---
title: "Dengesizlik maliyeti nasıl hesaplanır? GES ve RES için hesaplayın"
url: https://frekansenerji.com/dengesizlik-maliyeti-hesaplama/
lang: tr
description: "Tahmin, gerçekleşen üretim, PTF, SMF ve sistem yönüyle bir saatlik EDM, dengesizlik fiyatı, EDT ve dengesizlik maliyetini 2026 katsayılarıyla (%6/%3) hesaplayın."
---

Analizler / Hesaplama araçları

# Dengesizlik maliyeti nasıl hesaplanır? Santralinizin tek bir saati için hesaplayın

Bir saat için tahmininizi (satılan enerji) ve gerçekleşen üretiminizi, PTF’yi, SMF’yi ve sistem yönünü girin. EDM’yi, dengesizlik fiyatını, EDT’yi ve dengesizlik maliyetini TL ve yüzde olarak 2026 katsayılarıyla hesaplayalım.

Tahmin ve üretim (tek saat)

Tahmin / satış (MWh)

Gerçekleşen üretim, UEVM (MWh)

Tahmin, o saat için GÖP ve GİP’te sattığınız enerjidir. UEVM, uzlaştırmaya esas sayaç ölçümüdür.

Fiyatlar (TL/MWh)

PTF (0–4.500)

SMF (0–4.500)

Sistem yönü

YAL: TEİAŞ net yük alma talimatı verdi, sistem enerji açığında. YAT: net yük atma talimatı verdi, sistem enerji fazlasında.

Sonuç

1.016,00 TL %5,77

Dengesizlik maliyeti (DM) ve DM %

EDM, enerji dengesizlik miktarı +2 MWh (pozitif) UEVM − tahmin

PDF, pozitif dengesizlik fiyatı 1.692,00 TL/MWh MIN(PTF, SMF) × (1 − %6)

EDT, enerji dengesizlik tutarı 3.384,00 TL EDM × dengesizlik fiyatı

DM, dengesizlik maliyeti 1.016,00 TL EDM × PTF − EDT

DM % %5,77 DM / (UEVM × PTF)

Önceki %3 kuralıyla DM 908,00 TL k = l = %3

Sattığınızdan fazla ürettiniz. Sistemle aynı yönde saptığınız için %6 katsayısı uygulanır.

Azami fiyatta ek maliyet PTF veya SMF 4.500 TL/MWh olan azami fiyat limitinde oluştuğunda eksik üretim bu limitin de üzerinde uzlaştırılır: NDF = 4.500 × (1 + k), yani sistemle aynı yönde 4.770, ters yönde 4.635 TL/MWh. Bu saatlerde eksik kalan enerji, azami fiyattan satın almaktan da pahalıya gelir. Fiyat 0 TL/MWh’teyken ise fazla üretim hiç gelir getirmez.

Düşük fiyatlı saatler: V kuralı Negatif dengesizlik fiyatı, Kurul kararıyla belirlenen ve başlangıç değeri 150 TL/MWh olan V’nin altına inemez: NDF = MAX(V, PTF, SMF) × (1 + k). PTF ve SMF’nin ikisi de 150’nin altındayken eksik üretim 150 × (1 + k) fiyatından, yani sistemle aynı yönde 159, ters yönde 154,5 TL/MWh’ten uzlaştırılır; PTF sıfır olsa bile.

[Dengesizlik maliyetinizi konuşalım](https://frekansenerji.com/iletisim/)

Tek bir uzlaştırma dönemi için açıklayıcı hesaplamadır. KÜPST ve santrale verilen dengeleme talimatları dahil değildir.

Yöntem ve analiz

## Dengesizlik nasıl fiyatlanır, 2026’da ne değişti, maliyet nasıl düşürülür

%6

Sistemle aynı yönde sapmada katsayı

%3

Sistemle ters yönde sapmada katsayı

150TL/MWh

NDF’deki V’nin başlangıç değeri

%5

DSG’de bireysel dengesizlik oranı sınırı

Bir santral ertesi günün üretimini Gün Öncesi Piyasası’nda satar, teslimata yakın Gün İçi Piyasası’nda düzeltir. Gerçekleşen üretim satılan miktardan farklı çıktığında aradaki fark dengesizliktir. Rüzgâr ve güneş santrallerinde bu fark hiçbir zaman sıfır olmaz; soru, ne kadar olduğu ve hangi fiyattan uzlaştırıldığıdır.

