Soru neden önemli
Depolamalı GES, aynı bağlantı noktasını paylaşan bir güneş santrali ve bir bataryadan oluşur. Türkiye’de bu model, 2022’deki başvuru döneminden sonra yatırım gündeminin merkezine yerleşti. Temmuz 2026 itibarıyla depolamalı önlisans portföyü 28 GW’ı aşıyor; üretim lisansı alan projelerin toplamı 3,5 GW’ın üzerinde.
Bataryanın ne zaman şarj edileceği basit bir soru gibi görünür: güneş varken şarj et, akşam sat. Gerçekte cevap üç şeye bağlıdır: enerjinin nereden geldiği, santralin destek kapsamında olup olmadığı ve bağlantı kapasitesinin o saatte ne kadarının dolu olduğu. Yanlış kurulmuş bir şarj stratejisi, bataryayı gelir üreten bir varlıktan kayıp üreten bir varlığa çevirebilir.
Düzenleyici çerçeve
Depolama Faaliyetleri Yönetmeliği, depolamalı üretim tesisinde bataryanın hem santralden hem şebekeden şarj edilmesine izin veriyor. Ancak iki kaynaktan gelen enerji farklı muamele görüyor ve bu fark şarj kararının merkezinde.
Tablo, yönetmeliğin depolamalı üretim tesislerine ilişkin başlıca hükümlerinin özetidir. Proje bazında lisans koşulları ve güncel mevzuat esas alınmalıdır.
7189 sayılı kanun kapsamında 1 Mayıs 2023’ten sonra işletmeye giren depolamalı tesisler için, santralin kendi üretiminden depolanan ve sonra şebekeye verilen enerji YEKDEM fiyatından değerlenir. Şebekeden çekilip geri verilen enerji ise piyasa fiyatından uzlaştırılır.
Üç şarj kaynağı, üç farklı maliyet
Şarj kararının doğru kurulması için her kaynaktan gelen enerjinin fırsat maliyetini ayrı düşünmek gerekir. Fırsat maliyeti, o enerjiyi bataryaya koymak yerine doğrudan satsaydınız elde edeceğiniz gelirdir.
Bu tablonun en önemli sonucu, destek dönemindeki santraller içindir. YEKDEM fiyatı günün saatine göre değişmez. Öğlen üretilen bir MWh ile akşam verilen bir MWh aynı fiyattan ödenir. Bu durumda santralin kendi üretimini, bağlantı kapasitesinde yer varken bataryaya koyup akşam vermek hiçbir fiyat avantajı yaratmaz; yalnızca verimlilik kaybı ve degradasyon maliyeti üretir.
Destek döneminde kendi üretiminden şarj, yalnızca aksi halde kaybolacak enerji için anlamlıdır.
Destek döneminde bataryanın ekonomik değeri bu nedenle başka yerlerden gelir: bağlantı sınırını aşan üretimin yakalanması, şebekeden şarjla yapılan piyasa arbitrajı, dengesizlik maliyetinin azaltılması ve yan hizmetler. Destek süresi bittiğinde tablo değişir: santralin kendi üretimi de saatlik PTF’den satıldığı için, kendi üretiminden şarj ile şebekeden şarj aynı hesaba dönüşür.
Şarj eşiği
Piyasa fiyatı üzerinden değerlenen enerji için şarj kararını tek bir eşitsizlik belirler. Şarj fiyatı, bataryanın akşam elde edeceği fiyattan kayıplar ve ömür maliyeti düşüldükten sonra kalan tutarın altındaysa şarj anlamlıdır.
Şarj et ⇔ P_şarj ≤ η × P_deşarj − C_deg
Bu eşiği son dönemin ortalama fiyatlarına uygulayalım. Verimliliği %85, degradasyon maliyetini 350 TL/MWh kabul edersek, şarjın anlamlı olduğu en yüksek öğle fiyatı aşağıdaki gibi oluşur.
TL/MWh. Öğle PTF saat 12:00, akşam PTF saat 19:00 ortalamasıdır; Haziran–Temmuz 2026 için akşam değeri saat 20:00 ortalamasıdır (1 Haziran – 24 Temmuz). Eşik = 0,85 × akşam PTF − 350.
