Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 Tarihli ve 11511, 11513, 11520, 11521, 11522, 11523, 11528, 11529-1, 11529-2, 11529-3, 11529-4, 11529-5, 11529-6, 11529-7, 11529-8, 11529-9, 11529--10, 11529-11, 11529-12, 11529-13, 11531, 11532, 11537, 11538 Sayılı Kararları
KURUL KARARLARI | 2022-12-30

30 Aralik 2022 CUMA 
Resmî Gazete 
Sayı : 32059 (2. Mükerrer)
KURUL KARARLARI 
Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11511
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında; Doğal Gaz Piyasası Tarifeler Yönetmeliği, Doğal Gaz Dağıtım Şirketleri İçin Tarife Hesaplama Usul ve Esasları (Metodoloji) ve ilgili mevzuat uyarınca 17/02/2004 tarihli ve DAG/299-13/043numaralı lisans sahibi İgdaş İstanbul Gaz Dağıtım Sanayi ve Ticaret Anonim Şirketi’nin (Şirket) üçüncü tarife uygulama dönemi perakende satış tarifelerine yönelik aşağıdaki Kararın alınmasına ve söz konusu Kararın Resmi Gazete'de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine karar verilmiştir.

MADDE 1- (1) Şirket'in tarife hesaplamalarına esas 2022 yılı başı Düzenlenmiş Varlık Tabanı 1.724.301.340 TL olarak belirlenmiştir.

MADDE 2- (1) Şirket'in tarife uygulama dönemi öngörülen şebeke yatırım tutarı olarak aşağıdaki değerler dikkate alınır.


MADDE 3- (1) Şirket'in perakende satış tarifelerine yönelik hesaplamalar, Ek'te yer alan veriler kullanılarak yapılmıştır.

(2) Şirket'in uygulayacağı sistem kullanım bedelleri, aşağıdaki tabloda müşteri grubu bazında 2023 yılı Ocak ayı için üst sınır fiyat olarak belirlenen birim bedelleri geçemez.
Yıllık Tüketim Miktarı: 0-100.000 Sm³
Sistem Kullanım Bedeli (TL/Sm³): 0,480706

Yıllık Tüketim Miktarı: 100.001-1.000.000 Sm³
Sistem Kullanım Bedeli (TL/Sm³): 0,130966

Yıllık Tüketim Miktarı: 1.000.001-10.000.000 Sm³
Sistem Kullanım Bedeli (TL/Sm³): 0,079641

Yıllık Tüketim Miktarı: 10.000.001-100.000.000 Sm³
Sistem Kullanım Bedeli (TL/Sm³): 0,055788

Yıllık Tüketim Miktarı: 100.000.001 Sm³ ve üzeri
Sistem Kullanım Bedeli (TL/Sm³): 0,025292
(3) İkinci fikrada 2023 yılı Ocak ayı için belirlenen sistem kullanım bedeli üst sınırlarının aylık güncellemesi Metodoloji'nin 26 ncı maddesi uyarınca yapılır.
(4) Şirket'in bir tedarikçiden doğal gaz alan serbest tüketiciler için uygulayacağı sistem kullanım bedeli, ilgili müşteri grubu için ilgili ayda geçerli olan sistem kullanım bedeli üst sinırıni geçemez.

(5) Şirket'in doğal gaz satışı yaptığı müşterilerine uygulayacağı perakende satış fiyatı;her ay, Özel Tüketim Vergisi dâhil doğal gaz alım fiyatına ilgili müşteri grubu için ilgili ayda geçerli olan sistem kullanım bedeli üst sınırının ilavesiyle bulunan fiyatı geçemez.

MADDE 4- (1) Bu Karara göre belirlenecek fiyatlara Katma Değer Vergisi dâhil değildir.
MADDE 5- (1) Bu Karar, 01/01/2023 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 6- (1) Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.

EK- Parametreler Tablosu (İgdaş İstanbul Gaz Dağıtım Sanayi ve Ticaret Anonim Şirketi 

 B B IA  B  TS  TT 
DAAES: neadnadeealmea apasan

DAAES: 2022 Başı Fiyatları

DAAES: Vergi Ödeme Durumuna Göre Bağlanti Gelirleri

DAAES: Tarifeye Esas Net Yahrım Harcaması (TNYc)

DAAES: İtfa

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Dönem Başı Varlık Tabanı
2022: 1.724.301.340
2023: 1.844.339.672
2024: 1.996.341.062
2025: 2.187.692.279
2026: 2.321.274.907

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Tarifeye Esas Öngörülen Net Yatırım Tutarı (TNYö)
2022: 310.701.723
2023: 358.982.152
2024: 417.300.168
2025: 376.652.130
2026: 313.276.329

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Ítfa
2022: 190.663.391
2023: 206.980.762
2024: 225.948.951
2025: 243.069.502
2026: 257.309.336

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Dönem Sonu Varlık Tabanı
2022: 1.844.339.672
2023: 1.996.341.062
2024: 2.187.692.279
2025: 2.321.274.907
2026: 2.377.241.900

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Ortalama Düzenlenmiş Varlık Tabanı (ODVT)
2022: 1.784.320.506
2023: 1.920.340.367
2024: 2.092.016.670
2025: 2.254.483.593
2026: 2.349.258.403

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Makul Getiri Tutarı
2022: 221.737.509
2023: 238.640.697
2024: 259.974.912
2025: 280.164.676
2026: 291.942.342

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Yatırım Bileşeni
2022: 412.400.900
2023: 445.621.459
2024: 485.923.863
2025: 523.234.178
2026: 549.251.677

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Uvumlastıriılmis Teknoloji Gideri
2022: 98.238.148
2023: 97.676.919
2024: 97.185.089
2025: 96.[TELEFON]: 95.750.914

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Uyumlaştırılmış Kira Gideri
2022: 59.891.672
2023: 59.[TELEFON]: 59.249.667
2025: 58.855.441
2026: 58.375.310

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Verimlilik Parametresi Uygulanmış İşletme Giderleri
2022: 993.228.398
2023: 987.[TELEFON]: 982.[TELEFON]: 976.043.795
2026: 968.081.428

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): ARGE Bütçesi
2022: 9.932.284
2023: 9.875.541
2024: 9.825.815
2025: 9.760.438
2026: 9.680.814

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Düzenlenmiş İşletme Giderleri
2022: 1.338.453.898
2023: 1.346.234.751
2024: 1.309.211.104
2025: 1.357.[TELEFON]: 1.333.654.459

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Diğer Gelirler
2022: 52.831.536
2023: 53.[TELEFON]: 54.220.892
2025: 54.858.551
2026: 55.419.664

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Tarifeye Esas İşletme Giderleri
2022: 1.285.622.362
2023: 1.292.731.275
2024: 1.254.990.213
2025: 1.302.733.647
2026: 1.278.234.795

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): İşletme Sermayesi Gideri
2022: 14.195.414
2023: 14.273.908
2024: 13.857.184
2025: 14.384.351
2026: 14.113.843

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): İşletme Gideri Bileşeni
2022: 1.299.817.775
2023: 1.307.005.183
2024: 1.268.847.396
2025: 1.317.117.997
2026: 1.292.348.637

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): CNG/LNG Farkı Öngörüsü
2022: 0
2023: 0
2024: 0
2025: 0
2026: 0

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Yatırım Düzeltme Bileseni
2022: 0
2023: 0
2024: 0
2025: 0
2026: 0

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): İsletme Giderine Yönelik Düzeltmeler
2022: 0
2023: 0
2024: 0
2025: 0
2026: 0

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): CNG/LNG Farkına Yönelik Düzeltme
2022: 0
2023: 0
2024: 0
2025: 0
2026: 0

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Yıllık Gelir Gereksinimi
2022: 1.712.218.676
2023: 1.752.626.642
2024: 1.754.771.259
2025: 1.840.352.176
2026: 1.841.600.315

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Gelir Farkı Sonrası Gelir Gereksinimi (01.01.2023 itibariyle - TL)
2022: 0
2023: 2.809.910.074
2024: 2.847.893.870
2025: 2.890.266.619
2026: 2.918.025.881

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Düzeltmeye Tabi İşletme Gideri Öngörüleri (2022 başı - TL)
2022: 2022
2023: 2023
2024: 2024
2025: 2025
2026: 2026

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Isitma Gazi
2022: 73.953.958
2023: 72.681.282
2024: 73.376.391
2025: 74.151.820
2026: 74.659.819

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Gaz Alim Damga Vergisi
2022: 2.407.117
2023: 2.407.117
2024: 2.407.117
2025: 2.407.117
2026: 2.407.117

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Kokulandırma Gideri
2022: 4.035.228
2023: 3.965.786
2024: 4.003.714
2025: 4.046.024
2026: 4.073.743

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Fiziksel Değişken Öngörüleri
2022: 2022
2023: 2023
2024: 2024
2025: 2025
2026: 2026

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Hat Uzunluğu Değisimi (%) (Uygulama Dönemi Başına Göre)
2022: 4,0%
2023: 8,4%
2024: 13,4%
2025: 18,0%
2026: 21,8%

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Müşteri Sayısı Değişimi (%) (Uygulama Dönemi Başına Göre)
2022: 2,5%
2023: 4,3%
2024: 5,9%
2025: 7,4%
2026: 8,7%

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): İlave İlçe Sayısı (Adet)
2022: 0
2023: 0
2024: 0
2025: 0
2026: 0

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): t
2022: 0
2023: 0
2024: 0
2025: 0
2026: 0

Tarife Uygulama Dönemi Hesaplamalarına İlişkin Detaylar (2022 başı - TL): Perivodik Muavene ve Savac Kalibrasyon Giderine Esas Savac Savisı (Adet)
2022: 347.847
2023: 446.591
2024: 225.158
2025: [TELEFON]: 491.042

Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Kalan Tüketim Öngörüsü: 0-100.000 Sm³
2023: 5.416.237.913
2024: 5.495.254.600
2025: 5.583.401.511
2026: 5.641.148.371

Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Kalan Tüketim Öngörüsü: 100.001-1.000.000 Sm³
2023: 891.863.039
2024: 891.863.039
2025: 891.863.039
2026: 891.863.039

Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Kalan Tüketim Öngörüsü: 1.000.001-10.000.000 Sm³
2023: 619.337.696
2024: 619.337.696
2025: 619.337.696
2026: 619.337.696

Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Kalan Tüketim Öngörüsü: 10.000.001-100.000.000 Sm³
2023: 210.143.412
2024: 210.143.412
2025: 210.143.412
2026: 210.143.412

Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Kalan Tüketim Öngörüsü: 100.000.001 Sm³ ve üzeri
2023: 1.124.471.097
2024: 1.124.471.097
2025: 1.124.471.097
2026: 1.124.471.097

Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Kalan Tüketim Öngörüsü: TOPLAM
2022: o
2023: 8.262.053.157
2024: 8.341.069.844
2025: 8.429.216.755
2026: 8.486.963.615

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11513
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında; 6446 sayılıElektrik Piyasası Kanunu'nun 17 nci maddesi kapsamında, 1/1/2023 tarihinden geçerli olmak üzere, Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜA$) tarafindan uygulanacak aktif elektrik enerji toptan satış tarifesi hakkında;
1) Dağıtım şirketlerine teknik ve teknik olmayan kayıp enerji kapsamında yapılan satışlarda 50,0000 kr/kWh uygulanmasına,
2) Dağıtım şirketlerine genel aydınlatma kapsamında yapılan satışlarda 380,0000kr/kWh uygulanmasına,
karar verilmiştir.

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11520
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında; aşağıdaki Doğal Gaz İletim Lisansı Sahibi Şirketlerin Tarifelerine Esas Gelir Tavanlarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına İlişkin Usul ve Esasların kabul edilerek Resmi Gazete'de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
DOĞAL GAZ İLETİM LİSANSI SAHİBİ ŞİRKETLERİN TARİFELERİNE ESAS GELİR TAVANLARININ BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA İLİŞKİN USUL VE ESASLAR 
MADDE 1- 30/10/2013 tarihli ve 28806 sayilı Resmi Gazete'de yayımlanan Doğal Gaz İletim Lisansı Sahibi Şirketlerin Tarifelerine Esas Gelir Tavanlarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esasların 14 üncü maddesine aşağıdaki fikra eklenmiştir.

“(5) Yıllık gelir gereksinimi hesaplamalarına esas teşkil eden düzenlenmiş işletme giderleri içerisinde yer alan ve Kurul tarafindan kontrol edilemeyen mahiyette olduğuna karar verilen işletme gideri kalemlerinde tarife uygulama dönemi içerisinde meydana gelen değişiklikler, 15 inci madde uyarınca yapılan gelir tavanı hesaplamalarında dikkate alınır. Söz konusu değişikliklerin tespitinde dikkate ahnacak parametreler Kurul tarafından ayrica belirlenir."
MADDE 2- Aynı Usul ve Esasların 15 inci maddesinin birinci fikrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

“(1) İletim şirketinin her tarife yılı için belirlenecek iletim ve sevkiyat kontrolüne ilişkin birim bedellerin hesaplanmasında Eșitlik (10)’a göre hesaplanan gelir tavanı esas alınır.
\mathrm{GT}_{t}=\mathrm{GGG}_{t}*(1-\mathrm{X}_{t})+\mathrm{K}_{t}\mathrm{GB}_{t}+\mathrm{GFDB}_{t}
t : Tarife Uygulama Dönemindeki her bir Tarife Yıhıni,
GT, : t Tarife Yilı Gelir Tavanimi,
GGG, : t Tarife Yılına ilişkin Eşitlik (11)’e göre hesaplanan güncellenmiş Gelir Gereksinimini,X.: t Tarife Yılıi için uygulama dönemi başıda belirlenen verimlilik parametresini.
KİGB, : t tarife yılı gelir tavanı hesaplamalarında dikkate alnacak ve 14 üncü maddenin beşinci fikrası kapsamında tespit edilen kontrol edilemeyen işletme giderlerinde meydana gelen sapmayi,GFDB, : t Tarife Yıli için Eșitlik (12)’e göre hesaplanan Gelir Farkı Düzeltme Bileşenini gösterir."
MADDE 3- Bu Usul ve Esaslar 1/1/2023 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihínde yürürlüğe girer.

MADDE 4- Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanıyürütür.