Dengesizlik maliyeti, satış fiyatının içinde görünmeyen ama her ay uzlaştırma bildirimiyle gelirden düşen bir kalemdir. Bu sayfa, maliyetin nasıl hesaplandığını, 2026’da yürürlüğe giren değişikliği ve maliyeti düşürmenin yollarını örneklerle anlatır.

## Dengesizlik nedir

Her piyasa katılımcısı, her uzlaştırma döneminde sattığı ve aldığı enerji ile fiilen ürettiği veya tükettiği enerji arasındaki farktan sorumludur. Türkiye’de uzlaştırma dönemi bir saattir. Santral sattığından fazla ürettiyse pozitif, az ürettiyse negatif dengesizlik oluşur.

Sistemin kendisi de her saat enerji fazlasında, enerji açığında ya da dengede olur. Bunu TEİAŞ’ın Dengeleme Güç Piyasası’nda verdiği talimatların net yönü belirler. Sistem fazladayken verilen yük atma talimatları sistem marjinal fiyatını (SMF) PTF’nin altına çeker; açıktayken yük alma talimatları SMF’yi PTF’nin üzerine çıkarır.

## Dengesizlik fiyatı nasıl hesaplanır

`NDF (negatif dengesizlik fiyatı) = MAX(V, PTF, SMF) × (1 + kᵤ)` `PDF (pozitif dengesizlik fiyatı) = MIN(PTF, SMF) × (1 − lᵤ)`

PTF piyasa takas fiyatı (GÖP) SMF sistem marjinal fiyatı (DGP) V Kurul kararıyla belirlenen birim fiyat; başlangıç değeri 150 TL/MWh kᵤ, lᵤ uzlaştırma dönemindeki sistem yönüne göre katsayılar

Formülün mantığı basittir: fazla üretilen enerji iki fiyattan düşük olanından, eksik üretilen enerji yüksek olanından satın alınmış ya da satılmış sayılır ve üzerine bir katsayı uygulanır. Dengesizlik bu yüzden her iki yönde de PTF’den satmaya göre kayıptır.

`EDM = UEVM − Tahmin` `EDT = EDM × PDF (EDM > 0) EDT = EDM × NDF (EDM < 0)` `DM = EDM × PTF − EDT` `DM % = DM / (UEVM × PTF)`

EDM enerji dengesizlik miktarı, MWh UEVM uzlaştırmaya esas veriş miktarı, yani ölçülen üretim EDT enerji dengesizlik tutarı, TL DM dengesizlik maliyeti: aynı enerjinin PTF’den satılmasına göre kayıp

## 2026’da ne değişti: sistem yönüne göre katsayılar

1 Ocak 2026’ya kadar k ve l her saatte %3’tü. Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği’nde yapılan değişiklikle katsayılar artık her uzlaştırma döneminde sistemin yönüne göre belirleniyor. Katılımcı sistemle aynı yönde saparsa %6, ters yönde saparsa %3 uygulanıyor.

Tablo 1 2026’dan itibaren dengesizlik katsayıları

| Sistem yönü | Fazla üretim (l) | Eksik üretim (k) |
| --- | --- | --- |
| Enerji fazlası (SMF < PTF) | %6 | %3 |
| Enerji açığı (SMF > PTF) | %3 | %6 |

Katsayılar fiyatın iki ucunda da etkisini sürdürür. PTF ve SMF 150 TL/MWh’in altına indiğinde eksik üretimin fiyatı V’ye dayanır ve 150 × (1 + k) olur; PTF veya SMF azami fiyat limiti olan 4.500 TL/MWh’e ulaştığında ise eksik üretim limitin üzerinde, 4.500 × (1 + k)’dan uzlaştırılır. Aynı uçlarda fazla üretimin fiyatı sıfıra iner ya da 4.500 × (1 − l) olur.

Tablo 2 Fiyatın uç değerlerinde 2026 katsayılarıyla dengesizlik fiyatı

| Durum | Sistemle aynı yönde | Sistemle ters yönde |
| --- | --- | --- |
| Eksik üretim, PTF ve SMF < 150 TL/MWh | 150 × 1,06 = 159 TL/MWh | 150 × 1,03 = 154,5 TL/MWh |
| Eksik üretim, PTF veya SMF = 4.500 TL/MWh | 4.500 × 1,06 = 4.770 TL/MWh | 4.500 × 1,03 = 4.635 TL/MWh |
| Fazla üretim, PTF veya SMF = 0 TL/MWh | 0 TL/MWh | 0 TL/MWh |
| Fazla üretim, PTF ve SMF = 4.500 TL/MWh | 4.500 × 0,94 = 4.230 TL/MWh | 4.500 × 0,97 = 4.365 TL/MWh |

Her iki uç durum aşağıda “Düşük fiyatlı saatler: V kuralı” ve “Azami fiyatlı saatler” bölümlerinde örnekle anlatılmıştır.

