Gün içi piyasaları faaliyetlerinden oluşan borç dökümü.
Uzlaştırma bildirimleri
MADDE 132/A, – (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda piyasa katılımcılarının her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ödeyeceği ya da Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek tutarları içeren ön uzlaştırma bildirimi, en geç fatura dönemini takip eden ayın onbirinci günü, nihai uzlaştırma bildirimi ise, fatura dönemini takip eden ayın onbeşinci günü, ayın onbeşinci gününün hafta sonu veya resmi tatile denk gelmesi durumunda hafta sonu veya resmi tatilin bitimini takip eden işgünü PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulur.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan ön uzlaştırma bildirimi asgari olarak aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasasıkapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
ç) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
d) Uzlaştırma dönemi bazında, ilgili katılımcıya ait uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları dökümü,
e) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında iletim sistemi veriş miktarı dökümü,
f) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında iletim sisteminden çekiş miktarı dökümü,
g) Gün içi piyasası katılımcısının satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
ğ) Gün içi piyasası katılımcısının alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
h) Avans ve fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri.
(3)
(4) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan nihai uzlaştırma bildirimi, asgari olarak aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b)Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
ç) Fark tutarı,
d) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
e) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
f) Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
g) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında enerji fazlasına ilişkin alacak dökümü,
ğ) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında enerji açığına ilişkin borç dökümü,
h) Geçmişe dönük düzeltme kalemi,
ı) Sıfır bakiye düzeltme kalemi,
i) Süresinde ödenmeyen alacaklar payı,
j) Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
k) Uzlaştırma dönemi bazında, ilgili katılımcıya ait uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları dökümü,
l) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında uzlaştırmaya esas veriş miktarı dökümü,
m) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında uzlaştırmaya esas çekiş miktarı dökümü,
n) Gün içi piyasası katılımcısının satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
o) Gün içi piyasası katılımcısının alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
ö) Gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
p) Avans ve fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri,
r) Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik hükümleri uyarınca hesaplanan alacak dökümü,
s) Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik hükümleri uyarınca hesaplanan borç dökümü,
ş) Uzlaştırma dönemi bazında kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma tutarı.
(5)
(6) Uzlaştırma sonucunda Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan nihai uzlaştırma bildirimlerinde yer alan tutarlar içerisinde mevzuat gereği olan vergi ve harçlar da yer alır.
Uzlaştırma bildirimlerine ilişkin düzeltmeler
MADDE 132/B,, – (1) Piyasa katılımcılarının uzlaştırma bildirimlerinde tespit ettikleri hatalara ilişkin itirazlarının, ilgili fatura dönemine ait işlemler kapsamında değerlendirmeye alınabilmesi için, ön uzlaştırma bildirimlerine yapılacak itirazın bildirimlerin yapıldığı ayın onikinci günü saat 17:30’a kadar yapılması gerekir. İtirazların Piyasa İşletmecisi tarafından ayın ondördüncü günü 16:00’a kadar uygun bulunması halinde, faturalar düzeltilmiş bildirim miktarları esas alınarak düzenlenir. İtirazların ayın ondördüncü günü saat 16:00’a kadar sonuçlandırılamaması halinde 133 üncü maddedeki süreç uygulanır. İtirazın uygun bulunmaması durumunda da, bu süre içerisinde piyasa katılımcısına bilgi verilir.
Faturalama
MADDE 132/C, – (1) Piyasa İşletmecisi, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre faturaları düzenler. Nihai uzlaştırma bildiriminin yayımlanma tarihi, piyasa katılımcıları için fatura tebliğ tarihi olarak kabul edilir.
(2) Gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası faaliyetleri ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin tek bir fatura düzenlenir ve ilgili piyasa faaliyetiyle iştigal eden piyasa katılımcılarına faturaları Piyasa İşletmecisi tarafından gönderilir.
(3) Piyasa İşletmecisi, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren, katılımcının ilgili piyasa faaliyetlerine ilişkin düzenlenmiş olan faturalara istinaden borç/alacak bilgilerini merkezi uzlaştırma kuruluşuna bildirir.
(4) Ödeme yapılacak piyasa katılımcıları, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre; gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası faaliyetleri ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin düzenlenen faturayı Piyasa İşletmecisine gönderir.
(5) Nihai uzlaştırma sonuçlarına göre oluşan tutarlar, 213 sayılı Vergi Usul Kanununa istinaden Maliye Bakanlığının her yıl yayımladığı tahakkuktan vazgeçme sınırının altındaysa, bu sınıra ulaşıncaya kadar oluşan tutarlara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilmeyebilir. Yıl içinde söz konusu uzlaştırma tutarları toplamı, tahakkuktan vazgeçme sınırına ulaştığı ay toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Yıl içinde bu sınıra ulaşılmadığı takdirde yıl sonunda toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Tahakkuktan vazgeçme sınırı her yıl Piyasa İşletmecisi tarafından duyurulur.
Ödemeler ve tahsilat
MADDE 132/Ç – (1) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ve gün içi piyasasına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına iletilen günlük avans ödeme bildirimlerinde yer alan bedeller, piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabına aracı bankalar kullanılarak bir sonraki iş günü en geç saat 15:00’a kadar ödenir.
(2) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ve gün içi piyasasına ilişkin günlük avans ödeme bildiriminde yer alan ve Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek olan bedeller, Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen piyasalara ilişkin olarak piyasa katılımcısının süresinde ödenmemiş borçları düşülerek piyasa katılımcılarına Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabından, aracı bankalar kullanılarak bir sonraki iş günü en geç saat 17:00’a kadar ödenir.
(3) Hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş gününde saat 14:30 itibariyle yayımlanan günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ilk iş günü, en geç saat 15:00’e kadar gerçekleştirilir.
(4) Hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş gününde gönderilen günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ilk iş günü en geç saat 17:00’a kadar gerçekleştirilir.
(5) Hafta sonu veya resmi tatil günlerinde gönderilen günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ikinci iş günü, en geç saat 15:00’e kadar gerçekleştirilir.
(6) Hafta sonu veya resmi tatil günlerinde gönderilen günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ikinci iş günü en geç saat 17:00’a kadar gerçekleştirilir.
(7) Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcıları tarafından gerçekleştirilen ödemelere ilişkin olarak merkezi uzlaştırma kuruluşundan elektronik ortamda alınan dekontlar, ödeme alındı makbuzu yerine geçer ve ay sonunda uzlaştırmaya ilişkin olarak piyasa katılımcılarına veya Piyasa İşletmecisine iletilen faturanın ilgili kısmı avans olarak ödenmiş kabul edilir.
(8) Piyasa katılımcılarına uzlaştırmaya ilişkin iletilen faturaların bedelleri, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemeleri ve aynı piyasa katılımcısının fatura alacaklısı olması durumunda alacak tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile borçlu piyasa katılımcıları tarafından aracı bankalar aracılığıyla Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşlundaki hesabına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden altıncı iş günü ödenir.
(9), Piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine iletilen faturaların bedelleri, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemeleri ve aynı piyasa katılımcısının fatura borçlusu olması durumunda borç tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile Piyasa İşletmecisi tarafından alacaklı piyasa katılımcılarına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden yedinci işgünü içerisinde, fatura tebliğ tarih ve sırasına göre, Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen piyasalara ilişkin olarak piyasa katılımcısının süresinde ödenmemiş borçları düşülerek Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabından, aracı bankalar kullanılarak ödenir.
(10) Merkezi uzlaştırma kuruluşu, sunmuş olduğu teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak katılımcıların ödemesi gereken hizmet bedellerini, aylık bazda piyasa katılımcılarına bildirir. Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından piyasa katılımcılarına iletilen hizmet bedelleri, bu bedelin tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde merkezi uzlaştırma kuruluşuna ödenir.
(11) Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılacak avans ve fatura ödemelerine ilişkin olarak tek bir aracı banka ile çalışırlar; ancak, merkezi uzlaştırma kuruluşuna yapacakları ödemelere ilişkin olarak birden fazla banka ile çalışabilirler. Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılacak avans ve fatura ödemelerine ilişkin birlikte çalışacakları aracı bankayı merkezi uzlaştırma kuruluşuna yazılı olarak bildirirler ve söz konusu bankayı değiştirmeleri durumunda, merkezi uzlaştırma kuruluşuna en kısa sürede bildirimde bulunurlar.
(12) Merkezi uzlaştırma kuruluşu ve aracı bankalar tarafından teminatlar ve avans/fatura ödemelerine ilişkin olarak kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlanması gereken süreçlerin belirlenmiş olan süre zarfında tamamlanmayacağının ortaya çıkması durumunda, aracı banka merkezi uzlaştırma kuruluşunu, merkezi uzlaştırma kuruluşu Piyasa İşletmecisini ivedilikle bilgilendirir. Bu durumda, Piyasa İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler ve bu değişikliklerle ilgili piyasa katılımcılarını bilgilendirir.
(13) Bu maddenin 12 nci fıkrasında belirtilen sebeplerden ötürü merkezi uzlaştırma kuruluşu, aracı bankalar ve Piyasa İşletmecisinin teminat ve ödeme işlemlerine ilişkin olarak yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda taraflara uygulanacak yaptırımlar, ilgili taraflar arasında yapılan anlaşmalarda yer alır.
(14), İlgili uzlaştırma dönemine ilişkin olarak hem alacaklı, hem de borçlu olan piyasa katılımcıları için faturaya esas uzlaştırma bildiriminin yayımlanmasını ve alacak faturasının Piyasa İşletmecisine tebliğ edilmesini müteakiben alacak ve borçlar arasında mahsuplaşma işlemi otomatik olarak yapılır.
(15) Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem hükümleri uyarınca piyasa katılımcılarının avans alacaklarının bloke edilmesi durumunda, söz konusu net avans alacakları piyasa işletmecisi tarafından ilgili ayın fatura borçlarına takas ve mahsup edilir.
(16) Vadeli elektrik piyasasında temerrüde düşen piyasa katılımcılarının sahip oldukları teslimat dönemi başlamış olan uzun ve/veya kısa pozisyonlarının Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasası ve/veya gün içi piyasasında piyasa katılımcısı adına kapatılması sonucu oluşan avans alacağının bloke edilmesine, avans borcunun ödenmesine ve diğer işlemlere ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Avans ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/D – (1) Piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemesini, bildirimin yapıldığı günü takip eden iş günü en geç saat 15:00’a kadar gerçekleştirmemesi durumunda piyasa katılımcısının temerrüde düştüğü kabul edilir.
(2),, Piyasa katılımcısının, serbest cari hesabında bulunan tutarın ve/veya Teminat Usul ve Esasları uyarınca sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde olan TL cinsinden nakit teminat tutarının ilgili avans ödeme bildirimine ilişkin katılımcının borcunu karşılayacak seviyede olması durumunda, katılımcının avans borcu, bu tutarlardan otomatik olarak karşılanır ve katılımcı temerrüde düşmez.
(3) Piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemesini bahsedilen zaman süresi içerisinde yapmaması ve ilgili tutarın katılımcının toplam teminatının üzerindeki nakit teminatından ve/veya piyasa katılımcısının serbest cari hesabında bulunan paradan karşılanamaması durumunda, karşılanamayan miktara temerrüt faizi uygulanır. Katılımcıya uygulanan temerrüt faizi oranı, bildirimin yapıldığı günü takip eden işgünü saat 15:00’dan sonra yapılan ödemeler için, 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranının %50’si, bildirimin yapıldığı günü takip eden işgünü saat 17:00’dan sonra yapılan ödemeler içinse aynı maddeye göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibariyle ilgili piyasa katılımcısının faturasına yansıtılır.
(4) Piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine ödenen temerrüt faizi ile Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenen temerrüt faizi arasındaki toplam tutar farkına ilişkin gelir elde edilmesi durumunda, elde edilen bu gelir, ay sonunda diğer piyasa katılımcılarına sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında yansıtılır.
(5) Piyasa İşletmecisinin piyasa katılımcılarına ödeme yapacağı gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans bedelini, ilgili gün içerisinde en geç saat 17:00’a kadar ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Piyasa İşletmecisine uygulanan temerrüt faizi oranı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller her ay sonu itibariyle Piyasa İşletmecisine faturalanır. VEP Usul ve Esasları ile Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem hükümlerine göre bloke edilen avans tutarları için bu fıkra hükümleri uygulanmaz.
(6) Piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemesini en geç saat 15:00’a kadar yapmaması ve ilgili tutarın katılımcının toplam teminatının üzerindeki nakit teminatından karşılanamaması durumunda, herhangi bir ihbara gerek kalmaksızın katılımcının teminatı borçlarına mahsup edilir.
(7) Piyasa katılımcısına, ödemesi yapılmamış avans tutarında kullanılan teminatın, gereken teminat tutarı seviyesine kadar tamamlanması uyarısı, Piyasa İşletmecisi tarafından, en geç saat 16:00’a kadar yapılarak, katılımcının Teminat Usul ve Esaslarında teminat işlemlerine ilişkin süreçler kapsamında yer alan hükümler uyarınca teminatlarını tamamlaması istenir.
(8), Piyasa katılımcısının uyarıya rağmen, zamanında teminatını tamamlamaması durumunda, söz konusu piyasa katılımcısına Teminat Usul ve Esaslarında teminat işlemlerine ilişkin süreçler kapsamında ilgili piyasa faaliyeti için yer alan hükümler uyarınca işlem yapılır.
(9) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülüklerin madde 132/Ç de belirtilen süreler içinde Piyasa İşletmecisi ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve merkezi uzlaştırma kuruluşuyla ilgili olan arızaların Piyasa İşletmecisine geçerli sebeplerle raporlanması halinde, Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcısına temerrüt faizi uygulanmaz.
(10) Piyasa katılımcısına uygulanacak asgari temerrüt matrahı ve temerrüt faizi Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla duyurulur. Asgari temerrüt matrahının altındaki tutarlara temerrüt cezası uygulanmaz.
Fatura ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/E, – (1) Piyasa katılımcısının, söz konusu faturadan kaynaklanan net borcunu, fatura tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından günlük olarak hesaplanan temerrüt faizi tutarlarının aylık toplamları faturaya esas değer olarak kabul edilir. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibariyle ilgili piyasa katılımcısının faturasına yansıtılır.
(2) Piyasa katılımcısının, serbest cari hesabında bulunan tutarın ve/veya Teminat Usul ve Esasları uyarınca sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde olan TL cinsinden nakit teminat tutarının ilgili avans ödeme bildirimine ilişkin katılımcının borcunu karşılayacak seviyede olması durumunda, katılımcının avans borcu, bu tutarlardan otomatik olarak karşılanır ve katılımcı temerrüde düşmez.
(3) Piyasa İşletmecisinin piyasa katılımcılarına ödeme yapacağı fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden yedi iş günü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanacaktır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibariyle Piyasa İşletmecisine düzenlenen faturaya yansıtılır.
(4) Piyasa katılımcısının, söz konusu fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi durumunda, piyasa katılımcısının ayrıca bir ihtara gerek olmaksızın temerrüt durumuna düştüğü kabul edilir. Temerrüt durumuna düşen piyasa katılımcısına ilişkin olarak, yasal yollar saklı kalmak üzere aşağıdaki işlemler yapılır:
a) Piyasa katılımcısının Teminat Usul ve Esasları uyarınca yatırmış olduğu teminat, temerrüde düşülen borç tutarı kadar merkezi uzlaştırma kuruluşu veya Piyasa İşletmecisi tarafından kullanılarak borçlarına mahsup edilir. Borç tutarının tamamının Teminat Usul ve Esasları uyarınca sunulan teminatlardan karşılanamaması halinde, ilgili piyasa katılımcısının VEP Usul ve Esasları uyarınca sunduğu teminattan karşılanır.
b), , Piyasa katılımcısının fatura ödemesinin bir kısmının veya tamamının Teminat Usul ve Esasları uyarınca sunduğu toplam teminat tutarından karşılanması durumunda ilgili piyasa katılımcısının bulundurması gereken toplam teminat tutarını aynı gün saat 11:00’a kadar tamamlaması istenir.
c) Kendisine Teminat Usul ve Esasları uyarınca teminat çağrısı yapılan bir piyasa katılımcısının yeterli miktarda teminatı sunmaması ve/veya temerrüt durumuna düşen bir piyasa katılımcısının temerrüt borcunu yatırmadan teminatını tamamlaması durumunda, katılımcı gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası kapsamında faaliyetlerine devam edemez.
(5) Dördüncü fıkranın (b) bendi kapsamında yapılan uyarıya rağmen, piyasa katılımcısının temerrüde düşmesinden sonraki birbirini takip eden üç iş günü boyunca saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesinin Teminat Usul ve Esasları uyarınca sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamaması durumunda, söz konusu piyasa katılımcısı ile ilgili olarak;
a) Piyasa katılımcısının portföyünde yer alan ve kendi tüzel kişiliğine ait olmayan serbest tüketiciler ve ilgili görevli tedarik şirketinin enerji sağladığı serbest olmayan tüketiciler hariç olmak üzere, portföyünde bulunan tüm uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerine ilişkin olarak; sisteme dağıtımdan bağlı olması durumunda ilgili dağıtım şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye ve iletimden bağlı olması durumunda TEİAŞ’a, ilgili katılımcının sistem bağlantısının kesilmesi için Piyasa İşletmecisi tarafından bildirim yapılır.
b)
c)
ç), Piyasa katılımcısının adına PYS’ de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları, katılımcının teminat seviyesinin 11:00 itibarıyla sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününe ilişkin teminat hesabının yapıldığı fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde silinir ve bu işlem ile ilgili olarak Piyasa İşletmecisi tarafından TEİAŞ’a, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye ve ilgili görevli tedarik şirketine; ilgili görevli tedarik şirketi veya OSB tarafından da iki iş günü içerisinde ilgili serbest tüketicilere bilgi verilir. Yapılan işlem hakkında piyasa işletmecisinin internet sitesinden bilgilendirme yapılır. Bu piyasa katılımcısının piyasa işletmecisine karşı tüm mali yükümlülüklerini tamamlamasını takip eden üç fatura dönemi için portföyüne serbest tüketici kaydetmesine izin verilmez. Söz konusu piyasa katılımcısı hakkında ivedilikle Kuruma bilgi verilir ve Kanunun 16 ncı maddesi çerçevesinde işlem tesis edilir.
d), Görevli tedarik şirketinin portföyüne düşen veya dağıtım lisansı sahibi ilgili OSB bünyesinde enerji tedarik edecek olan serbest tüketicilerin yapmış olduğu çekişler sebebiyle, ilgili tedarik şirketinin dengesizlik olarak almış olduğu enerji miktarı, ilgili ayın başlangıcından Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili dağıtım şirketine yapılan bildirimi takip eden ikinci iş günü dahil olmak üzere belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.
e) Talep edilmesi halinde, 133 üncü maddenin beşinci fıkrasında belirtilen itiraz süresinin sonu itibariyle, tüm muaccel borçlarını aşan teminat tutarının artan kısmı, piyasa katılımcısına iade edilir.
f) Teminat Usul ve Esasları kapsamındaki teminat tutarının piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine olan tüm muaccel borçlarını karşılamaması durumunda, eksik olan kısım süresinde ödenmeyen alacaklar payı adı altında diğer piyasa katılımcılarına sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında yansıtılır. Bu piyasa katılımcısının piyasa işletmecisine karşı tüm mali yükümlülüklerini tamamlamasını takip eden üç fatura dönemi için portföyüne serbest tüketici kaydetmesine izin verilmez. Söz konusu piyasa katılımcısı hakkında ivedilikle Kuruma bilgi verilir ve Kanunun 16 ncı maddesi çerçevesinde işlem tesis edilir.
g) Teminat Usul ve Esasları kapsamındaki teminat tutarı üzerindeki süresinde ödenmeyen alacaklar için temerrüt faizi hesaplanmasına devam edilir ve tahsilat için yasal yollara başvurulur.
ğ) Diğer piyasa katılımcılarına yansıtılan ödenmeyen alacakların, ileri bir tarihte tahsil edilmesi halinde; tahsil edilen tüm tutar, borcun yansıtılmış olduğu piyasa katılımcılarına, borcun paylaştırıldığı oranda yansıtılır.
h)
ı) Piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu grubun dengeden sorumlu tarafı olması durumunda, dengeden sorumlu grup, dengeden sorumlu tarafın temerrüde düştüğü fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde dağıtılır. Dengeden sorumlu grubun tarafı ve grupta yer alan diğer katılımcılar için teminat hesabı, Teminat Usul ve Esaslarda dengeden sorumlu grubun dağıtılması sonrasında teminatın yeniden hesaplanmasına ilişkin olarak yer alan hükümlere göre yapılır.
i) (ç) bendi kapsamında serbest tüketici kayıtlarının silindiği ilk fatura dönemini takip eden ve serbest tüketici listeleri kesinleşmemiş tüm fatura dönemlerine ilişkin piyasa katılımcısı tarafından yapılmış olan serbest tüketici talepleri iptal edilir. Teminat seviyesi sunması gereken teminat tutarının altında olduğu süre boyunca, serbest tüketici talebinde bulunmasına izin verilmez.
j) Bu fıkra kapsamında ilgili süreçlerin uygulandığı piyasa katılımcısı hakkında tüm piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla bilgi verilir.
k) Vadeli elektrik piyasası kapsamında faaliyetlerine devam etmesine izin verilmez ve VEP Usul ve Esasları uyarınca temerrüt yönetimi hükümleri uygulanır.
(6) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülüklerin 132/Ç maddesinde belirtilen süreler içinde Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve merkezi uzlaştırma kuruluşuyla ilgili olan arızaların Piyasa İşletmecisine geçerli sebeplerle raporlanması halinde, Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcısına temerrüt faizi uygulanmaz.
(7) Piyasa katılımcısına uygulanacak asgari temerrüt matrahı ve temerrüt faizi Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla duyurulur. Asgari temerrüt matrahının altındaki tutarlara temerrüt cezası uygulanmaz.
