Aynı fiyat, başka bir karışım
Eylül 2026’da Piyasa Takas Fiyatı (PTF) ortalaması 2.742,43 TL/MWh oldu: Ağustos’un %5,7 altında, Eylül 2025’in yalnızca %0,5 üzerinde. Dolar cinsinden tablo farklı: ortalama 56,6 $/MWh ile bir yıl öncesinin %14,6 altında. Avro karşılığı 49,0 €/MWh; bir yıl önce 56,5 €/MWh’ti.
TL’de yatay görünen fiyat, arkasındaki büyük değişimi gizliyor. Barajlı hidroelektrik üretimi bir yıl öncesinin 2,8 katına çıktı; doğal gazın lisanslı üretimdeki payı %24,6’dan %10,6’ya indi. Öğle saatleri ucuz kalırken akşam fiyatı yükseldi ve gün içindeki fark açıldı. Bu yazıda ayın rakamlarını, uzlaştırma verisi yayımlanan Ağustos’un dengesizlik tablosunu ve bunların GES, RES ve batarya yatırımcısı için ne anlama geldiğini özetliyoruz.
On üç ayın fiyatı: TL ve dolar
Eylül, Temmuz’da başlayan toparlanmanın içinde kaldı. 2026’nın ilk yarısında ucuz arz PTF’yi çok düşük seviyelere çekmişti: Nisan ortalaması 921, Mayıs ortalaması 591 TL/MWh’ti. Temmuz’dan bu yana aylık ortalama 2.700–2.900 TL/MWh bandında.
Dolar karşılığında toparlanma daha zayıf. PTF Eylül 2025’te 66,2 $/MWh’ti; Mayıs 2026’da 13,1 $/MWh’e kadar indi, Ağustos’ta 61,0 $/MWh’e döndü, Eylül’de 56,6 $/MWh oldu. TL fiyat bir yıl öncesiyle aynıyken dolar fiyatının %14,6 düşük olması, aynı dönemde doların TL karşılığının yaklaşık %18 artmasından kaynaklanıyor. Dolar bazlı kredi ve ekipman maliyeti taşıyan bir yatırımcı için asıl ölçü bu seri.
Ayın içinde fiyat geniş bir aralıkta dolaştı. 20 Eylül Pazar günü 10:00–14:00 arasında dört saat PTF sıfırdı. 12, 21 ve 24 Eylül’de toplam yedi saat 4.500 TL/MWh’lik azami fiyatta kapandı. Günlük ortalamalar 27 Eylül Pazar’daki 1.424 TL/MWh ile 1 Eylül’deki 3.328 TL/MWh arasında değişti.
Fiyatın dağılımı
Ortalama, saatlerin nasıl dağıldığını söylemez. Eylül 2025’te saatlerin %52,6’sı 3.000–3.500 TL/MWh aralığındaydı; azami fiyat 3.400 TL/MWh’ti. Azami fiyat 4 Nisan 2026’da 4.500 TL/MWh’e çıkınca dağılım yukarı doğru açıldı: Eylül 2026’da saatlerin %23,2’si 3.500 TL/MWh’in üzerinde kapandı. Alt uçta 1.000 TL/MWh’in altındaki saatlerin payı %6,1; bir yıl önce %6,5, iki yıl önce %1,4’tü.
Yılın ilk dokuz ayına bakınca 2026’nın farkı daha net. Sıfır fiyatlı saat sayısı 2024’te 4, 2025’te 41 iken 2026’da 395 oldu ve bunların 391’i Şubat–Haziran arasında birikti. Aylık ortalamanın iki katını aşan saat 2024 ve 2025’in ilk dokuz ayında hiç yokken 2026’da 404 oldu: ilkbaharda aylık ortalama düştüğü için akşam saatleri ortalamanın çok üzerinde kaldı.
Tavan tarafında tablo tersine döndü. Azami fiyat dönemden döneme değişti: 2024’ün ilk yarısında 2.700, 1 Temmuz 2024’ten itibaren 3.000, 5 Nisan 2025’ten itibaren 3.400, 4 Nisan 2026’dan beri 4.500 TL/MWh. Her saati o gün geçerli olan limite göre saydığımızda, Ocak–Eylül döneminde PTF’nin tavanda kapandığı saat sayısı 2024’te 736, 2025’te 686, 2026’da 369 oldu. 2026’daki saatlerin 315’i limitin yükseldiği Nisan’dan önceydi; o tarihten bu yana altı ayda yalnızca 54 saat tavanda kapandı. Temmuz 2025’te tek başına 157 saat tavandaydı. Limit yükselince kıtlık saatleri tavanda kesilmek yerine 3.500–4.500 TL/MWh aralığında fiyatlanıyor; dağılım grafiğinde açılan üst kuyruk bunun sonucu.