(10)

Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11521
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasasi Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında; 03/10/2013 tarihli ve 4638-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen “Doğal Gaz İletim Lisansı Sahibi Şirketlerin Tarifelerine Esas Gelir Tavanlarmm Belirlemmesine İlişkin Usul ve Esaslar" çerçevesinde 23/05/2003 tarihli ve DÍL/148-17/021 numarah iletim lisansı sahibi Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim Şirketi’nin (BOTAş) dördüncü tarife uygulama dönemine ilişkin iletim ve sevkiyat kontrol tarifelerine esas yıllık gelir gereksinimlerinin belirlenmesine yönelik aşağıdaki Kararın alınmasıa ve Resmi Gazetede yayımlanmak üzere Cumhurbașkanlığına gönderilmesine.
karar verilmiştir.
MADDE 1- BOTAŞ'ın iletim ve sevkiyat kontrol tarifelerine ilişkin dördüncü tarife uygulama dönemi 2023-2025 olarak belirlenmiştir.

MADDE 2- BOTA$'ın dördüncü tarife uygulama dönemine ilişkin reel makul getiri oranı % 12,37(vergi öncesi), net reel makul getiri oranı % 11,649 (vergi öncesi) olarak belirlenmiştir.
MADDE 3- BOTAŞı dördüncü tarife uygulama dönemine ilişkin yıllık yatırım tavanı aşağıdaki tutarlar olarak onaylanmustır.

2023: 2.972.980.652
2024: 12.845.869.187
2025: 1.546.892.118
1 Bu tutarlar $\mathrm{Yi}-\mathrm{UFE}=1780.05$ fiyatlarıyladır.
MADDE 4- (1) BOTAŞ'm dördüncü tarife uygulama dönemine ilişkin hesaplamalar, Ek'te yer alan parametreler kullanılarak yapılmıştır.

(2) BOTAŞ’m dördüncü tarife uygulama dönemine ilişkin yıllk gelir gereksinimleri aşağıdaki tutarlar olarak onaylanmıştır.

2023: 14.895.493.164
2024: 15.629.628.382
2025: 16.113.389.132
1Bu tutarlar Yi-ÜFE = 1780,05 fiyatlarıyladır 
MADDE 5- BOTAŞ’ın dördüncü dördüncü tarife uygulama dönemine ilişkin kontrol edilemeyen işletme giderleri aşağıdaki tutarlar olarak onaylanmıştır.

2023: 3.809.[TELEFON]: 3.465.999.800
2025: 3.465.999.800
1Bu tutarlar Yi-ÜFE = 1780,05 fiyatlarıyladır.
MADDE 6- Bu Karar 01/01/2023 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 7- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EK  Parametreler Tablosu (Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim Şirketi).

EK- PARAMETRELER TABLOSU (BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA ANONİM ŞİRKETİ)
Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Tarife Yılı Başı Düzenlenmiş Varlık Tabanı (DVT)
2023: 43.198.833.522
2024: 42.460.361.652
2025: 51.010.875.171

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Öngörülen Şebeke Yatırım Tutarı (ŞHDV dåhil)
2023: 2.972.980.652
2024: 12.845.869.187
2025: 1.546.892.118

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Nominal Düzenlenmiş Varlık Tabanı
2023: 81.651.955.485
2024: 94.497.824.672
2025: 96.044.716.790

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Yatırımlarım Îtfası
2023: 3.711.452.522
2024: 4.295.355.667
2025: 4.365.668.945

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Tarife Yih Sonu DVT
2023: 42.460.361.652
2024: 51.010.875.171
2025: 48.192.098.344

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Tarifeye Esas Düzenlenmiş Varlık Tabanı (ODVT)
2023: 42.829.[TELEFON]: 46.735.618.412
2025: 49.601.486.758

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Îletim Stoku Maliyeti
2023: 7.892.269.935
2024: 8.203.293.990
2025: 8.629.942.850

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Reel Makul Getiri Oranı
2023: 12.37%
2024: 12,37%
2025: 12,37%

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Net Reel Makul Getiri Orani
2023: 11,649%
2024: 11,649%
2025: 11,649%

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Makul Getiri Tutarı
2023: 5.908.[TELEFON]: 6.399.833.906
2025: 6.783.379.235

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Düzenlenmiş İşletme Giderleri
2023: 5.549.612.177
2024: 5.211.977.043
2025: 5.241.583.126

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: AR-GE Tutari
2023: 55.496.122
2024: 52.119.770
2025: 52.415.831

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Ar-Ge Dähil Düzenlenmis İşletme Giderleri
2023: 5.605.108.299
2024: 5.264.096.814
2025: 5.293.998.957

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Yatırım Farkı Düzeltme Bileşeni
2023: -329.658.004
2024: -329.658.004
2025: -329.658.004

Gelir Gereksinimine Esas Parametreler: Yıllık Gelir Gereksinimi
2023: 14.895.493.164
2024: 15.629.628.382
2025: 16.113.389.132

Enerji Piyasasi Düzenleme Kurmundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11522
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantisında; 03/10/2013tarihli ve 4638-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen “Doğal Gaz İletim Lisansı Sahibi Şirketlerin Tarifelerine Esas Gelir Tavanlarmn Belirlenmesine Ilişkin Usul ve Esaslar”çerçevesinde 23/05/2003 tarihli ve DÍL/148-17/021 numaralı iletim lisansı sahibi Boru HatlarıÎle Petrol Taşıma Anonim Şirketi'nin (BOTA$) 2023-2025 tarife uygulama dönemine ilişkin ekteki Yöntem Bildiriminin onaylanmasına ve söz konusu Kararın Resmî Gazete'de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
EK-Yöntem Bildirimi.

DÖRDÜNCÜ TARİFE UYGULAMA DÖNEMÍNE İLİŞKÍN  YÖNTEM BİLDİRİMİ

1. GİRİŞ
Dördüncü Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Yöntem Bildirimi (Yöntem Bildirimi) doğal gaz piyasası mevzuatı esas alınarak hazırlanmıştır. Bu dokümanda, Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim Şirketinin (BOTA$) iletim ve sevkiyat kontrol tarifelerinin belirlenmesinde ve uygulanmasında izlenen yöntem açıklanmaktadır.

Bu Yöntem Bildirimi, 03/10/2013 tarihli ve 4638-1 sayılı Kurul Kararı eki ‘Doğal Gaz İletim Lisansı Sahibi Şirketlerin Tarifelerine Esas Gelir Tavamlarımm Belirlemmesine İlişkin Usul Ve Esaslar" (Metodoloji) kapsamında belirlenen 01/01/2023 tarihinde başlayan dördüncüuygulama dönemi boyunca geçerlidir. Ancak, ilgili Yöntem Bildiriminin sunulmasi aşamasında öngörülmeyen durumların ortaya çıkması veya piyasadaki gelişmelerin Yöntem Bildiriminde değişiklik yapılmasını gerekli kılması durumunda Kurul tarafindan resen veya BOTAŞ’ın talebi üzerine Kurul onayı ile değişiklik yapılması mümkündür.
Íletim tarifelerinde giriş-çıkış sistemi esas alımnmakta olup tarifeler kapasite ve hizmet bedellerinden oluşur. Kapasite bedelleri; 18 giriş noktasi, 1 çıkış noktası ve 3 ihracat çıkişnoktası için belirlenerek ilgili noktalar için rezerve edilen kapasiteye uygulanır. Ancak, girişnoktaları ve ihracat çıkiş noktaları için rezerve edilen kapasiteler konsolide edilmek suretiyle tek bir giris kapasite bedeli ve tek bir ihracat çıkiş bedeli belirlenir ve ilgili noktalar için rezerve edilen kapasiteye uygulanır. Tüm giriş ve ihracat çikış noktaları için tek bir girişkapasite bedeli ile tek bir ihracat çıkış bedeli belirlendiği için dönem içerisinde yeni giriş ya da ihracat çıkış noktaları oluşması durumunda herhangi bir revizyon yapılmasına gerek bulunmamaktadır.

Sistemde taşıan gaz miktarına uygulanmak üzere ülke genelinde geçerli olan hizniet bedeli belirlenir.

Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu (Kuruf) tarafndan tarife uygulama döneminin her bir yıli için onaylanan gelir tavanlarmnın %45'i kapasite bedelleri, %55'i ise hizmet bedeli ile karşılanir.

Bu dokümanda sevkiyat kontrol bedelleri olarak, BOTAş İletinı Şebekesi İşleyişDüzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞiD) uyarmca dengesizlik, düzensizlik, hizmet kesintisi,kesinti dengeleme ve asgari basinç bedellerine yönelik hesaplama metodolojisine yer verilmiştir.

Bu dokümanda geçen;
Kış Dönemi; 1 Kasım günü saat 08:00da başlayıp 1 Nisan günü saat 08:00da sona eren dönemi 

Ara Dönem; Nisan. Eylül ve Ekim aylarımı içeren dönemi,
Yaz Dönemi; 1 Mayıs günü saat 08:00'da başlayıp 1 Eylül günü saat 08:00'da sona eren dönemi 

ifade eder.

2. İLETİM TARİFELERİ
Kapasite ve hizmet bedellerinden oluşan iletim tarifeleri aşağıdaki șekilde hesaplanır.
2.1. Kapasite Bedellerine Esas Noktalar 
İletim şebekesinin kapasite bedellerine esas alınan noktaların tanımları aşağıda belirtilmektedir:
Giriş 1: Rusya-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye'ye giriş yapan doğal gazın,miktarları ile kalitesinin belirlendiği Malkoçlar Ana Ölçüm İstasyonu’dur.
Giriş 2: Marmara Ereğlisi LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmışLNG'nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasıın çıkış tarafıdır.

Giriş 3: Mavi Akım Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye’ye giriş yapan doğal gazın, miktarlarıile kalitesinin belirlendiği Durusu Ana Ölçüm İstasyonu’dur.

Giriş 4: İran-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattının Türkiye sıırına girdiği nokta olup. teslim alıman miktarlar ve kalite değerleri İran tarafındaki Bazargan Ölçüm İstasyonu'nda belirlenir.
Giriş 5: Azerbaycan-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye'ye giriş yapan doğal gazın.miktarları ile kalitesinin belirlendiği Türkgözü Ana Ölçüm İstasyonu'dur.
Giriş 6: Egegaz Aliağa LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılnuşLNG'nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasıın çıkış tarafıdır.

Giriş 7: BOTAş Kuzey Marmara ve Değirmenköy-Silivri Doğal Gaz Yeraltı Depolarından çekilerek iletim şebekesine sevk edilen doğal gazı miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafidır.

Giriş 8: TP Akçakoca Üretim Tesislerinden iletim şebekesine sevk edilen doğal gazin miktarlarmın ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasıın çıkıştarafidir.

Giriş 9: TEMI Edirne Üretim Tesislerinden iletim şebekesine sevk edilen doğal gazin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkıştarafidir.

Giriş 10: ETKİ Aliağa FSRU Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmışLNG'nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüın ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.

Giriş 11: Tuz Gölü Yeralti Depolama Tesisinden çekilerek iletim şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafidır.


Giriş 12: MARSA Gelibolu Üretim Tesislerinden iletim şebekesine sevk edilen doğal gazin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkıştarafidır.

Giriş 13: Dörtyol LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmış LNG'nin miktarlarmın ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkıştarafidır.

Giriş 14: Trans Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (TANAP) Boru Hattından Eskişehir Îli Seyitgazi İlçesinde iletim şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasıın çıkış tarafidır.
Giriş 15: Türk Akımı Kiyıköy Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye'ye giriş yapan doğal gazı,miktarları ile kalitesinin belirlendiği Kırklareli Kıyıköy'deki Ana Ölçüm İstasyonu'dur.
Giriş 16: Tanap Trakya noktasından BOTAş İletim Sistenine giriş yapan doğal gazın,miktarları ile kalitesinin belirlendiği Tekirdağ Şarköy’deki Ana Ölçüm İstasyonu'dur.
Giriş 17: Saros FSRU Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmış LNG’nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkıştarafidır.

Giriş 18: TP Filyos Karadeniz Üretim Tesislerinden İletim Şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkıştarafidír.

Çıkış Noktası: Taşıyıcı tarafindan teslim alınan doğal gazın, Taşıtanlara veya onlar adıa hareket edenlere teslim edildiği tüm çıkış noktalari, tek bir çıkış zonu içinde yer aliyor olarak değerlendirilmiştir.

İhracat Çıkış Noktası (Yunanistan): Türkiye - Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı'nın Yunanistan sinirına girdiği nokta olup, teslim edilen miktarlar ve kalite değerleri Yunanistan tarafındaki Kipi Ölçüm İstasyonunda belirlenir.

İhracat Çıkış Noktası (Bulgaristan): Türkiye - Bulgaristan Doğal Gaz Boru Hattinın Bulgaristan sınırına girdiği nokta olup, teslim edilen miktarlar ve kalite değerleri Malkoçlar Ölçüm İstasyonunda belirlenir. (Malkoçlar noktasından ihracat yapılması durumunda kullanılacak nokta olarak tanımlanmıştır.)

İhracat Çıkış Noktası (Nahçıvan): Türkiye  Nahçivan Özerk Cumhuriyeti (Azerbaycan)Doğal Gaz Boru Hattı'nın Nahcivan sinırına girdiği nokta olup, teslim edilen doğal gaz miktarları ve kalite değerleri Türkiye tarafındaki Dilucu Sınır Kapısı yakınında inşa edilen DÍLUCU FMS Ölçüm İstasyonunda belirlenir 

2.2. Kapasite Bedelleri İçin Öngörülen Gelir Tavanını Tahsisi 
İlgili yıl için onaylanan gelir tavanının %45'inin kapasite bedelleri üzerinden karşılanmasıesastir. Bu tutarın ihracat çıkış noktasınım toplam yatrım harcaması (CAPEX) içerisindeki oranına tekabül eden kismı ihracat çıkış noktası için gelir tavanı olarak belirlenir, kalan kisım diğer noktalara tahsis edilir. Ihracat çikişa tahsis edilen gelir tavanı hariç tutarın Bölüm 

2.1.'de tanımlanan noktalara ait kapasite bedellerine tahsisinde ilgili noktaların sabit kiymet degeri ve iletim stoku maliyeti dikkate alınır.