16 Eki 2025

DSG dengesizlik oranı EPDK 13869 sayılı kararla dengeden sorumlu gruplarda bireysel dengesizlik oranı sınırı belirlendi.

29 Ara 2025

DUY değişikliği Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği değişikliği 33122 sayılı Resmî Gazete’de yayımlandı.

1 Oca 2026

Yürürlük Sistem yönüne göre %6 / %3 katsayıları ve DSG’de %5 sınırı uygulanmaya başladı.

Katsayılar EPDK Kurul kararıyla belirlenir ve değiştirilebilir. Hesaplamalarda güncel Kurul kararı esas alınmalıdır.

## Dört senaryo, dört farklı fiyat

Aynı saatte bir santralin karşılaşabileceği dört durum vardır. Aşağıdaki tabloda PTF 2.500 TL/MWh, sistem fazladayken SMF 2.000 TL/MWh, açıktayken 3.200 TL/MWh varsayılmıştır.

Tablo 3 Sapma yönüne ve sistem yönüne göre dengesizlik fiyatı

| Durum | Uzlaştırma fiyatı | PTF’ye göre kayıp |
| --- | --- | --- |
| Fazla üretim, sistem fazlada | 1.880 TL/MWh | 620 TL/MWh |
| Fazla üretim, sistem açıkta | 2.425 TL/MWh | 75 TL/MWh |
| Eksik üretim, sistem açıkta | 3.392 TL/MWh | 892 TL/MWh |
| Eksik üretim, sistem fazlada | 2.575 TL/MWh | 75 TL/MWh |

Grafik 1 Sapılan her MWh’in maliyeti

Fazla, sistemle aynı yönde

620

Fazla, sistemle ters yönde

75

Eksik, sistemle aynı yönde

892

Eksik, sistemle ters yönde

75

TL/MWh. PTF 2.500; SMF fazlada 2.000, açıkta 3.200 TL/MWh. Açıklayıcı hesaplamadır.

> Bu örnekte sistemle aynı yönde sapmanın maliyeti, ters yönde sapmanın sekiz ila on iki katı.

Ters yönde sapmak sisteme yardım eder; bu yüzden cezası yalnızca katsayı kadardır. Aynı yönde sapmak sistemin sorununu büyütür; hem PTF ile SMF arasındaki farkı hem de %6 katsayıyı öder. Yenilenebilir santraller için sorun, sapmalarının çoğunlukla sistemle aynı yönde olmasıdır.

## Düşük fiyatlı saatler: V kuralı

Negatif dengesizlik fiyatının formülünde PTF ve SMF’nin yanında üçüncü bir değer bulunur: V. Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği’nde V, başlangıç değeri 150 TL/MWh olan ve Kurul kararıyla belirlenen birim fiyat olarak tanımlanır. NDF, bu üç değerden en yükseği üzerinden hesaplandığı için eksik üretimin fiyatı hiçbir saatte 150 × (1 + k)’nın altına inmez.

Bu kural, güneş üretiminin yüksek olduğu ve PTF’nin sıfıra indiği öğle saatlerinde önem kazanır. Örneğin PTF ve SMF sıfırken sistem enerji fazlasında olsun ve bir GES 2 MWh eksik üretsin. Sapma sistemle ters yönde olduğu için k %3’tür: NDF = 150 × 1,03 = 154,5 TL/MWh. PTF sıfır olduğu halde DM = 2 × 154,5 = 309 TL olur. Aynı saatte fazla üreten santralin PDF’i ise MIN(0, 0) × 0,94 = 0’dır; fazla enerji gelir getirmez.

Tablo 4 Düşük fiyatlı bir saatte dengesizlik (PTF = SMF = 0)

| Durum | Uzlaştırma fiyatı | DM (2 MWh) |
| --- | --- | --- |
| Eksik üretim, sistem fazlada (k = %3) | 154,5 TL/MWh | 309 TL |
| Eksik üretim, sistem açıkta (k = %6) | 159 TL/MWh | 318 TL |
| Fazla üretim | 0 TL/MWh | 0 TL |

Uzlaştırmada negatif dengesizlik için saat içindeki DGP dönemlerinin en yüksek SMF’si (SMF\_N), pozitif dengesizlik için en düşük SMF’si (SMF\_P) kullanılır. Hesaplayıcı saat için tek bir SMF değeriyle çalışır.