Günlük fiyat farkı, her gün en yüksek ve en düşük saatlik PTF arasındaki farktır.
Su geldi, gaz çekildi
Lisanslı santraller Eylül’de 27,7 TWh üretti; bir yıl öncesinden %4,2 fazla. Toplam az değişirken kaynakların sırası değişti. Barajlı santraller 7,0 TWh ile en büyük kaynak oldu; bir yıl önce 2,5 TWh üretmişlerdi. Doğal gaz santrallerinin üretimi ise 6,5 TWh’ten 2,9 TWh’e, yarının altına indi.
Gerçek zamanlı üretim verisi lisanslı santralleri kapsar; lisanssız üretim, büyük kısmı GES, bu tabloda yer almaz. Lisanssız üretimi de içeren gerçekleşen üretim verisi bir ay sonra yayımlanır; Ağustos’un tam tablosu aşağıdaki “Ağustos uzlaştırması” bölümündedir.
Gazın çekilmesi ortalama fiyatı düşürmedi, çünkü PTF her saatte talebi karşılayan en pahalı megavatın fiyatıdır. BOTAŞ’ın sitesinde yayımlanan son tarifeyle (4 Nisan 2026; 1,692 TL/kWh) ve %50–55 verimle bir gaz santralinin yakıt maliyeti 3.080–3.380 TL/MWh’dir. Eylül’de 18:00–21:00 arası ortalama PTF 3.875 TL/MWh oldu. Akşam fiyatının bu maliyetin üzerinde oluşması, puantta son devreye giren santralin hâlâ gaz olduğunu gösteriyor.
Açıklayıcı hesaplamadır. Yakıt maliyeti, BOTAŞ’ın elektrik üretimine uyguladığı tarifenin santral verimine bölünmesiyle bulunur; işletme ve sistem kullanım bedelleri hariçtir.
Dış ticaret de yön değiştirdi. Türkiye Eylül’de 618 GWh net elektrik ihraç etti; bir yıl önce 76 GWh net ithalat vardı. Gerçek zamanlı tüketim 30,6 TWh ile %3,4 arttı.
Öğle ucuz, akşam pahalı
Gün içi profil, yılın en belirgin değişimini gösteriyor. Saatlik ortalamaları ayın ortalamasına bölünce şekil netleşiyor: Eylül 2026’da 12:00’deki ortalama PTF ayın ortalamasının %47’si, 19:00’daki %152’siydi. 2024’te aynı saatler %62 ve %123’tü. Öğle çukuru 2025’te derinleşmişti (%45); 2026’nın yeniliği akşam tepesinin yükselmesi.
Eylül’de 10:00–16:00 arası ortalama PTF 2.068 TL/MWh, 18:00–22:00 arası 3.676 TL/MWh oldu. Fark 1.608 TL/MWh; Eylül 2025’te 1.280 TL/MWh’ti. Günlük en yüksek ve en düşük PTF arasındaki fark ortalama 2.965 TL/MWh oldu. Yılın ilk dokuz ayında bu fark 2.841 TL/MWh ile 2025’in %49, 2024’ün %85 üzerinde ve 2026’nın her ayında 2025’in aynı ayını aştı.
Ortalama fiyat bir yıl öncesiyle aynı; değişen, fiyatın gün içindeki şekli.
Varlıklara etkisi
Saatlik PTF’yi lisanslı GES üretimiyle ağırlıklandırdığımızda, Eylül’de bir GES’in elde ettiği ortalama fiyat 2.199 TL/MWh çıkıyor: ortalama PTF’nin %80,2’si. On üç aylık seride bu oran Nisan’da %33’e, Mayıs’ta %22’ye kadar indi; Temmuz’dan itibaren %74–81 aralığına döndü. Rüzgârda oran aynı dönemde %90–110 bandında kaldı; rüzgâr akşam saatlerinde de ürettiği için fiyatın şekil değişiminden etkilenmiyor.
Batarya için ölçü, günün pahalı ve ucuz saatleri arasındaki fark. Günün en pahalı iki saati ile en ucuz iki saati arasındaki fark Eylül’de ortalama 2.706 TL/MWh oldu; bir yıl önce 1.950 TL/MWh’ti. 1 MW / 2 MWh’lik bir batarya, yalnızca Gün Öncesi Piyasası’nda (GÖP) günde bir döngüyle ayda yaklaşık 148 bin TL/MW brüt marj elde ederdi; Eylül 2025’te bu rakam 102 bin TL/MW’tı.
Açıklayıcı hesaplamadır. Batarya marjı: her gün en ucuz iki saatte şarj, en pahalı iki saatte deşarj, %85 çevrim verimi; dengesizlik, işletme ve sistem kullanım bedelleri hariç.