Merkezi uzlaştırma kuruluşuna hizmet komisyonu ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/F –Piyasa katılımcısının, söz konusu aylık hizmet komisyonunu, tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi durumunda uygulanacak hükümler piyasa katılımcısı ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında yapılacak olan merkezi uzlaştırma kuruluşu-katılımcı anlaşmasında yer alır.
Lisansın iptali veya sona ermesinde uygulanacak hükümler
MADDE 132/G - (1) Piyasa katılımcısının lisansının iptali veya sona ermesi durumunda;
a) Organize toptan elektrik piyasalarına erişimi durdurulur. Ticari işlem onayı gerçekleşmemiş teklifleri iptal edilir. Alıcı veya satıcı olduğu tüm uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri iptal edilerek karşı taraflara bilgi verilir. Vadeli elektrik piyasasındaki açık pozisyonları ilgili mevzuat çerçevesinde kapatılır.
b) Portföyünde yer alan tüketiciler hariç olmak üzere, portföyünde bulunan tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin olarak; sisteme dağıtımdan bağlı olması durumunda ilgili dağıtım şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye ve iletimden bağlı olması durumunda TEİAŞ’a, ilgili katılımcının sistem bağlantısının kesilmesi için Piyasa İşletmecisi tarafından bildirim yapılır.
c) Piyasa katılımcısının adına PYS’de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları, ilgili fatura döneminin başından itibaren geçerli olacak şekilde silinir ve bu işlem ile ilgili olarak Piyasa İşletmecisi tarafından TEİAŞ’a, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye ve ilgili görevli tedarik şirketine; ilgili görevli tedarik şirketi veya OSB tarafından da iki işgünü içerisinde ilgili serbest tüketicilere bilgi verilir. Katılımcının, varsa sonraki fatura dönemine ilişkin serbest tüketici talepleri silinir.
ç) Görevli tedarik şirketinin portföyüne düşen veya dağıtım lisansı sahibi ilgili OSB bünyesinde enerji tedarik edecek olan serbest tüketicilerin yapmış olduğu çekişler sebebiyle, ilgili tedarik şirketinin dengesizlik olarak almış olduğu enerji miktarı, ilgili ayın başlangıcından Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili dağıtım şirketine yapılan bildirimi takip eden ikinci işgünü dahil olmak üzere; lisansı iptal edilen veya sona eren piyasa katılımcısının ise portföyünden çıkarılan serbest tüketicilerin çekişleri nedeniyle oluşan enerji dengesizliklerinin ilgili fatura döneminin başından kayıtların silindiği tarihe kadar belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.
d) Lisansın sona erdiği veya iptal kararının bildirildiği tarihten sonraki dönemler için, söz konusu piyasa katılımcısının portföyünde bulunan üretim tesisleri ya da elektrik depolama tesislerinin iletim veya dağıtım sistemine verdiği elektrik enerjisi uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz. İletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarına ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından herhangi bir tahakkuk ve ödeme yapılmaz. Bu üretim tesisi ya da elektrik depolama tesislerinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir.
e) Söz konusu piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu grubun dengeden sorumlu tarafı olması durumunda; dengeden sorumlu grup, ilgili fatura döneminin başından itibaren geçerli olacak şekilde dağıtılır. Dengeden sorumlu grubun tarafı ve grupta yer alan diğer katılımcılar için teminat hesabı, Teminat Usul ve Esaslarda dengeden sorumlu grubun dağıtılması sonrasında teminatın yeniden hesaplanmasına ilişkin olarak yer alan hükümlere göre yapılır.
(2) Lisansı sona eren veya iptal edilen piyasa katılımcıları hakkında bu Yönetmelik ve ilgili mevzuatın uzlaştırma işlemleri, teminatlar, avans ve fatura ödemelerine ilişkin hükümleri uygulanmaya devam edilir.
(3) Lisansın sona erdiği veya iptal kararının tebliğ edildiği tarihten sonra organize toptan elektrik piyasalarında işlem yaptığı, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildiriminde veya serbest tüketici talebinde bulunduğu tespit edilen piyasa katılımcıları hakkında Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Vadeli Elektrik Piyasası Uzlaştırma Bildirimleri, Faturalama İşlemleri, Ödemeler ve Ödemelerin Yapılmaması Durumu
Vadeli elektrik piyasası uzlaştırma bildirimleri
MADDE 132/Ğ- (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda piyasa katılımcılarının her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ödeyecekleri ya da Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek tutarları içeren ön uzlaştırma bildirimleri, en geç fatura dönemini takip eden ayın on birinci günü, nihai uzlaştırma bildirimleri ise, fatura dönemini takip eden ayın on beşinci günü, ayın on beşinci gününün hafta sonu veya resmi tatile denk gelmesi durumunda hafta sonu veya resmi tatilin bitimini takip eden işgünü PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulur.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan vadeli elektrik piyasasına ilişkin ön uzlaştırma bildiriminde asgari olarak aşağıda belirtilen kalemler yer alır:
a) Katılımcının vadeli elektrik piyasası kapsamında satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Katılımcının vadeli elektrik piyasası kapsamında alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri,
ç) Katılımcıya tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti.
(3) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan vadeli elektrik piyasasına ilişkin nihai uzlaştırma bildiriminde asgari olarak aşağıda belirtilen kalemler yer alır:
a) Katılımcının vadeli elektrik piyasası kapsamında satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Katılımcının vadeli elektrik piyasası kapsamında alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri,
ç) Katılımcılara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
d) Temerrüt garanti hesabı katkı payı,
e) Temerrüt garanti hesabı gecikme zammı tutarı,
f) Düzeltme kalemi.
Vadeli elektrik piyasası faturalama işlemleri
MADDE 132/H- (1) Piyasa İşletmecisi, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre faturaları düzenler. PYS’de nihai uzlaştırma yayımlanma tarihi, fatura tebliğ tarihi olarak kabul edilir.
(2) Vadeli elektrik piyasası uzlaştırılmasına ilişkin tek bir fatura düzenlenir ve ilgili piyasa faaliyetiyle iştigal eden piyasa katılımcılarına faturaları Piyasa İşletmecisi tarafından gönderilir.
(3) Piyasa İşletmecisi, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren katılımcının ilgili piyasa faaliyetlerine ilişkin düzenlenmiş olan faturalara istinaden borç/alacak bilgilerini merkezi uzlaştırma kuruluşuna bildirir.
(4) Ödeme yapılacak piyasa katılımcıları, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre vadeli elektrik piyasası uzlaştırılmasına ilişkin düzenlenen faturayı Piyasa İşletmecisine gönderir.
(5) Nihai uzlaştırma sonuçlarına göre oluşan tutarlar, 213 sayılı Vergi Usul Kanununa istinaden Hazine ve Maliye Bakanlığının her yıl yayımladığı tahakkuktan vazgeçme sınırının altındaysa bu sınıra ulaşıncaya kadar oluşan tutarlara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilmeyebilir. Yıl içinde söz konusu uzlaştırma tutarları toplamı, tahakkuktan vazgeçme sınırına ulaştığı ay, toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Yıl içinde bu sınıra ulaşılmadığı takdirde yılsonunda toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Tahakkuktan vazgeçme sınırı her yıl Piyasa İşletmecisi tarafından duyurulur.
Vadeli elektrik piyasasına ilişkin ödemeler ve tahsilat
MADDE 132/I- (1) Piyasa katılımcılarına uzlaştırmaya ilişkin iletilen faturaların bedelleri, aynı piyasa katılımcısının fatura alacaklısı olması durumunda alacak tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile borçlu piyasa katılımcıları tarafından aracı bankalar aracılığıyla Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden altıncı işgünü ödenir.
(2) Piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine iletilen faturaların bedelleri, aynı piyasa katılımcısının fatura borçlusu olması durumunda borç tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile Piyasa İşletmecisi tarafından alacaklı piyasa katılımcılarına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden yedi işgünü içerisinde, fatura tebliğ tarih ve sırasına göre, Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen piyasalara ilişkin olarak piyasa katılımcısının süresinde ödenmemiş borçları düşülerek Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabından, aracı bankalar kullanılarak ödenir.
(3) Merkezi uzlaştırma kuruluşu, sunmuş olduğu teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak katılımcıların ödemesi gereken hizmet bedellerini, aylık bazda piyasa katılımcılarına bildirir. Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından piyasa katılımcılarına iletilen hizmet bedelleri, bu bedelin tebliğ tarihini takip eden altı işgünü içerisinde merkezi uzlaştırma kuruluşuna ödenir.
(4) Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılacak fatura ödemelerine ilişkin olarak tek bir aracı banka ile çalışırlar, merkezi uzlaştırma kuruluşuna yapacakları ödemelere ilişkin olarak ise birden fazla banka ile çalışabilirler. Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılacak fatura ödemelerine ilişkin birlikte çalışacakları aracı bankayı merkezi uzlaştırma kuruluşuna yazılı olarak bildirir ve söz konusu bankayı değiştirmeleri durumunda, merkezi uzlaştırma kuruluşuna en kısa sürede bildirimde bulunur.
(5) Merkezi uzlaştırma kuruluşu ve aracı bankalar tarafından teminatlar ve fatura ödemelerine ilişkin olarak kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlanması gereken süreçlerin belirlenmiş olan süre zarfında tamamlanmayacağının ortaya çıkması durumunda, aracı banka; merkezi uzlaştırma kuruluşunu, merkezi uzlaştırma kuruluşu da Piyasa İşletmecisini ivedilikle bilgilendirir. Bu durumda, Piyasa İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler ve bu değişikliklerle ilgili piyasa katılımcılarını bilgilendirir.
(6) Beşinci fıkrada belirtilen sebeplerden ötürü merkezi uzlaştırma kuruluşu, aracı bankalar ve Piyasa İşletmecisinin teminat ve ödeme işlemlerine ilişkin olarak yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda taraflara uygulanacak yaptırımlar, ilgili taraflar arasında yapılan anlaşmalarda yer alır.
(7) İlgili uzlaştırma dönemine ilişkin olarak hem alacaklı, hem de borçlu olan piyasa katılımcıları için faturaya esas uzlaştırma bildiriminin yayımlanmasını ve alacak faturasının Piyasa İşletmecisine tebliğ edilmesini müteakiben alacak ve borçlar arasında mahsuplaşma işlemi otomatik olarak yapılır.
Vadeli elektrik piyasasına ilişkin fatura ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/İ- (1) Piyasa katılımcısının, söz konusu faturadan kaynaklanan net borcunu, fatura tebliğ tarihini takip eden altı işgünü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından günlük olarak hesaplanan temerrüt faizi tutarlarının aylık toplamları faturaya esas değer olarak kabul edilir. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibarıyla ilgili piyasa katılımcısının faturasına yansıtılır.
(2) Piyasa katılımcısının, serbest cari hesabında bulunan tutarın, VEP Usul ve Esasları uyarınca sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde olan TL cinsinden nakit teminat fazlasının ve/veya temerrüt garanti hesabı katkı payı TL cinsinden nakit fazlasının ilgili fatura bildirimine ilişkin piyasa katılımcısının borcunu karşılayacak seviyede olması durumunda; piyasa katılımcısının borcu, bu tutarlardan otomatik olarak karşılanır ve piyasa katılımcısı fatura temerrüdüne düşmez.
(3) Piyasa İşletmecisinin piyasa katılımcılarına ödeme yapacağı fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden yedi işgünü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibarıyla Piyasa İşletmecisine düzenlenen faturaya yansıtılır.
(4) Piyasa katılımcısının, söz konusu fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden altı işgünü içerisinde ödememesi durumunda, piyasa katılımcısının ayrıca bir ihtara gerek olmaksızın temerrüde düştüğü kabul edilir. Temerrüde düşen piyasa katılımcısına ilişkin olarak, yasal yollar saklı kalmak üzere fatura borcunun tahsil edilmesi amacıyla sırasıyla;
a) Cari hesabında bulunan tutara, VEP Usul ve Esasları kapsamında sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde olan tutara ve sunması gereken temerrüt garanti hesabı katkı payı tutarının üzerinde olan tutara,
b) VEP Usul ve Esasları uyarınca sunmuş olduğu toplam teminat tutarına,
c) Teminat Usul ve Esasları kapsamında sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde olan nakit teminat tutarına,
ç) Temerrüde düşen piyasa katılımcısının temerrüt garanti hesabı katkı payı tutarına,
d) Piyasa İşletmecisinin temerrüt yönetimi katkısı tutarına,
e) Diğer piyasa katılımcılarının temerrüt garanti hesabı katkı payları tutarına,
f) Teminat Usul ve Esasları kapsamında sunmuş olduğu teminat tutarına,
g) Temerrüt garanti hesabı tamamlama çağrısı ile tekrar toplanan katkı payları tutarına,
başvurulur.
(5) Piyasa katılımcısının fatura ödemesinin bir kısmının veya tamamının VEP Usul ve Esasları uyarınca sunduğu toplam teminat tutarından karşılanması durumunda ilgili piyasa katılımcısının bulundurması gereken toplam teminat tutarını aynı gün saat 12:00’a kadar tamamlaması istenir. Piyasa katılımcısının VEP Usul ve Esasları uyarınca bulundurması gereken toplam teminat tutarını tamamlamaması durumunda vadeli elektrik piyasası kapsamında faaliyetlerine devam etmesine izin verilmez. Vadeli elektrik piyasası kapsamında sahip olduğu açık pozisyonları VEP Usul ve Esasları uyarınca kapatılır.
(6) Temerrüt yönetimi çerçevesinde temerrüt garanti hesabı katkı payı tutarları kullanılmış olan piyasa katılımcıları için VEP Usul ve Esaslarında belirtilen temerrüt garanti hesabı katkı payı temerrüt durumu kontrolü uygulanır. Temerrüt garanti hesabı katkı payı yükümlülüğünü VEP Usul ve Esaslarında belirtilen sürelerde yerine getirmemesi nedeniyle temerrüde düştüğü tespit edilen piyasa katılımcılarının açık pozisyonları VEP Usul ve Esaslarının ilgili hükümleri çerçevesinde kapatılır; vadeli elektrik piyasası kapsamında faaliyetlerine devam etmelerine izin verilmez.
(7) Vadeli elektrik piyasası fatura temerrüdüne düşmesi nedeniyle, Piyasa İşletmecisinin temerrüt yönetimi katkısı tutarı ve/veya diğer piyasa katılımcılarının temerrüt garanti hesabı katkı payının kullanılmasına neden olan piyasa katılımcısının, söz konusu tutarları, fatura son ödeme tarihini takip eden üçüncü işgünü saat 12:00’a kadar tamamlamaması halinde;
a) Temerrüt halindeki piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve vadeli elektrik piyasası kapsamında faaliyetlerine devam etmesine izin verilmez.
b) Satıcı olduğu uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilmez, ileriye dönük yapılmış olan satış yönündeki ikili anlaşma bildirimleri iptal edilir ve ilgili taraflara PYS aracılığıyla bilgi verilir.
c) 132/E maddesinin beşinci fıkrasının (a), (b), (ç), (d), (i),(j) ve (k) bentleri hükümleri uygulanır.
ç) Serbest tüketici kayıtlarının silindiği ilk fatura dönemini takip eden ve serbest tüketici listeleri kesinleşmemiş tüm fatura dönemlerine ilişkin piyasa katılımcısı tarafından yapılmış olan serbest tüketici talepleri iptal edilir. Piyasa İşletmecisine karşı tüm mali yükümlülüklerini yerine getirmediği süre boyunca, serbest tüketici talebinde bulunmasına izin verilmez.
(8) Dördüncü fıkranın (d), (e) ve (g) bentleri kapsamında temerrüt garanti hesabından kullanılan tutarların temerrüde düşen ilgili piyasa katılımcısından tahsil edilmesi halinde bu tutarlar sırasıyla;
a) Temerrüt garanti hesabı katkı paylarına başvurulan diğer piyasa katılımcılarının ilgili hesabına,
b) Piyasa İşletmecisi temerrüt yönetimi katkısı tutarına,
kullanılan tutar kadar aktarılır.
(9) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülüklerin 132/I maddesinde belirtilen süreler içinde Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve merkezi uzlaştırma kuruluşuyla ilgili olan arızaların Piyasa İşletmecisine geçerli sebeplerle raporlanması halinde, Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcısına temerrüt faizi uygulanmaz.
(10) Piyasa katılımcısına uygulanacak asgari temerrüt matrahı ve temerrüt faizi Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla duyurulur. Asgari temerrüt matrahının altındaki tutarlara temerrüt cezası uygulanmaz.”
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
İtirazlar ve Düzeltme İşlemleri
İtirazlar
MADDE 133 – (1) Piyasa katılımcıları, fatura dönemine ait uzlaştırma bildirimlerine ya da faturalara ilişkin itirazda bulunabilir. Fatura itiraz başvuruları, itirazların veriş-çekiş ölçüm değerlerine ilişkin olması halinde TEİAŞ’ın ilgili birimlerine veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye; diğer durumlarda Piyasa İşletmecisine faturanın tebliğ tarihinden itibaren 60 gün içinde yazılı olarak yapılır. İtiraz başvurularında, itiraz sebeplerinin belirtilmesi zorunludur.
(2) Piyasa katılımcılarının uzlaştırma bildirimlerine ve/veya faturalara itirazda bulunmaları, ödeme yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.
(3) Yapılan itirazın veriş-çekiş ölçüm değerlerine veya 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca oluşturulan kategorilerin toplam tüketim değerlerine ilişkin olması halinde;
a) TEİAŞ’ın ilgili birimleri ya da ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, kendisine yapılan itirazı, 15 gün içerisinde sonuçlandırarak ilgili piyasa katılımcısına ve Piyasa İşletmecisine bildirir
b)
c) Piyasa İşletmecisi TEİAŞ’ın ilgili birimleri ya da ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından kendisine sonuçları bildirilen itirazları 5 iş günü içerisinde sonuçlandırır ve itirazın haklı bulunması durumunda gerekli düzeltme işlemi yapılır. Yapılan düzeltme piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir.
(4) Yapılan itirazın veriş-çekiş ölçüm değerleri dışında bir sebebi olması halinde;
a) Piyasa İşletmecisi, kendisine PYS üzerinden yapılan itirazın sebebine göre; itirazın yük alma-yük atma talimat kayıtlarına ilişkin olması halinde Sistem İşletmecisi ile irtibat kurarak, diğer hallerde kayıt bilgilerini ve uzlaştırma hesaplamalarını incelemek suretiyle, itirazın haklılığını araştırır.
b) Maddi hatalar ilgili piyasa katılımcısı ya da Piyasa İşletmecisi tarafından derhal, maddi hatalar dışındaki itiraz başvuruları Piyasa İşletmecisi tarafından, 20 iş günü içerisinde sonuçlandırılır ve itiraz sonuçları piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir. İtirazın haklı bulunması durumunda ve/veya Piyasa İşletmecisinin bir itiraz olmaksızın yapılan bir hatayı tespit etmesi halinde, gerekli düzeltme işlemi yapılır.
(5),,, Fatura tebliğ tarihinden itibaren 60 gün içinde yazılı olarak yapılmayan ve başvuru tarihi itibarıyla en fazla 12 ay önceki fatura dönemine ait itiraz başvuruları itiraz başvurusunu takip eden 3 ay içerisinde Piyasa İşletmecisi tarafından değerlendirilerek sonuçlandırılması veya Piyasa İşletmecisi tarafından diğer hataların tespit edilmesi durumunda, gerekli düzeltme işlemi gerçekleştirilir. Yapılan düzeltme piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir.
(6) Piyasa İşletmecisi tarafından varılan sonuca ilişkin ihtilaflar, piyasa katılımcılarının başvuruları üzerine Kurum tarafından incelenir.
Düzeltme işlemleri
MADDE 134 – (1) (1) Piyasa katılımcıları tarafından uzlaştırma bildirimlerine ya da faturalara ilişkin Piyasa İşletmecisine yapılan itirazların yapılan değerlendirme sonucunda haklı bulunması durumunda gerekli düzeltmeler Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilir. İtirazın sonuçlandırılmasını takiben Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcısına, detaylı enerji miktarları ve bedellerinin de yer aldığı düzeltmeye ilişkin PYS üzerinden bildirim yapılır. Yapılan düzeltme sonucunda, piyasa katılımcısı ya da katılımcılarına yapılması gereken ya da piyasa katılımcısı ya da katılımcılarının yapması gereken ödeme, düzeltme işlemlerini takip eden ilk ön uzlaştırma bildiriminde belirtilir ve ilgili fatura bildiriminde, geçmişe dönük düzeltme kalemi olarak yer alır. Geçmişe dönük düzeltme kalemi, düzeltme yapılan fatura dönemine ilişkin tüm dengesizlik uzlaştırması işlemlerinin yeniden yapılarak, hata düzeltme işleminin tüm katılımcılar üzerindeki etkisi değerlendirilecek şekilde belirlenir. Oluşması halinde artık bakiye ilgili ayın sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında piyasa katılımcılarına yansıtılır.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından kendisine kesilmiş olan faturalara ilişkin piyasa katılımcılarına yapılan itirazlara ilişkin düzeltmeler ilgili piyasa katılımcısı tarafından gerçekleştirilir. Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan fatura itiraz başvuruları ile birlikte ilgili piyasa katılımcısı tarafından gönderilmiş olan fatura iade edilir. İlgili piyasa katılımcısı tarafından düzeltilmiş olan fatura Piyasa İşletmecisine yeniden gönderilir.
SEKİZİNCİ KISIM
Diğer, Geçici ve Son Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Diğer Hükümler
Rekabete aykırı eylem ve işlemler,
MADDE 135 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında ele alınan herhangi bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin rekabete aykırı eylem ve işlem içerisinde olduğundan şüphelenilen tüzel kişilere ilişkin Rekabet Kurumunca inceleme yapılmasına dair girişimler; Piyasa İşletmecisinin ve/veya Sistem İşletmecisinin buna ilişkin rapor düzenleyerek Kuruma sunması ile ya da doğrudan, Kurum tarafından başlatılır.