## Azami fiyatlı saatler: limitin üzerinde uzlaştırma

GÖP ve DGP’de verilebilecek en yüksek fiyat, EPDK’nın 14459 sayılı kararıyla 4 Nisan 2026’dan itibaren 4.500 TL/MWh’tir. Bu, enerjiyi piyasada satabileceğiniz ya da satın alabileceğiniz en yüksek fiyattır. Dengesizlik fiyatı ise bu limitle sınırlı değildir: NDF, PTF ve SMF’nin en yükseğine (1 + k) katsayısını uygular. PTF veya SMF azami fiyattayken eksik üretim 4.500 × (1 + k) üzerinden, yani limitin de üzerinde uzlaştırılır.

`NDF (azami fiyatta) = 4.500 × (1 + k)` `Sistemle aynı yönde (k = %6) → 4.770 TL/MWh` `Sistemle ters yönde (k = %3) → 4.635 TL/MWh`

4.500 GÖP ve DGP azami fiyat limiti (EPDK 14459, 4 Nisan 2026’dan itibaren) k sistem yönüne göre negatif dengesizlik katsayısı

Bu saatler genellikle talebin yüksek, rüzgârın veya güneşin zayıf olduğu kış ve yaz akşamlarıdır. Sistem enerji açığındadır ve eksik üreten santral sistemle aynı yönde sapmış olur. Böyle bir saatte eksik kalan her MWh, piyasadaki en yüksek fiyattan 270 TL daha pahalıya gelir.

Örnek: bir RES saat 19:00 için 30 MWh satmış, rüzgâr beklenenden zayıf kalmış ve 24 MWh üretmiş olsun. PTF ve SMF 4.500 TL/MWh’te, sistem enerji açığında (YAL). EDM = 24 − 30 = −6 MWh. NDF = 4.500 × 1,06 = 4.770 TL/MWh. EDT = −6 × 4.770 = −28.620 TL. DM = −6 × 4.500 − (−28.620) = 1.620 TL ve DM % = 1.620 / (24 × 4.500) = %1,5.

Tablo 5 Azami fiyatlı bir saatte dengesizlik (PTF = SMF = 4.500 TL/MWh)

| Durum | Uzlaştırma fiyatı | PTF’ye göre fark |
| --- | --- | --- |
| Eksik üretim, sistem açıkta (k = %6) | 4.770 TL/MWh | +270 TL/MWh |
| Eksik üretim, sistem fazlada (k = %3) | 4.635 TL/MWh | +135 TL/MWh |
| Fazla üretim, sistem açıkta (l = %3) | 4.365 TL/MWh | −135 TL/MWh |
| Fazla üretim, sistem fazlada (l = %6) | 4.230 TL/MWh | −270 TL/MWh |

Grafik 2 Azami fiyatlı saatte 1 MWh’in fiyatı

Piyasada satış ve alış tavanı

4.500

Eksik üretim, sistemle ters yönde

4.635

Eksik üretim, sistemle aynı yönde

4.770

TL/MWh. Azami fiyat 4.500 TL/MWh; 2026 katsayıları.

DM yüzdesi bu saatlerde düşük görünür, çünkü PTF ile NDF arasındaki fark yalnızca katsayı kadardır. Karşılaştırma için: PTF 2.500, SMF 3.000 TL/MWh olan ve sistemin açıkta olduğu bir saatte aynı 6 MWh’lik açık 6 × (3.180 − 2.500) = 4.080 TL tutar. Azami fiyatlı saatin farkı başka yerdedir: eksik kalan her MWh için ödenen 4.770 TL, piyasada hiçbir alıcının ödeyemeyeceği ve hiçbir satıcının alamayacağı bir fiyattır.

Bu nedenle azami fiyatlı saatlerde açığı GİP’te kapatmak, enerji azami fiyattan alınsa bile dengesizliğe bırakmaktan MWh başına 135 ila 270 TL ucuzdur. Santral pozisyonunu akşam saatlerine girmeden güncellemek, tahmin sapmasının en pahalı fiyattan uzlaştırılmasını önler.