Her bir noktaya tahsis edilen gelir tavanı Eşitlik (1)‘e göre hesaplanır.
NGT_{i}=KGT\times\frac{(SKD_{i}+\dot{I}SM_{i})}{\sum_{i=1}^{n}(SKD_{i}+\dot{I}SM_{i})}
Bu eşitlikte geçen;
: : Bölüm 2.1.‘de tanımlanan her bir noktayı (ihracat çıkış noktası hariç),n : Bölüm 2.1.'de tanımlanan toplam nokta sayısıı (ihracat çıkış noktası hariç),$\mathrm{N G T_{i}}$ : i noktasına talsis edilen gelir tavanıni,KGT : İhracat çıkış noktası hariç kapasite bedellerine tahsis edilen gelir tavanımi,$\mathrm{S K D}_{i}$ : i noktası için tarife hesaplamalarında esas alınan sabit kiymet değerini,$\mathrm{\dot{I}S M_{i}}$ : i noktası için tarife hesaplamalarında esas alınan iletim stoku maliyetini 
ifade eder.
2.3. Kapasite Bedellerinin Hesaplanmasi 
Giriş noktaları için ilgili yılda geçerli olan kapasite bedeli $\left(\mathrm{TL}/\mathrm{Sm}^3-\mathrm{Gin}\right)$ j Eşitlik (2)’ye göre hesaplanir.

GKB=\frac{\sum_{j=1}^{m}NGT_{j}}{\sum_{j=1}^{m}KM_{j}}
Bu eşitlikte geçen;
' : Bölüm 2.1.'de tanımlanan her bir giriş noktasıni,
m : Bölüm 2.1.'de tanımlanan toplam giriş noktası sayısıı,
GKB : Giriş kapasite bedelini,
$\mathrm{N G T_{j}}$ : j noktasına tahsis edilen gelir tavanıni,
$\mathrm{K M}_{\mathfrak{f}}$ : j noktası için öngörülen yıllık kapasite rezervasyon miktarını (Sm³)
ifade eder.
Çıkış ve ihracat çıkış noktaları için ilgili yılda geçerli olan kapasite bedeli $\mathrm{(TL/Sm^3-G/in)}$ ,Bölüm 2.2. kapsamında hesaplanan gelir tavanlarıın ilgili nokta için öngörülen/kesinleşen yıllık rezerve kapasite miktarına bölünmesi suretiyle elde edilir.

Yeraltı depolama tesisleri giriş noktalarında iletim çıkış kapasite bedelinin %10u uygulanır.
ŞİD'in “Atil Kapasite Uygulama Esaslarī” başlıikhı 2.1.4. maddesi kapsamında rezerve edilen kapasiteler için uygulanacak atil kapasite bedelleri, anilan maddede tanımlanmış
(1)
(2)

dönem katsayılarının ilgili nokta için geçerli olan kapasite bedeli ile çarpılması suretiyle hesaplanir.

ŞÍDin “Atil Kapasite Uygulama Esaslarī” başlıkl 2.1.4. maddesi uyarınca, depolama tesislerine (LNG Terminalleri hariç) bağlı giriş ve çıkış noktalarında;
günlük kapasite bedeli olarak, ilgili noktalar için belirlenen atil kapasite bedellerinin 2 kati,
aylık kapasite bedeli olarak, ilgili noktalar için belirlenen atıl kapasite bedellerinin 1,3 katı

uygulanır.
2.4. İletim Hizmet Bedelinin Hesaplanması
İlgi yıl için uygulanacak olan iletim hizmet bedeli (TL/Sm²) Eşitlik (3)’e göre belirlenir.
\dot{I}HB=\frac{HGT-TS\times SHB}{TGA}
Bu eşitlikte geçen;
İíB : İletim hizmet bedelini.
HGT : İletim hizmet bedeline tahsis edilen gelir tavanıni (Gelir Tavanının %55°i),
SHB_ : Taşıtanlara standart sunulan hizmet karşılığı uygulanan bedeli,
TS : Bir önceki gaz yıl için STS imzalamış taşıtan sayısıni,
TGA : Öngörülen toplam gaz akış miktarımı (Sm³),
ifade eder.
Taşıyıcı tarafindan taşıtanlara standart olarak sunulan iletim hizmetleri karşılığında belli bir bedelin alınması gerekmekte olup, söz konusu bedel Eşitlik (4)'e göre hesaplanır. Yıllik olarak hesaplanan bu bedel, Standart Taşınia Sözleşniesi (STs ) imzalanan taşıtanlar tarafından aylık eşit taksitler halinde ödenir.

SHB=\frac{HGT\times0.0003}{TS}
Bu eşitlikte geçen;
SHB : Standart hizmet bedelini,
HGT : İletim hizmet bedeline tahsis edilen gelir tavanını (Gelir Tavanının %55°i),
TS : Bir önceki gaz yıl için STS imzalamış taşıtan sayısıni,
ifade eder.
Yeraltı depolama tesisleri giriş noktalarında iletim hizmet bedelinin %10'u uygulanır.
(3)
(4)

2.5. Kapasite Aşım Üeretinin Hesaplanması
Kapasite aşım üereti, her bir giriş noktası ve çıkış noktası bazında olmak üzere, rezerve kapasitenin aşıldığı her gün için ilgili noktaya ait kapasite bedelinin şİD'in 2.8.2. maddesinde tanımlanmış dönem katsayıları ile çarpılması suretiyle hesaplanır ve rezerve kapasitenin aşıldığı miktar için ilgili Taşıtana tahakkuk ettirilir.

3. SEVKİYAT KONTROL TARİFELERİ
Sevkiyat kontrol tarifeleri kapsamındaki bedeller; sistem dengelemesine katıliım bedeli,kesinti dengeleme bedeli, hizmet kesinti bedeli ve basınç kaybı bedelinden oluşur.
3.1. Sistem Dengelemesine Katilim Bedeli 
Sistem dengelemesine katılım bedeli, günlük dengesizlik ücretleri ile düzenleme ve Taşıma Miktar Değişiklik Bildirimi (TMDB) ücretlerini kapsar.

3.1.1. Günlük Dengesizlik Ücretleri 
Günlük dengesizlik ücretleri şİD hükümleri uyarınca hesaplanacaktır.
3.1.2. Düzenleme Ücreti 
Düzenleme üereti, ilgili giriş ve çıkış noktaları için, ilgili günde programda belirtilen giriş ve çıkış miktarları ile gerçekleşen miktarlar arasındaki farkın, şİD'de yer alan düzenlenmiştolerans miktarlarını aşan miktarları için taşıtaniar tarafından ödenecek bedel olup, Eşitlik (5)’e göre hesaplanır.

\mathrm{D}\ddot{\mathrm{U}}=\mathrm{TMMD}\times\dot{\mathrm{I}}\mathrm{HB}\times0.20
Bu eşitlikte geçen;
DÜ: Düzenleme ücretini,
TMMD : Giriş ve çıkış noktalarında oluşan düzenlenniş tolerans miktarını aşan kismm mutlak değerini,
İHB : İlgili yıl için Bölüm 2.4. çerçevesinde hesaplanan bedeli,
ifade eder.
(5)

3.1.3. TMDB Üereti 
TMDB üereti, ilgili giriş ve çıkış noktaları için, ilgili günde TMBde belirtilen miktar ile TMDBde belirtilen miktar arasmdaki farkın, ŞiD'de yer alan kullanılmayan düzenlenmiştolerans miktarlarını aşan miktarları için taşıtanlar tarafından ödenecek bedel olup. Eşitlik (6)’ya göre hesaplanır.

\mathrm{TMDB\ddot{U}=TMBMD\times\dot{I}HB\times0,10}
Bu eşitlikte geçen;
TMDBÜ : TMDB ücretini 
TMBMD : İlgili günde, ilgili noktadaki TMB ve TMDB miktarları arasındaki farkm düzenleme ücreti hesaplamasında ilgili nokta için kullanılmayan düzenlenmiş tolerans miktarını aşan kısmının mutlak değerini,
İHB : İlgili yıl için Bölüm 2.4. çerçevesinde hesaplanan bedeli 
ifade eder.
3.1.4. Hizmet Kesintisi Bedeli 
Taşıtanın şİD'e uygun davranması koşuluyla, taşiyıcmın işletme hatası sonucunda sistem dengesinin bozulması ve kesintiye yol açılması durumunda, taşıyıcı tarafimdan kesinti veya azaltmaya uğrayan taşitanlara ödenen ve şiD'de düzenlenen tutarın hesaplanmasına esas hizmet kesintisi bedeli Eșitlik (7)’ye göre hesaplanır.

H K B=\dot{I}H B\times2
Bu eşitlikte geçen;
HKB : Hizmet kesinti bedelini,
İHB : İlgili yıl için Bölüm 2.4. çerçevesinde hesaplanan bedeli,
ifade eder.
3.1.5. Kesinti Dengeleme Bedeli 
Bir taşıtanın günlük çekişinin günlük girişinden fazla olması sonucu sistem dengesinin bozulması nedeniyle taşıyıcının başka bir taşıtana yaptığı doğal gaz teslimlerinde kesinti veya azaltmaya gitmesi durumunda, buna neden olan taşitanın bundan etkilenen taşitana ödenmek üzere, taşıyıcıya ödemekle yükümlü olduğu ve şiD'de düzenlenen tutarın hesaplanmasına esas kesinti dengeleme bedeli Eșitlik (8)’e göre hesaplanır.

\mathrm{KDB}=\mathrm{GRF}\times0.5
Bu eşitlikte geçen;
KDB : Kesinti dengeleme bedelini.
GRF : ŞİD çerçevesinde düzenlenen günlük referans fiyatıni,
ifade eder.
(6)
(7)
(8)

3.1.6. Basınç Kaybı Bedeli 
șİD'in 11.2.5 ve 11.2.6 maddeleri uyarınea asgari teslim basıneimın altında doğal gaz teslim edildiği günlerde ilgilisi tarafindan basınç kaybı bedeli Eşitlik (9)a göre hesaplanır.
\mathrm{BKB}=\mathrm{M}\times0.00055\times(1+\Delta\mathrm{P})\times\mathrm{GRF}
Bu eşitlikte geçen;
BKB : Basınç kaybı bedelini.
M : $İD’in 11.2,5 ve 11.2.6 maddeleri kapsamında belirlenen miktari,
∆P : İlgili giriş ve çıkış noktalarında olması gereken basınç değerleri ile fiilen gerçekleşen basınç değerleri arasındaki farkını,
GRF_ : ŞİD çerçevesinde düzenlenen günlük referans fiyatıni,
ifade eder.
(9)

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11523
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında; 03/10/2013 tarihli ve 4638-1 sayilı Kurul Kararı ile kabul edilen "Doğal Gaz İletim Lisansı Sahibi Şirketlerin Tarifelerine Esas Gelir Tavanlarımm Belirlemmesine İlişkin Usul ve Esaslar" çerçevesinde 23/05/2003 tarihli ve DİL/148-17/021 numaral iletim lisansı sahibi Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim Şirketi'nin (BOTA$) 2023 yıhna ait gelir tavanı ile ilgi yıl için uygulanacak iletim ve sevkiyat kontrol bedellerinin belirlenmesine yönelik aşağıdaki Kararım ahnmasına ve söz konusu Kararın Resmi Gazetede yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığıa gönderilmesine,
karar verilmiştir.
MADDE-1- 2023 yılina ait gelir tavanı 13.872.682.830 TL [2023 yil gelir gereksinimi 14.895.493.164 TL (Yi-ÜFE=1780,05) ve 2021 yılına ait gelir farki düzeltme bileşeni 1.022.810.334 TL (Yi-ÜFE=Haziran 2023)] olarak onaylanmıştir.

MADDE-2- 2023 yılı iletim kapasite bedeli üst sıırları aşağıdaki şekilde belirlenmiştir.
Noktalar: Giriş Noktaları
(TL/Sm³-Gün): 0,003897
(TL/kWh-Gün): 0.00036626

Noktalar: Çıkış Noktası
(TL/Sm³-Gün): 0,093650
(TL/kWh-Gün): 0,00880169

Noktalar: İhracat Çıkış Noktası
(TL/Sm³-Gün): 0,293176
(TL/kWh-Gün): 0.02755414
MADDE-3- 2023 yılı iletim hizmet bedeli üst sıırı aşağıdaki şekilde belirlenmiştir.
0,01183421: (TL/kWh)
0,125916: (TL/Sm³)
MADDE-4- Bu Kararda hacim TL/Sm³ cinsinden belirlenen ve hesaplama yöntemi gösterilen bedeller 10,64'e bölünmek suretiyle BOTAŞ tarafından TL/kWh bazında ayrıca düzenlenir.
MADDE-5- Bu Kararda belirlenen ve hesaplama yöntemi gösterilen bedeller için doğal gazın 9155kcal/m³ üst isıl değeri esas almır.

MADDE-6- Bu Karara göre belirlenecek fiyatlara, Katma Değer Vergisi dåhil değildir.
MADDE-7- Bu Karar 01/01/2023 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE-8- Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11528
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında aşağidaki Akaryakıt Fiyatlarımın Takibine İlişkin Kurul Karari'nın kabul edilerek Resmi Gazete'de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
AKARYAKIT FİYATLARININ TAKİBİNE İLİŞKİN KURUL KARARI 
MADDE 1- Rafinerici lisansı sahiplerinin akaryakit satış fiyatının takibinde Platts European Market Scan'de CIF MED (Genova/Lavera) başlıği altında ABD Dolari/ton cinsinden yayımlanan günlük fiyatların ortalamasının Türkiye Cumhuriyeti Merkez Bankası(TCMB) tarafindan açıklanan döviz satış kuru üzerinden TL'ye çevrilmiş olan tutarı (TL/ton)dikkate alınır. Bu tutarın TL/It değerinin hesaplanmasında yoğunluk değeri motorin için 0,845ton/m3 ve benzin için 0, 775 ton/m3 olarakdikkate alınir. Rafinerici lisansı sahipleri tarafindan belirlenecek ürün fiyatında ürünün uluslararası piyasadaki fiyatının TL cinsinden değerine ilaveten ülke içi pazara sunumu kapsamında katlanılan maliyetler de dikkate alınır.
MADDE 2- Dağitieı ve bayi marjı toplamıın takibinde; en yüksek işlem hacimli 8dağiticmın bayilerine ilişkin Kuruma bildirilen ilan panosunda yer alan satış fiyatlarının ağırliklı ortalaması dikkate alınır. Türkiye ağırlıkhı ortalama pompa fiyatından harmanlama maliyeti dahil ağırlıklı ortalama rafineri satış fiyatının düşülmesi ile bulunacak marjín, dağıtıcıve bayi maliyetlerini yansıtacak şekilde ülke içi piyasa koşulları (satın alma gücü paritesi,TCMB faiz oranlari, enflasyon, döviz kuru, asgari ücret vb.) ile uyumlu olması esastır.
MADDE 3- İkinci madde çerçevesinde gerçekleştirilecek marj takibinde faaliyetlerin her aşamasında, bölgesel veya ulusal düzeyde, belirli zanan aralklarında muhtelif istatistiki yaklaşımlar kullanılarak modeller oluşturulur. Marj takibinde bu modeller birlikte veya ayrıayrı dikkate alınır.