(2) Rekabete aykırı eylem ve işlem içerisinde oldukları Rekabet Kurumunca tespit edilen katılımcılar ve/veya dengeleme birimlerinin gün öncesi piyasası ve dengeleme güç piyasası kapsamındaki azami fiyat limitleri Kurul kararı ile en fazla 1 yıl süre ile katılımcı ve/veya dengeleme birimi bazında düzenlenebilir. Söz konusu düzenlemeye ilişkin usul ve esaslar Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda ele alınır.
Piyasa katılımcılarına sunulacak veriler
MADDE 136 – (1), Organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerine ilişkin, faaliyetleri destekleyici ve öngörülebilirliği artırıcı nitelikteki veri ve bilgilerin Piyasa İşletmecisinin uhdesindeki Şeffaflık Platformunda yayımlanması esastır. Şeffaflık Platformunda yayımlanacak bilgi ve veriler, yayımlanma periyodları ve ilgili lisans sahibi tüzel kişilerin veri paylaşım yükümlülükleri Kurum tarafından hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Organize Toptan Elektrik Piyasalarında Şeffaflığın Teminine İlişkin Usul ve Esaslar ile belirlenir.
(2) 9/10/2003 tarihli ve 4982 sayılı Bilgi Edinme Hakkı Kanunu kapsamında yer alan ticari sır niteliğini taşıyan hususlar bu hükmün kapsamı dışındadır.
Yükümlülüğün yerine getirilmemesi
MADDE 137 – (1) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülükler hariç olmak üzere, Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi, tüzel kişilerin bu Yönetmelik kapsamındaki kendisine ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşuna karşı olan yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda, ihlalin derhal ortadan kaldırılması için ilgili tüzel kişilere yazılı olarak ya da PYS aracılığı ile bildirimde bulunur. Bildirimin tebliğ tarihinden itibaren 15 gün içerisinde ihlalin giderilmemesi halinde Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma başvurur.
(2) Kurum Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi tarafından gönderilen rapor kapsamında ve/veya mevzuatın ihlali yönünde elde ettiği bulgular çerçevesinde gerçekleştirdiği inceleme neticesinde ihlal tespiti halinde, ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygular.
Devir ve temlik
MADDE 138 – (1) Bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerle ilgili olarak yapılan, Dengeden Sorumlu Grup oluşturma haricindeki, devir, temlik ve taşınır rehinleri Piyasa İşletmecisine karşı hüküm ifade etmez. Bu Yönetmelik kapsamındaki alacak ve haklar ise ancak Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen hususlara uygun olarak ve Piyasa İşletmecisinden onay almak kaydıyla rehin ve temlik edilebilir.
Tebligat
MADDE 139 – (1) Bu Yönetmelikle ilgili tüm bildirim ve faturalarda Piyasa Katılım Anlaşmasında, Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşmasında, Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasında ve Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasında belirtilen usuller uygulanır.
Mücbir sebep
MADDE 140 – (1) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde belirtilen mücbir sebep hallerinde bu Yönetmelik hükümleri uygulamaya devam olunur.
Gizlilik
MADDE 141 – (1) Bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde Piyasa İşletmecisi ve/veya Sistem İşletmecisi, piyasa katılımcıları tarafından verilen bilgi ve belgelerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almakla yükümlüdür.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 142 – (1) 3/11/2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
İKİNCİ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri santralları
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Kanunun geçici 12 nci maddesi kapsamında lisans verilmiş olanlar da dahil olmak üzere yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri modelleri ile mevcut sözleşmeleri kapsamında TETAŞ’a elektrik enerjisi satmakta olan üretim tesislerine ilişkin kayıt güncelleme işlemleri TETAŞ tarafından yapılır.
(2) Bu kapsamdaki dengeleme birimlerinin günlük üretim programlarının ve yük alma ve yük atma tekliflerinin sunulmasına ve dengeleme mekanizmasına katılımları ile ilgili olarak bu Yönetmelikte düzenlenen iş ve işlemlerin yerine getirilmesine ilişkin hak ve yükümlülükler TETAŞ’a aittir.
(3) Söz konusu dengeleme birimlerine ait kabul edilen yük alma ve yük atma teklifleri, elektrik enerjisi alış ve satış miktarları ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarları, TETAŞ’ın uzlaştırma hesabına işlenir ve söz konusu miktarlara ilişkin alacak ve borçlar TETAŞ’a tahakkuk edilir.
Kayıt güncelleme
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 3/11/2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri kapsamında Piyasa İşletmecisine kayıt yaptırmış olan piyasa katılımcılarının kayıtları geçerliliğini sürdürür. Piyasa katılımcıları, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde kayıtlarında güncelleme yapılması ihtiyacı doğması durumunda, gerekli bilgi ve belgeleri Piyasa İşletmecisine sağlayarak kayıt güncelleme işlemlerini bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren en geç 2 ay içerisinde sanal uygulama kapsamında tamamlar. Kayıtların güncelleme işlemlerinin tamamlanması ile birlikte, piyasa katılımcıları, bir dengeden sorumlu gruba katılabilirler ya da ait oldukları dengeden sorumlu grubu değiştirebilirler.
Uygulamanın başlaması
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik uyarınca yapılacak uygulamalar, 1/12/2009 günü saat 00:00’a kadar herhangi bir fiziksel sonuç, faturalama ve ödeme yükümlülüğü doğurmaksızın sanal uygulama kapsamında gerçekleştirilir. Sanal uygulamanın ilk 2 ayında profilleme uygulamasının geliştirilmesi, ikili anlaşmaların saatlik olarak yeniden düzenlenmesi ve tüm katılımcıların ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin gerekli altyapı ve kapasite geliştirmesi çalışmaları tamamlanır. Sanal uygulamanın son 5 ayında dengeleme ve uzlaştırma uygulamaları herhangi bir fiziksel sonuç, faturalama ve ödeme yükümlülüğü doğurmaksızın sanal olarak gerçekleştirilir. Sanal uygulamaya ilişkin ilgili tarafların görevleri, sorumlulukları ve yapılacak işlemler, kayıt güncelleme işlemleri tamamlanıncaya kadar TEİAŞ tarafından ilgili tüm taraflara duyurulur.
(2) 1/12/2009 tarihine kadar, 142 nci maddede yer alan Yönetmeliğin uygulanmasına devam olunur.
(3) 142 nci maddede yer alan Yönetmelik kapsamında yapılan uzlaştırma ve faturalama işlemleri ve bu işlemlere yapılan itirazlar, söz konusu Yönetmelik kapsamında sonuçlandırılır.
Teminat ve Avans Ödemeleri,
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Teminat mekanizmasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına kadar piyasa katılımcılarının teminat sağlamaması, ilgili organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerine katılmaları önünde engel teşkil etmez. Teminatın sağlanmaması, piyasa katılımcıları ve dengeden sorumlu tarafların bu Yönetmelik kapsamındaki faaliyetlerine ilişkin ödeme yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Teminat ve avans ödemeleri mekanizmasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına ilişkin çalışmalar 28/2/2011 tarihine kadar tamamlanır. Teminat ve avans ödemeleri mekanizması gün öncesi piyasasının işlerlik kazanması ile eş zamanlı olarak uygulamaya girer.
(2) Teminat mekanizmasının uygulamaya girdiği ilk 4 günde, piyasa katılımcılarından minimum teminat talep edilir.
(3) Teminat mekanizmasının uygulamaya girdiği tarihi takip eden ilk fatura dönemine ilişkin fatura bildirim tarihine kadar 129 uncu maddede yer alan hükümler uygulanmaz.
Gün öncesi planlama
GEÇİCİ MADDE 5 –
Dengeleme birimlerinin sayaç yerleri
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarihte sayaçları ilgili dengeleme biriminin bağımsız olarak ölçülebilmesini sağlayacak yerde bulunmayan dengeleme birimlerinin, dengeleme birimi olarak faaliyetlerini sürdürebilmeleri için sayaç yerlerini 31/12/2010 tarihine kadar ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde ve ilgili dengeleme biriminin bağımsız olarak ölçülmesini sağlayacak şekilde değiştirmeleri esastır. Belirtilen süre içinde sayaç yerlerini değiştirmeyen üretim tesisleri 31/12/2010 tarihinden itibaren sadece uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi olarak faaliyetlerini sürdürebilirler.
Teklif bölgelerinin belirlenmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Sistem İşletmecisinin, iletim kısıtlarını gün öncesi piyasasına dayalı olarak ilk kez yönetmesine ihtiyaç duyması durumunda, Gün Öncesi Piyasasında geçerli olacak teklif bölgelerinin, uygulamanın işlerlik kazanmasından en az 6 ay öncesinde Sistem İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa İşletmecisine ve piyasa katılımcılarına duyurulması esastır.
Otomatik Sayaç Okuma Sisteminin kurulması
GEÇİCİ MADDE 8, – (1) TEİAŞ ve dağıtım şirketleri tarafından 1/10/2012 tarihine kadar OSOS kurulmasına ilişkin çalışmalarını tamamlar. Bu sürenin bitimine kadar, OSOS kurulum işlemlerinin tamamlanamaması durumunda, OSOS kurulum yükümlülüğü saklı kalmak kaydıyla, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerinin belirlenmesinde bu Yönetmeliğin 81 inci maddesinin altıncı ve yedinci fıkralarında belirtilen hükümler uygulanır.
Teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından 1/6/2010 tarihine kadar belirlenerek Kuruma teklif edilir.
Kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi
GEÇİCİ MADDE 10,
Dengeleme güç piyasası kapsamında etiket değerlerinin belirlenmesi ve sistem marjinal fiyatının hesaplanmasına ilişkin esaslar
GEÇİCİ MADDE 11 – (1) Kurum tarafından Başkan oluru ile yayımlanacak Dengeleme Güç Piyasası kapsamında Etiket Değerlerinin Belirlenmesi ve Sistem Marjinal Fiyatının Hesaplanması Prosedürünü en geç 1 Aralık 2011 tarihine kadar Kurum internet sitesi aracılığı ile piyasa katılımcılarına duyurulur.
Mevcut sayaçların OSOS kaydı
GEÇİCİ MADDE 12 – (1) İlgili dağıtım şirketi tarafından OSOS sisteminin işler hale getirilmesini müteakip, söz konusu tarihte kaydı yapılmış olan fakat Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca OSOS kapsamına dâhil olan sayaçlar için bu usul ve esas uyarınca görevlerini ve sorumluluklarını yerine getirmeleri için sorumlu tüzel kişilere durumun tebliğini takiben üç ay süre tanınır. Bu süre sonunda dağıtım şirketi tarafından sayaçların OSOS ile iletişim kurulması için gerekli test işlemleri gerçekleştirilir. Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca OSOS kapsamına dâhil olan sayaçlar için bu usul ve esaslar uyarınca sayaç üzerinde yer alacak uzaktan haberleşme donanımının testleri de bu esnada gerçekleştirilir.
(2) TEİAŞ tarafından kurulan OSOS sistemi kapsamına Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca dâhil olması gerekip, önceden kaydı yapılmış olan sayaçlar için ise bu usul ve esaslar uyarınca belirlenen görevlerini ve sorumluluklarını yerine getirmeleri gereken ilgili taraflara üç ay süre tanınır. Bu süre sonunda TEİAŞ tarafından OSOS ile iletişim kurulması için gerekli test işlemleri gerçekleştirilir. Söz konusu testin başarılı olmaması halinde OSOS sistemine dâhil edilemeyen sayaçların kaydı silinir.
OSOS’un kurulu olmadığı dönemde sayaç kayıtları
GEÇİCİ MADDE 13 – (1) Dağıtım şirketi tarafından tesis edilip işletilecek OSOS’un kurulu olmaması halinde Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca sayaç üzerinde yer alacak uzaktan haberleşme donanımını sağlamakla sorumlu olan tarafın bu sorumluluğunu yerine getirip getirmediği, OSOS’un kurulmasını müteakip yapılacak olan OSOS ile iletişim kurulmasına dair testler esnasında değerlendirilecektir. OSOS kurulana kadar yapılacak sayaç kayıtlarında, ilk endeks tespit protokolü ile ölçüm sistemlerinin test tutanağı yeterli kabul edilir.
(2) Bölgesinde bulunan serbest tüketiciye perakende satış anlaşması kapsamında kurulca onaylanmış perakende satış tarifeleri dışında, ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketi, madde 30/A uyarınca kayıt olması gereken bu şekilde tedarik yaptığı tüketicilere dair uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi kayıtlarını yaptırmak üzere 30/11/2010 tarihine kadar Piyasa İşletmecisine başvuracaktır. Piyasa İşletmecisi söz konusu başvurulara ilişkin kayıtları 30/4/2011 tarihine kadar tamamlar.
Risk Katsayısı
GEÇİCİ MADDE 14 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan Risk Katsayısı 1,5’tir.
Minimum nakit teminat tutarı
GEÇİCİ MADDE 15 – (1)
Teminat mektubu miktarı
GEÇİCİ MADDE 16, – (1)
Minimum teminat tutarı hesaplamaları
GEÇİCİ MADDE 17 – (1) Teminat mekanizmasının yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve minimum teminat tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan sabit teminat tutarı (STT_1) piyasa katılımcısının perakende, toptan satış lisansı sahibi tüzel kişi veya işletmedeki kurulu güç toplamı 1000 MW ve üzerinde olan üretim, OSB üretim, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansına sahip tüzel kişi olması durumunda 200.000 TL’dir.
(2) Teminat mekanizmasının yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve minimum teminat tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan sabit teminat tutarı (STT_2) işletmedeki kurulu güç toplamı 50 MW ve altında olan üretim, OSB üretim, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansına sahip tüzel kişi olması durumunda 10.000 TL’dir.
(3) Teminat mekanizmasının yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve minimum teminat tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan sabit teminat tutarı (TT_KGUC) işletmedeki kurulu güç toplamı 50 MW ile 1000 MW arasında olan üretim, OSB üretim, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansına sahip tüzel kişi olması durumunda, 200 TL/MW’tır.
Asgari temerrüt matrahı ve asgari temerrüt faizi tutarı
GEÇİCİ MADDE 18,,
Merkezi uzlaştırma kuruluşu olarak çalışılacak bankanın belirlenmesi
GEÇİCİ MADDE 19 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren, bir ay içerisinde, bu Yönetmelikte yer alan merkezi uzlaştırma kuruluşuna ait görevleri yerine getirmek ve teminat mekanizmasının işletilmesi ve ödemelerin zamanında ve doğru bir şekilde gerçekleştirilerek, piyasadaki nakit akışının sürekli bir şekilde sağlanması amacına yönelik olarak, Piyasa İşletmecisi ile piyasa katılımcıları tarafından kullanılacak olan merkezi uzlaştırma kuruluşu olarak İMKB Takas ve Saklama Bankası A.Ş. arasında beş yıl süreli merkezi uzlaştırma bankası anlaşması imzalanır.
Gün Öncesi Planlama Kapsamında Kısıt Yönetimi
GEÇİCİ MADDE 20 –
Dengesizlik fiyatı uygulamasına ilişkin katsayı
GEÇİCİ MADDE 21 – (1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve 110 uncu madde uyarınca enerji dengesizlik tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan “k” ve “l” katsayılarının başlangıç değeri 0’dır.
Dengeleme Güç Piyasası kapsamında teklif seviyeleri arası fiyat farkı oranı
GEÇİCİ MADDE 22 – (1) 70 inci madde uyarınca teklif fiyatları arasında olabilecek farka ilişkin oranın başlangıç değeri %20’dir.
Fark Fonu
GEÇİCİ MADDE 23
Görevli perakende satış şirketinin kayıt işlemleri
GEÇİCİ MADDE 24 – (1) Dağıtım şirketleri ile 27/9/2012 tarihli ve 28424 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Dağıtım ve Perakende Satış Faaliyetlerinin Hukuki Ayrıştırılmasına İlişkin Usul ve Esaslar kapsamında kurulacak olan görevli perakende satış şirketleri en geç 1/2/2013 tarihine kadar gerekli kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvurur.
17 nci maddeye ilişkin uygulama işlemleri
GEÇİCİ MADDE 25 – (1) 17 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında oluşturulacak kategorilere ilişkin hususlar, 1/1/2013 tarihine kadar Kurul kararı ile belirlenir.
(2) 17 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında oluşturulacak kategorilere ve dağıtım şirketine ilişkin uzlaştırma işlemleri, 1/7/2013 tarihine kadar birlikte gerçekleştirilir.
(3) Toplam Tüketim Tahmini Belirleme Metodolojisi 1/4/2013 tarihine kadar Kurum tarafından yayımlanır.
Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarı
GEÇİCİ MADDE 26 – (1) 1/1/2016 tarihine kadar Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarının sıfır bakiye düzeltme katsayıları kullanılarak piyasa katılımcılarından tahsiline devam edilir.
İletim kayıplarının TEİAŞ tarafından satın alınması
GEÇİCİ MADDE 27 – (1) TEİAŞ 1/1/2016 tarihinden itibaren iletim sistemi kayıplarını satın almaya başlar. 1/1/2016 tarihinde iletim sistemi kayıplarının uzlaştırılmasını teminen TEİAŞ’ın Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kaydı gerçekleştirilir.
EPİAŞ’ın piyasa işletim faaliyetine başlaması
GEÇİCİ MADDE 28 – (1) EPİAŞ piyasa işletim lisansı alana kadar Piyasa İşletmecisi TEİAŞ’tır.
Yayımlanacak usul esas ve prosedürler
GEÇİCİ MADDE 29 – (1) Aşağıda yer alan usul esas ve prosedürler en geç 1/6/2015 tarihine kadar yayımlanır:
a) Organize Toptan Elektrik Piyasalarında Şeffaflığın Teminine İlişkin Raporlama Prosedürleri,
b) Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar.
Asgari ve Azami Fiyat Limitleri
GEÇİCİ MADDE 30 – (1) Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar çerçevesinde belirlenene kadar ilgili piyasalarda asgari fiyat limitleri 0 TL/MWh, azami fiyat limitleri 2000 TL/MWh olarak uygulanır.
Önceki alacak veya borçlara ilişkin uygulama
GEÇİCİ MADDE 31 – (1) TEİAŞ’ın taraf olduğu dava ve takiplerden EPİAŞ’ın faaliyetleriyle ilgili olanlar, EPİAŞ’ın faaliyete geçiş tarihinden itibaren EPİAŞ tarafından yürütülür.
Dengeleme birimi olan tüketim noktalarının dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirilmeyen talimatlara ilişkin maliyetlerden muafiyeti
GEÇİCİ MADDE 32 – (1) Dengeleme birimi olan tüketim noktaları 1/1/2016 tarihine kadar 102/A ve 105/A maddeleri kapsamında hesaplanan yerine getirilmeyen yük alma/atma talimatlarına ilişkin maliyetlerden muaf tutulur.
Teminat Hesaplama Prosedürü ile Fark Tutarı Prosedürünün hazırlanması
GEÇİCİ MADDE 33 – (1) Teminat Hesaplama Prosedürü ve Fark Tutarı Prosedürü piyasa işletmecisi tarafından ilgili çalışmalar tamamlanarak 01/06/2016 tarihine kadar Kuruma sunulur.
Serbest tüketici portalı ile serbest tüketici veri tabanının geliştirilmesi
GEÇİCİ MADDE 34 – (1) EPİAŞ serbest tüketici portalı ile serbest tüketici veri tabanına ilişkin geliştirmeleri en geç 1/1/2017 tarihine kadar tamamlar.
Serbest olmayan tüketicilerin kaydı
GEÇİCİ MADDE 35 – (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler hizmet sundukları ve sayaçlarını okumakla yükümlü oldukları serbest olmayan tüketicilerin 30/B maddesinin birinci fıkrasında yer alan bilgilerini 1/6/2018 tarihine kadar serbest tüketici veri tabanına kaydeder.
(2) Söz konusu kayıtlar, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından güncel tutulur ve tüketici serbest olana kadar tedarikçilerin erişimine açılmaz.
Yaz saati uygulaması
GEÇİCİ MADDE 36 – (1) Yaz saati uygulamasının tüm yıl devam etmesi halinde bu Yönetmeliğin 50 nci, 52 nci, 57 nci, 58 inci, 63 üncü, 68 inci, 69 uncu, 71 inci, 88 inci ve 89 uncu maddeleri ile belirlenmiş olan süreler Piyasa İşletmecisi tarafından bir saate kadar ötelenebilir. Bu durumda belirlenen yeni süreler uygulanmaya başlamadan önce Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
Temerrüt garanti hesabının oluşturulması
GEÇİCİ MADDE 37 – (1) Vadeli elektrik piyasası dışında Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya yan hizmetler piyasası hariç olmak üzere mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen piyasalar için Temerrüt Garanti Hesabına İlişkin Usul ve Esaslar 1/1/2022 tarihine kadar yayımlanır.
Ödeme usulü
GEÇİCİ MADDE 38 – (1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay süre ile 132/Ç maddesinin dokuzuncu fıkrası kapsamında Piyasa İşletmecisi tarafından alacaklı piyasa katılımcılarına yapılacak ödemeler, fatura tebliğ tarihi ve sırası dikkate alınmaksızın, ilgili fatura dönemi için piyasa katılımcılarından tahsil edilen tüm tutarların net alacak tutarlarına oranına göre gerçekleştirilir. Bu ödemelerin yapılmasını müteakip bir sonraki ön uzlaştırma bildirimi yayımlanana kadar yeni bir tahsilat yapılırsa bunlar da birinci cümledeki usule göre alacaklı piyasa katılımcılarına dağıtılır. Kurul bu uygulamanın süresini altı aya kadar uzatmaya yetkilidir.
