Dengesizlik maliyeti nasıl hesaplanır? Santralinizin tek bir saati için hesaplayın

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

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.

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.

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.

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

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.

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

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.

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.

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.

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

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.

Grafik 3 İki santralin dengesizlik maliyeti

Ayrı ayrı uzlaştırma

1.390

Portföyde netleşme

0

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.

Grafik 4 Varsayılan senaryoda aylık dengesizlik maliyeti

Önceki kural

131.040

2026 kuralı

145.080

2026, portföyde

101.556

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

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.

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.