MADDE 4- Piyasada faaliyet gösteren lisans sahipleri tarafindan ikinci maddedeki koşullara riayet edilmemesi ve/veya yaygın bir şekilde üçüncü madde çerçevesinde takip edilen marjın üzerinde marjlar uygulanmakta olduğunun tespit edilmesi halinde Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu (Kurul) tarafindan 4/12/2003 tarihli ve 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununun 10 uncu maddesi kapsamında gerekli idari işlemler yapılır.

MADDE 5- 7/11/2014 tarihli ve 29168 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan 3/11/2014tarihli ve 5291 sayılı Kurul Kararı yürürlükten kaldırılmıştır.

MADDE 6- Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 7- Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanıyürütür.


Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-1
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında; Elektrik PiyasasıTüketici Hizmetleri Yönetmeliği'nin 26 ncı maddesinin dördüncü fikrası uyarınca güvence bedellerinin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
Güvence Bedelleri: 2023

Güvence Bedelleri: Tüketici Grupları

Güvence Bedelleri: Sanayi ve Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer

Güvence Bedelleri: Mesken

Güvence Bedelleri: Şehit Aileleri ve Muharip Gaziler

Güvence Bedelleri: Tarımsal Faaliyetler, Aydınlatma ve Diğer
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-2
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 24/12/2020 tarihli ve 9869 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen Kesme Bağlama Bedellerine İlişkin Usul ve Esaslar'ın 2 nci maddesi uyarınca kesme bağlama bedellerinin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
Kesme-Bağlama Bedelleri: 2023

Kesme-Bağlama Bedelleri: Gerilim Seviyesi

Kesme-Bağlama Bedelleri: AG

Kesme-Bağlama Bedelleri: OG
karar verilmiştir.

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-3
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı 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,
Sayaç Kontrol Bedelleri: 2023

Sayaç Kontrol Bedelleri: Sayaç Türü

Sayaç Kontrol Bedelleri: Direkt bağlı tek fazlı aktif veya üç fazlı aktif ve/veya reaktif sayaçlar Akım trafolu ve/veya gerilim trafolu aktif ve/veya reaktif sayaçlar
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-4
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 24/12/2020 tarihli ve 9871 sayılı Kurul Kararı'nın 2 nci maddesi uyarınca görevli tedarik şirketlerinin dağıtım şirketlerinden aldıklarıödeme bildirimi ve ikinci bildirim bırakma hizmetlerine ilişkin bedellerin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
Ödeme Bildirimi ve İkinci Bildirim Bırakma Bedelleri: 2023

Ödeme Bildirimi ve İkinci Bildirim Bırakma Bedelleri: AG

Ödeme Bildirimi ve İkinci Bildirim Bırakma Bedelleri: Ödeme Bildirimi Bırakma Bedeli

Ödeme Bildirimi ve İkinci Bildirim Bırakma Bedelleri: İkinci Bildirim Bırakma Bedeli

Ödeme Bildirimi ve İkinci Bildirim Bırakma Bedelleri: Ödeme Bildirimi ile Birlikte İkinci Bildirim Bırakılması Durumunda Uygulanacak Bedel
karar verilmiştir.

Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-5
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik'in 36 ncı maddesinin ikinci fikrasının (a) bendi uyarınca ilgili şebeke işletmecisi tarafindan 2023 yılı için tahsil edilecek başvuru bedelinin aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
Şebeke İşletmecisi Başvuru Bedeli: 2023

Şebeke İşletmecisi Başvuru Bedeli: Güç Aralığı

Şebeke İşletmecisi Başvuru Bedeli: 0-25 kW (dâhil)

Şebeke İşletmecisi Başvuru Bedeli: 25-250 kW (dâhil)

Şebeke İşletmecisi Başvuru Bedeli: 250 kW-5 MW (dahil)

Şebeke İşletmecisi Başvuru Bedeli: 5 MW üzeri
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-6
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik'in 36 ncı maddesinin ikinci fikrasınin (b) bendi uyarınca görevli tedarik şirketlerinin tahsil edeceği yıllık işletim bedelinin 2023 yılı için aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
GTŞ Yıllık İşletim Bedeli: 2023

GTŞ Yıllık İşletim Bedeli: Güç Aralığı

GTŞ Yıllık İşletim Bedeli: 0-25 kW (dâhil)

GTŞ Yıllık İşletim Bedeli: 25-250 kW (dâhil)

GTŞ Yıllık İşletim Bedeli: 250 kW-5 MW (dahil)

GTŞ Yıllık İşletim Bedeli: 5 MW üzeri
karar verilmiştir.

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-7
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik'in 36 ncı maddesinin ikinci fikrasının (b) bendi uyarınca ilgili şebeke işletmecisinin tahsil edeceği yıllık işletim bedelinin 2023 yılı için aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
Şebeke İşletmecisi Yıllık İşletim Bedeli: 2023

Şebeke İşletmecisi Yıllık İşletim Bedeli: Güç Aralığı

Şebeke İşletmecisi Yıllık İşletim Bedeli: 0-25 kW (dâhil)

Şebeke İşletmecisi Yıllık İşletim Bedeli: 25-250 kW (dâhil)

Şebeke İşletmecisi Yıllık İşletim Bedeli: 250 kW-5 MW (dahil)

Şebeke İşletmecisi Yıllık İşletim Bedeli: 5 MW üzeri
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-8
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 36 ncı maddesinin ikinci fikrasının (c) bendi uyarınca ilgili şebeke işletmecisi ve görevli tedarik şirketlerinin tahsil edeceği işlem bedelinin 2023 yılı için aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
İşlem Bedelleri: 2023

İşlem Bedelleri: İşlem Türü

İşlem Bedelleri: Pay Devri

İşlem Bedelleri: Diğer İşlemler
karar verilmiştir.

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-9
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamında 25 kW ve altı çatı ve cephe uygulamalı güneş enerjisine dayalıelektrik üretim tesisleri için elektrik dağıtım şirketleri tarafından yapılacak proje onay ve kabul işlemleri bedellerinin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
25 kW ve Altı Çatı ve Cephe Uygulamalı Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri için Proje Onay ve Kabul İşlem Bedelleri: 2023

25 kW ve Altı Çatı ve Cephe Uygulamalı Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri için Proje Onay ve Kabul İşlem Bedelleri: İşlem Türü

25 kW ve Altı Çatı ve Cephe Uygulamalı Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri için Proje Onay ve Kabul İşlem Bedelleri: Proje Onayı

25 kW ve Altı Çatı ve Cephe Uygulamalı Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri için Proje Onay ve Kabul İşlem Bedelleri: Proje Kabulü
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-10
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 5/10/2016 tarihli ve 6520 sayılı Kurul Kararı'nın 4 üncü maddesi uyarınca Otomatik Sayaç Okuma Sistemi kapsamında ilave veri talep edilmesi halinde tahsil edilecek bedelin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
OSOS İlave Veri Talebi Bedeli: 2023

OSOS İlave Veri Talebi Bedeli: Sayaç/Ay
karar verilmiştir.

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-11
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde;
 Bağlantı hattında hem havai hem de yeraltı kablolarının kullanıması durumunda, birim bedel hesaplanırken havai ve yer altı hatlarının her birinin uzunluğunun ayrı ayrı dikkate alinarak hesaplanmasina,
- 100 kW üzeri hatlar için bağlantı bedeli hesaplanırken, 100 kW'a kadar olan 275,20TL/metre fiyatına, 100 kW üzerindeki her kW'in 1,11 TL/m ile çarpılması ile bulunan bedelin ilave edilerek hesaplanmasina,
Dağıtım şirketi tarafından bağlantı hizmeti alan tüketiciye aşağıda yer alan TL/metre bazlı bedeller dışında başka bir ad altında herhangi bir bedel uygulanmamasına,
-Bağlantı bedeline esas güç olarak Dağıtım Sistemine Bağlantı Anlaşmasının 3 üncümaddesinin birinci fikrasında yer alan ilgili mevzuat kapsamında belirtilen gücün esas alinmasina,
-Bu kapsamda, tüketici dağıtım bağlantı bedelinin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
AG Bağlantı Bedeli: 2023

AG Bağlantı Bedeli: 0-15 kW (dahil)

AG Bağlantı Bedeli: Yer altı

AG Bağlantı Bedeli: Havai

AG Bağlantı Bedeli: 15-50 kW (dahil)

AG Bağlantı Bedeli: Yer altı

AG Bağlantı Bedeli: Havai

AG Bağlantı Bedeli: 50-100 kW (dahil)

AG Bağlantı Bedeli: Yer alti

AG Bağlantı Bedeli: Havai

AG Bağlantı Bedeli: 100 kW üzeri

AG Bağlantı Bedeli: Yer altı
OG Bağlantı Bedeli: 2023

OG Bağlantı Bedeli: Yer altı

OG Bağlantı Bedeli: Havai
karar verilmiştir.

Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-12
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamında lisanssız güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesisleri için elektrik dağıtım şirketleri tarafindan yapılacak proje onay ve kabul işlemleri bedellerinin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri Proje Onay ve Kabul Bedelleri: 2023

Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri Proje Onay ve Kabul Bedelleri: Proje Onay Kapsamı

Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri Proje Onay ve Kabul Bedelleri: 25 kWe ve alti LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı

Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri Proje Onay ve Kabul Bedelleri: 25 kWe - 100 kWe (100 kWe dâhil) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı

Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri Proje Onay ve Kabul Bedelleri: 100 kWe - 300 kWe (300 kWe dâhil) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı

Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri Proje Onay ve Kabul Bedelleri: 300 kWe - 500 kWe (500 kWe dâhil) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı

Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri Proje Onay ve Kabul Bedelleri: 500 kWe - 700 kWe (700 kWe dâhil) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı

Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri Proje Onay ve Kabul Bedelleri: 700 kWe - 1 MWe (1 MWe haric) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı

Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri Proje Onay ve Kabul Bedelleri: 1 MWe ve üzeri LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Beher MWe İçin Elektrik Proje Onayı; LÜY kapsamındaki 1 MWe ve üzeri GES üretim tesislerinde beher MWe için, 700 kWe - 1 MWe indisindeki hizmet bedelinin %50'si oranında ilave proje onayı hizmet bedeli alınır.
karar verilmiştir.

Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11529-13
Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 21/10/2021 tarihli ve 10505 sayılıKurul Kararı'nın 2 nci maddesi uyarınca teknik kalite ölçüm hizmeti bedelinin 1/1/2023tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedelleri: 2023

Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedelleri: Cihaz Smifi

Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedelleri: AG

Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedelleri: S sinifi

Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedelleri: A sinifi
karar verilmiştir.

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11531
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında Türkiye Elektrik Îletim Anonim Şirketinin 2023 yılı sistem kullanım ve sistem işletim gelir tavanlarının aşağıda yer aldığı şekilde onaylanmasına,
karar verilmiştir.


Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11532
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında, Türkiye Elektrik letim Anonim Şirketi tarafindan 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanacak iletim sistem kullanım ve sistem işletim tarifelerinin, üreticiler ve tüketiciler için Ek-1°de yer alan İetim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Tarifelerini Hesaplama ve Uygulama Yöntem Bildirimi çerçevesinde Ek-2’de yer alan 15 bölge bazında aşağıdaki şekilde onaylanmasıa karar verilmiştir.

Tarife Bölgesi: Sistem Kullanım
Üretim: Sistem İşletim
Tüketim: Sistem Kullanim

Tarife Bölgesi: (TL/MW-Yil)
Üretim: (TL MWh)
Tüketim: (TL/MWh)

Tarife Bölgesi: 1
Üretim: 85.198,34
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 2
Üretim: 105.272,27
Tüketim: 59.92

Tarife Bölgesi: 3
Üretim: 99.715,10
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 4
Üretim: 103.454,60
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 5
Üretim: 108.868,93
Tüketim: 59.92

Tarife Bölgesi: 6
Üretim: 111.437,09
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 7
Üretim: 120.191,34
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 8
Üretim: 124.874,37
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 9
Üretim: 129.126.18
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 10
Üretim: 157.427,48
Tüketim: 59.92

Tarife Bölgesi: 11
Üretim: 160.463,64
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 12
Üretim: 163.200,02
Tüketim: 59.92

Tarife Bölgesi: 13
Üretim: 163.934,29
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 14
Üretim: 177.575,83
Tüketim: 59,92

Tarife Bölgesi: 15
Üretim: 186.759,42
Tüketim: 59,92
İletim ek ücreti dahil edilmemiştir 
EKLER 
EK-1 İletim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Tarifelerini Hesaplama ve Uygulama Yöntem Bildirimi 

EK-2 Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi Tarife Bölgeleri Listesi 

EK-1
TÜRKİYE ELEKTRİK İLETİM ANONİM ŞİRKETİ İLETİM SİSTEMİ SİSTEM KULLANIM VE SİSTEM İŞLETİM TARİFELERİNİ HESAPLAMA VE UYGULAMA YÖNTEM BÍLDİRİMİ
1/1/2023
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 başhıklı bu doküman, TEİAş İetim Lisansmın yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yasal olarak uygulanmaya başlamıştır.

Yöntem Bildirimi ile ilgili olarak her uygulama dönemi için gerekli düzenlemeler TEİAştarafindan yapılmakta ve Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) tarafindan incelenmesinin ardından onaylanarak yayımlanmaktadır. Bu doküman ilk olarak ülkemizde serbest enerji piyasasının oluşmasıyla birlikte I/4/2003 tarihinde EPDK tarafindan yayımlanarak yürürlüğe girmiştir.