Yürürlük
MADDE 143 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 144 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
a91345b93fde
|
29/11/2007 TARİHLİ VE 26715 SAYILI RESMİ GAZETE’DE YAYIMLANMIŞTIR.
KURUL KARARI
Karar No: 1382 Karar Tarihi: 22/11/2007
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 22/11/2007 tarihli toplantısında, 1/2/2007 tarihli ve 1079 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen;
a) Güvence birim bedellerinin; 24/8/2006 tarihli ve 875 sayılı Kurul Kararı ekinde yer alan ve 1/9/2006 tarihi itibarıyla yürürlüğe giren 20 Dağıtım Şirketi İçin İlk Uygulama Dönemi Güvence Bedellerinin Hesaplanması ve Güncelleştirilmesine İlişkin Usul ve Esasların 8 inci maddesi uyarınca TÜİK tarafından yayımlanan 2007 yılı Eylül ayı 12 aylık TÜFE değişim oranı dikkate alınarak artırılmasına ve 1/1/2008 tarihinden itibaren aşağıdaki bedellerin uygulanmasına,
b) Sabit bağlantı tarifelerinin; 24/8/2006 tarihli ve 875 sayılı Kurul Kararı ekinde yer alan ve 1/9/2006 tarihi itibarıyla yürürlüğe giren 20 Dağıtım Şirketi İçin İlk Uygulama Dönemi Dağıtım Bağlantı Bedelleri ile Uygulamaya İlişkin Usul ve Esasların 6 ncı maddesi uyarınca TÜİK tarafından yayımlanan 2007 yılı Eylül ayı 12 aylık TÜFE değişim oranı dikkate alınarak artırılmasına ve 1/1/2008 tarihinden itibaren aşağıdaki bedellerin uygulanmasına,
c) Kesme bağlama bedellerinin; 24/8/2006 tarihli ve 875 sayılı Kurul Kararı ekinde yer alan ve 1/9/2006 tarihi itibarıyla yürürlüğe giren 20 Dağıtım Şirketi İçin İlk Uygulama Dönemi Kesme-Bağlama Bedellerine İlişkin Usul ve Esasların 2 nci maddesi uyarınca TÜİK tarafından yayımlanan 2007 yılı Eylül ayı 12 aylık TÜFE değişim oranı dikkate alınarak artırılmasına ve 1/1/2008 tarihinden itibaren aşağıdaki bedellerin uygulanmasına,
karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
6bd9bb1fe99e
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4804-93 Karar Tarihi : 26/12/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2013 tarihli toplantısında; Kocaeli Gebze V (Kimya) Organize Sanayi Bölgesi Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2014 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
1c00e85c634d
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI İTHALAT VE İHRACAT YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı, elektrik piyasasında; elektrik enerjisi ithalatı ve/veya ihracatı faaliyetine ilişkin usul ve esaslar ile uluslararası enterkonneksiyon hatlarının kapasite tahsisine ve sınır ötesi elektrik enerjisi ticaretine yönelik kullanımına ilişkin esasların belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik, enerjisi ithalatı ve/veya ihracatına ilişkin usul ve esasları, ithalat ve/veya ihracat faaliyeti yapacak tüzel kişilerin hak ve yükümlülüklerini ve uluslararası enterkonneksiyon hatlarının kullanımına ve kapasite tahsisine ilişkin esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik; 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 2 nci maddesi, 5307 sayılı Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Kanunu ve Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanunun geçici 6 ncı maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Azaltma: 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğine göre, Sistem İşleticisinin hızla hareket etmesi gereken acil durumlarda Sistem İşleticisi tarafından piyasa katılımcılarına tahsis edilmiş olan Ticari İletim Hakları’nın alış-veriş programı verilmeden önce düşürülmesi,
b) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
c) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
ç) Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
d) Dağıtım Sistemi: Bir dağıtım bölgesinde yer alan elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
e) Dağıtım Şirketi: Belirlenen bir ülkenin elektrik dağıtımı ile iştigal eden dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,
f) Enterkonneksiyon Hattı: İletim ve dağıtım sistemlerinin toplamından oluşan ulusal elektrik sisteminin başka bir ülkenin elektrik sistemine bağlantısını sağlayan enerji iletim ve dağıtım tesisini,
g) Enterkonneksiyon İşletme Anlaşması: Sistem İşleticisi ve enterkonneksiyon oluşturulan diğer ülke iletim veya dağıtım şirketi arasında yapılan ve enterkonneksiyon hattının işletilmesi ile ilgili esas ve usulleri içeren anlaşmayı,
ğ) Enterkonneksiyon Kapasitesi: Türkiye ve ilgili ülke arasındaki enterkonneksiyonlardaki sınır ötesi elektrik enerjisi transfer kapasitesi,
h) Enterkonneksiyon Kullanım Anlaşması: Sistem İşleticisi tarafından işletilen uluslararası enterkonneksiyon hatları üzerinden hizmet alan lisans sahibi tüzel kişi ile Sistem İşleticisi arasında imzalanan ve enterkonneksiyon hattının kullanımı ile ilgili esas ve usulleri içeren anlaşmayı,
ı) Enterkonneksiyon: İletim ve dağıtım sistemlerinin toplamından oluşan ulusal elektrik sisteminin diğer bir ülkeye ait elektrik sistemine bağlanmasını,
i) ENTSO-E (Avrupa Elektrik Şebekesi İletim Sistemi İşleticileri): Kâr amacı gütmeyen bir uluslararası kuruluş olarak ve Avrupa Birliğinin 714/2009 Sayılı Sınır Ötesi Elektrik Ticareti Tüzüğünde belirtildiği şekilde, Topluluk düzeyinde iç elektrik piyasasında entegrasyonun tamamlanması, sınır ötesi elektrik ticaretinin iyileştirilmesi, Avrupa elektrik iletim şebekesinin optimal yönetilmesinin, koordineli işletilmesinin ve arz güvenliğinin sağlanmasını teminen tüm İletim Sistemi İşleticileri arasında işbirliğinin sürdürülmesi amacıyla kurulmuş uluslararası kuruluşu,
j) İhale dokümanları: Kapasite tahsisine ilişkin usul ve esaslar çerçevesinde TEİAŞ tarafından hazırlanan ve hat tahsisine ait ihaleye ilişkin dokümanları,
k) İhracat Kaydıyla İthalat: Elektriğin ihracat amacı ile aynı uzlaştırma döneminde ithal edilmesini,
l) İkincil Ticari İletim Hakkı Piyasası: Bir Ticari İletim Hakkı sahibi tarafından ihalelerde ya da Ticari İletim Hakkı devri yoluyla temin edilen Ticari İletim Haklarının, başka bir toptan satış şirketine devrine olanak sağlayan mekanizmayı,
m) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
n) İletim Sistemi İşleticileri Arası Tazmin Mekanizması: Birbirlerine senkron paralel bağlı İletim Sistemi İşleticileri arasındaki sınır ötesi fiziki akışlarla ilgili olarak sınır ötesi fiziki akışın başladığı (kaynak) ve sonlandığı (varış) ulusal iletim sistemlerindeki fiziki akışları esas alacak şekilde, iletim sistemi transit olarak kullanılan İletim Sistemi İşleticisine, sınır ötesi akışların gerçekleştirilmesine ilişkin olarak, ileriye dönük uzun dönemli maliyetleri, kayıpları, yeni altyapı yatırımlarını ve mevcut altyapı maliyetlerinin uygun bir oranını dikkate almak suretiyle belirlenen bir bedelin ödenmesini öngören mekanizmayı,
o) İletim Tesisi: Üretim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu noktalardan itibaren iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dâhil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
ö) İlgili Mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, lisans, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
p) Kanun: 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
r) Kısıt: Ulusal elektrik sistemlerini birbirine bağlayan enterkonneksiyon kapasitelerinin tahsisinde, piyasa katılımcılarının sınır ötesi elektrik enerjisi ticaretine yönelik talep toplamlarının Kullanıma Açık Kapasite’den (KAK) büyük olması halini,
s) Kısıt Yönetimi: Kısıt olması durumunda enterkonneksiyon hat ya da hatlarındaki Kullanıma Açık Kapasitelerin (KAK) talep sahipleri ya da talep sahiplerinin bir kısmının kullanımına tahsis edilmesine ilişkin yöntemleri,
ş) Kısıt Yönetimi Bedeli: İthalat ve/veya ihracat faaliyeti çerçevesinde yapılan elektrik enerjisi nakli için kullanılacak enterkonneksiyon hat kapasitesinin tahsisinde kısıt olması halinde bu Yönetmelik hükümleri uyarınca Sistem İşleticisine ödenen bedeli,
t) Kullanım Dönemi: Enterkonneksiyon hatları kapasitelerinin kullanıcılara tahsis edildiği dönemi,
u) Kullanım Faktörü: Senkron paralel işletmeye tabi olmayan enterkonneksiyon hatlarının belli bir zaman diliminde fiili kullanımı sonucu hat üzerinden transfer edilen toplam enerjinin, aynı zaman dilimi içerisinde hatta tahsis edilmiş bulunan tüm kapasitenin kullanılması durumunda hat üzerinden transfer edilmesi gereken toplam enerji miktarına yüzde (%) cinsinden oranı,
ü) Kullanıma Açık Kapasite (KAK): Belirli bir enterkonneksiyon hattı için hesaplanmış bulunan Net Transfer Kapasitesinden, Tahsis Edilmiş Kapasite’nin çıkarılması sonucu bulunan ve piyasa katılımcılarının kullanımına sunulan megavat cinsinden (MW) elektrik enerjisi güç miktarını,
v) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
y) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
z) Net Transfer Kapasitesi (NTK): Bir enterkonneksiyon hattı için ulusal elektrik sistemi ile komşu ülke elektrik sistemi arasında; her iki elektrik sisteminde uygulanan bütün güvenlik kriterleri ve gelecekte oluşabilecek belirsizlikler de dikkate alınarak hesaplanan transfer edilebilen megavat cinsinden (MW) azami elektrik enerjisi güç miktarını,
aa) Perakende Satış Şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin ithalatı ve iletim sistemine doğrudan bağlı olanlar dışındaki tüketicilere perakende satışı ve/veya tüketicilere perakende satış hizmeti verilmesi ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
bb) Perakende Satış: Elektrik enerjisinin tüketicilere satışını,
cc) Piyasa yönetim sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, Piyasa İşleticisi, sistem işleticisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
çç) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, toptan satış, perakende satış, perakende satış hizmeti, ithalat ve ihracat dâhil olmak üzere elektrik enerjisi ve kapasite alım satımı veya ticareti faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını,
dd) Serbest bölge: 6/6/1985 tarihli ve 3218 sayılı Serbest Bölgeler Kanununa göre Bakanlar Kurulu kararıyla kurulan bölgeleri,
ee) Serbest olmayan tüketici: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını sadece, bölgesinde bulunduğu görevli perakende satış şirketinden yapabilen gerçek veya tüzel kişiyi,”
ff) 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,
gg) Sınır Ötesi Akış: Bir iletim veya dağıtım şebekesinin sınırları içindeki üretici ve/veya tüketicilerin, iletim veya dağıtım şebekesi sınırları dışındaki üreticiler ve/veya tüketicilerle elektrik enerjisi alışverişi sonucunda veya senkron şebekeye bağlı diğer ülkelerin iletim sistemleri arasında senkron paralel bağlantı sonucunda ilgili iletim veya dağıtım şebekesinde ortaya çıkan fiziksel elektrik akışını,
ğğ) Sistem İşleticisi: 36 kV ve altındaki şebeke için ilgili Dağıtım Şirketini, 36 kV üstü şebeke için TEİAŞ’ı,
hh) Tahsis Edilmiş Kapasite (TEK): Bu yönetmeliğin yürürlüğe girmesinden önce yapılan uluslararası anlaşmalarla veya bir önceki kullanım döneminde ilgili enterkonneksiyon hattı için tahsis edilmiş veya bu Yönetmelik kapsamında tahsis edilmiş veya kullanıcıların hat inşa etmesi nedeni ile uzun süreli olarak tahsis edilen megavat (MW) cinsinden kapasite miktarlarının toplamını,
ıı) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyatları, hükümleri ve şartları içeren düzenlemeleri,
ii) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri, otoprodüktörler, otoprodüktör grupları, toptan satış şirketleri ve perakende satış lisansına sahip şirketleri,
jj) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
kk) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve teçhizatı,
ll) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
mm) Ticari İletim Hakkı (TİH): Elektrik transferleri için MW olarak ifade edilen Enterkonneksiyon Kapasitesini kullanma hakkını,
nn) Ticari İletim Hakkı Devri: Ticari İletim Hakkı sahibinin ihale yoluyla kazanmış olduğu ticari iletim hakkını, ikincil ticari iletim hakkı piyasası yoluyla toptan satış şirketine devrini,
oo) Ticari İletim Hakkı Sahibi: İhale veya İkincil Ticari İletim hakkı piyasası yoluyla Ticari İletim Hakkına sahip olan sınır ötesi ihale katılımcısını,
öö) Toptan Alış: Elektrik enerjisinin tekrar satış için alışını,
pp) Toptan Satış Şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin, toptan satılması, ithalatı, ihracatı, serbest tüketicilere satışı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
rr) Toptan Satış: Elektrik enerjisinin tekrar satış için satışını,
ss) Tüketici: Elektriği kendi ihtiyacı için alan serbest ve serbest olmayan gerçek ve tüzel kişiyi,
şş) Uluslararası Enterkonneksiyon Şartı: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel; asenkron paralel veya ünite yönlendirmesi yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla veya komşu ülkede oluşturulacak izole bölgenin beslenmesi yöntemiyle yapılacak enterkonneksiyonu,
tt) Uzlaştırma dönemi: 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde belirlenen uzlaştırma dönemlerini,
uu) Üretim: Enerji kaynaklarının, üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
İthalat ve/veya İhracat Faaliyetinin Kapsamı ve Uygulamaya İlişkin Esaslar
İthalat ve/veya ihracat faaliyetinde bulunabilecek tüzel kişiler
MADDE 5 – (1) Uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden ya da ülkelere elektrik enerjisi ithalatı ve/veya ihracatı, Kurul onayı ile yapılabilir. Lisanslarında yer alması kaydıyla;
a) TETAŞ ve özel sektör toptan satış şirketleri; elektrik enerjisi ithalat ve/veya ihracatı faaliyetlerini,
b) Perakende satış şirketleri ise 36 kV ve altındaki gerilim seviyesinden elektrik enerjisi ithalatı faaliyetini,
yürütebilir.
(2) Bu tüzel kişilerin ithalat ve/veya ihracat faaliyeti, toptan satış veya perakende satış lisansları kapsamında düzenlenir ve ayrıca lisans alınmasını gerektirmez.
Elektrik enerjisinin ithalat ve/veya ihracatı faaliyetinde uygulanacak yöntemler
MADDE 6 – (1) Elektrik enerjisinin ithalatı;
a) Ulusal elektrik sisteminin elektrik enerjisinin ithal edileceği ülkenin elektrik sistemi ile senkron paralel şekilde işletilebilmesi,
b) Elektrik enerjisinin ithal edileceği ülke elektrik sistemindeki bir üretim tesisinin ya da üretim tesisinin bir ya da birden fazla ünitesinin 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve/veya 19/2/2003 tarihli ve 25025 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği hükümlerine uygun olarak ulusal elektrik sistemine paralel çalıştırılabilmesi,
c) Asenkron paralel bağlantı yapılması,
hallerinde mümkündür.
(2) Elektrik enerjisinin ihracatı;
a) Ulusal elektrik sisteminin elektrik enerjisinin ihraç edileceği ülkelerin elektrik sistemi ile senkron paralel şekilde işletilebilmesi,
b) Ülke sınırları içerisindeki bir üretim tesisinin ya da üretim tesisinin bir ya da birden fazla ünitesinin elektrik enerjisinin ihraç edileceği ülkenin elektrik sistemi ile paralel çalıştırılabilmesi,
c) Asenkron paralel bağlantı yapılması,
ç) Elektrik enerjisi ihraç edilecek ülkede oluşturulacak izole bir bölgenin, enterkonneksiyon hatları ile beslenmesi,
hallerinde mümkündür.
Senkron paralel bağlantılarda ithalat ve/veya ihracat faaliyeti için yapılacak başvurular
MADDE 7 – (1) Hangi enterkonneksiyon hatlarından elektrik ithalatı/ihracatı yapılabileceği Bakanlık görüşü doğrultusunda Sistem İşleticisi tarafından ilan edilir.
(2) Senkron paralel bağlantılar için enterkonneksiyon hat kapasitesini kullanarak ithalat/ihracat yapılmasına yönelik faaliyette bulunmak isteyen toptan satış şirketlerinin Sistem İşleticisi tarafından açıklanan kapasite tahsislerine ilişkin ihalelere katılabilecekleri ve hat kapasite tahsisine hak kazanılması durumunda, tahsis edilen miktar ve süre kadar elektrik enerjisi ithalat ve/veya ihracatı yapabileceği lisanslarına hüküm olarak derçedilir.
(3) Senkron paralel bağlantılar için enterkonneksiyon hat kapasitesini kullanarak ithalat/ihracat yapılmasına yönelik teminat tutarı Sistem İşleticisi tarafından belirlenir ve duyurulur. Senkron paralel bağlantılar için enterkonneksiyon hat kapasitesini kullanarak ithalat/ihracat yapmak isteyen ve bu hakkı lisansına dercedilmiş olan toptan satış lisansı sahibi şirketler, Sistem İşleticisi tarafından belirlenen miktardaki Teminat Mektubunu Sistem İşleticisine sunarlar.
(4) Senkron paralel bağlantı sağlanmış ülkelerde Ticari İletim Hakkını elde etmiş kişilerin Türkiye ile sınır ötesi elektrik ticaretini gerçekleştirebilmesi için 5 inci maddede belirtilen tüzel kişiler ile anlaşmaları gerekmektedir.
Senkron paralel olmayan bağlantılarda ithalat ve/veya ihracat faaliyeti için yapılacak başvurular
MADDE 8 – (1) Senkron paralel olmayan bağlantılarda ithalat faaliyetinde bulunmak için yapılan başvurularda, başvurunun inceleme ve değerlendirmeye alınabilmesi için aşağıdaki bilgi ve belgelerin Kuruma sunulması zorunludur;
a) İthalat yapılacak ülke,
b) İthal edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin üretiminde kullanılan yakıt türü veya türleri,
c) İthal edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin megavat cinsinden (MW) azami gücü ve kilovatsaat cinsinden (kWh) yıllık miktarı,
ç) İthalat faaliyeti için öngörülen başlama tarihi ve faaliyet süresi,
d) İthal edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin ülke sınırındaki teslim noktaları,
e) İthalatta kullanılacak yöntem,
f) Karşı ülkede elektrik enerjisi ithalatı ile ilgili Bakanlık ve/veya yetkili Kurumla yapılan ve ilgili şirketin unvanını ve yukarıda belirtilen bilgileri kapsayan; ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu.
(2) İhracat faaliyetinde bulunmak için yapılan başvurularda, başvurunun inceleme ve değerlendirmeye alınabilmesi için aşağıdaki bilgi ve belgelerin Kuruma sunulması zorunludur;
a) İhracat yapılacak ülke,
b) İhraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin megavat cinsinden (MW) azami gücü ve kilovatsaat cinsinden (kWh) yıllık miktarı,
c) İhracat faaliyeti için öngörülen başlama tarihi ve faaliyet süresi,
ç) İhraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin ülke sınırındaki teslim noktaları,
d) İhracatta kullanılacak yöntem,
e) Karşı ülkede elektrik enerjisi ihracatı ile ilgili Bakanlık ve/veya yetkili Kurumla yapılan ve ilgili şirketin unvanını ve yukarıda belirtilen bilgileri kapsayan; ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu .
(3) Karşı ülkede elektrik enerjisi ithalatı/ihracatı ile ilgili Bakanlık ve/veya yetkili Kurumla yapılan ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu, söz konusu ülkedeki Türk Konsolosluğundan veya Lahey Devletler Özel Hukuku Konferansı çerçevesinde hazırlanan “Yabancı Resmi Belgelerin Tasdiki Mecburiyetinin Kaldırılması Sözleşmesi” hükümlerine göre onaylanmış olacaktır.
(4) Yukarıda belirtilen bilgi ve belgelerin eksiksiz olarak Kuruma sunulması durumunda;
a) Toptan satış lisansı veya perakende satış lisansına sahip tüzel kişiler tarafından; mevcut ya da yapılacak hatlar vasıtasıyla uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden ya da ülkelere, toptan satış lisansı sahibi tüzel kişiler için ithalat ve/veya ihracat faaliyetlerinde perakende satış lisansına sahip tüzel kişiler içinse ithalat faaliyetinde bulunmak üzere 7 nci maddede belirtilen çerçevede başvuruda bulunulması halinde, Kurum tarafından, 19/12/1985 tarihli 3154 sayılı Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanuna göre oluşturulan Bakanlık görüşü ile teknik konulara ilişkin olarak Sistem İşleticisinin görüşü alınır.
b) Görüşlerin olumlu olması halinde, başvuru Kurum ilan panosu ile Kurum internet sayfasında duyurulur. Duyuruyu izleyen yirmi gün içerisinde, aynı hattı kullanmak suretiyle ithalat ve/veya ihracat faaliyetinde bulunmak isteyen toptan satış lisansı veya ithalat faaliyetinde bulunmak isteyen perakende satış lisansına sahip tüzel kişiler de Kuruma başvurabilir. Süresinde yapılan başvurular sonuçlandırılıncaya kadar aynı hat için yeni başvuru kabul edilmez.
c) Aynı hat için birden fazla başvuru olması halinde, başvurular bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda sonuçlandırılmak üzere Sistem İşleticisine bildirilir. Sistem İşleticisi, kapasite tahsisine ilişkin işlemleri bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde kırkbeş gün içerisinde sonuçlandırarak, Kurul kararı alınmasını teminen sonucu Kuruma bildirir.