Bahar ve yaz aylarında karar tartışmasızdır; öğle fiyatı eşiğin çok altındadır. Aralık’ta ise öğle fiyatı eşiğin üzerinde kalır: ortalama bir kış gününde öğlen şarj edip akşam satmak, kayıplar ve ömür maliyeti düşüldüğünde para kaybettirir. Kış aylarında bataryanın değeri daha çok yan hizmetlerden, dengesizlik yönetiminden ve tek tek yüksek oynaklıklı günlerden gelir.
Ortalama değerler karar için yeterli değildir. Gerçek operasyonda eşik her gün, ertesi günün beklenen fiyat eğrisine göre yeniden hesaplanır. Bataryanın süresi de kararı değiştirir: iki saatlik bir batarya günün en ucuz iki saatinde şarj olur ve en pahalı iki saatinde deşarj eder. Bu saatler güneş üretiminin zirvesiyle her zaman örtüşmez.
Bağlantı kapasitesi: görünmeyen kısıt
Depolamalı GES’te güneş üretimi ve batarya deşarjı aynı bağlantı kapasitesini paylaşır; her uzlaştırma döneminde şebekeye verilen toplam enerji lisanslı kurulu gücü aşamaz. Bu kısıt iki yönde çalışır.
Öğlen, DC kurulu gücü bağlantı kapasitesinden büyük tasarlanmış bir santralde, bağlantı sınırını aşan üretim batarya olmasa kırpılır. Bu enerjinin fırsat maliyeti sıfırdır ve şarjın ilk önceliği her zaman bu enerjidir. Akşamüzeri ise tersi yaşanır: saat 16:00–17:00 arasında güneş hâlâ üretirken fiyat yükselmeye başlar. Bu saatlerde deşarj, güneş üretimine yer açmak zorunda kalır. Gerçek deşarj penceresi, güneşin üretimi düştükçe açılır.
Bu nedenle DC/AC oranı, batarya gücü ve batarya süresi ayrı ayrı değil, birlikte tasarlanmalıdır. Fazla büyük bir DC kurulu güç baharın öğle saatlerinde bataryayı bedava enerjiyle doldurur, ama kışın bu enerji hiç oluşmaz. Bataryanın tüm yıl boyunca neyle doldurulacağı tasarım aşamasında cevaplanması gereken bir sorudur.
Bir bahar gününde örnek çalışma planı
Bu plan bir şablondur, kural değildir. 2026 yazında 11:00–15:00 arasındaki saatlerin yaklaşık yarısında PTF 500 TL/MWh’in altında oluştu, ama bazı günlerde öğle fiyatı beklenmedik biçimde yükseldi. Planın değeri, GÖP’teki kararın GİP’te düzeltilebilmesinde yatar: bulut beklenenden erken gelirse şarj şebekeden tamamlanır, akşam fiyatı beklenenden düşük oluşursa deşarj ertesi sabaha kaydırılabilir.
Yatırımcı açısından
Depolamalı GES projelerinin fizibilitesinde en sık gördüğüm hata, bataryayı destek döneminde de öğle–akşam farkından gelir üreten bir varlık gibi modellemek. Destek döneminde bataryanın geliri kırpılan enerjiye, şebekeden şarjlı arbitraja ve yan hizmetlere dayanır. Arbitraj değerinin tamamı ancak destek süresi bittiğinde ortaya çıkar.
İkinci kritik varsayım, spread’in geleceğidir. 28 GW’ı aşan depolamalı önlisans portföyünün bir kısmı bile devreye girdiğinde, öğle saatlerinde talep artacak ve akşam arzı genişleyecek. Bugünün 30 katlık öğle–akşam farkının kalıcı olduğunu varsaymak, projenin ikinci on yılını olması gerekenden değerli gösterir.
Frekans olarak yönettiğimiz depolamalı santrallerde şarj ve deşarj planını her gün, ertesi günün üretim ve fiyat tahminine göre yeniden kuruyoruz. Planı kurarken enerjinin kaynağını, destek kurallarını ve bağlantı kapasitesini aynı optimizasyon içinde ele alıyoruz.