1/4/2003 tarihinden itibaren Yatirım Maliyetine Dayal Fiyatlandırma (YMDF)nin uygulanması sonucu elde edilen noktasal sinyaller baz ahnarak oluşturulan 22 tarife bölgesine ilişkin iletim sistemi sistem kullanım tarifeleri uygulanmaya başlamıştır. İletim sistemi sistem kullanım tarifeleri 1/4/2004 tarihinden başlamak üzere, 2003 yıhna ilişkin iletim sistemi sistem kullanım tarifelerinin sinyal yapısı korunarak uluslararası enterkonneksiyona ilişkin 23 üneütarife bölgesinin de eklenmesi ile 23 tarife bölgesi için uygulamaya başlanmıştır. 23 üncü tarife bölgesi, sadece enerji ithal veya ihraç eden iletim sisteni kullanıcıları için ulusal elektrik sistemimizin herhangi bir bağlantı noktasıda yapılacak olan elektrik enerjisi ithalatı veya ihracatinda rekabet ortamının olnaması nedeniyle ve her bağlantı noktasında eşit tarife uygulana politikası gözetilerek TEÍAŞ tarafindan 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 sisteni 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 çalıştirılması sonucu elde edilen noktasal sinyaller baz ahınarak 14 yeni tarife bölgesi belirlenmiş ve geçen süre içinde elektrik enerjisi ithalatı veya ihracatinda rekabet ortamınıgelişmesiyle birlikte uluslararası enterkoneksiyona ilişkin ayrı tarife bölgesi uygulamasıkaldırılmıştir.


2015 yıh 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 başlanmıştir.

2018 yılı itibariyle beşinci uygulama dönemine başlanmış ve dördüncü uygulama dönemi için noktasal sinyafler baz alınarak belirlenen 14 tarife bölgesinde değişiklik yapılmadan bu bölgelerle devam edilmiştir.

2021 yılı itibarióle altıneı uygulama dönemine başlanmiş olup, altıncı uygulama döneminde uygulanacak 15 tarife bölgesi 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında TEÍAŞtarafından hazırlanan Bölgesel Bağlanabilir Kapasite Raporu (BBKR) esas alınarak tespit edilmiştir.

Uygulamada zamana bağlı hükümler bu Yöntem Bildiriminin yürürlükte olduğu süreler için geçerlidir.


1. FİYATLANDIRMA İLE İLGİLİ DÜZENLEMELER VE ANLAŞMALAR 
Sisteme Bağlantı ve Sistem Kullanımı
1.1. Elektrik Şebeke Yönetımeliği ve Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği (BSKY) ile ilgili mevzuat çerçevesinde hazırlanan baglanti, sistem kullanım,enterkoneksiyon kullanım anlaşmalari; kullanıcının iletim sistemiyle olan bağlantısına ve/veya iletim sistemini kullanımıma ilişkin teknik hususlar ile iletim sisteminin kullanımı ve/veya sisteme bağlantı konusundaki şartları belirler.

1.2. Bu kapsamda, kullanıcılarla bağlantı anlaşmasi, 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 anlaşmasi, enterkoneksiyon kullanıcıları ise enterkonneksiyon kullanımı anlaşması imzalamak zorundadirlar.

1.3. 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 uygulanir.
1.4. TEíAŞi iletim sistemini, enterkonneksiyon kullanıcısı olarak ihracat ve/veya ithalat amacıyla kullanmak isteyen tüzel kişiler TEİAş ile enterkonneksiyon kullanım anlaşmasıimzalamak zorundadır. Kapasite tahsisinin ihale yoluyla yapıldığı enterkonneksiyon hatlarıüzerinden, elektrik enerjisinin ithalatı ve/veya ihracatı faaliyetinde bulunacak kullanicılar senkron paralel işletilen bağlantılarda Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kurallari, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda, senkron paralel işletilmeyen bağlantılarda ise, Elektrik Piyasası İthalat ve Îhracat Yönetmeliği, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda hareket etmekle yükümlüdürler.

1.5. TEİAŞ ile anlaşma yapılıp yapılmadığıa bakılmaksızın iletim sisteni kullanıcılarına ilişkin olarak; TEİAş mülkiyetindeki ve/veya kullanıcı mülkiyetindeki satışa esas ölçüsistemlerinde yer alan sayaçları periyodik bakım çalışmaları sisten kullanım anlaşmasında belirtilen sürelerde yapılacaktır. Periyodik bakını kapsamında sistem kullanım anlaşmasında belirtilen iş ve işlemler gerçekleştirilecektir. Mevzuat gereği ölçü noktası iletinı sistemi kullanıcı tesislerinde olan/olması gereken sayaçların testlerine ilişkin bedeller Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi Genel Müdürlüğü Mal ve Hizmet ile Araç Gereç Kira Yönetmeliği hükümlerine göre tahsil edilir.

İetim Sistemi Fiyatlandırma Esasları
1.6. İetim 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 tavanlarıdoğrultusunda belirlenmektedir.

İletim Sistemi Maliyetleri 
1.7. 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 kayıplari, sıfir bakiye düzeltme tutarı ve kapasite mekanizması ile ilgili mevzuat gereğince TEİAş tarafından yürütülen faaliyetlere ilişkin maliyetlerden oluşur. Bu maliyetler, kullanıcılardan ahnan sistem kullanm ve sistem işletim bedelleri ile karşılanır. TEiAş, iletim lisansı uyarmca, iletim sisteminin belirli standartlara uygun olarak planlanmasından, geliştirilmesinden ve işletilmesinden sorumludur. Dolayısıyla,sermaye yatırımı ihtiyaçları bu standartlara uyma zorunluluğundan kaynaklanmaktadır.
1.8. Kullanıcının iletim sistemine bağlanabilmesi için ilave iletim sistemi varlıklarının tesisinin gerektiği ve TEiAŞ'ın bu varlıkların tesisini finanse edecek yeterli finansmanın meveut olmadığı veya zamanında yatırım planlaması yapılamadığı durumlara ilişkin uygulama 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve ilgili mevzuat kapsamında belirlenen esaslar uyarınca gerçekleştirilir.

TEÍAŞ’in Gelirleri 
1.9. TEİAŞ'in gelirlerini sistem kullanim ve sistem işletim tarifeleri oluşturmaktadır. Bu dokümanda sistem kullanım ve sistem işletim tarifelerinin hesaplanmasıa ve uygulanmasına ilişkin esaslar düzenlenmiştir.

1.10. TEİAŞ'ın elektrik enerjisi iletim faaliyetlerinden elde edeceği gelir tavanlari, EPDK tarafından, yürürlükteki Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği, İetim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ, ilgili diğer mevzuat ile TEiAŞ’ın iletim lisansı çerçevesinde belirlenir.TEİAŞ'ın maliyetleri esas alınarak hesaplanan gelir tavanlarının bir önceki yıla göre artışoranları, ilgili yılın yıllık enflasyon artış oranından bağımsızdır.

1.11. Sistem kullanım tarifesi sabit ve değişken olmak üzere iki bileşenden oluşmakta olup sabit ve değişken sistem kullanım tarifesine ait gelir tavanlari, EPDK tarafindan belirlenen oran dikkate alınarak hesaplanır. t fiyatlandırma yılına ilişkin sabit sistem kullanım tarifeleri, sistem kullanım anlaşması yapmış olan kullanıcıların anlaşmaları ile tahsis edilmiş alış/verişkapasiteleri, sistem kullanım anlaşması yapmamış kullanıeıların fiyatlandırma yılından bir önceki yılda ölçülen en yüksek alış/veriş kapasiteleri; senkron paralel işletilmeyen bağlantıüzerinden ithalat ve/veya ihracat yapan enterkonneksiyon kullanıcılarının, enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarında akde bağlanan tahsis edilmiş kapasiteleri ile EPDK tarafindan belirlenen gelir paylaşım oranları dikkate alınarak; değişken sistem kullanım tarifesi ile sistem işletim tarifesi ise mevcut iletim sistemi kullanıcılarımın iletim sistemine verdikleri ve/veya aldıkları, fiyatlandırma yılından bir önceki yılın enerji değerleri ve EPDK tarafından belirlenen gelir paylaşım oranları dikkate alınarak hesaplanır.

1.12. Sabit sistem kullanım tarifesi gelir tavanı esas alınarak yıllık olarak MW başına, değişken sistem kullanım tarifesi ile sistem işletim tarifesi ise gelir tavanları esas almarak üretilen ve/veya tüketilen enerji için MWh başına TEİAŞ tarafindan hesaplanır ve EPDK tarafindan onaylanir.


2, SİSTEM KULLANIM TARÍFELERÍNİN BELİRLENMESİ
Sabit Sistem Kullanim Tarifesi 
Bölgesel Bağlanabilir Kapasite Raporu (BBKR)
2.1. Sabit sistem kullanım tarifelerinin hesaplanıması için 6446 sayılı Elektrik PiyasasıKanunu kapsamında TEİAŞ tarafından hazırlanan BBKR'de yer alan beş yıllık bölgesel bağlanabilir kapasite (Mw) değerleri ve aşağıda detayları yer alan kabuller esas ahnır.
2.2. 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 aylik bazda toplamlarıdikkate alınarak ilk beş yıllık ve ikinci beş yıllık süreçlerde en yüksek değerin yakalandığı ay için ilgili bölge puantı dikkate alınarak kapasiteler hesaplanır.

2.3. BBKR esas alınarak elde edilen fiyatlar, sisteme bağli üretim ve tüketimin beklenen MW değerlerine uygulandiğında elde edilecek gelir EPDK tarafindan belirlenen gelir tavanmısağlayacak şekilde ayarlanır. Sabit sistem kullanım tarifelerinde yapılacak ayarlamalar, BBKR vasitasıyla sağlanan bölgesel sinyalleri koruyacak şekilde düzenlenir. Bu kapsamda, sabit sistem kullanım tarifeleri bölgelere göre değişiklik gösterir.

2.4. İletim sistemine enerji veren ve/veya iletim sisteminden enerji alan bütün iletim sistemi kullanıcılarıın 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/alışkapasitesi) başına yıllık olarak uygulanır.

2.5. TEiAŞ'in sabit sistem kullanim tarifelerini belirlemesinde dikkate alınan hususlar bunlarla sınırlı olmamak üzere aşağıda sıralanmıştır:
a) Benimsenen esasların netliğinin ve fiyatlandırma yöntemi şeffaflığının sağlanmasi,
b)  Mevcut kullanıcılara ve sistenie yeni katılacak taraflara ve maliyetlere ilişkin doğru ve istikrarlı fiyat mesajlarının verilmesi,
c) Fiyatlandırmanın, sağlanan hizmetler esas alınarak yapılması ve bu yapılırken ortalama maliyetlerin değil artan maliyetlerin esas alımması ve bu yolla iletim sisteminin optimal kullanımının ve optimal yatırımları teşvik edilmesi,
d) İlgili maliyet parametreleri ve zaman dilimleri çerçevesinde pratik olan uygulamalarin benimsenmesi.

Tarifenin Hesaplanmasi 
2.6. Sistem kullanım tarifeleri iki ayrı bileşenden oluşmaktadır. Bunların ilki, kullanıcıın 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 yansitmak üzere belirlenir. İkinci bileşen, kullanıcıın bulunduğu yere bağlıolmayan, gelir tavanına ulaşılabilmesi ile ilgili olan bileşendir. Sabit sistem kullanım tarifelerinin hesaplanma süreci aşağıda adım adım açıklanmıştır. Bu sürecin temel bileşenleri şunlardir:

a)  Gerekli maliyet verilerinin belirlenmesi,
b) BBKR'nin hazırlanması,
c) Nihai tarifenin hesaplanması.
Sabit Sistem Kullanim Tarifelerinin Hesaplanması
2.7. 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$(k f)$ 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)
$\mathbf{T K F}=\mathbb{E}\mathbf{n}$ Yüksek Üretim Kapasitesi $\mathrm{T a l e b i}+\mathrm{E n}$ i Yüksek Üretim Kapasitesi Fazlası
Bölgeler arası toplam kapasite (MW) farkı TKF, (r) ile oranlanarak her 1 MW için kapasite katsayısı (n) belirlenir.

n=r/_{T K F}
\hat{\mathrm{U}}_{(\boldsymbol{t}\boldsymbol{k})}=(\boldsymbol{k}\boldsymbol{f}*\boldsymbol{n})
Yukarıdaki formüllerde:
r, Sabit Sistem Kullanım Tarifeleri arasındaki birim oransal fark olup, altıncı uygulama dönemi için bu oransal fark üretime esas kurulu güç artışı olan $^{5,6}$ olarak uygulanacaktır 
n, 1 Mw kapasite için uygulanan kapasite katsayısıdır.
$\ddot{\mathrm{U}}_{t k}$ , üretime esas sistem kullanım tarife katsayısıdır.
$\mathbf{T}_{t k}$ ·, 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.

2.8. BBKR hazırlanmasında ve bölgelerin oluşturulmasında yapılan kabul ve işlemler her yıl TEİAŞ kurumsal web sitesinde yer alan BBKR’de açıklanmaktadır.

Nihai Tarifenin Hesaplanmasi 
2.9. BBKR esas alınarak belirlenen nihai tarifelerin hesaplannıa süreci aşağıdaki aşamalardan oluşur;
a) Üretim ve tüketim için bölgesel “hanı tarifelerin” ve bunun sonucunda ortaya çıkan ara gelirin hesaplanmasi,
b) TEfAşin gelir tavanıma göre gelir elde edebilmesini sağlamak üzere ham tarifeler esas alinarak nihai tarifelerin hesaplanması.

Ara Gelirin Hesaplanmasi 
2.10. Gelir tavanını elde etmek amaciyla “ham tarifeler" üzerinde gerekli ayarlamalarıbelirlemek için, “ham tarifelerin" tüm üretime ve tüketime uygulanmasıyla elde edilen toplam miktar olan ara gelirler hesaplanır.

2.11. Üretim ve tüketim için bölgesel ara gelirlerin hesaplanmasında aşağıdaki formüller kullanılır;
\begin{aligned}ZIRG_{z}&\xlongequal{}\sum_{i z}G_{i}g_{z}\\ZIRD_{z}&\xlongequal{}\sum_{i z}D_{i}d_{z}\end{aligned}
Burada;
→ z, ilgili tarife bölgesini,
)$\cdot Z I R G_{z}$ , z bölgesinde üretimden elde edilen TL cinsinden ara geliri,
→$g_{z}$ , z bölgesinde üretim için hesaplanan TL cinsinden “ham tarifeyi”,
−$G_{i}$ _, i düğüm noktasındaki Mw cinsinden maksimum veriş kapasitesini,
→$Z I R D_{Z}$ ·, z bölgesinde tüketimden elde edilen TL cinsinden ara geliri.
→$d_{z}$ „, z bölgesinde tüketim için hesaplanan TL cinsinden “ham tarifeyi”,
→→$D_{i}$ , i düğüm noktasındaki MW cinsinden maksimum alış kapasitesini 
ifade eder.
2.12. Üretim ve tüketim için toplam ara gelirler, tüm bölgelerdeki bölgesel ara gelirlerin toplanmasıyla hesaplanır.