ç) Ulusal elektrik sisteminin elektrik enerjisinin ithal ya da ihraç edileceği ülkenin elektrik sistemi ile senkron paralel şekilde işletilebilmesinin mümkün olmaması durumunda ithalat veya ihracat faaliyetlerinden hangisinin yapılacağına ilişkin olarak Bakanlık görüşü esas alınır.
Senkron paralel olmayan başvuruların incelenmesi, değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması
MADDE 9 – (1) Senkron paralel olmayan bağlantılar için ithalat ve/veya ihracat faaliyetinde bulunması Kurul kararıyla uygun bulunan lisans sahibi tüzel kişiye; öngörülen ithalat ve/veya ihracat faaliyetine ilişkin olarak başvuru sırasında sunulan belgelere uygun anlaşmaların, enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının ve lisans tadil bedelinin Kuruma ibraz edilmesi durumunda faaliyet izni verileceği ve bu yükümlülüğün, doksan gün içerisinde yerine getirilmesi yazılı olarak bildirilir. Bu süre Kurul kararı ile uzatılabilir. Anlaşmalar söz konusu ülkedeki Türk Konsolosluğundan veya Lahey Devletler Özel Hukuku Konferansı çerçevesinde hazırlanan “Yabancı Resmi Belgelerin Tasdiki Mecburiyetinin Kaldırılması Sözleşmesi” hükümlerine göre onaylanmış olacaktır. Yükümlülüklerin yerine getirilmesi halinde, ithalat ve/veya ihracat faaliyetine izin verilmesine ilişkin hükümler Kurum tarafından ilgili tüzel kişinin lisansına derç edilir ve internet sayfasında yayımlanmak üzere TEİAŞ’a bildirilir.
İthalat ve ihracat faaliyetlerinde dengeleme mekanizmasına ilişkin süreç
MADDE 10 - (1) Enterkonneksiyon hat kapasitesini kullanarak ithalat/ihracat yapmak amacıyla hat kapasite tahsisine hak kazanmış, ithalat-ihracat hakkı lisansına dercedilmiş Toptan Satış Lisansı sahibi şirketler ve/veya diğer ülkede yapılan ihalede Ticari İletim Hakkını elde etmiş olan kişi veya kuruluşlar ile enerji alış-satış anlaşması yapmış olan, ithalat-ihracat hakkı lisansına dercedilmiş toptan satış lisansı sahibi şirketleri kapsayan dengeleme mekanizmasına ilişkin faaliyetleri ve uzlaştırma işlemleri 14/4/2009 tarih ve 27200 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri uyarınca yürütür.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İthalat ve/veya İhracat Faaliyetine İlişkin Lisans Hükümleri ve Serbest Bölgeler
Senkron paralel bağlantı dışındaki bağlantılarda ithalat ve/veya ihracat faaliyetinin süresinden önce sona erdirilmesi
MADDE 11 – (1) Senkron paralel bağlantı dışındaki bağlantılarda ithalat ve/veya ihracat faaliyetinde bulunan bir tüzel kişinin, lisansı kapsamında sürdürmekte olduğu ithalat ve/veya ihracat faaliyetine süresinden önce son vermek istemesi durumunda, faaliyetin sona erdirilmek istendiği tarihten en az dört ay önce Sistem İşleticisine başvuruda bulunulması zorunludur. Bu durumda 20 nci madde hükümleri uyarınca işlem tesis edilir.
Lisans sahibi tüzel kişinin ithalat ve/veya ihracat faaliyetine ilişkin yükümlülükleri
MADDE 12 – (1) Sistem İşleticisi ile uluslararası enterkonneksiyon bağlantısını kullanan lisans sahibi tüzel kişi arasında Enterkonneksiyon Kullanım Anlaşması imzalanır.
(2) Lisans sahibi tüzel kişiler, ithalat ve/veya ihracat faaliyeti çerçevesinde gerçekleştirdikleri sınır ötesi elektrik ticareti faaliyetleri ile ilgili olarak Sistem İşleticisine, Enterkonneksiyon Kullanım Anlaşmasında belirtilen bildirimlerde bulunmakla ve mevzuatta yer alan usul ve esaslara göre belirlenen ödemeleri yapmakla yükümlüdür.
(3) TEİAŞ iletim sistem işleticileri arası transit akışlarla ilgili tazmin mekanizmasına dâhil olması halinde uygulanmakta olan mekanizma uyarınca gerekli ödemeleri yapar ve kendisine yapılan ödemeleri tahsil eder. Söz konusu tazmin mekanizması uyarınca TEİAŞ’ın yapması gereken ödemeler, metodoloji ve tarifenin Kurul tarafından onaylanmasını takiben tarifelere yansıtılır.
(4) Görevli perakende satış şirketleri, ithal ettikleri elektrik enerjisinin serbest olmayan tüketicilere satışını, 11/8/2002 tarihli ve 24843 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği hükümlerine uygun olarak yapmak zorundadır.
(5) Lisans sahibi tüzel kişiler, ithalat ve/veya ihracat faaliyetine ilişkin olarak Kurumca gerekli görülmesi halinde her türlü ek bilgi ve belgeyi sunmakla yükümlüdür.
(6) Elektrik enerjisinin ithalatı ve/veya ihracatı faaliyetinin Kurul tarafından hangi durumlarda sınırlandırılabileceğine ilişkin hükümlere ilgili lisanslarda yer verilir.
Serbest bölgeler
MADDE 13 – (1) Yurt içinden serbest bölgelere elektrik enerjisi satışı, elektrik piyasası açısından tüketicilere yapılan satış olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelik hükümleri uygulanmaz.
Senkron paralel bağlantılarda bölgesel dengeleme piyasası işlemleri
MADDE 14- (1) Sistem İşleticisinin bölgesel dengeleme piyasasının işletilmesi ile ilgili olarak, senkron paralel bağlantı yoluyla ilgili iletim sistemleri ile yapacağı sınır ötesi elektrik alışverişi, ithalat ve/veya ihracat faaliyeti kapsamında değerlendirilmez.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Enterkonneksiyon Hatlarında Kapasite Tahsisine İlişkin Genel Esaslar
Enterkonneksiyon hat kapasitelerinin tahsisi
MADDE 15 – (1) 36 kV üzeri gerilim seviyesindeki Enterkonneksiyon hat kapasitelerinin tahsisi, enterkonneksiyon hat kullanımının denetimi ve bu hatlardaki kısıt yönetimi TEİAŞ tarafından, 36 kV ve altındaki gerilim seviyesindeki hatlar için ise ilgili dağıtım şirketi tarafından yürütülür.
Enterkonneksiyon hat kapasitelerinin duyurulması
MADDE 16– (1) Sistem İşleticisi;
a) Bir enterkonneksiyon hattının işletmeye alınması,
b) Bir enterkonneksiyon hattındaki kapasite kullanımının, belirli bir nedenle son bulması,
c) İşletmede olan bir enterkonneksiyon hattında herhangi bir nedenle oluşacak kapasite artışı,
hallerinde ortaya çıkacak kapasiteler hakkındaki bilgileri gerekli izin ve onayları alarak ilan eder.
(2) Birinci fıkradaki enterkonneksiyon hatları ile ilgili olarak, Sistem İşleticisi tarafından yapılan duyurularda asgari olarak;
a) Hatların güvenlik ve işletme ile ilgili standartları, NTK hesabına ilişkin olarak kullanılan yöntemler hakkındaki bilgilere,
b) TEK değerlerine ve bu kapasitelerin nasıl kullanılmakta olduğuna,
c) Şebeke ve çevre şartları da göz önüne alınarak piyasanın kullanımına sunulan KAK değerlerine ve kullanım şartlarına,
yer verilir.
Enterkonneksiyon hat kapasite tahsisine ilişkin usul ve esasların belirlenmesi
MADDE 17 – (1) Kullanıma açık enterkonneksiyon hatlarının kapasitesi ve süresi, piyasa şartları dikkate alınarak Sistem İşleticisi tarafından, lisansları kapsamında işletmekte oldukları enterkonneksiyon hatları için genel olarak veya gerekli görülen durumlarda hat bazında belirlenir ve ilan edilir. Sistem İşleticisi, enterkonneksiyon hattı kapasite tahsis yönteminin belirlenmesi ve uygulanmasında;
a) Eşit taraflar arasında ayrım gözetilmemesi,
b) Rekabetin geliştirilmesi,
c) Şeffaflık
ilkeleri doğrultusunda hareket eder ve kısıt olması durumunda enterkonneksiyon hattı kapasitesi, piyasa katılımcılarının kullanımına yarışma suretiyle sunulur.
(2) Kurul, enterkonneksiyon hatlarına ilişkin kapasite tahsisi ile ilgili olarak, yukarıda sıralanmış ilkeler doğrultusunda Sistem İşleticisi görüşü çerçevesinde uygulanacak yarışma yöntemini değiştirebilir.
(3) İthalat ve/veya ihracat hakkı elde eden lisans sahibi tüzel kişiler tarafından tesis edilen hatlar hariç olmak üzere, bir enterkonneksiyon hat kapasitesinin bir kullanıcıya tahsis süresi bir defada bir yılı geçemez.
(4) Yeni tesis edilecek enterkonneksiyon hatlarının ithalat ve/veya ihracat hakkı elde eden lisans sahibi tüzel kişiler tarafından tesis edilmesi halinde yeni oluşacak her bir enterkonneksiyon hattındaki KAK’ların söz konusu tüzel kişiye doğrudan tahsisine ilişkin usul ve esaslar Sistem İşleticisinin görüşleri çerçevesinde Kurul tarafından belirlenir.
(5) Senkron paralel hatlar için yapılacak kapasite tahsisi yarışmasına katılacak lisans sahibi tüzel kişilerin diğer ülkelerdeki tüzel kişiler ile yapılan anlaşmalar enterkonneksiyon hattı kapasite tahsisinde dikkate alınmaz.
(6) Kapasite tahsis sürecinde Sistem İşleticisi tarafından, hattın kullanımı için başvuruda bulunan tüzel kişilere söz konusu enterkonneksiyon hattı ile ilgili teknik bilgiler, ölçüm yerleri ve gerekli olabilecek diğer bilgiler verilir ve duyurulur.
(7) Senkron paralel bağlantılarda tahsis edilmiş kapasitenin, Sistem İşleticisine önceden bilgi verilerek onay alınması şartıyla, söz konusu enterkonneksiyon hattı için ithalat ve/veya ihracat faaliyetinde bulunmasına izin verilmiş diğer lisans sahibi tüzel kişilere ikincil piyasalarda satışı mümkündür. İkincil Ticari İletim Hakkı Piyasasına ilişkin usul ve esaslar Sistem İşleticisi tarafından hazırlanarak Kurul onayına sunulur.
(8) Sistem İşleticisinin yükümlülüklerini yerine getirmemesinden dolayı ilgili tüzel kişilerin tahsis edilmiş kapasite haklarını kullanamamaları veya kapasitelerinde Azaltma meydana gelmesi durumunda, Sistem İşleticisine ödenmiş bulunan kısıt yönetim bedelinin kullanılamayan döneme tekabül eden kısmı ilgili tüzel kişiye geri ödenir.
Kısıt yönetimi yöntemleri ve kısıt yönetim bedelleri ile ilgili kurallar
MADDE 18 – (1) Enterkonneksiyon hatlarının kapasite tahsisinde, ulusal elektrik sistemi ve komşu ülkelere ait elektrik sistemlerinin şebeke güvenliğini tehlikeye düşürmeden ve ulusal elektrik sistemi ve komşu ülkelere ait elektrik sistemlerinin işletme standartlarıyla uyumlu olacak şekilde mümkün olan en yüksek kapasitenin piyasa katılımcılarına sunulması esastır.
(2) Yapılacak kapasite tahsis yarışmasında enterkonneksiyon hatlarında, ilan edilen KAK değerinden daha az talep gelmesi durumunda kısıt yönetim bedeli alınmaz.
(3) Yarışma yapılması suretiyle yapılan kapasite tahsisinde kullanım dönemi içerisinde herhangi bir nedenle bir kısım kapasite tahsisinin iptali nedeniyle atıl bir kapasite ortaya çıktığı takdirde, bu durum mevcut enterkonneksiyon hattı kapasitesini kullanan diğer kullanıcıların haklarını ve kısıt yönetimi bedellerini etkilemez.
Kısıt yönetim bedellerinden ve iletim sistemi işleticileri arası transit akışlarla ilgili tazmin mekanizmasından kaynaklanan gelirlerin kullanılması
MADDE 19 – (1) Kısıt yönetim bedellerinden ve iletim sistemi işleticileri arası tazmin mekanizmasından kaynaklanan gelirler, öncelikle;
a) Yeni enterkonneksiyon hatlarının tesisinde,
b) Mevcut enterkonneksiyon hatlarının NTK miktarının artırılması için gereken iletim/dağıtım sistemlerinin güçlendirmelerinin tesisinde,
c) Mali ihtiyaçları ile ilgili ve Kurul tarafından onaylanan diğer amaçlara yönelik olarak,
kullanılır.
Enterkonneksiyon hattı kapasite kullanımında uyulacak kurallar
MADDE 20 – (1) Senkron paralel bağlantılarda; tahsis edilmiş veya İkincil Ticari İletim Hakkı Piyasası’nda devralınmış kapasite miktarlarının tamamını veya bir kısmını İhale dokümanında belirtilen Bildirim Zamanı içinde kullanacağını bildirmeyen Ticari İletim Hakkı sahipleri, söz konusu kapasitenin kullanılmayan kısmındaki kullanım haklarını kaybederler. Söz konusu kapasite, ihale dokümanında tanımlanan ihale dönemlerine uygun olarak yeniden ihale edilir. Bu fıkra kapsamında tahsis edilen kapasiteye ilişkin kullanım haklarını kaybeden tüzel kişilerin, tahsisattan kaynaklanan ödeme yükümlülükleri devam eder.
(2) Senkron paralel bağlantı haricindeki bağlantılarda; Enterkonneksiyon hattı kapasite tahsisine hak kazanmış lisans sahibi tüzel kişilerin enterkonneksiyon hatlarını belirlenen kullanım faktörü oranında veya üzerinde kullanması esastır. Enterkonneksiyon hattı kapasite tahsisinde; tahsis sonrası kısıt olması durumu hariç olmak üzere hattın kapasite kullanım süresi başladıktan sonraki ilk bir ay ve son üç ay hariç tutulmak üzere her ay sonunda değerlendirme yapılır. Tahsis edilen kapasite dikkate alındığında hesaplanacak kullanım faktörü itibarıyla, kullanılan kapasitenin son ay için % 60’dan ya da son üç ay ortalamasının %70’den az olması durumunda, enterkonneksiyon hattı kapasite tahsisinin iptali için kuruma başvurulur. Kapasite tahsisinin iptal edilmesinin öngörüldüğü tarih Kuruma bildirilir. Enterkonneksiyon hattı kapasite kullanım hakkının iptalinin Kurul kararıyla uygun bulunması durumunda, ilgili kullanıcının enterkonneksiyon hattı kapasite tahsisinin iptal edileceği ve kalan kullanım dönemi ve/veya yeni kullanım dönemi için tahsis yapılacağı Sistem İşleticisi tarafından duyurulur. İlgili kullanıcının hakları, kullanım hakkı Kurul kararıyla iptal edilene kadar devam eder, ancak bu süre içerisinde ilgili kullanıcının iptale konu kullanım şartlarını yerine getirmesi kendisine yeni haklar sağlamaz ve yeni kullanıcının haklarını etkilemez. Yeni kullanıcının ödeyeceği kısıt yönetimi bedeli ile eski kullanıcının ödemiş olduğu bedeller arasında Sistem İşleticisi için gelir kaybına neden olacak bedel farkı var ise bu fark eski kullanıcının teminatından tahsil edilir.
(3) Kapasite tahsisine ilişkin usul ve esaslar Sistem İşleticisi tarafından hazırlanarak Kurul onayına sunulur ve onayı müteakip Sistem İşleticisi tarafından hazırlanan ihale dokümanları internet sitesinde duyurulur.
(4) Sistem İşleticisi kullanıcılardan, kapasite kullanım bedellerinin ödenmemesi hallerini gözeterek asgari miktarda teminat alır.
(5) Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkeler ile senkron paralel çalışmadığı durumlarda; Sistem İşleticisi, söz konusu hatlar için kapasite hesaplanması, hat tahsisi, kısıt yönetimi ve hatların denetimi hususlarında, daha önce imzalanmış bulunan uluslararası anlaşmaların hükümleri doğrultusunda hareket eder.
Yeni enterkonneksiyon hatlarının toptan satış lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından yapılması
MADDE 21– (1) Sistem İşleticisi, elektrik piyasasında ticaretin ve rekabetin arttırılması amacına yönelik olarak toptan satış lisansı sahibi tüzel kişilere, mülkiyeti ve işletmesine ilişkin tüm hak ve yetkiler Sistem İşleticisi nam ve hesabına olması kaydıyla enterkonneksiyon tesisleri inşa ettirebilir ve/veya mevcut NTK’yı arttıracak iletim/dağıtım tesisleri yaptırabilir. Bununla ilgili olarak ilgili toptan satış lisansı sahibi tüzel kişi Sistem İşleticisine başvurur. Başvurunun Sistem İşleticisi tarafından uygun bulunması durumunda söz konusu hatta ilişkin bilgiler yirmi gün süre ile Sistem İşleticisinin internet sayfasında duyurulur. Süresi içerisinde yapılmayan başvurular dikkate alınmaz.
(2) Aynı enterkonneksiyon hattını tesis etmek ve/veya mevcut NTK’yı artıracak iletim/dağıtım tesisleri yapmak için birden fazla talep olmaması halinde Sistem İşleticisi tarafından lisans tadili için Kuruma bildirilir, birden fazla talep olması halinde ise; Sistem İşleticisinin belirleyeceği bağlantı noktası ve hat kapasitesi ile Kurum tarafından belirlenecek kullanım faktörü doğrultusunda söz konusu iletim/dağıtım tesisi üzerinde en kısa kapasite tahsis süresini teklif eden toptan satış lisansı sahibi tüzel kişinin teklifi kabul edilir. Kazanan toptan satış lisansı sahibi tüzel kişi, Sistem İşleticisi tarafından lisans tadili için Kuruma bildirilir.
(3) Senkron paralel olmayan bağlantılar için yapılacak yeni enterkonneksiyon tesisleri ve/veya mevcut NTK’yı arttıracak iletim/dağıtım tesislerinin yapımı öncesinde gerekmesi durumunda ENTSO-E’nin bilgilendirilmesi ve ilgili enterkoneksiyon hatlarının kullanımında onayının alınması gereklidir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 22 – (1) 7/9/2005 tarihli ve 25929 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
TETAŞ tarafından yapılan ithalat ve /veya ihracat faaliyetleri
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) TETAŞ, Kanunun yayımından önce yapılmış olan ve Kanunun 2 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (d) bendinin (1) numaralı alt bendi hükümlerine göre devraldığı sözleşmelerden elektrik enerjisi ithalatı ve/veya ihracatına ilişkin olanları, ilgili sözleşmelerde belirtilen usul ve esaslar ile lisansına derç edilen hükümler çerçevesinde yürütür ve sona erdirir.
İhraç kaydı ile elektrik enerjisi ithalatı
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) Senkron paralel bağlantı oluşana kadar ihraç kaydı ile elektrik enerjisi ithalatına Bakanlık ve Sistem İşleticisinin görüşleri çerçevesinde Kurum tarafından izin verilir. İhraç kaydı ile; elektrik enerjisi ithalat faaliyeti, ilgili tüzel kişinin bu faaliyeti gerçekleştireceği tüm enterkonneksiyon hatlarında birbirinden bağımsız olarak tahsis hakkı kazanması sonucunda mümkün olabilir. Bu kapsamdaki ithalat ve ihracat faaliyetleri, uzlaştırma dönemleri bazında mali uzlaştırma işlemlerine tabi tutulur.
İzole bölge yöntemi ile elektrik enerjisi ithalatı
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) 31/12/2012 tarihine kadar, ülke içerisinde oluşturulacak izole bölge besleme yöntemiyle de elektrik enerjisi ithal edilebilir. Bu süre Kurul kararıyla uzatılabilir.
Senkron paralel bağlantılar için sistem işleticisi tarafından açıklanan kapasite tahsislerine ilişkin ihalelere katılabilecekler
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Bu Yönetmeliğin yayım tarihi itibarı ile yürürlükte olan toptan satış lisanslarına, senkron paralel bağlantılar için Sistem İşleticisi tarafından açıklanan kapasite tahsislerine ilişkin ihalelere katılabilecekleri ve hat kapasite tahsisine hak kazanılması durumunda, kazanılan miktar ve süre boyunca elektrik enerjisi ithalat ve/veya ihracatı yapabileceği hükmü derçedilir. Konuya ilişkin lisans tadilleri, lisans sahibi tüzel kişilerin başvurularına gerek duyulmaksızın Kurum tarafından lisans tadil bedeli alınmaksızın gerçekleştirilir.
(2) Birinci fıkra kapsamındaki toptan satış lisansı sahibi tüzel kişiler, lisanslarına derçedilene kadar Sistem İşleticisi tarafından açıklanan kapasite tahsislerine ilişkin ihalelere katılabilme ve hat kapasite tahsisine hak kazanılması durumunda kazanılan miktar ve süre kadar elektrik enerjisi ithalatı ve/veya ihracatı yapabilme hakkına sahiptir.
Kapasite tahsisine ve ikincil ticari iletim hakkı piyasasına ilişkin usul ve esaslar
GEÇİCİ MADDE 5- TEİAŞ tarafından hazırlanan Kapasite tahsisine ilişkin usul ve esaslar ile İkincil Ticari İletim Hakkı Piyasasına ilişkin usul ve esaslar bu Yönetmeliğin yürürlüğe girmesini takiben onaylanmak üzere 30 gün içerisinde Kuruma gönderilir.