Örnek fiyatlar varsayımdır. Azami fiyat limiti Kurul kararıyla değişebilir; hesaplamalarda güncel karar esas alınmalıdır.

## Örnek 1: Güneşli bir öğlen

Bir GES saat 12:00 için 6 MWh satmış ama bulutların beklenenden erken dağılmasıyla 8 MWh üretmiş olsun. Bölgedeki diğer GES’ler de aynı anda fazla ürettiği için sistem enerji fazlasındadır. PTF 2.200, SMF 1.800 TL/MWh olsun.

EDM +2 MWh’tir ve PDF = 1.800 × 0,94 = 1.692 TL/MWh olur. EDT 3.384 TL, PTF’den satılsaydı 4.400 TL; DM 1.016 TL ve DM % = 1.016 / (8 × 2.200) = %5,77. Bu, hesaplayıcının varsayılan senaryosudur. Aynı sapma 2025 kuralıyla 1.800 × 0,97 = 1.746 TL/MWh’ten uzlaştırılır ve kayıp 908 TL olurdu.

## Örnek 2: Rüzgârın akşam erken düşmesi

Bir RES saat 20:00 için 30 MWh satmış ama rüzgâr beklenenden erken zayıflamış ve 22 MWh üretmiş olsun. Akşam talebi yüksek, sistem enerji açığındadır. PTF 3.100, SMF 3.800 TL/MWh olsun.

Eksik 8 MWh, 3.800 × 1,06 = 4.028 TL/MWh’ten satın alınmış sayılır. PTF’ye göre fark MWh başına 928 TL, toplamda tek saatte 7.424 TL’dir. Bu tutar, santralin o saatteki satış gelirinin yaklaşık %8’ine denk gelir.

Örnek 1 ve 2’deki fiyatlar varsayımdır; gerçek değerler saatten saate değişir.

## Örnek 3: Portföy netleşmesi

Aynı saat için iki santral düşünelim. Bir GES 8 MWh satmış ama 6 MWh üretmiş; bir RES 5 MWh satmış ama 7 MWh üretmiş. Sistem enerji fazlasında, PTF 2.500, SMF 2.000 TL/MWh.

Tablo 6 Aynı saatte iki santralin dengesizlik maliyeti

| Durum | GES (−2 MWh) | RES (+2 MWh) | Toplam |
| --- | --- | --- | --- |
| Ayrı ayrı | 150 TL | 1.240 TL | 1.390 TL |
| Aynı portföyde | 0 TL | 0 TL | 0 TL |

Grafik 3 İki santralin dengesizlik maliyeti

Ayrı ayrı uzlaştırma

1.390

Portföyde netleşme

0

TL, tek saat. Açıklayıcı hesaplamadır.

Ayrı ayrı uzlaştırıldığında GES ters yönde saptığı için yalnızca %3 öder; RES ise sistemle aynı yönde saptığı için hem fiyat farkını hem %6 katsayıyı öder. Aynı portföyde sapmalar birbirini sıfırlar ve dengesizlik oluşmaz. Gerçek bir portföyde sapmalar bu kadar düzgün birbirini götürmez, ama portföy büyüdükçe ve kaynaklar çeşitlendikçe netleşme payı artar.

Dengeden sorumlu gruplarda 2026’dan itibaren bireysel dengesizlik oranı %5’i aşan katılımcının dengesizliği kendisine yansıtılıyor. Toplayıcılık Faaliyeti Yönetmeliği ise toplayıcıya portföy düzeyinde dengesizlik ve KÜPST sorumluluğu veriyor.

## Aylık tabloda dengesizlik

Saatlik maliyetler ay boyunca birikir. Tipik bir yenilenebilir santral düşünelim: aylık 3.000 MWh üretim, %10 ortalama sapma, sapmaların yarısı fazla yarısı eksik ve %60’ı sistemle aynı yönde.

Tablo 7 Varsayılan senaryoda aylık dengesizlik maliyeti

| Kural | Aylık maliyet | Üretilen MWh başına |
| --- | --- | --- |
| Önceki kural (%3 / %3) | 131.040 TL | 43,68 TL/MWh |
| 2026 kuralı (%6 / %3) | 145.080 TL | 48,36 TL/MWh |
| 2026, portföyde %30 netleşme | 101.556 TL | 33,85 TL/MWh |

Grafik 4 Varsayılan senaryoda aylık dengesizlik maliyeti

Önceki kural

131.040

2026 kuralı

145.080

2026, portföyde

101.556

TL. Açıklayıcı hesaplamadır.