Hesaplamada şu formül kullanılır;
\begin{aligned}IRG=\sum_{Z}ZIRG_{Z}\\IRD=\sum_{Z}ZIRD_{Z}\end{aligned}
Burada;
z, tarife bölgesi sayısıni,
IRG üretimden elde edilen TL cinsinden toplam ara geliri,
IRD tüketimden elde edilen TL cinsinden toplam ara geliri,ifade eder.


Üretim ve Tüketimden Karşılanacak Olan Toplam Gelirin Hesaplanması
2.13. Sabit sistem kullanım bedellerinden karşılanacak olan gelir tavani, Elektrik PiyasasıTarifeler 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.

\begin{aligned}TRG=RTUOS_{R}\times\frac{1}{1+k}\\TRD=RTUOS_{R}\times\frac{k}{1+k}\end{aligned}
k=\frac{\frac{\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\right))\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\frac{\partial\left(\frac{\partial\left(\frac{\partial\frac{\partial\left(\frac{\partial\cdot\cdot\frac{\partial\left(\cdot\frac{\partial\cdot\cdot\frac{\partial\cdot\left(\cdot\frac{\partial\cdot\cdot\cdot\cdot\frac{\partial\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot k\cdot k\cdot k\cdot\cdot k\cdot\cdot\cdot k\cdot\cdot\cdot k\cdot\cdot\cdot\cdot k\cdot\cdot\cdot k\cdot\cdot k\cdot\cdot k\cdot\cdot k\cdot\cdot\cdot k\cdot\cdot\cdot k\cdot k\cdot\cdot k\cdot\cdot k\cdot k\cdot\cdot k\cdot\cdot k\cdot k\cdot\cdot k\cdot k\cdot k\cdot k\}\}\}\frac{k\frac{\{\frac{\frac{\frac{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{}}}}}}}}}}}}}}\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{}}}}}}}}}}}}}}}}}}}}\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{}}}}}}}}}}}}}}}}}}}\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\frac{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{\dot{}}}}}}}}}}}}}}}}}}}}\
Burada;
TRG üretimden karşılanacak olan TL cinsinden toplam geliri,
TRD tüketimden karşılanacak olan TL cinsinden toplam geliri,
RTUOş ilgili fiyatlandırma yılı için, sabit sistem kullanım bedellerinden karşılanacak olan TL cinsinden gelir tavanıni,
ifade eder.
Her Bir Fiyatlandırma Bölgesi İçin Nihai Üretim ve Tüketim Sabit Sistem Kullanım Tarifelerinin Hesaplanması

2.14. Gelir tavanı ve ara gelirler arasındaki farkın karşılanabilmesi amacıyla, elde edilen ara gelir ile elde edilmesi gereken gelir oranlanır, çikan oran ile ham tarifeler çarpılarak nihai tarifelere ulaşılır.

\begin{aligned}g_{v}=\frac{TRG}{IRG},\\d_{v}=\frac{IRD}{IRD}\end{aligned}
Burada;
$g_{U}$ -, üretime esas ham tarifelerin nihai tarifelere ulaşılması için çarpim katsayısı
$d_{V}$ , tüketime esas ham tarifelerin nihai tarifelere ulaşılması için çarpım katsayısıifade eder.

Değişken Sistem Kullanım Tarifesi 
2.15. Değişken sistem kullanımı tarifesi MWh başına alınmakta olup bölgelere göre değişiklik göstermemektedir. Değişken sistem kullanim tarifelerine esas enerji değerlerinin belirlenmesine dair ayrıntılar 4 üncü Bölümde açıklanmaktadır.

2.16. Üretim Değişken Sistem Kullanım Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
DSK_{t}^{i}=\frac{DSKGT_{t}}{\sum\limits_{u\in I}\ddot{O}1EM_{u\bar{t}}}
Burada;

$\mathit{D S K}_{t}^{\hat{u}}$ herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan ve TL/MWh cinsinden birim üretim değişken sistem kullanım tarifesini,
$\mathit{D S K G T}_{t}$ 't fiyatlandırma yılı için TL cinsinden üretim değişken sistem kullanım gelir tavanini,
$\hat{O}\hat{\cal{I}}\hat{\cal{E}}\hat{M}_{_{\mathrm{s c}}}$ t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanieısının MWh cinsinden yıllik tespit edilen enerji miktarıni,
2.17. Tüketim Değişken Sistem Kullanım Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
D S K_{t}^{i}=\frac{\overline{D S K G T_{t}}}{\sum_{i\in I}\bar{O}I E M_{i t}}
Burada;
$\mathit{D S K}_{\upsilon}^{\mathrm{s}}$ herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan ve TL/MWh cinsinden birim tüketim değişken sistem kullanım tarifesini,
$\mathit{D S K G T}_{:}$ 't fiyatlandırma yılı için TL cinsinden tüketim değişken sistem kullanım gelir tavanini,
$\hat{O}\hat{\cal I}\hat{\cal E}\hat{M}_{_{10}}$ t fiyatlandırma yılndan bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanıcısınım MWh cinsinden yıllık tespit edilen enerji miktarm1,ifade eder.


T S  T IE 
Letn crt m m 
           te      d d  d    d    s  t  t   t de      d   m  m      m  m 
3.2. Sistem kullanım fiyatlandırma noktasi, sabit sistem kullanım tarifesiyle ilişkili olan ve sabit sistem kullanim bedeline esas miktar için hangi bölgesel tarifenin uygulanacağınıbelirleyen coğrafi noktadır. Sistem kullanım fiyatlandırma noktalari, üretim ya da tüketim tesisinin iletim sistemine bağhı 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 noktasıolacaktır. Sistem kullanım fiyatlandırma noktalari, her bir bağlantı noktasındaki her kullanıcıbaşina bir tane olacak şekilde belirlenecektir.

3.3. Sabit sistem kullanim bedellerine esas miktar, 2 nci Bölüm doğrultusunda hesaplanan bölgesel sabit sistem kullanım tarifelerinin uygulanacağı MW miktarıdır. Sabit sistem kullanım tarifelerine esas miktarların belirlenmesine dair ayrıtılar 4 üncü Bölümde açıklanmaktadır.
3.4. Bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası için toplam sabit sistem kullanım bedelleri şu şekilde hesaplanmaktadır.

\begin{aligned}&C_{p u t}^{D}=D_{p u t}\times d^{Z}\\&C_{p u t}^{G}=G_{p u t}\times g^{Z}\\ \end{aligned}
Burada;
$C_{p u t}^{D}$ .kullanicı$\mathrm{\imath\imath\mathrm{\imath}y\alpha}$ , 7 fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırıma noktasındaki tüketim kapasitesi karşılığında uygulanacak TL cinsinden sabit sistem kullanım bedelini,
$D_{p u t}$ kullanicı unun,  fiyatlandırma yıh süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak tüketim sabit sistem kullanim tarifelerine esas Mw cinsinden maksimum tüketim kapasite miktarini,
$d^{z}\quad p$ sistem kullanım fiyatlandırma noktasının yer aldıgı : bölgesinde tüketim kapasitesine uygulanacak olan TL/MW cinsinden sabit sistem kullanım tarifesini,
$C_{p u t}^{G}$ kullanicı$u^{\mathrm{,}}\mathrm{y a}$ „ t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasındaki üretim kapasitesi karşılığında uygulanacak TL cinsinden sabit sistem kullanım bedelini,
$\tilde{G}_{p u t}$ kullanicı unun, t fiyatlandırma yıl süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak üretim sabit sistem kullanım tarifelerine esas MW cinsinden üretim kapasite miktarıni,
$g^{Z}p$ • sistem kullanım fiyatlandırma noktasıım yer aldığı z bölgesinde üretim kapasitesine 
uygulanacak olan TL/MW cinsinden sabit sistem kullanım tarifesini.
ifade eder.



3.5. 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 tarafindan onaylanir. Bu doküman ile birlikte, kullanıemın 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.

3.6. Fiyatlandırma bölgelerinin tespitinde, uygulama döneminin ilk yılına esas olan BBKR kullanılır. Uygulama dönemi boyunca fiyatlandırma bölgelerinin sınırları değiştirilmemektedir.Yeni bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasi, coğrafi konumu itibariyle bulunduğu ilin fiyatlandirma bölgesine dahil edilir.

3.7. Fiyatlandırma bölgesi sıırlarının, yukarıda adı geçen sebep haricinde, her yıl yeniden belirlenmesi gerekmeyecektir. Fiyatlandırma bölgelerinin sıırları 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 girdigi tarih itibariyle sistem kullanim 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 verişkapasitesi geçerli olacaktir 

Değişken Sistem Kullanım Tarifesi Fiyatlandırma Uygulamaları
3.8. İletim sistemi kullanıcılarinın ödemekle yükümlü olacağı üretim ve tüketim değişken sistem kullanım bedelleri, her bir sistem kullanım fiyatlandirma noktasında geçerli olan değişken sistem kullanım tarifesine esas miktar (MWh) baz almarak belirlenir. 6446 sayılıElektrik Piyasası Kanununun I4 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri ve bu tesisler ile iliskili tüketim tesislerinin iletim sisteminde ayn öleüm noktasında kurulmasıhalinde; üretim ve tüketimin dengelendiği veriş yönündeki enerji miktarı için % 100 indirimli üretim değişken sistem kullanım bedeli, çekiş yönündeki enerji miktarı için % 50 indirinfi tüketim değişken sistem kullanım bedeli, üretimi aşan tüketim miktarı için tüketimı değişken sistem kullanım bedeli, tüketimi aşan üretim miktarı için üretim değişken sistem kullanım bedeli ödenir. Söz konusu tesislerin iletim sisteminde farklı ölçüm noktasında kurulnasıhalinde, üretilen ve tüketilen enerji miktarıın tanamı için üretim ve tüketim değişken sistem kullanım bedelleri ayri ayri ödenir. Lisanssız elektrik üretim tesislerinden, sistem kullanım anlaşmasında yer alan veriş yönlü kapasite (Mw) değeri sıfir (0) beyan edilerek sisteme enerji vermeyeceği taahhüdünde bulunan kullanıcılar için bu maddenin veriş yönlü indirime ilişkin hükümleri uygulanmaz.

3.9._ Bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası için toplam değişken sistem kullanım bedellerìaşağıda belirtildiği şekilde hesaplanmakta olup, değişken sistem kullanım tarifelerine esas miktarların belirlenmesine dair ayrıntılar 4 üneü Bölümde açıklanmaktadır.
\begin{aligned}&C_{put}^{D}=D_{put}\times d\\&C_{put}^{G}=G_{pu}\times g\\ \end{aligned}
Burada;

$C_{p u t}^{D}$ kullanıcı$\mu^{\prime}\mathrm{y}\upalpha$ , 7 fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında iletim sisteminden alınan enerji (MWh) karşılığında uygulanacak TI cinsinden değişken sistem kullanım bedelini,$D_{p u}$ . kullanieı μnun, t fiyatlandırma yıh süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak tüketim değişken sistem kullanım tarifelerine esas MWh cinsinden iletim sisteminden alinan enerji miktarini,$\textit{\textit{d}}\textit{p}$ sistem kullanım fiyatlandırma noktasında tüketime uygulanacak TL/MWh cinsinden değişken sistem kullanım tarifesini,$C_{p u t}^{G}$ kullanicı$\mathrm{{\mu}u{}^{'}y a}$ , t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında iletim sistemine verdiği enerji (MWh) karşılığında uygulanacak TL cinsinden değişken sistem kullanm bedelini,$G_{v s t}$ „, kullanicı μnun,  fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak üretim değişken sistem kullanım tarifelerine esas MWh cinsinden iletim sistemine verdiği enerji miktarımi,g , p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında üretime uygulanacak TL/MWh cinsinden değişken sistem kullanım tarifesini,eder.

ifade eder.

4. SİSTEM KULLANIM BEDELLERİ
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri 
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri - Ortak Hükümler 
4.1. Sabit sistem kullanım bedelleri. yürürlükteki mevzuat uyarınca iletim sistemi kullanıeısıkonumunda bulunan aşağıdaki kullanıcılara iletim sisteımi kullanımı kapsanımda yansıtılır.
Üretim: •

Tüketim: •

Tüketim: •
Üretim: •

Tüketim: •
4.2. Kullanicıın iletim sistemine bağlandığı noktanın sınırları içerisinde bulunduğu il.kullanıcıya uygulanacak sabit sistem kullanım tarife bölgesini belirleyecektir. İletim sistenine doğrudan bağlı kullanıcılar için sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçü noktası, Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkında Tebliğ ve ilgili diğer mevzuatta belirtildiği yerde olacaktir. 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.
4.3. Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkında Tebliğ'de belirtilen tanımlı ölçünoktalarıyla alış/veriş kapasitelerinin tespit edilememesi veya kullanıcmın bir bağlantınoktasındaki alış/veriş kapasitelerinin birden fazla ölçüm noktasıdan tespit edilmesinin söz konusu olduğu durunlarda TEİAŞ’ın belirleyeceği ölçü yeri ve ölçü yöntemlerine göre tespit edilen alış/veriş kapasiteleri ölçüme esas alınır 
4.4. Kullanıcinın sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçümler öleü noktasında bulunan.mevzuata uygun sayaçlardan TEİAŞ Otomatik Sayaç Okuma Sistemi (OSOS) aracılığıyla yapılır.

4.5. Kullanıcını bir bağlantı noktasındaki alış/veriş kapasitelerinin birden fazla ölçünoktasından tespit edilmesinin söz konusu olduğu durumlarda, kullanicıların bağlantınoktasındaki alış/veriş kapasitelerinin eşzamanlı ölçüm değerinin alınması esas olup bu değerler TEİAş OSOS aracılığı ile elde edilecektir. Kullanıcının aylik güç değerleri, söz konusu ölçü sistemi devreye alınıp TEİAş OSOS’una dáhil edildiği ayı takip eden aydan itibaren TEÍAŞ OSOS üzerinden elde edilecektir. OSOS devreye alınana kadar veya OSOS aracıliğıyla ölçümlerin tespit edilememesi durumunda, ölçümler yerel okuma işlemi ile alinacaktir.