Yeni tesis edilecek enterkonneksiyon hatlarının lisans sahibi tüzel kişiler tarafından tesis edilmesi halinde söz konusu tüzel kişiye doğrudan tahsisine ilişkin usul ve esaslar
GEÇİCİ MADDE 6- Yeni tesis edilecek enterkonneksiyon hatlarının ithalat ve/veya ihracat hakkı elde eden lisans sahibi tüzel kişiler tarafından tesis edilmesi halinde yeni oluşacak her bir enterkonneksiyon hattındaki KAK’ların söz konusu tüzel kişiye doğrudan tahsisine ilişkin usul ve esaslar, TEİAŞ tarafından hazırlanarak, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girmesini takiben onaylanmak üzere 3 ay içerisinde Kuruma gönderilir.
Yürürlük
MADDE 22 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 23 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
5d8899e73695
|
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMUNDAN:
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararı
Karar No: 103 Karar Tarihi: 19/03/2003
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu’nun 19/3/2003 tarihli toplantısında; 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 13 üncü Maddesi uyarınca, 1/4/2003 tarihinden geçerli olmak ve bu konuda yeni bir düzenleme yapılıncaya kadar uygulanmak üzere, elektrik piyasasında Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) tarafından uygulanacak iletim tarifeleri hakkında aşağıdaki karar alınmıştır.
a) TEİAŞ iletim tarifesi; iletim sistemi sistem kullanım fiyatı, iletim sistemi sistem işletim fiyatı ve iletim ek ücretinden oluşmak üzere uygulanacaktır.
b) TEİAŞ 22 bölge bazında, ayrı ayrı olmak üzere üretici ve tüketiciler için iletim tarifesini uygulayacaktır.
c) Devlet İstatistik Enstitüsü Başkanlığı tarafından Ocak 2003 tarihinden itibaren açıklanan aylık TÜFE artışları kümülatif olarak %20’ye ulaşıncaya kadar, İletim Sistemi Sistem Kullanım Fiyatı ve İletim Sistemi Sistem İşletim Fiyatında 2003 yılında herhangi bir artış yapılmayacaktır. Kümülatif aylık TÜFE artışlarının %20’yi aşması halinde, artışa tekabül eden tutar Kurul tarafından onaylanmak ve aylık olarak açıklanmak kaydıyla, bir sonraki ayın iletim sistemi sistem kullanım ve iletim sistemi sistem işletim fiyatına eklenerek uygulanacaktır.
d) Bölgesel bazda iletim tarife tablosu aşağıdaki şekilde uygulanacaktır.
BÖLGESEL BAZDA İLETİM TARİFESİ
-ÜRETİM (*)-TÜKETİM (*)
Bölge-SİSTEM
KULLANIM
TARİFESİ
TL/MW-Yıl-SİSTEM
İŞLETİM
TARİFESİ
TL/MW-Yıl-SİSTEM
KULLANIM
TARİFESİ
TL/MW-Yıl-SİSTEM
İŞLETİM
TARİFESİ
TL/MW-Yıl
1-15.528.272.243-242.915.990-5.966.717.617-242.915.990
2-9.853.543.117-242.915.990-13.650.463.890-242.915.990
3-6.933.453.832-242.915.990-15.551.519.107-242.915.990
4-1.495.854.121-242.915.990-20.355.601.741-242.915.990
5-10.752.021.133-242.915.990-8.948.836.654-242.915.990
6-18.266.255.008-242.915.990-1.890.952.558-242.915.990
7-0-242.915.990-27.098.431.744-242.915.990
8-1.770.145.948-242.915.990-17.970.490.740-242.915.990
9-4.939.224.084-242.915.990-15.614.449.332-242.915.990
10-0-242.915.990-18.810.583.312-242.915.990
11-4.683.880.841-242.915.990-12.816.867.747-242.915.990
12-6.483.518.193-242.915.990-19.806.815.886-242.915.990
13-10.018.695.687-242.915.990-14.459.698.087-242.915.990
14-0-242.915.990-39.608.158.226-242.915.990
15-0-242.915.990-27.993.260.912-242.915.990
16-9.970.211.380-242.915.990-14.660.658.387-242.915.990
17-8.900.162.740-242.915.990-13.865.934.580-242.915.990
18-0-242.915.990-27.381.429.786-242.915.990
19-0-242.915.990-17.329.701.373-242.915.990
20-0-242.915.990-23.545.348.568-242.915.990
21-6.103.025.755-242.915.990-16.495.085.538-242.915.990
22-6.272.052.534-242.915.990-10.852.753.584-242.915.990
(*) Fiyatlara iletim ek ücreti dahil edilmiştir
e) Trafo merkezi bazında iletim sistemi sistem kullanım tarife bölgeleri 1 numaralı ekte yer almaktadır.
f) TEİAŞ, iletim sistemi kullanıcılarına 2 numaralı ekte yer alan İletim Sistemi Sistem Kullanım Metodolojisi ve Sistem İşletim Fiyatları Metodolojisi çerçevesinde belirlenecek olan fiyatları yansıtacaktır. Ancak, 4628 sayılı Kanun gereğince lisans alması gereken ve uzun vadeli satış anlaşmaları ile akte bağlanmış olan Yİ, YİD ve İHD(Ü) kapsamındaki şirketler, TEİAŞ ile yapacakları bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları çerçevesinde ürettikleri enerjiyi iletim sistemini kullanarak nakletmelerinin sonucu oluşan sistem kullanım bedelini TEİAŞ’a ödeyeceklerdir.
g) TEİAŞ, iletim sistemine yeni bağlanacak olan kullanıcılara 3 numaralı ekte yer alan Bağlantı Bedelleri Metodolojisi çerçevesinde belirlenecek olan fiyatları yansıtacaktır.
h) “İletim ve Dağıtım Bağlantı Bedellerinin Belirlenmesi Hakkında Tebliğ” gereğince; bu kararın yürürlüğe girdiği tarihten itibaren, iletim sistemine yeni bağlanacak kullanıcılardan, iletim sistemine bağlanması ile ilgili olarak yapılan masrafları karşılayacak şekilde bağlantı bedeli alınacaktır.
Ekler:
1.-Trafo merkezi bazında iletim sistemi sistem kullanım tarife bölgeleri.-
2.-İletim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Fiyatlandırma Metodolojisi.-
3.-Bağlantı Bedelleri Metodolojisi.-
|
docx
|
python-docx
|
1d9a821716c1
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK ŞEBEKE YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA İLİŞKİN YÖNETMELİK
MADDE 1 – 28/5/2014 tarihli ve 29013 sayılı mükerrer Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliğinin 9 uncu maddesinin birinci, üçüncü, dördüncü ve yedinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) İletim sistemine bağlanacak tesis, teçhizat ve bağlantı elemanları, Ek-7’de gerilim seviyesine göre verilen Tablo 1, Tablo 2 ve Tablo 3’te belirtilen gerilim harmonik planlama sınır değerlerine uygun olarak tasarlanır. Tablolarda sunulan değerler her bir gerilim harmoniğinin ana bileşene göre oransal değerini ifade eder.”
“(3) Normal işletme koşullarında, iletim sistemindeki bir bağlantı noktasında bir tesis ve/veya teçhizatın devre dışı olması durumunda ölçülen toplam harmonik bozulma, güç kalitesi ölçüm periyodunun %5’inden uzun bir süre için;
400 kV’de, 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 4’deki üst sınırlar geçilmeksizin % 3,5 ’luk toplam harmonik bozulma sınırını,
154 kV seviyesindeki 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 5’deki üst sınırlar geçilmeksizin %5’lik toplam harmonik bozulma sınırını,
154 kV seviyesi altında 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 6’daki üst sınırlar geçilmeksizin %8’lik toplam harmonik bozulma sınırını,
geçemez.”
“(4) Toplam harmonik bozulma aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
”
“(7) İletim sistemine bağlı kullanıcılar, ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.”
“(8) Gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, gerilim harmoniği sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 11 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(2) İletim sistemine bağlı kullanıcılar ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında fliker sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Fliker sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.”
“(3) Fliker sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, fliker sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 12 nci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(3) İletim sistemi elemanlarının planlı olarak devre dışı edilmeleri ile ortaya çıkan faz dengesizliklerine; toplam harmonik bozulma seviyesinin bağlı oldukları gerilim seviyesi için tanımlanan uyumluluk sınır değerlerini geçmemesi, sık olmaması ve kısa süreli olması kaydı ile TEİAŞ’ın onayı ile izin verilebilir. Bu husus taraflar arasındaki bağlantı anlaşmasında yer alır.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 13 üncü maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 13 – (1) İletim sistemi kullanıcıları, Ek-8’de verilen tablodaki akım harmonikleri sınır değerlerine uymakla yükümlüdür. Tabloda sunulan değerler ortak bağlantı noktasındaki her bir akım harmoniğinin etkin değerinin maksimum yük akımının ana bileşeninin etkin değerine oransal değerini ifade eder. Akım harmonikleri sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(2) Akım harmonikleri sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, akım harmonikleri sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(16) Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar aşağıdaki hususları içerir:
a)Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü maddeleri kapsamında ve TEİAŞ mülkiyetinde olan güç kalitesi ölçüm sistemi, güç kalitesi ölçüm cihazlarının teknik karakteristikleri, ölçüm cihazlarının sağladığı verilerin formatı.
b) Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü maddeleri kapsamında ve kullanıcı mülkiyetinde olup Ek-7 ve Ek-8’de yer alan tablolardaki değerlere uygunluğun belirlenmesi maksadıyla kurulmuş olan güç kalitesi ölçüm sistemlerinin kapsamı, tesis, teçhizat ve iletim sistemine bağlantısı, tablolardaki sınır değerlerinin izlenmesine uygun olarak tasarlandığının kontrolü ile bu sistemlerden TEİAŞ sistemine veri aktarımı ve veri formatı.”
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 19 uncu maddesinin birinci fıkrasının (e) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“(e) Bir bağlantı noktasında, sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kurulu gücü, TS EN 61400 serisi standartlarına göre yapılacak olan teknik analiz sonuçlarının, bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen kabul edilebilir güç kalitesi, yük akışı, kısıtlılık, kısa devre ve diğer sistem etütleri limitleri dahilinde değerlendirilmesi neticesinde belirlenir.”
“(f) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin sisteme bağlantısında Ek-18 hükümleri uygulanır.”
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 20 nci maddesinin ikinci, üçüncü, sekizinci ve dokuzuncu fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(2) 30 MW kurulu gücün altındaki üretim tesisleri bu maddenin 8 inci fıkrasında düzenlenen şartlara uymak zorunda olup diğer fıkralardaki şartlardan muaftır.”
“(3) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan üretim tesisleri de bu bölümde yer alan reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin şartlara uymak zorundadır.”
“(8) Sistem frekansının kararsız işletme koşullarında 52,5 Hz’e çıkabileceği veya 47,5 Hz’e düşebileceği göz önünde bulundurularak, toplam kurulu gücü 1 MW ve üzerinde olan üretim tesisleri ve/veya TEİAŞ teçhizatının aşağıdaki tabloda belirtilen minimum süre kadar iletim şebekesine bağlı kalarak çalışacak şekilde tasarlanması zorunludur.
”
“(9) Primer frekans kontrol hizmeti sunan elektrik üretim tesisleri hariç, sekizinci fıkra kapsamındaki elektrik üretim tesislerine ait üniteler çalıştıkları süre boyunca, Ek-15’deki grafik doğrultusunda;
50,5 – 49,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için sabit aktif güç çıkışı verebilecek,
49,5 – 47,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için ise, doğrusal karakteristikteki değerlerden daha yüksek aktif güç verebilecek,
kapasitede olmak zorundadır.”
“(13) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için bu madde kapsamındaki hükümler değil, Ek-18’de yer alan koşullar geçerlidir.”
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin 21 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(9) Hız ve gerilim regülatörleri ve bunlara ilişkin kontrol sistemlerinin ayarları TEİAŞ onayı haricinde değiştirilemez. TEİAŞ bu ayarlara uyulup uyulmadığına dair önceden haber vermeksizin tesiste inceleme yapma hakkına sahiptir.”
MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin 29 uncu maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(10) Sorumluluk sahası içerisinde TEİAŞ veya kullanıcı tarafından tesis edilen güç kalitesinin izlenmesine ilişkin cihazlara ait ölçüm verilerinin iletim sistemine bağlı kullanıcıların erişimine sunulması esastır. Kullanıcıların TEİAŞ Milli Güç Kalitesi Ölçüm Sistemine erişimleri, TEİAŞ tarafından hazırlanıp Kurul tarafından onaylanan “Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar” hükümlerine göre yapılır.”
MADDE 10 – Aynı Yönetmeliğin 42 nci maddesinin altıncı fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(6) 7/5/2016 tarihli ve 29705 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Talep Tahminleri Yönetmeliği çerçevesinde TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kuruma sunulacak olan talep tahminlerinin TEİAŞ’ın internet sitesinde 31 Aralık tarihine kadar yayımlanmaması durumunda, Üretim Kapasite Projeksiyonunda Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan talep tahminleri kullanılır.”
MADDE 11 – Aynı Yönetmeliğin 94 üncü maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(3) Tesis ve/veya teçhizat Ek-24’te verilen formata uygun olarak numaralandırılır ve isimlendirilir.”
MADDE 12 – Aynı Yönetmeliğin 105 inci maddesinin altıncı fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(6) Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır. Primer frekans kontrolü performans testleri sırasında ayarlanan hız eğimi değeri, normal işletme sırasında da sürekli olarak kullanılır ve TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe değiştirilemez. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarı ünite kurulu gücünün en az %5’i olmalıdır. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarının azami rezerv kapasitesinden düşük olması durumunda, sağlanacak rezerv miktarı yük alma ve yük atma yönünde sınırlayıcı veya benzeri bir fonksiyonla sağlanmalıdır. Ünitelerin hız kontrol sisteminin ölü bandı istendiğinde 0 (sıfır) olarak ayarlanabilmelidir. Sistemin ihtiyacına göre hız eğim ve ölü bant değerlerinin TEİAŞ tarafından farklı bir değerde olması istenmesi halinde, bu değerler TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde ayarlanmalıdır.”
MADDE 13 – Aynı Yönetmeliğin 109 uncu maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan lisanslı tüm üretim tesislerinin aşırı ikazlı olarak 0.85 ve düşük ikazlı olarak 0.95 güç faktörleri arasında otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla sürekli olarak ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur. Ancak, rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin Ek-18’de belirtilen sınırlar dâhilindeki güç faktörü değerleri için her noktada çalışabilir olmaları zorunludur. Üretim üniteleri step-up transformatörleri ile 154 kV – 380 kV iletim sistemine direk olarak bağlı olmayan ve üretim ile tüketim tesisleri aynı üretim barasında bulunan, bu tüketim tesislerinin elektrik, ısı ve/veya buhar ihtiyaçları doğrultusunda çalışan ve bu durumu TEİAŞ’a kabul edilebilir şekilde ispatlayan üretim tesisleri bu madde kapsamından muaftır.”
MADDE 14 – Aynı Yönetmeliğin geçici 4 üncü maddesinin başlığı ve birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin şebeke bağlantı kriterleri”
“(1) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için tesisin iletim veya dağıtım sistem işletmecisi ile bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18 uygulanır.”
MADDE 15 – Aynı Yönetmeliğin geçici 5 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden önce yapılmış üretim tesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden önce olan üretim tesisleri reaktif güç destek hizmeti performans testlerinden muaf olup, TEİAŞ ile imzalanan reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bu üretim tesisleri tarafından sağlanması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, işletme anında aşırı ikazlı çalışma sırasında şebekeye verebildikleri ve düşük ikazlı çalışma sırasında şebekeden çekebildikleri maksimum reaktif güç değeri olarak kabul edilir.
(2) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden sonra yapılmış üretim tesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden sonra olan üretim tesisleri için gerçekleştirilen reaktif güç destek hizmeti performans testleri sonucunda o tarihte yürürlükte olan mevzuatta belirtilen zorunlu reaktif güç değerlerini sağlayamayan üretim tesislerinin bu değerleri sağlamaları ve gerekli şartları yerine getirmeleri için 31/12/2021 tarihine kadar süre tanınır. 31/12/2021 tarihine kadar, TEİAŞ ile imzalanan reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bu üretim tesisleri tarafından sağlanması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, işletme anında aşırı ikazlı çalışma sırasında şebekeye verebildikleri ve düşük ikazlı çalışma sırasında şebekeden çekebildikleri maksimum reaktif güç değeri olarak kabul edilir.”
MADDE 16 – Aynı Yönetmeliğin geçici 9 uncu maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kuruma teklif edilecek Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar en geç 31/12/2017 tarihine kadar Kuruma sunulur.
(2) Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esasların yayımlandığı tarih itibariyle, TEİAŞ ile Bağlantı Anlaşması imzalamış, fakat bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri uyarınca işletmede olan veya işletmeye alınacak tesislerinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini kurmamış olan kullanıcılar, Usul ve Esasların yayımlandığı tarihten itibaren iki yıl içerisinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini temin etmek ve kurmakla yükümlüdür.”
MADDE 17 – Aynı Yönetmeliğin Ek 7’sinin başlığı ve Ek 7’de yer alan 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri başlıklı 1 numaralı tablosu aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“EK 7
GÜÇ KALİTESİ PARAMETRELERİ SINIR DEĞERLERİ”
“
Tablo 1. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
”
MADDE 18 – Aynı Yönetmeliğin Ek 17’sinin Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi başlıklı E.17.A.1. bölümünün Test Aşamaları başlıklı ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi gerçekleştirilirken ünite üzerinde aşağıdaki işlemler yapılır:
Ünite, Primer Frekans Kontrol işlevini sağlayacak konuma alınır.
Ölü bant değeri 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
Hız eğimi ve diğer ilgili parametreler, 200 mHz’lik frekans sapması durumunda primer frekans kontrol rezervinin %50’si en fazla 15 saniye içinde, tamamı en geç 30 sn içerisinde etkinleştirilmesi gerekliliği çerçevesinde , aşağıdaki tabloda belirtilen ve %4 ile %8 arasında değişebilecek hız eğimi değerleri ile tutarlı olacak şekilde ayarlanmalıdır.
Azami Primer Rezerv Kapasitesi ünite nominal aktif gücünün %5’sinden az, %10’dan fazla olamaz. TEİAŞ tarafından uygun görülmesi halinde %10’dan daha yüksek bir azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir. Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.
Tablo E.17.A.1 – Hız eğim değerleri
Testler için yapılan hız eğimi, ölü bant ve diğer ilgili parametre ayarları, primer frekans kontrol performans testlerinin tüm aşamalarında aynı kalmalı ve değiştirilmemelidir.”
MADDE 19 – Aynı Yönetmeliğin Ek 18’i, Ek 19’u, Ek 20’si, Ek 21’i ve Ek 22’si sırasıyla ekteki şekilde değiştirilmiş ve aynı Yönetmeliğe ekteki Ek 24 eklenmiştir.
MADDE 20 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 21 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
“
EK 18
RÜZGAR VE GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI FOTOVOLTAİK ÜRETİM TESİSLERİNİN ŞEBEKE BAĞLANTI KRİTERLERİ
E.18.1 KAPSAM
Bu kriterler, aşağıda belirtilen üretim tesislerine uygulanır:
İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri
Dağıtım sistemine orta gerilim seviyesinden bağlı güneş enerjisine dayalı lisans sahibi fotovoltaik üretim tesisleri
Kurulu gücü 10 MW ve üzerinde olan dağıtım sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı lisans sahibi üretim tesisleri
Bu ekte yer almayan konular için bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri geçerlidir.
E.18.2 ÜRETİM TESİSLERİNİN ARIZA SONRASI SİSTEME KATKISI
İletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasındaki şebeke faz-faz geriliminin Şekil E.18.1’de verilen 1 numaralı ve 2 numaralı bölgelerde kaldığı süre boyunca, herhangi bir fazda veya tüm fazlarda oluşan gerilim düşümlerinde ilgili üretim tesisleri şebekeye bağlı kalmalıdır.
Şekil E.18.1 İletim veya Dağıtım Sistemi Bağlantı Noktasındaki Şebeke Faz-Faz Gerilimi
Arıza sırasında gerilim düşümünün 1 numaralı bölgede kaldığı durumlarda, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %20’si oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.
Arıza sırasında gerilim düşümünün 2 numaralı bölgede kaldığı durumlarda ise, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %5’i oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında meydana gelen ±%10’a kadar olan gerilim dalgalanmaları (0,9pu – 1,1pu) normal işletme koşulları olup, ilgili üretim tesisleri E.18.6 Reaktif Güç Desteği Sağlanması bölümünde belirtilen esaslara uymalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında ifade edilen arıza durumlarında oluşacak ±%10’dan büyük gerilim dalgalanmalarında her bir rüzgar türbin jeneratörü ve/veya fotovoltaik güneş santrallerindeki her bir invertör tasarlanmış geçici rejim anma değerlerini aşmadan, gerekirse nominal akımın %100’üne varacak seviyelerde, endüktif veya kapasitif yönde maksimum reaktif akım desteği sağlamalıdır. Bu geçici rejim maksimum reaktif akım destek değerine %10 hata payı ile 60 ms içerisinde ulaşmalı ve 1,5 saniye boyunca sürdürülebilmelidir.
E.18.3 AKTİF GÜÇ KONTROLÜ
İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinde Yönetmeliğin 63 üncü maddesinde tanımlanan acil durumlarda aktif güç kontrolü yapılabilir. Üretim tesisinin aktif güç çıkışı, gerektiğinde TEİAŞ tarafından gönderilecek sinyallerle, santralın o anki şartlarda emreamade gücünün %20-%100’ü arasında otomatik olarak kontrol edilebilir olmalıdır. Bu kapsamda;
a) Kurulu gücü 100 MW ve altında olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %5’ini geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %5’inden az olmamalıdır.
b) Kurulu gücü 100 MW’ın üzerinde olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %4’ünü geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %4’ünden az olmamalıdır.