Yan hizmetler ve dengesizlik fiyatları
Sekonder frekans kontrolü (SFK) kapasite fiyatı Eylül’de ortalama 2.937 TL/MW·saat oldu; bir yıl önce 1.632 TL/MW·saatti. Ayın her saatinde 1 MW rezerv sağlayan bir tesis yaklaşık 2,11 milyon TL kapasite bedeli alırdı. Primer frekans kontrolünde (PFK) fiyat 827 TL/MW·saat ile bir yıl öncesine yakın kaldı.
Bu rakam batarya marjının yaklaşık 14 katı, ama havuz küçük: Eylül’de saatlik ortalama SFK rezervi 1.020 MW, PFK rezervi 430 MW’tı. Rezerv ihtiyacı sabitken her yeni katılımcı fiyatı aşağı çeker.
SFK geliri, ayın tüm saatlerinde 1 MW rezervin kapasite fiyatından ödendiği varsayımıyla hesaplandı; enerji bedeli, performans koşulları ve kesintiler hariç.
SFK’da 1 MW, GÖP arbitrajının 14 katı gelir gösteriyor; ama havuz 1.000 MW civarında.
Dengeleme tarafında sistem daha sık enerji fazlası verdi: Eylül’ün 312 saatinde sistem fazla, 378 saatinde açıktı; bir yıl önce bu sayılar 228 ve 472’ydi. Yük alma (YAL) talimatları 274 GWh ile bir yıl öncesinin %36 altında, yük atma (YAT) talimatları 219 GWh ile %14 üzerinde kaldı. Sistem Marjinal Fiyatı (SMF) ortalaması 2.507 TL/MWh ile PTF’nin 235 TL/MWh altındaydı.
Medyan saatte SMF ile PTF aynı; ama uçlar açılıyor. Eylül 2026’da saatlerin en düşük %10’unda SMF, PTF’nin en az 1.700 TL/MWh altında, en yüksek %10’unda en az 912 TL/MWh üzerinde kapandı. Bir yıl önce bu eşikler −995 ve +588 TL/MWh’ti. EPİAŞ’ın yayımladığı dengesizlik fiyatlarıyla programdan fazla üretilen 1 MWh’in PTF’ye göre maliyeti saat ortalamasında 588 TL/MWh, eksik üretilen 1 MWh’inki 411 TL/MWh oldu; Eylül 2025’te 324 ve 258 TL/MWh’ti.
Ağustos uzlaştırması
Dengesizlik miktarları, gerçekleşen üretim ve lisanssız üretim uzlaştırmayla birlikte yaklaşık bir ay sonra yayımlanır. Bu bölüm, verisi tamamlanan son ay olan Ağustos’u anlatıyor; Eylül’ün tablosu gelecek ayın raporunda olacak.
Ağustos’ta sistemdeki toplam dengesizlik 1,77 TWh oldu: 0,80 TWh pozitif, 0,97 TWh negatif. Katılımcıların bu dengesizlik nedeniyle PTF’ye göre katlandığı ek maliyet 1,05 milyar TL. Hacimle ağırlıklandırılmış ortalama maliyet 591,6 TL/MWh ile bir yıl öncesinin %77 üzerinde ve ortalama PTF’nin %20’si.
Pozitif dengesizlik maliyeti = PTF − pozitif dengesizlik fiyatı; negatif dengesizlik maliyeti = negatif dengesizlik fiyatı − PTF. Saatlik maliyetler, EPİAŞ’ın yayımladığı sistem genelindeki dengesizlik miktarlarıyla ağırlıklandırıldı.
Isı haritası maliyetin ay içinde nerede yoğunlaştığını gösteriyor. Saat bazında en yüksek ortalama 15:00’te (751 TL/MWh) ve 18:00’de (711 TL/MWh), en düşük 05:00–06:00’da (412–423 TL/MWh). Haftanın günlerinden Cumartesi 735 TL/MWh ile öne çıkıyor; Çarşamba 420 TL/MWh. Saatlik maliyetin medyanı 479 TL/MWh, saatlerin %10’unda 1.086 TL/MWh’i aşıyor. Pozitif dengesizlikte dağılım çarpık: medyan 108 TL/MWh, ama en pahalı %10’luk dilim 1.444 TL/MWh’in üzerinde.
Gerçekleşen üretim (UEVM) lisanssız santralleri de kapsıyor ve tabloyu tamamlıyor. Ağustos’ta güneşin üretimdeki payı %14,1; gerçek zamanlı veride görünen %3,5’in yaklaşık dört katı. Güneş üretiminin 3,95 TWh’i lisanssız santrallerden geldi; saatlik güneş üretimi 20.552 MWh ile zirve yaptı (Ağustos 2025: 17.903 MWh). Barajlı hidroelektriğin payı %11,3’ten %22,6’ya çıkarken doğal gazınki %24,3’ten %10,8’e indi.