4.6. 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 aylik dönemler halinde ödemeler yaparlar. Aylık dönemler için hesaplanacak olan sabit sistem kullanım bedeli, yillık sabit sistem kullanım tarifelerinin ilgili yılm gün sayısıa bölümünün iIgili hükümlere göre belirlenen süre ve kapasite (Mw) ile çarpımı olarak tespit edilir.

4.7. İletim sisteminin ilk defa kullanıldiğı tarih esas alnarak üretim ve tüketim ayrımıyapılmaksızın 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 almarak yansıtılır. İletimn sistemi kullanıcısı lisanssız elektrik üretim tesislerine mahsus olmak üzere, üretim yönlü sistem kullanımına ait sistem kullanım bedelleri ilk ünite geçici kabul tarihi ve sistem kullanım anlaşmasında yer alan maksimum verişkapasitesi esas alınarak yansıtılır. Sabit sistem kullanım bedelleri yansitılırken 4.23 üncü madde uyarinca işlem tesis edilir.

4.8. Dağitım Sistemindeki Kayıpların Azaltılmasına Dair Tedbirler Yönetmeligi 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 aylik olarak tekrarlanır.

Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin üretim tesisleri için sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesi sirasında, bütün ünitelerin üretime esas geçici kabul işlemleri tamamlanıp lisans kurulu gücüne ulaşıhncaya kadar ilgili dönemdeki üretime esas ölçüm gücü ile ilgili dönemde devrede olan toplam ünite kurulu gücü karşılaştırılır ve yüksek olan değer faturaya esas almır.Takip eden aylarda da bu işlem aylīk olarak tekrarlanír.

4.9. Sistem kullanım anlasması bulunan kullanıcılar iein, Elektrik Piyasası Yan Hiznetler Yönetmeliği uyarınca senkron kompanzasyon kapşamında 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 alınir. Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca senkron kompanzasyon kapsamında Reaktif Güç Desteği Senkron Kompanzasyon Anlaşması inzalanışkullanıcılardan hizmetin alındiği aylarda, iletim bedelinin hesaplanması sırasında senkron kompansatör çalışılması nedeniyle ulaşılacak alış kapasitesi dikkate alınır, hizmetin alımmadığıdiğer aylarda ise senkron kompansatör çalişna olmaması nedeniyle sadece ię ihtiyaçlari nedeniyle ulaşacağı alış kapasitesi dikkate alinır.

Senkron kompansatör hizmeti satin alınan iletim sistemi kullanicıları ile imzalanan sistem kullanım anlaşmaları doğrultusunda kullanicilara iletim bedellerinin yansitılmasi sırasında.sistem kullanım anlaşmasında yer alan değer esas alınır. Takip eden aylarda da bu işlem aylik olarak tekrarlanır. Kullanıcının ölçülen aylık gücünün (MW), sistem kullanım anlaşmasında belirtilen alış kapasitesinden fazla olması halinde, ilgili dönemler için sistem kullanım anlaşmasida yer alan cezai işlemler uygulanir.

4.10. Sistem kullanim anlaşmasmın yapılmamiş olmasi halinde iletim bedelleri tespit edilirken,t fiyatlandırma yılının ilk ayında, bir önceki takvim yılında ölçülen en yüksek ölçüm değeri ile t fiyatlandırma yılının ilk ayıın ölçüm değeri karşılaştırılarak yüksek olan güç değeri (MW)

esas alınır. t fiyatlandırma yılı içinde ise, aylık ölçüm değerleri bir önceki aym iletim bedellerine esas maksimum enerji alış/veriş kapasitesi ile karşılaştırılarak yüksek olan değer (MW)üzerinden sabit sistem kullanım bedeli hesaplanir. Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetneligi uyarınca senkron kompanzasyon kapsamında Reaktif Güç Desteği Senkron Kompanzasyon Anlaşması imzalamış kullanieılardan hizmetin alındığı aylarda, iletim bedelinin hesaplanmasısırasıda senkron kompansatör çalışılması nedeniyle ulaşılacak alış kapasitesi dikkate alınır,hizmetin almmadığı diğer aylarda ise senkron kompansatör çalışma olmaması nedeniyle sadece iç ihtiyaçları nedeniyle ulaşacağı alış kapasitesi dikkate alınır.

Senkron kompansatör hizmeti alınmasına karşı, söz konusu kullanieı ile sistem kullanım anlaşması imzalanmamış olması halinde ise kullanıcıya, senkron kompansatör hizmeti satın alıman aylar hariç tutularak, sistem kullanım anlaşması olmayan kullanıcılara uygulanan yöntem dikkate alıinarak aylik iletim bedelleri düzenlenir.

4.11. Kullaniciin sabit sistem kullanım bedelleri, kullanicıın TEiAş ile imzalanan sistem kullaníim anlaşmasında belirtilen tahsis edilen alış ve/veya veriş kapasiteleri esas alınarak hesaplanır. Kullanıcıları ölçüm dönemleri sırasıda ahınan veya verilen enerjiye ilişkin ölçülen güç değerlerinin, sistem kullanım anlaşmasıdaki alış ve/veya veriş kapasitesini aşması halinde,așan kisım dikkate alınarak sistem kullanım anlaşmasında yer alan cezai müeyyideler uygulanir.

4.12. Kullanıcinin mevcut anlaşmasını revize etmek üzere başvuruda bulunmasına karşın,sistem kistı nedeniyle kullanicı talebinin uygun bulunmaması veya ilave şebeke yatirımının gerektiğinin tespit edilmesi nedenleriyle sisten kullanım anlaşmasıın revize edilnemesi halinde, aşan kısmın en yüksek değeri dikkate almarak sistem kullanım anlaşmasıda yer alan cezai müeyyideler uygulanir.

4.13. Bir kullaniciya bir bağlantı noktasında tahsis edilen kapasitenin t fiyatlandırma yılı içinde artırılabilmesi için, sistem kullanım anlaşmasının Elektrik Şebeke Yönetmeliği, BSKY ve sistem kullanım anlaşmasmın ilgili maddeleri çerçevesinde yenilenmesi gerekir.
4.14. Güç düşüm taleplerine ilişkin yapılan başvurular BSKY ile sistem kullanım anlaşmasının ilgili maddeleri çerçevesinde değerlendirilir.

4.15. 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 TEíAş ile sistem kullanım anlaşması imzalayıncaya kadar, eski kullanıcının sistem kullanım anlaşmasında yer alan yükümlülüklerini yerine getirmekten sorumludur. Sistem kullanim anlaşmasınin bulunmamasi halinde gerekli lisans tadilatınin EPDK tarafından yapılmasi, yeni kullanıcınım söz konusu tesis için lisansını alması ya da serbest tüketici niteliğini haiz olması durumunda, yeni kullanicıın sistem kullanım anlaşmasıimzalamış olması koşulu aranmaksizin söz konusu tesise ilişkin sabit sistem kullanım bedeline ait yükümlülükler yeni kullanicı tarafindan yerine getirilir. Yeni duruma ilişkin sistem kullanım anlamasının mevcut sistem kullanim anlaşmasıa göre güç düşüm talebi içermesi halinde, 4.14üncü madde uyarinca işlem tesis edilir.

4.16, t fiyatlandırma yılı içinde,dağıtım lisansı sahibi kullanıcıın sistem kullanım anlaşmasına esas trafo merkezinden bağli 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 anlaşmasıı güç düşümüne ilişkin revize etme talebi.

yeni kullanıcı ile imzalanacak anlaşmaya esas alış ve/veya veriş kapasiteleri ile dağıtım lisansısahibi kullanieı ile TEİAş arasıda imzalanmış olan meveut sistem kullamım anlaşmasmın revizesinde yer alacak alış ve/veya veriş kapasiteleri toplanlarının, dağıtım lisansı sahibi kullanıcının meveut sistem kullanım anlaşmasında yer alan alış ve/veya veriş kapasitelerinden az olmaması kaydiyla uygun bulunur.

TEİAş kullanıcısı iken dağıtım şirketine bağlantısı Kurul tarafindan uygun görülen üretim şirketlerinin aynı trafo merkezinden bağlantı için ilgili dağıtım lisansı sahibi kullanıcı ile anlaşma imzalanması halinde; mevcut kullanicilarla TEÍAŞ arasında imzalanmış olan mevcut sistem kullanım anlaşmalarmın revizesinde yer alacak alış ve/veya veriş kapasiteleri toplamlarmın, yeni sistem kullanım anlaşmasında yer alan alış ve/veya veriş kapasitelerinden az olmaması kaydiyla, dağitım 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 kullanıciyla güçdüşümü/güç artışı talebine istinaden imzalanacak sistem kullanım anlaşması ve yeni kullanıcıyla imzalanacak müstakil sistem kullanım anlaşmasının veya dağıtiım şirketine bağlantısı uygun görülen üretim şirketinin fesih işlemlerinin eşzamanlı olarak tamamlanmasıesastir. Ancak, yeni kullanicının TEİAş ile sistem kullanım anlaşnasını imzalamış olmasına rağmen, meveut kullanicinın sistem kullanım anlaşmasını yeni duruma göre revize etmemişolması halinde, mevcut kullanicmin sistem kullanim anlaşması revize edilene kadar yürürlükteki sistem kullanım anlaşmasıa göre işlemlere devam edilir.
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri - Tüketim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler 
4.17. TEİAŞ trafo merkezleri arasındaki “Kalıcı Güç Aktarımi” işlemleri BSKY’nin ilgili maddeleri kapsamında değerlendirilecek ve “Yük Aktarmalarında Demant Tespitine Yönelik Uygulama Kılavuzu (YAUK)” doğrultusunda işlem yürütülecektir.
4.18. TEİAŞ trafo merkezi OG baralarına bağhı bulunan ve farklı baraları kullanmakta olan farklı iletim sistemi kullanıcilarının bulunması halinde aynı trafo merkezindeki farkhıkullanıcılara ait baralar arasında bakim, ariza, yenilene, 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 YAUKta açıklanan metodoloji esas alınarak tüketim ve üretim demant hesabı yapılacaktır. YAUK kapsamında yapilan hesaplamalar sonueunda bulunan tüketim ve üretim demant değerlerinin yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasında akde bağlanmış maksimum alış/verişkapasitelerinden yüksek olması durumunda imzalanan sistem kullanım anlaşması kapsammda güę aşımı olarak değerlendirme yapılarak cezai yaptırım uygulanacak, yüksek kayıplı Dağıtım Şirketleri için ise iletim bedeli hesaplamalarında dikkate alınacaktir.
4.19. TEİAŞ trafo merkezinde, iletim hatlarında ve tesislerinde enerji kesimini gerektirecek bakım, arıza ve diğer nedenlerle yapılacak çalışmalar için TEİAşm talebiyle trafo merkezleri arasıda 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 bağlanmışmaksimum 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 

4.20. TEİA$ trafo merkezi ile dağıtım merkezi arasındaki enerji nakil hattında enerji kesimini gerektirecek ariza giderme, bakım-onarım, yení tesis çalışmaları ve diğer nedenlerle geçici bir dönem için yapılacak çalışmalar için ilgili kullanıcıı başvurusu üzerine yapılan geçici yük aktarmalarının TEİAŞ ile ilgili kullanıcı tarafindan YAUK doğrultusunda ilgili Tutanak ile tespit edilmesi halinde, YAUK kapsamında yapılan hesaplamalar sonucunda bulunan tüketim ve üretim demant değerlerinin yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasıda akde bağlannışmaksimum alış/veriş kapasitelerinden yüksek olması durumunda imzalanan sistem kullanım anlaşması kapsamında güç aşımı olarak değerlendirme yapılarak cezai yaptirım uygulanacak,yüksek kayıplı Dagitım Şirketleri için ise iletim bedeli hesaplamalarında dikkate alınacaktır.
4.21. Dağıtım şirketlerinin veya dağıtim lisansı sahibi OsB tüzel kişilerinin kullanmında 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 çikışını ölçen trafonun OG tarafindaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sifir kabul edilir, pozitif olmasi 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 eşzamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.

Tüketime Esas Kapasite = Maksf(Trafonun OG tarafindaki Sayacm Tüketim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullamciları Üretim Verisi  OG Barada Yer Alan Kullamciların Tüketim Verisi  Trafomun OG tarafmdaki Sayacm Üretim Verisi),$0_{t}^{\mathrm{j}}+D a\check{g}t t m$ • Șirketiyle AnlaşmalıKullamcm Tüketim Verisi 

Dağitiım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OsB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölcüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlıtüketim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-2 de gösterilmiştir.
Üretime esas kapasitenin tespit edilmesi aşamasında, baradan enerji çıkışıı ölçen trafonun OG tarafindaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçlarım 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 sifir 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 eșzamanlı olarak her I5 dakikalık ölçümler için uygulanır.

Üretime Esas Kapasite = Maksł(Trafonu OG tarafindaki Savacı Üretim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullamciları Tüketim Verisi  OG Barada Yer Alan Kullamciların Üretim Verisi Trafomın OG tarafindaki Sayaem Tüketim Verisi),$\theta_{f}^{\mathrm{j}}+D a\check{g}u m$ Șirketiyle AulaşmalıKullamcum Üretim Verisi 


Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OsB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcıları túm fiderlerinde sayaçbulunması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı üretim toplamlarıesas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-2 de gösterilmiştir.

Sabit Sistem Kullanım Bedelleri - Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler 
4.22. Üreticilerle, BSKY hükümleri kapsamında sistem kullanım anlaşması yapılır.
Otoprodüktör ve Otoprodüktör Grubu lisansı kapsamında TEİA$ ile sistem kullanım anlaşmasıbulunan ancak ilgili Elektrik Piyasası Kanunu ile resen üretim lisansı verilmiş olan kullanıcıların meveut anlaşmalarıdaki hakları korunarak TEİAş ile sistem kullanım anlaşmasıvapılır.