Varsayımlar: PTF 2.500; SMF fazlada 2.000, açıkta 3.200 TL/MWh; V 150 TL/MWh; KÜPST hariç. 2026 kuralı bu senaryoda maliyeti %10,7 artırıyor.

## KÜPST: dengesizliğin ötesindeki ikinci maliyet

Enerji dengesizliğine ek olarak üretim tesisleri, kesinleştirilmiş üretim planından sapmaları için Kesinleştirilmiş Üretim Planından Sapma Tutarı (KÜPST) öder. Kaynak türüne göre Kurul kararıyla belirlenen tolerans bandının içindeki sapmalar bedelsizdir; bandı aşan sapmalar ayrı bir bedelle faturalanır. KÜPST tesise ve plana özgü hesaplandığı için bu hesaplayıcıya dahil edilmemiştir.

## Dengesizlik maliyeti nasıl düşürülür

Tablo 8 Dengesizlik maliyetini düşürmenin yolları

| Yöntem | Mekanizma | Etkisi |
| --- | --- | --- |
| Tahmin güncelleme ve GİP | GÖP’ten sonra güncellenen tahminle pozisyonu teslimattan 60 dakika öncesine kadar düzeltmek | Dengesizliğe kalan miktarı azaltır |
| Portföy netleşmesi | DSG veya toplayıcı portföyünde ters yönlü sapmaların birbirini sönümlemesi | Uzlaştırılan net dengesizliği azaltır |
| Sistem yönünü izlemek | Sistemin fazla veya açık olacağı saatleri öngörerek pozisyon almak | Aynı yönde sapmanın payını düşürür |
| Depolama | Bataryayla tahmin hatasını gerçek zamanda kapatmak | Sapmayı kaynağında azaltır |
| Hibrit kaynak | Farklı profilli kaynakları aynı bağlantıda birleştirmek | Toplam sapmayı dengeler |

## Yatırımcı açısından

Dengesizlik, fizibilite modellerinde çoğu zaman sabit bir yüzde olarak varsayılır. 2026 kuralıyla bu varsayım daha da yanıltıcı hale geldi: maliyet artık sapmanın büyüklüğüne değil, sistemle aynı yönde olup olmadığına bağlı. Aynı tahmin hatasına sahip iki santral, portföylerine ve sapma zamanlarına göre çok farklı maliyetle karşılaşabilir.

Bu nedenle tahmin kalitesi, gün içi işlem kapasitesi ve portföy yapısı artık doğrudan gelir kalemi. Dengesizlik maliyetini yönetmek, satış fiyatını birkaç yüzde puan artırmakla aynı etkiyi yaratabilir.

Özetle

01 Dengesizlik, satılan ve üretilen enerji arasındaki farktır ve PTF ile SMF’ye bağlı bir fiyattan saatlik uzlaştırılır.

02 Eksik üretim MAX(V, PTF, SMF) × (1 + k), fazla üretim MIN(PTF, SMF) × (1 − l) fiyatından uzlaştırılır.

03 1 Ocak 2026’dan itibaren sistemle aynı yönde sapmanın katsayısı %6, ters yönde %3’tür.

04 Maliyetin büyük bölümünü sistemle aynı yöndeki sapmalar oluşturur; yenilenebilir santrallerin sapmaları çoğunlukla bu yöndedir.

05 Tahmin güncelleme, GİP işlemleri ve portföy netleşmesi maliyeti doğrudan düşürür; KÜPST ayrıca hesaplanır.

Frekans olarak santrallerin dengesizliğini tahmin, gün içi işlem ve portföy netleşmesiyle birlikte yönetiyoruz. Santralinizin saatlik üretim ve uzlaştırma verileriyle gerçek dengesizlik maliyetinizi çıkarıp portföyde ne kadar düşebileceğini birlikte hesaplayabiliriz.

Kaynaklar Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği, md. 101 ve 110 DUY değişikliği, Resmî Gazete 29 Aralık 2025, sayı 33122 EPDK, dengesizlik katsayılarına ilişkin Kurul kararları (2026) EPDK Kurul Kararı 13869 (16 Ekim 2025), DSG dengesizlik oranı Elektrik Piyasasında Toplayıcılık Faaliyeti Yönetmeliği (Resmî Gazete, 17 Aralık 2024, sayı 32755) EPİAŞ Şeffaflık Platformu, PTF ve SMF verileri Son güncelleme: 6 Ekim 2026

Dil