Tüm GES’lerin üretim profiliyle hesaplanan elde edilen fiyat Ağustos’ta 2.274 TL/MWh, ortalama PTF’nin %78,2’si; yalnızca lisanslı GES profili %81,1 veriyordu. Fark, lisanssız GES üretiminin fiyatın en düşük olduğu öğle saatlerinde daha yoğun olmasından geliyor. Bir yıl önce aynı oran %84,7’ydi.
Ağustos’un gerçekleşen YEKDEM birim maliyeti de açıklandı: 395,30 TL/MWh. Temmuz’da 486,31 TL/MWh’ti. Her iki ay da EPDK’nın Nisan’da öngördüğü değerlerin çok üzerinde: Temmuz’da 2,6, Ağustos’ta 1,8 katı. YEKDEM’i öngörüyle fiyatlayan sabit fiyatlı bir tedarik sözleşmesinde bu fark doğrudan marjdan gider.
Ekim’e bakış
Ekim’in ilk yedi gününde PTF ortalaması 2.341 TL/MWh oldu; 3–4 Ekim hafta sonunda günlük ortalama 1.600 TL/MWh civarına indi. Vadeli Elektrik Piyasası’nda (VEP) Ekim baz yük kontratının günlük gösterge fiyatı Eylül boyunca 2.858,65 TL/MWh’te kaldı.
Dolar/TL kuru, Borsa İstanbul VİOP’ta teslimat ayının son iş günü vadeli USDTRY kontratının 30 Eylül 2026 uzlaşma fiyatıdır; 2027 yılı için Ocak–Aralık 2027 kontratlarının ortalaması alındı. Kasım ve Aralık elektrik kontratlarının gösterge fiyatı Eylül boyunca değişmedi; bu, VEP’te işlem hacminin sınırlı olduğuna işaret ediyor. Dolar/TL vadelileri ise derin bir piyasa: Kasım kontratında 30 Eylül’de 4,0 milyar TL işlem gördü.
Eğri iki şey söylüyor. Kış aylarında fiyatın 3.200–3.600 TL/MWh’e çıkması bekleniyor. Nisan 2027 kontratının 1.105 TL/MWh’de olması ise piyasanın gelecek ilkbaharda da 2026’dakine benzer bir ucuz arz dönemi fiyatladığını gösteriyor.
Dolar/TL vadelileri aynı ayların kurunu 51,48 (Kasım 2026) ile 57,99 (Nisan 2027) arasında fiyatlıyor. Bu kurlarla VEP fiyatları kış aylarında 62–67 $/MWh, Nisan 2027’de 19 $/MWh, 2027 yılı ortalamasında 51 $/MWh ediyor. Eylül’ün gerçekleşen ortalaması 56,6 $/MWh’ti. Yani piyasa, kış için dolar bazında Eylül’ün üzerinde, 2027’nin tamamı için ise altında bir fiyat bekliyor.
Maliyet tarafındaki referanslar Eylül’de değişmedi: GÖP azami fiyatı 4 Nisan 2026’dan bu yana 4.500 TL/MWh; EPDK’nın Nisan’da güncellediği öngörülen YEKDEM maliyeti Eylül için 330,66, Ekim için 332,82 TL/MWh. Ay içinde EPDK, Kuvvet Enerji’ye Erzurum Karaçoban’daki depolamalı GES projesi için 49 yıllık üretim lisansı verdi (Kurul Kararı 14842-12); 2027’de uygulanacak iletim ek ücretine ilişkin karar (14864) 16 Eylül’de Resmî Gazete’de yayımlandı.
Yatırımcı açısından
Eylül’ün dersi, ortalama fiyata bakmanın yetmediği. PTF TL’de bir yıl öncesiyle aynı, ama dolar karşılığı %15 düşük; bir GES’in elde ettiği fiyat ortalamanın %80’inde kaldı ve dengesizliğin maliyeti bir yılda %77 arttı. Aynı ortalama fiyat, üretim profili ve tahmin kalitesi farklı iki varlık için çok farklı gelir demek.
Akşam ile öğle arasındaki farkın açılması, GES’e eklenen depolamanın değerini artırıyor; SFK fiyatları ise bataryalar için GÖP’ten daha büyük bir gelir kalemi gösteriyor. İkisinin kalıcı olup olmayacağını hidrolojinin seyri, kurulacak batarya kapasitesi ve rezerv ihtiyacı belirleyecek. Bu değişkenleri her ay bu raporda izleyeceğiz.
Frekans olarak yönettiğimiz santrallerde bu göstergeleri her ay santral bazında hesaplıyor, teklif ve depolama stratejisini buna göre güncelliyoruz. Yatırım aşamasındaki projelerde ise gelir modelini ortalama fiyatla değil, saatlik fiyat şekli, dolar karşılığı ve dengesizlik maliyetiyle kuruyoruz.