Şebeke kısıtları ve benzeri nedenlerle ilgili üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılabilmesi amacıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezince belirli süreler için gönderilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarlarının azaltılmasının sağlanabilmesi için üretim tesislerinde gerekli sistem TEİAŞ SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
Şebeke kısıtları, acil durum veya benzeri nedenlerle, dağıtım sistemine bağlı lisans sahibi üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılması amacıyla gönderilebilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarının azaltılmasının sağlanması amacıyla ilgili üretim tesislerinde gerekli sistem, dağıtım şirketleri/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
E.18.4 FREKANS TEPKİSİ
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri çalıştığı süre boyunca aşağıda yer alan şekil E.18.2’deki frekans aralıkları esas olmak üzere üretim yapmalıdır.
Söz konusu santralların tasarım ve çalışması esnasında aşağıdaki tablo E.18.1’de yer alan frekans çalışma aralıklarındaki çalışma süreleri esas alınacaktır.
Tablo E.18.1 Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için frekans aralıklarındaki çalışma süreleri
Bu çalışma şartlarına ilave olarak, ilgili üretim tesisinde şebeke frekansının 50,2 Hz’in üzerinde olduğu durumlarda ilave rüzgar türbini ve/veya güneş paneli grubu devreye girmemelidir ve üretim tesisi toplam aktif çıkış gücü Şekil E.18.2’de verilen güç-frekans eğrisi sınırları içinde kalacak şekilde olmak zorundadır.
Şekil E.18.2 Güç-Frekans Eğrisi
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri, şebeke frekansı 47,5-50,3 Hz aralığında olduğu sürece emreamade gücünün tamamını üretebilecek özellikte olmak zorundadır. Şebeke frekansının 50,3 Hz’in üzerine çıkması durumunda ilgili üretim tesisleri, Şekil E.18.2’de verilen aktif güç-frekans karakteristiklerini takip ederek %4 hız düşümü değerini sağlayacak şekilde yük atmalı ve 51,5 Hz’de ise tamamıyla devre dışı olmak zorundadır.
E.18.5 REAKTİF GÜÇ KAPASİTESİ
Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.3’de; güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri ise, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.4te koyu çizgilerle belirtilen sınırlar dahilindeki reaktif güç değerleri için her noktada sürekli olarak çalışabilir olmak zorundadır.
Şekil E.18.3 Rüzgar Santralı Reaktif Güç Kapasite Eğrisi
Şekil E.18.4 Güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri Reaktif Güç Kapasite Eğrisi
Belirlenen ve yan hizmet anlaşmaları ile kayıt altına alınan bu zorunlu reaktif güç değerlerine Şekil E.18.5’te belirtildiği gibi gerilime bağlı olarak gerektiğinde ulaşılabilmelidir.
Şekil E.18.5 Zorunlu Reaktif Güç Değerlerinin Bağlantı Noktası Gerilimine Bağlı Değişimi
E.18.6 REAKTİF GÜÇ DESTEĞİ SAĞLANMASI
İletim sistemine bağlı üretim tesisleri, bağlantı noktası geriliminin 0,9pu ve 1,1pu değerleri arasında tanımlanan normal işletme koşullarında, bağlantı noktası geriliminin denge durumu değişimlerine, Şekil E.18.6’da belirlenmiş karakteristikler doğrultusunda sürekli olarak cevap vermelidir.
Şekil E.18.6 Üretim Tesisleri Tarafından Sisteme Verilecek Reaktif Güç Desteği Eğrisi
İletim sistemine bağlı üretim santralları için gerilim set değeri TEİAŞ tarafından şebeke bağlantı noktası gerilimi için verilecektir. Üretim tesisleri şebeke bağlantı noktası gerilimindeki değişikliklere Şekil E.18.6’da görüldüğü gibi oransal tepki vermelidir.
Şekil E.18.6’daki grafikte “droop” değeri, %2-%7 arasında bir değer olup TEİAŞ tarafından belirlenir. (“Droop” (gerilim düşümü) değeri, üretim tesisinin reaktif çıkış gücünü 0’dan aşırı ikazlı maksimum reaktif güç değerine veya 0’dan düşük ikazlı maksimum reaktif çıkış güç değerine çıkması için şebeke geriliminde verilen gerilim set değerine göre oluşacak % gerilim değişimidir.)
İlgili üretim tesisi, iletim şebeke bağlantı noktası geriliminde, normal işletme koşullarında gerçekleşebilecek ani bir basamak değişimine, Şekil E.18.7’deki grafikte belirtildiği üzere en geç 200 ms’de cevap vermeye başlamalı, reaktif çıkış gücü olması gereken denge değerinin %90’ına en geç 1 saniye içerisinde ulaşmalı ve en geç 2 saniye içerisinde dengeye oturmalıdır. Denge durumunda, reaktif çıkış gücünde oluşabilecek salınımların tepe değeri gerçekleşen değişimin %2’sini geçmemelidir.
Şekil E.18.7 Gerilim Değişimi Sonrası Reaktif Çıkış Gücü Tepkisi Sınırları
E.18.7 ÜRETİM TESİSİ ŞEBEKE BAĞLANTI TRANSFORMATÖRÜ
İletim sistemine doğrudan bağlı rüzgar ve/veya güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin şebeke bağlantı transformatörleri yük altında otomatik kademe değiştirme özelliğine sahip olmak zorundadır. Transformatörlerin sahip olması gerekli diğer özellikleri bu Yönetmelikte tanımlanmaktadır.
E.18.8 ÜRETİM TESİSLERİNCE TEİAŞ’A SAĞLANACAK BİLGİLER
İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:
1. Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.
2. Rüzgar türbinlerinin sayısı ve her bir rüzgar türbininin MWe cinsinden nominal aktif gücü ve tipi (asenkron, senkron, tip 3, tip 4, vs.).
3. Türbinlerin şebekeye bağlantı şekli (doğrudan bağlı; çift uyartımlı asenkron jeneratör, AC/DC/AC çeviricili senkron jeneratör).
4. Rüzgar türbinlerinin minimum ve maksimum rüzgar hızı değerlerindeki işletim durumu (rüzgar hızına göre rüzgar türbinlerindeki üretim değişimini gösteren grafikler).
5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.
6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, TS EN IEC 61400-12 standardı normlarına göre yapılmış ölçümlere dayalı olarak, TS EN IEC 61400-21, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.
7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan rüzgar türbinlerinin statik ve dinamik modelleri. Bu kapsamda, türbinlerin statik ve dinamik verilerine ilaveten, rüzgar çiftliğindeki kablo sisteminin de statik veri detayları (gerilim seviyesi, kesit, uzunluk, vs).
8. Rüzgar çiftliklerinin master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.
9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi ve rüzgar türbinlerinin yerinin coğrafi koordinatları.
10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.
İletim sistemine bağlı güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:
1. Güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.
2. Güneş panelleri ve invertörlerin sayısı ve her bir invertörün MWe cinsinden nominal aktif gücü ve invertörün teknik özellikleri,
3. İnvertörlerin şebekeye bağlantı şeması.
4. Güneş panellerinin minimum ve maksimum ışınım değerlerindeki işletim durumu (ışınım değerine göre güneş panellerinin üretim değişimini gösteren grafikler).
5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.
6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, IEC 61727, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.
7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan güneş panel ve invertörlerinin statik ve dinamik modelleri.
8. Güneş santrallarının master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.
9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek güneş enerjisine dayalı üretim tesisi ve coğrafi koordinatları.
10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca, ilgili yan hizmete katılımı zorunlu olan yeni bir üretim tesisinin ticari işletmeye geçebilmesi için, tesislerin adına kayıtlı olduğu tüzel kişi tarafından, Yönetmeliğin 36 ncı maddesinin dördüncü fıkrası gereği, TEİAŞ ile ilgili yan hizmet anlaşmasının imzalanmasını ya da söz konusu üretim tesisinin üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişi tarafından daha önce imzalanmış olan ilgili yan hizmetler anlaşması kapsamına dahil edilmesini müteakiben, sağlayacakları yan hizmetlerin “kayıt, izleme ve kontrolü” ve rüzgar tahmin ve izleme sistemi için, tanımlanacak parametre ve değişkenleri, belirlenen veri formatı ve veri iletim süreci dahilinde TEİAŞ’a sunulur.
E.18.9 RÜZGAR ENERJİSİ SANTRALLARININ İZLENMESİ
Lisanslı olan tüm rüzgar enerjisi santralları, merkezi Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünde olan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezinden (RİTM) ve dolayısıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezlerinden izlenmesini sağlamak üzere gerekli altyapıyı kurar. Teknik donanımların taşıyacağı özellikler Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü internet sayfasında yayımlanır.”
“
“
”
“
EK 21
Manevra Formunu Hazırlayan Kontrol Eden ”
“
EK 22
”
“
EK 24
TEÇHİZATIN NUMARALANDIRILMASI VE İSİMLENDİRİLMESİ
Teçhizat numaralandırma ve isimlendirmesi için standart manevra şeması:
İki ana baralı sistemde teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi:
İki ana bara + transfer baralı sistemde teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi:
Açıklamalar:
“…..1” : Hat fideri hat ayırıcısı,
“…..2” : Hat fideri kesicisi,
“…..3” : Hat fideri bara ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 1 ayırıcısı,
“…..5” : Trafo, ünite, transfer fiderinin ana bara tarafındaki ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 2 ayırıcısı, bara bölümleyici ayırıcısı,
“…..6”: Trafo, ünite, transfer/kuplaj kesicisi,
“…..7”: Transfer fiderinin transfer bara tarafındaki ayırıcısı, trafo fiderinin trafo tarafındaki ayırıcısı, ünite fiderinin trafo tarafındaki ayırıcısı,
“…..9”: By-Pass veya transfer ayırıcısı,
“…..0” :Fider toprak ayırıcısı.
Teçhizat numaraları TM kumanda odasındaki ilgili pano ve şalt sahasındaki ilgili teçhizat üzerinde bulunmalıdır.”
|
docx
|
python-docx
|
b3dafca8c1be
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
Kurul Kararı
Karar No:195 Karar Tarihi: 28/8/2003
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu 28/8/2003 tarihli toplantısında, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunun 13 üncü maddesi uyarınca, 1 Eylül 2003 tarihinden geçerli olmak üzere Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi tarafından uygulanacak olan perakende satış tarifeleri hakkında aşağıdaki kararı almıştır.
a) Perakende satış tarifesi; enerji alış fiyatı, lisans kapsamındaki dağıtım bölgesi için hedeflenen kayıp kaçak oranı, ölçülemeyen bedelsiz aydınlatma oranı ve işletme giderlerini içerecek şekilde fiyatlandırılacak ve uygulanacaktır. Fiyatlandırılan bedele, Kanunun 13 üncü maddesinin, (a) bendinin, ikinci fıkrası gereği fon ve pay kesintileri dahil edilmeyecektir.
b) 1 Eylül 2003 tarihinden sonra; TETAŞ’ın uyguladığı fiyat artışlarına binaen veya tarife onayında esas alınan temel ekonomik göstergelerde meydana gelen olağan dışı artışlar nedeniyle TEDAŞ (64 il ve 1 koordinatörlük) tarafından talep edilebilecek tarife artış teklifleri Kurum tarafından incelenerek Kurul kararıyla onaylanmak kaydıyla lisans sahibi tarafından tarifeye yansıtılacaktır.
c) TEDAŞ (64 il ve 1 koordinatörlük) gerekli idari ve organizasyonel çalışmaları tamamlamasını müteakip tarife önerilerini, en azından iller bazında kayıp kaçak oranlarını tarifelere yansıtacak şekilde yenileyecektir.
|
docx
|
python-docx
|
0c32d6ab93c9
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 4804-91 Karar Tarihi : 26/12/2013
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2013 tarihli toplantısında; Kocaeli Gebze Dilovası OSB Tüzel Kişiliğinin;
-Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2014 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
Karar verilmiştir.
|
docx
|
python-docx
|
eaef6cd13f66
|
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI TÜKETİCİ HİZMETLERİ YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 8/5/2014 tarihli ve 28994 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 17 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, tüketici hizmetleri merkezlerinin bünyesinde, tüketicilere yönelik yirmidört saat kesintisiz hizmet verecek şekilde çağrı merkezi kurulur. Çağrı merkezi hizmet kalitesi standartlarına ilişkin usul ve esaslar Kurul kararı ile belirlenir. Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri ile ilgili olarak birbirlerinden veya aynı kaynaktan hizmet alımı yapabilirler. Bu kapsamdaki hizmet alımı, süre sınırlamasına tabi değildir.”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin sekizinci bölümünün başlığı “Tüketicilerin Korunması ve Desteklenmesi” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin sekizinci bölümün başlığından sonra gelmek üzere aşağıdaki 41/A maddesi eklenmiştir.
“Tüketicilerin korunması
MADDE 41/A- (1) Elektrik dağıtım şirketleri elektrikle çalışan diyaliz destek ünitesi, solunum cihazı ve benzeri mahiyette yaşam destek cihazlarına bağımlı olan ve destekleyici belgelere sahip tüketicilerin yazılı başvurusu halinde bu tüketicilerin yaşadığı kullanım yerlerine ait abonelikleri kayıt altına alır.
(2) Geçerli sağlık raporunu dağıtım şirketine ibraz eden söz konusu aboneliklerin elektrik tüketimi nedeniyle oluşabilecek borçlarından dolayı elektrikleri kesilmez ve borcun ödenmesine ilişkin taksitlendirme talep edilmesi halinde taksitlendirme görevli tedarik şirketlerince yapılır. Taksitlendirme süresi azami dört aydır.
(3) İlgili dağıtım şirketi tüketicinin elektriğinin kesilmemesi için tüketicinin tedarikçisi olan şirkete, raporun kendisine ibraz tarihinden itibaren 3 (üç) iş günü içinde bilgi vermekle yükümlüdür.
(4) Dağıtım şirketi tüketiciye sağlık raporunun süresinin sona ereceğine ilişkin bilgilendirmeyi sağlık raporunun süresi sona ermeden yapar. Tüketici ibraz ettiği sağlık raporunun süresinin sona erme tarihinden itibaren 30 (otuz) gün içinde, geçerli raporunu dağıtım şirketine bildirmekle yükümlüdür. Söz konusu sürenin dolmasına rağmen raporunu ibraz etmeyen tüketiciler ilgili dağıtım şirketince tüketicinin tedarikçisine tüketiciye tanınan (30)otuz günlük süreyi takip eden 3 (üç) iş günü içerisinde bildirilir ve tüketicinin elektriği mevzuatın düzenlediği hallerde kesilebilir.
(5) Planlı elektrik kesintileri söz konusu olması durumunda bu abonelikler elektrik dağıtım şirketleri tarafından tüketicinin belirlediği iletişim aracıyla öncelikle bilgilendirilirler.
(6) Plansız elektrik kesintileri söz konusu olması durumunda bu abonelikler kesinti ile ilgili durum hakkında elektrik dağıtım şirketleri tarafından tüketicinin belirlediği iletişim aracıyla bilgilendirilirler.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 42 nci maddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki bölüm başlığı eklenmiştir.
“ DOKUZUNCU BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler ”
MADDE 5- Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 6- Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
4722f61df457
|
(11 Mart 2004 tarihli ve 25399 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
K U R U L K A R A R I
Karar No: 302/17 Karar Tarihi: 01/03/2004
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 01/03/2004 tarihli toplantısında; 30/04/2003 tarihli ve 141/16 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan, TETAŞ ile İletim Sistemine Doğrudan Bağlı Tüketiciler Arasındaki Anlaşmaların Uygulanmasına İlişkin Usul ve Esasların yürürlükten kaldırılmasına ve 01/01/2004 tarihinden geçerli olmak üzere aşağıdaki TETAŞ ile İletim Sistemine Doğrudan Bağlı Tüketiciler Arasındaki Anlaşmaların Uygulanmasına İlişkin Usul ve Esasların onaylanmasına,
karar verilmiştir.
TETAŞ İLE İLETİM SİSTEMİNE DOĞRUDAN BAĞLI TÜKETİCİLER ARASINDAKİ ANLAŞMALARIN UYGULANMASINA
İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
Yürürlük
TETAŞ ile iletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler arasındaki anlaşmaların uygulanmasına ilişkin usul ve esaslarda TETAŞ tarafından bir değişiklik talep edilmesi halinde, değişiklik talebi her yılın Ekim ayı sonuna kadar TETAŞ tarafından Kuruma önerilir ve Kurul onayı ile yürürlüğe konulur.
Güvence Bedeli
TETAŞ ile iletim sistemine doğrudan bağlı bir tüketici arasında imzalanan enerji satış anlaşmasının sona ermesi veya feshi halinde, tüketicinin enerjisi tüketim bedelini ödememesi ihtimaline karşılık olarak, borcuna mahsup edilmek üzere TETAŞ tarafından aşağıda belirtilen usul ve esaslar doğrultusunda güvence bedeli talep edilebilir:
Her yılın Ocak ayı içerisinde, bir önceki yılda müşterinin fatura dönemi itibarıyla ödediği faturalardan en yüksek bedele tekabül eden faturadaki tüketim miktarının esas değerlere (aktif, endüktif reaktif, kapasitif reaktif enerji bedeli, güç ve güç aşım bedeli ile KDV ve varsa BTV dahil) yeni yılda Ocak ayı için belirlenen TETAŞ’a ait enerjisi satış tarifesinde belirtilen birim fiyatlar uygulanmak (çarpılmak) suretiyle bulunan toplam fatura bedelinin 1,5 katı güvence bedeli olarak belirlenir.
Çift terimli tarife sınıfından enerji alan müşterilerin yıl içerisinde ek güç talep etmeleri halinde; müşterinin talep edeceği ek güç (kW), aylık çekebileceği enerjiye (kWh) dönüştürülür ve bulunan bu tüketim miktarı, ek gücün istendiği tarihte müşterinin tarife sınıfındaki TETAŞ’ın o aya ait aktif enerji birim fiyatıyla (TL/kWh) çarpılarak, güç bedeli, KDV ve varsa BTV ilave edilmek suretiyle bulunan fatura bedelinin 1,5 katı karşılığı, fark güvence bedeli olarak alınır.
Tek terimli tarife sınıfından enerji alan müşterilerin yıl içerisinde proje tadilatına gitmek suretiyle ek kurulu güç talep etmeleri halinde; müşterinin TETAŞ’a vereceği onaylı projesinde belirlenen ek kurulu gücün (kW) 0,60 katı, aylık çekebileceği enerjiye (kWh) dönüştürülecek (30 gün baz alınacak olup, 720 X 0,60 X talep edilen ek güç) ve bulunan bu tüketim miktarı ek kurulu gücün talep edildiği tarihteki müşterinin tarife sınıfındaki TETAŞ’ın o aya ait aktif enerji birim fiyatıyla (TL/kWh) çarpılarak KDV ve varsa BTV de ilave edilmek suretiyle bulunan fatura bedelinin 1,5 katı karşılığı, fark güvence bedeli olarak alınır.
Sözleşme gücünde değişiklik yapacak olan müşterinin aynı yıl içerisinde sözleşme gücünü düşürdükten sonra bilahare sözleşme gücünü önceki değerine yükseltmesi halinde bu değişiklikten dolayı müşteriden fark güvence bedeli talep edilmez.
Müşterinin tarife grubunu değiştirmesi durumunda talep etmiş olduğu sözleşme gücü de dikkate alınarak, talep ettiği tarife grubu hükümleri doğrultusunda güvence bedelleri güncelleştirilir, bu güncelleştirme neticesinde bulunan değer mevcut güvence bedelinden fazla olması halinde fark güvence bedeli alınır.
Tüketiciler güvence bedeli olarak, nakit veya süresiz banka kati teminat mektubu verebilirler.
Güvence bedelini daha önce nakit olarak ödemiş olan tüketiciler, talep etmeleri halinde, yeni güvence bedelinin güncelleştirilen karşılığı tutarında süresiz banka kati teminat mektubu vermeleri şartıyla, varolan güvence bedeli alındıkları usul ve esaslara göre güncelleştirilerek, aylık eşit taksitler halinde kullandıkları enerjisi faturalarından mahsup edilmek suretiyle en fazla 6 (altı) ay içerisinde iade edilir.
Süresiz banka kati teminat mektubu alınmış tüketicilerin güvence bedelleri, her yıl Ocak ayı içerisinde güncellenir. Tüketici; güvence bedelindeki eksik kısmı, buna ilişkin bildirim yapıldıktan itibaren 15 (onbeş) gün içerisinde tamamlar.
Aylık enerjisi tüketim bedelini yılda 3 (üç) kez zamanında ödemeyen tüketicilerin mevcut güvence bedeli % 25 oranında arttırılır.
Elektrik enerjisi satış anlaşmasının feshi veya sona ermesi durumunda nakit güvence bedelleri; bu usul ve esaslar doğrultusunda güncelleştirilir ve tüketicinin TETAŞ ile olan bütün hesaplarının tasfiyesinden sonra varsa bakiyesi, iptal tarihinde işletme kayıtları ve tüketicinin güvence alındı belgesi dikkate alınarak en geç 3 (üç) iş günü içerisinde ödenir.
Tüketicinin, bağlantı anlaşmasındaki maksimum alış kapasitesinde artış olması durumunda fark güvence bedelini makbuz karşılığı peşin veya banka kati teminat mektubu olarak ödemesi esastır.
Güvence bedellerinin güncelleştirilmesi sırasında, müşteriye ait bir önceki yılda enerjisi tüketimine ilişkin fatura ve bedellerinin bulunmaması veya sözleşmesi bulunmasına rağmen hiç enerji çekmemiş olan müşterilerin güvence bedellerinin güncelleştirilmesinde, tarife sınıfına göre, kurulu güç veya sözleşme gücü üzerinden, güncelleştirme usul ve esasları baz alınarak güncelleştirilir.
Sözleşmeleri TETAŞ tarafından devralınan müşterilerden, güvence bedeliyle ilgili olarak sözleşmelerinde hüküm bulunanlara da bu madde hükümleri doğrultusunda uygulama yapılır.
Elektrik Enerjisinin Kullanılması
Tüketici, enerjisini onaylı projesine uygun olarak, anlaşmasındaki esaslara göre kullanır. Söz konusu enerjisini ait olduğu abone grubu dışında kullanamaz veya diğer tüketicilere kullandıramaz.
Kesme-Bağlama
Kaçak veya usulsüz enerjisi tüketiminde bulunan veya ödeme yükümlülüğünü yerine getirmeyen bir tüketicinin enerjisinin TEİAŞ tarafından kesildiği durumlarda, söz konusu tüketicinin yükümlülüklerini yerine getirip, anlaşma şartlarına aykırı olan durumunu da düzeltmesi ve TEİAŞ’a peşin olarak bir kesme-bağlama bedelini ödemesi halinde enerjisi yeniden bağlanır.
Kaçak Elektrik Enerjisi Tüketimi
Gerçek veya tüzel kişiler tarafından; iletim sistemine veya sayaca veya ölçüm sistemine ya da tesisata müdahale edilerek, tüketimin doğru tespit edilmesini engellemek suretiyle, enerjisinin eksik veya hatalı ölçülerek veya hiç ölçülmeden veya yasal şekilde tesis edilmiş sayaçtan geçirilmeden mevzuata aykırı bir şekilde tüketilmesi, kaçak enerjisi tüketimi olarak kabul edilir.
Kaçak enerjisi tüketiminin tespit edilmesinde, TEİAŞ’ın tespitini doğru bulgu ve belgelere dayandırması ve tüketici haklarının ihlal edilmemesi esastır.
TEİAŞ, kaçak enerjisi tükettiği tespit edilen gerçek veya tüzel kişilerin elektriğini keserek TETAŞ’a yazılı olarak bilgi verir. Bu konudaki yasal işlemler TETAŞ tarafından yürütülür.
Kaçak enerjisi tüketim bedeli, yapılan tespit çerçevesinde, ölçüm ve kontrol sonuçlarına göre düzenlenen belgelere dayanılarak hesaplanmak suretiyle, kullanım süresi ve bu süre içerisinde tüketilen enerjisi miktarı dikkate alınarak TETAŞ tarafından gerçek veya tüzel kişiye 7 nci madde uyarınca belirlenen yöntemler çerçevesinde tahakkuk ettirilir.
Usulsüz Elektrik Enerjisi Tüketimi
Tüketicinin;
Ölçme noktasından sonraki kendi tesisatından üçüncü şahıslara enerjisi vermesi,
Kendi adına enerji satış anlaşması olmadan daha önceki tüketici adına düzenlenen faturaları ödemek suretiyle enerjisi tüketmesi,
Sayaç ve ölçü devreleri mühürsüz olduğu halde TEİAŞ’a haber vermeden enerjisi tüketmesi,
Enerji satış anlaşmasının imzalanmasından sonra TEİAŞ tarafından bağlantı anlaşması çerçevesinde yapılması gereken bağlantı işleminin tamamlanmasını beklemeksizin bağlantı yapması veya yaptırması,
TETAŞ’a yapılmış bir başvuru olmaksızın, bulunduğu abone grubunun kapsamı dışında enerjisi tüketmesi,
Güç transformatörünü değiştirdiği halde ilgili mevzuat çerçevesinde yükümlülüklerini yerine getirmemesi,
TETAŞ ile enerjisi satış anlaşması imzalamadan 5 inci madde kapsamı dışında enerjisi kullanılması,
hallerinde, usulsüz enerjisi tüketmiş sayılır. Ancak; (b), (c) ve (e) bentlerinde tanımlanan hallerde, usulsüz enerjisi tüketimi tespitinden önce ilgili tüzel kişilere başvuruda bulunulmuş olması ve bunun belgelenmesi durumunda, usulsüz enerjisi tüketimine ilişkin hükümler uygulanmaz.
TEİAŞ tarafından, usulsüz enerjisi kullandığı tespit edilen tüketicinin elektriği kesilir ve bu durum TETAŞ’a yazılı olarak bildirilir.
Kaçak ve Usulsüz Elektrik Enerjisi Tüketimine Yönelik Ortak Hükümler
a) 5 ve 6 ncı maddeler uyarınca kaçak veya usulsüz enerjisi kullanıldığı tespit edilen kullanım yerinde, TEİAŞ tarafından yetkilendirilmiş elemanlar ile kaçak veya usulsüz enerjisi kullanan gerçek veya tüzel kişi temsilcisi tarafından imzalanan bir tutanak düzenlenerek, bir sureti imza sahibine bırakılır.
Kaçak veya usulsüz enerjisi kullanan gerçek veya tüzel kişi temsilcisinin tutanağın düzenlenmesi sırasında kullanım yerinde bulunmaması veya tutanağı imzalamaması, durumunda, kullanım yerine bırakılan tutanak, bildirim yerine geçer. Tutanakta kaçak veya usulsüz enerjisi kullanım nedeni ve şekli açıkça belirtilir.
b) Kaçak enerjisi kullanma süresi; tutanak düzenlenmiş olması kaydıyla kontrol, mühürleme, kesme-bağlama, sayaç değiştirme ve son endeks okuma işlemlerinden en son yapılanın işlem tarihi ile kaçak tespitinin yapıldığı tarihe kadar olan süredir. Ancak, sayaçtan geçirilmeden ayrı bir hatla kaçak enerjisi kullanımının tespiti halinde bu süre 2 (iki) kat olarak alınır.
Bu sürenin dışında tüketicinin kaçak enerjisi kullandığının doğru bulgu ve belgelerle tespit edilmesi halinde, kaçak tüketime ek olarak kullanımın başlangıç tarihi itibarıyla geriye dönük normal tüketim hesabı yapılır. Bu dönemdeki faturalara tüketimin yapıldığı kabul edilen dönemlerdeki birim fiyatlar uygulanır ve 13 üncü madde hükümlerindeki gecikme faizi uygulanarak faturalar tahsil edilir.
c) Kaçak enerjisi kullanıldığı tespit edilen kullanım yerinde tüketilen enerjisi miktarının hesaplanmasında; tüm tüketiciler için öncelikle ihtilafsız dönemlerdeki tüketimi doğru olarak kaydetmiş olan sayaç değerine göre, kaçak kullanım tespitinin yapıldığı tarihten geriye dönük olarak yapılan incelemeler sonucunda, tüketim değerlerinin düşmeye başladığı tarih tespit edilebiliyorsa, bu tarihten önceki dönem ihtilafsız dönem olarak kabul edilir. Doğru tespit edilmiş tüketim değeri yoksa; müstakil transformatörlerde ölçü noktasına bakılmaksızın, besleme transformatör veya transformatörlerinin toplam kurulu gücünün kullanma faktörü 0,60 olarak kabul edilir ve ortalama aylık çalışma saatine göre hesaplanır.
Mühür altındaki sayaçlardan geçirilmeksizin ayrı bir hat çekilerek birtakım cihazlar kaçak olarak beslenmiş ise, tüketilen enerjisi sadece bu hat üzerindeki cihazların kurulu gücü dikkate alınarak hesaplanan tüketimin 2 (iki) katı alınarak bir önceki ayda geçerli olan birim fiyatlarla fatura düzenlenir. Bu şekilde düzenlenen faturalara 13 üncü madde hükümlerindeki gecikme faizi uygulanarak tahsil edilir.
Kaçak enerjisi kullanımında ortalama aylık çalışma saatleri; sanayi, endüksiyon ve ark ocaklarında; tek vardiya çalışmalarda 200 saat, iki vardiya çalışmalarda 400 saat, üç vardiya çalışmalarda 600 saat kabul edilir. Vardiyanın sayısının ve saatinin tespitinde kamu kurum ve kuruluşları tarafından verilen resmi belgeler göz önüne alınır. Çalışma saatlerinin yukarıda belirtilenlerden daha fazla olmasının tespiti durumunda ise, tespit edilen saatler esas alınır. Vardiya sayısının ve saatinin ispatı tüketici tarafından yapılır. Vardiya sayısının ispat edilememesi durumunda 3 (üç) vardiya çalışıldığı kabul edilir. Sanayi, endüksiyon ve ark ocakları dışındaki abonelerde, çalışma saati 250 saat olarak kabul edilir.
Tüm kaçak kullanımlara ilişkin hesaplamalar tek terimli aktif enerji tarifesi üzerinden yapılır.
Kaçak enerjisi kullandığı tespit edilen tüketicinin; bu maddenin, (b) ve (c) bentlerindeki usul ve esaslar göz önüne alınarak hesaplanan tüketimi, dahil olduğu abone grubu için kaçak enerjisi kullandığı tespit edilen tarihte geçerli olan tek terimli aktif enerji bedelinin 1.5 (birbuçuk) katı üzerinden hesap ve fatura edilir. Söz konusu faturalara kaçak ve usulsüz kullandığı tarihten itibaren 13 üncü madde hükümlerindeki gecikme faizi uygulanır.
Tüketicilerin tekrarlanan kaçak enerjisi kullandığının tespiti durumunda, kaçak enerjisi kullanımının tespit edildiği tarihte yürürlükte olan tek terimli aktif enerji tarife bedelinin 2 (iki) katı göz önüne alınarak hesaplama yapılır. Söz konusu faturalara kaçak ve usulsüz kullandığı tarihten itibaren 13 üncü madde hükümlerindeki gecikme faizi uygulanarak tahsil edilir.
e) Kaçak enerjisi kullandığı tespit olunan tüketici, kendisine tahakkuk ettirilen bedeli tebliğ tarihi dahil 5 (beş) iş günü içerisinde ödemekle yükümlüdür.
Tüketici ancak, söz konusu kaçak tahakkukuna ilişkin tebliğ edilen faturaya, kanıt ve belgeler ile birlikte, 5 (beş) iş günü içerisinde itiraz edebilir. Bu itiraz en geç l (bir) ay içerisinde sonuçlandırılır.
İtiraz sonuçlandırılıncaya kadar tüketicinin mağduriyetinin önlenmesi bakımından itiraza esas tahakkuk tutarı kadar kati ve süresiz banka teminat mektubu alınması kaydıyla enerjisi bağlanabilir.
Tüketicinin itirazı sonucunda haklı olmadığının tespit edilmesi durumunda, mevcut borcu gecikme faizi ile birlikte tahsil edilir. Tüketicinin haklı olduğunun tespit edilmesi durumunda ise, yeniden hesaplanan borcu gecikme zammı alınmaksızın tahsil edilir.
Ölçüm Sisteminin Periyodik Bakımı ve Testleri
Ölçü sistemlerinin periyodik bakımı ve testleri TEİAŞ tarafından gerçekleştirilir. Bu işlemlere ilişkin tüm masraflar tüketici tarafından karşılanır.
Testler sırasında ölçüm sistemini oluşturan her bir teçhizatın gerekli fonksiyonlarının ilgili mevzuatta tanımlanan özellikleri ve hassasiyet sınıflarına haiz olup olmadığı, TEİAŞ’ın ölçüm sistemlerinin testi ve devreye alınmasına ilişkin prosedürüne uygun olarak kontrol ve test edilir. Ölçüm devrelerinde gerekli yerlerin mühürleri kontrol edilerek, mühürlenmemiş yerler varsa mühürlenir. Bu mühürler sadece ölçü sisteminin kontrol ve test zamanlarında gerekmesi halinde TEİAŞ yetkilisi tarafından tüketici yetkilisi huzurunda sökülebilir. Ölçüm sistemleri ile ilgili gerçekleştirilen çalışmalar sonucu test ve mühür tutanağı düzenlenir.
Sayaç ve Sayaç Yeri
Tüketicinin aktif ve reaktif enerjisi tüketimi ile güç ölçümleri; ilgili mevzuat uyarınca tesis edilen sayaçlar ve uygun şekilde tesis edilmiş ölçüm sistemleri ile gerçekleştirilir.
Sayaç ve ölçüm sisteminin yeri, ilgili mevzuat çerçevesinde TEİAŞ tarafından belirlenir. Sayaçlar, kolayca okunabilecek şekilde tesis edilir.
TEİAŞ, teknik gereklilik halinde tüketici tesislerine ilave ölçü ve kontrol cihazları tesis edebilir. Tüketici, TEİAŞ tarafından tesis edilen sayaç, ölçü ve kontrol cihazları ile bunların tesis edileceği yerler için kira veya başka bir ad altında herhangi bir bedel talep edemez.
Sayacın arızalanması veya ölçme hassasiyetinden şüphe edilmesi halinde; TEİAŞ, TETAŞ veya tüketici tarafından sayacın kontrolü talep edilebilir. Bu talep, TEİAŞ tarafından 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanunu hükümleri çerçevesinde karşılanır ve oluşan bedeller talep sahibi tarafından ödenir.
Sayacın, tüketicinin kusuru dışında herhangi bir nedenle tüketim kaydetmediğinin tespit edilmesi halinde, bu döneme ait faturalamaya esas tüketim miktarı, sayaç çalışır duruma getirildikten sonra tüketicinin faturalamaya esas iki tüketim dönemine ait tüketimleri ile sayacın tüketimi doğru kaydettiği en son geçmiş iki tüketim dönemine ait tüketimlerinin ortalaması alınarak hesaplanır.
Sayacın, tüketicinin kusuru dışında herhangi bir nedenle tüketimi doğru kaydetmediğinin tespit edilmesi halinde, bu döneme ait faturalamaya esas tüketim miktarı, sayaç çalışır duruma getirildikten sonra tüketicinin faturalamaya esas iki tüketim dönemine ait tüketimleri ile sayacın tüketimi doğru kaydettiği en son geçmiş iki tüketim dönemine ait tüketimlerinin ortalaması ile söz konusu dönem için fatura edilmiş miktarın farkı alınarak hesaplanır.
Hesaplamalar sonucunda bulunan fark, ilgili dönem birim fiyatlarıyla ve gecikme faizi olmaksızın TETAŞ tarafından tüketiciye tahakkuk ettirilir. Bu farkın tüketici lehine olması durumunda, fazla olarak tahsil edilen bedel tüketiciye 5 (beş) iş günü içerisinde iade edilir veya tüketicinin tercih etmesi halinde bir sonraki tüketim dönemine ait bedelden mahsup edilir.
Faturalandırma ve Ödeme
Tüketici sayacından faturalamaya esas tüketim dönemleri itibarıyla dönem sonu endeksleri okunur. Bu değerler ile bir önceki dönem sonu endeksleri kullanılarak hesaplanan enerjisi tüketim miktarına ilgili abone grubuna göre TETAŞ'ın yürürlükte olan tarifesi uygulanmak suretiyle fatura düzenlenir.
Faturada yer alan tutar, tebliğ tarihi dahil 15 (on beş) gün içerisinde tüketici tarafından TETAŞ'a ödenir.
Vergi ve Harçlar
Tüketici ile yapılan anlaşmayla ilgili her türlü vergi, harç ve pul giderleri tüketici tarafından karşılanır.
Hatalı Bildirimde Bulunulması
Faturalamaya ilişkin hatalar; sayacın hatalı okunması, yanlış tarife veya yanlış çarpım faktörü uygulanması, tüketim miktarı ve/veya bedelinin hatalı hesaplanması ya da mükerrer fatura düzenlenmesi gibi hususlardır.
TETAŞ’dan kaynaklanan hatalı bildirimlere karşı, tüketici tarafından faturanın tebliğ tarihinden itibaren 7 (yedi) gün içerisinde itiraz edilmesi halinde itiraz, başvuru tarihini izleyen en geç 3 (üç) iş günü içerisinde TETAŞ tarafından incelenerek sonuçlandırılır ve inceleme sonuçları tüketiciye yazılı olarak bildirilir. İtirazın yapılmış olması son ödeme tarihini değiştirmez ve ödeme yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz.
Yukarıda belirtilen itiraz süresini aşan başvurularda, başvuru tarihini izleyen en geç 5 (beş) iş günü içerisinde inceleme sonuçlandırılır. İnceleme sonucuna göre itirazın haklı bulunması ve fazla tahsil edilen bir bedelin olması durumunda, bu bedel tüketiciye 5 (beş) iş günü içerisinde iade edilir veya tüketicinin tercih etmesi halinde bir sonraki tüketim dönemine ait bedelden mahsup edilir.
Zamanında Ödenmeyen Borçlar
Tüketicinin, TETAŞ tarafından fatura edilen tutara ilişkin ödemeleri süresinde yapmaması halinde, fatura tutarının ödenmesi için tüketiciye ihtarname gönderilir. Tüketicinin ihtarnamenin tebliğ tarihinden itibaren fatura bedelini 3 (üç) iş günü içerisinde ödememesi halinde TETAŞ tarafından TEİAŞ’a yapılan bildirim üzerine TEİAŞ tarafından elektriği kesilir.
Tüketici ile TETAŞ arasındaki enerji satış anlaşmasından doğan alacaklarla ilgili gecikme faizi, 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenir.
Aynı kullanım yerine ait başka tüketicilerin önceki dönemlere ilişkin tüketimlerinden kaynaklanan borçları, yeni tüketicinin üstlenmesi talep edilemez.
|
docx
|
python-docx
|
4684140674a3
|
4 Şubat 2015 ÇARŞAMBA | Resmî Gazete | Sayı : 29257
YÖNETMELİK | YÖNETMELİK | YÖNETMELİK
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin Geçici 15 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 15 – (1) Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesindeki tüzel kişilerin tamamlaması gereken yükümlülükler şunlardır:
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde, söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde etmek, hidroelektrik santrallerinde su tutma alanları hakkında ilgili idarelerden kamulaştırma kararı almak.
b) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin imar planlarını onaylatmak.
c) Rüzgâr başvurularına ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli başvuruyu yapmak.
ç) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararı almak.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihi itibarıyla,
a) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi biten tüzel kişiler, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden itibaren en geç altı ay içerisinde,
b) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi bitmeyen tüzel kişiler, kalan inşaat öncesi sürelerine altı ay eklenmek suretiyle bulunacak süre içerisinde,
birinci fıkrada belirtilen yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgeleri Kuruma sunmakla yükümlüdür. Bu süre içerisinde söz konusu yükümlülükleri tamamlayamayan tüzel kişiler hakkında Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde işlem tesis edilir.
(3) İkinci fıkrada belirtilen tarihler itibarıyla, inşaat ruhsatını alan veya inşaat ruhsatı yerine geçen belge temin eden ya da inşaat ruhsatına gerek olmadığına dair belge alan lisans sahibi tüzel kişilerden birinci fıkrada sayılan belgeler istenmez.
(4) Bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten önce hakkında bu madde uyarınca işlem tesis edilmiş lisans sahibi tüzel kişilerin durumları re’sen yeniden değerlendirilir.”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanı yürütür. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin Geçici 15 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 15 – (1) Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesindeki tüzel kişilerin tamamlaması gereken yükümlülükler şunlardır:
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde, söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde etmek, hidroelektrik santrallerinde su tutma alanları hakkında ilgili idarelerden kamulaştırma kararı almak.
b) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin imar planlarını onaylatmak.
c) Rüzgâr başvurularına ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli başvuruyu yapmak.
ç) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararı almak.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihi itibarıyla,
a) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi biten tüzel kişiler, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden itibaren en geç altı ay içerisinde,
b) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi bitmeyen tüzel kişiler, kalan inşaat öncesi sürelerine altı ay eklenmek suretiyle bulunacak süre içerisinde,
birinci fıkrada belirtilen yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgeleri Kuruma sunmakla yükümlüdür. Bu süre içerisinde söz konusu yükümlülükleri tamamlayamayan tüzel kişiler hakkında Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde işlem tesis edilir.
(3) İkinci fıkrada belirtilen tarihler itibarıyla, inşaat ruhsatını alan veya inşaat ruhsatı yerine geçen belge temin eden ya da inşaat ruhsatına gerek olmadığına dair belge alan lisans sahibi tüzel kişilerden birinci fıkrada sayılan belgeler istenmez.
(4) Bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten önce hakkında bu madde uyarınca işlem tesis edilmiş lisans sahibi tüzel kişilerin durumları re’sen yeniden değerlendirilir.”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanı yürütür. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin Geçici 15 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 15 – (1) Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesindeki tüzel kişilerin tamamlaması gereken yükümlülükler şunlardır:
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde, söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde etmek, hidroelektrik santrallerinde su tutma alanları hakkında ilgili idarelerden kamulaştırma kararı almak.
b) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin imar planlarını onaylatmak.
c) Rüzgâr başvurularına ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli başvuruyu yapmak.
ç) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararı almak.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihi itibarıyla,
a) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi biten tüzel kişiler, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden itibaren en geç altı ay içerisinde,
b) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi bitmeyen tüzel kişiler, kalan inşaat öncesi sürelerine altı ay eklenmek suretiyle bulunacak süre içerisinde,
birinci fıkrada belirtilen yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgeleri Kuruma sunmakla yükümlüdür. Bu süre içerisinde söz konusu yükümlülükleri tamamlayamayan tüzel kişiler hakkında Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde işlem tesis edilir.
(3) İkinci fıkrada belirtilen tarihler itibarıyla, inşaat ruhsatını alan veya inşaat ruhsatı yerine geçen belge temin eden ya da inşaat ruhsatına gerek olmadığına dair belge alan lisans sahibi tüzel kişilerden birinci fıkrada sayılan belgeler istenmez.
(4) Bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten önce hakkında bu madde uyarınca işlem tesis edilmiş lisans sahibi tüzel kişilerin durumları re’sen yeniden değerlendirilir.”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanı yürütür.
|
docx
|
python-docx
|
Subsets and Splits
No community queries yet
The top public SQL queries from the community will appear here once available.