..başvurusundaki kurulu gücü, henüz lisans başvurusunda bulunulmamış olması halinde ise geçici kabul veya devir tutanağıda belirtilen santral kurulu güeü (Mw) ve bir önceki aya ait faturaya esas veriş kapasitesi karşılaştırılarak yüksek olan değer (Mw) esas alınarak sabit sistem kullanim bedeli belirlenir,
Üretim tesislerindeki kurulu güç düşümlerine ilişkin gerekli lisans tadilatının EPDK tarafindan yapılmasıı müteakip sistem kuflanım anlaşmasının revize edilmesi 4.14 üncü maddenin istisnasini oluşturur.

4.23. İletim sistemi kullanıcısı lisanslı veya lisanssız elektrik üretim tesislerinin geçici kabul testleri süresince gerçekleşen test üretimleri “Üretim Tesislerinde Geçici Kabul Öncesinde Ve Geçici Kabul Çalışmaları Sürecindeki Test Üretimlerinin Tenzil Edilmesine İlişkin Uygulama Kılavuzu’ kapsamında göz ardı edilerek ilgili döneme ait alış ve/veya veriş yönlü kapasite (MW) ve enerji (Mwh) değerleri belirlenir.

TEÍAŞ'ın onayı ile Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında yapılan testler süresince oluşan tüketime esas kapasite (Mw) değerleri göz ardı edilerek ilgili dönene ait alışve/veya veriş kapasiteleri (Mw) belirlenir.

Dağıtım şirketleri ve OsB'lerde ise sabit sistem kullanım bedelleri ve sistem kullanım ihlallerinin hesaplanmasıda 4.8, 4.9 ve 4.10 maddeleri esas aliir.
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri - Enterkonneksiyon Kullanımıa İlişkin Özel Hükümler 
4.24. TEİAŞ'in iletim sistemi vasitasıyla elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanicılari, senkron paralel işletilen ve senkron paralel işletilmeyen bağlantılar üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcılar olmak üzere, iki ayrısinifta degerlendirilir.

4.25. 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 kurallari, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuatta yer alan hükümler dikkate alınır.
4.26. Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanicilari ödeyecekleri sabit sistem kullanim bedellerinin belirlenmesinde 

enterkonneksiyon kullanım anlaşması yapılana kadar, enerji satış anfaşmasında 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 kullanicılarının sistem kullanım bedellerini ödene yükümlülüğüenterkonneksiyon kullanım anlaşmasının yürürlükte olduğu dönemlerle sınırlıdır.
4.27. Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden uluslararası anlaşmalarla akde bağlanmışmübadele 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. Mübadele kapsamında yapılan ithalat ve/veya ihracat faaliyetlerinin söz konusu olması durumunda, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atif yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen güç değerleri, aylik iletim sistemi sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesine esas güç (Mw) olarak alınacaktır. Íthalat ve/veya ihracat faaliyeti ile ilgili iletim sistemi sistem kullanım ödeme yükümlülüğü faaliyetin gerçekleştiği aylık dönemlerle sinirlidir.

Değişken Sistem Kullanım Bedelleri 
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri - Ortak Hükümler 
4.28. Değişken sistem kullanım bedelleri, yürürlükteki mevzuat uyarımca iletim sistemi kullanıcısı konumunda bulunan aşağidaki kullanicılara iletim sisteni kullanıı kapsamıda yansitilır.

Tüketim: •

Tüketim: •

Tüketim: •

Tüketim: •
4.29. İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçü noktası, Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkıda Tebliğ ve ilgili diğer mevzuatta belirtildiği verde olacaktır. Mevzuatta tanımhı her bir satısa esas ölcü noktasında tesis edilen ve sistem kullanim tarifelerine iliskin amaclar doğrultusunda verilerin kaydedilmesinde kullanılacak olan sayaçlar ve ölçü teçhizatının özellikleri yürürlükteki mevzuata uygun olmalıdır.


4.30. Kullanıcının sistem kullanım fiyatlandırmasıa esas ölçünler ölçü noktasında bulunan mevzuata uygun sayaçlardan TEÍAş OSOS aracılığıyla yapılır.

4.31. Kullanıcının elektrik enerjisi ölçümleri, söz konusu ölçü sistemi devreye alınıp TEİAşOSOS’una dahil edildiğinde TEÍAŞ OSOS üzerinden elde edilecektir. OSOS devreye alinana kadar veya OsOS aracılığiyla ölçümlerin tespit edilememesi durumunda, ölçünler yerel okuma işlemi ile alınacaktir.

4.32. 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.

4.33. Üretime ve tüketime esas değişken sistem kullanım bedelleri ilk kez sayaç verileri temel alınarak iletim sisteminin fili olarak kullanıldığı tarih itibariyle ve varsa test üretimleri 4.23.Maddesi doğrultusunda hariç tutularak yansitılır.

Değişken Sistem Kullanım Bedelleri - Tüketim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler 
4.34. Tüketicilerin ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde ölçülen elektrik enerjisi miktarı dikkate alınır. Ancak, dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanimında olan barada bir ya da birden fazla müstakil ve/veya gömülüüretim 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 miktarımı tespit edilmesi aşamasında, baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim degeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçları üretim değerleri toplanır, bu toplamdan baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacıüretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olmasi halinde bu deger sifir 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 tarafindaki Sayaem Tüketim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullaucilarin Üretim $V e r i s i-O G$ Barada Yer Alan Kullamcilarm Tüketim Verisi Trafonm OG tarafindaki Savacı Üretim Verisi),$\theta_{f}^{i}+D a\check{g}m m$ Șirketivle  Anlaşmali Kullancmn Tüketim Verisi 

Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OsB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcınım/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanh tüketim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-2 de gösterilmiştir.
Üretime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçlarım tüketim değerleri toplanir, bu toplamdan baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafindaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçları üretim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sifir kabul edilir, pozitif olmasıhalinde 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 = Maksf(Trafomm OG tarafındaki Sayacm Üretim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullamcilarm Tüketim Verisi  OG Barada Yer Álan Kullamcilarm Üretim Verisi Trafomm OG tarafindaki Sayacm Tüketim Verisi),$0_{f}^{\mathrm{~i~}}+D a\check{g}u t m$ ŞirketiyleAnlaşmahıKullamcunn Üretim Verisi 

Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OsB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcıın/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlıüretim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-2 de gösterilmiştir.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri - Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler 
4.35. Değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde iletim sistemi kullanıcısı lisanshıveya lisanssiz 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 veya lisanssız elektrik üretim tesislerinin üretime ve/veya tüketime esas enerji verisi tespit edilirken, iletim sistemine verilen veya alinan net elektrik enerjisi esas alınır. Üretime ve/veya tüketime esas net elektrik enerjisi her 15 dakikalık zaman dilimi için hesaplanir ve hesaplanan bu değerler ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam üretim ve/veya tüketim enerji değeri bulunur. Sabit sistem kullanım bedeline esas kapasite değeri tespit edilirken, üretime ve/veya tüketine esas net elektrik enerjisinin tespitinde gerçekleştirilen uygulama geçerli olmayacak, sayaçların eş zamanlı üretim toplamı ve eşzamanlı tüketim toplamı temel alınacaktir. Lisanssız elektrik üretim tesislerinin sistem kullanım anlaşmasıda yer alan veriş yönlü kapasite (Mw) değeri sıfır (0) beyan edilerek sistene enerji vermeyeceği taahhüdünde bulunan kullanicılar için bu maddenin veriş yönlü indirime ilişkin hükümleri uygulanmaz.

Değişken Sistem Kullanım Bedelleri - Enterkonneksiyon Kullanımıma İlişkin Özel Hükümler 

4.36. Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcılarım ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedeflerinin belirlenmesinde Elektrik Pivasası Ithalat ve Ihracat Yönetmeligi, ilgili ihale kuraflari, enterkonneksiyon kullanın anlaşması ve diger 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 TEÍAŞ’a beyan ettiği ve TEİAŞ ile ilgili iletim sistem işletmecisinin üzerinde mutabīk kaldığı Kesinleşmiş Alışveriş Progranı esas alınır.
4.37. Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde söz konusu hattın tek bir kullanıcı tarafindan kullanilması halinde aylik elektrik enerjisi miktari, hattın birden fazla kullanici tarafindan kullanilması halinde ise enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının eki protokolde (mutabakat zaptında) yer alan enerji paylaşım yüzdelerine göre hesaplanan elektrik enerjisi (MWh) miktarı dikkate alımır. Değişken Sistem Kullanım bedellerine esas enerji miktarları (Mwh) Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliginde atif yapilan ilgili usul ve esaslara göre belirlenir.


Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanıcılarının değişken sistem kullanım bedellerini ödeme yükümlülüğüenterkonneksiyon kullanım anlaşmasının yürürfükte olduğu dönemlerle sınırlıdır.
4.38. Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden uluslararası anlaşmalarla akde bağlanmışmübadele kapsamında elektrik enerjisi alışı/verişi yapan kullanıcıların değişken sistem kullanim bedellerinin tespit edilmesinde Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen elektrik enerjisi miktarlarıdikkate almuir.

Sistem Kullanım Bedelleri  Lisanssız Elektrik Üretim faaliyetine İlişkin Özel Hükümler 
4.39. Lisanssiz elektrik üretim faaliyetine yönelik sistem kullanım bedellerinin uygulanmasında bu Yöntem Bildirimi ile birlikte tarife uygulamalarma ilişkin usul ve esaslar dikkate alinir.


5.SİSTEM İŞLETİM TARİFESİ
Genel Hükümler 
5.1. Tüketim sistem kullanim bedellerini ve/veya üretim sistem kullanim 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 ve bu tesisler ile ilişkili tüketim tesislerinin iletim sisteminde aynı ölçüm noktasında kurulması halinde; üretim ve tüketimin dengelendiği veriş yönündeki enerji miktarı için % 100 indirimli üretim sistem işletim bedeli, çekişyönündeki enerji miktarı için % 50 indirimli tüketim sistem işletim bedeli, üretimi aşan tüketim miktarı için tüketim sistem işletim bedeli, tüketimi aşan üretim miktarı için üretim sistem işletim bedeli ödenir. Söz konusu tesislerin iletim sisteminde farklı ölçüm noktasında kurulmasıhalinde, üretilen ve tüketilen enerji miktarının tamanı için üretim ve tüketin sistem işletim bedelleri ayrı ayrı ödenir. Lisanssız elektrik üretim tesislerinin sistem kullanım anlaşmasında yer alan veriş yönlü kapasite (Mw) değeri sifir (0) beyan edilerek sisteme enerji vermeyeceği taahhüdünde bulunan kullanıcılar için bu maddenin veriş yönlü indirime ilişkin hükümleri uygulanmaz.

5.2. Sistem işletim tarifesini oluşturan maliyetler içinde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği, Elektrik Şebeke Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği ile ilgili diger mevzuat kapsamínda yürütülen faaliyetlere ilişkin maliyetler yer alir.

5.3. 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 Programí, senkron paralel işletilmeyen bağlantıüzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcılar için Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atif yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen elektrik enerjisi miktarlari, diğer tüm kullanıcıların iletim sisteminden aldıkları ölçülen enerji miktarı tüketim sistem işletim bedelinin hesaplanmasında ve iletim sistemine verdikleri ölçülen enerji miktarıise üretim sistem işletim bedelinin hesaplanmasında kullanılır.

5.4. Sistem işletim tarifesi EPDK tarafindan onaylanan sistem işletim gelir tavanı dikkate alınarak hesaplanmakta ve EPDK tarafindan onaylanmaktadır.

5.5. Kullanıcıların ödeyecekleri üretim ve tüketime ilişkin sistem işletim tarifesi EPDK tarafından belirlenen sistem işletim gelir tavanı paylaşım oran dikkate alınarak hesaplanmaktadir.

5.6. Kullanıcılar, t fiyatlandırma yılı içinde aylık ölçülen enerji miktarları ve birim tarifeler dikkate alınarak hesaplanan sistem işletim bedelini ödemekle yükümlüdür.
Sistem İşletim Bedeli 
5.7. Üretim Sistem İşletim Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
\dot{SI}_{t}^{i}=\frac{\dot{IS}IGT_{t}}{\sum_{i\neq t}\dot{O}INEM_{it}}

Burada;
$S\dot{I_{r}}$ herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan TL/MWh cinsinden birim üretim sistem işletim tarifesini,
$\mathit{I S I G T}_{i}$ t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden iletim sistemi üretim sistem işletim gelir tavanını.

−$\ddot{O}\dot{\cal{Y}}\dot{\cal{E}}\dot{M}_{\mathrm{s a}}$ −t fiyatlandırma yılndan bir önceki yılda iletinı sistemine bağl olan u kullanıcısinın iletim sistemine verdiği Mwh cinsinden yıllik tespit edilen enerji miktarını,ifade eder.

5.8. Tüketim Sistem İşletim Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
S\dot{I}_{t}^{t}=\frac{I S I G T_{t}}{\displaystyle\sum_{u\neq v}\ddot{O}I E M_{u t}}
Burada;
$S\dot{I}_{s}$ , herhangi bir kullanicı için t fiyatlandırma yılında uygulanan TL/MWh cinsinden birim tüketim sistem işletim tarifesini,
$\mathit{I S I G T}_{t}$ t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden iletim sistemi tüketim sistem işletim gelir tavanıni,
$\hat{O}\hat{\cal{I}}\hat{\cal{E}}\hat{M}_{\mu\nu}$ t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağhı olan u kullanıcısım iletim sisteminden aldiğı MWh cinsinden yillk tespit edilen enerji miktarımi,
ifade eder.
Tüketim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler 
5.9. 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 gömülüüretim tesisinin bağlı olduğu fider bulunması halinde, dağıtımı şirketinin veya dağıtım lisansısahibi OsB tüzel kişilerinin alış ve veriş enerji miktarı tespit edilirken, bara bir düğüm noktasıkabul edilir. Baraya giren ve baradan çıkan enerjinin eşit olması ilkesinden hareketle maksimum alış ve veriş enerji miktarlari_ tespit edilir.

Tüketime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafindaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçları üretim değerleri toplanır, bu toplamdan baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafindaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sifir 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 dakikalik ölçümler için uygulanır.

Tüketime Esas $E n e r j i=M a k s_{i}^{f}(T r e f o n m i n$ • OG tarafindaki Sayaein Tüketim $F e r i s i+O G$ Barada Yer Alan Kullamciların Üretim Verisi  OG Barada Yer Alan Kullameilarm Tüketim $V e r i s i-$ Trafonum OG tarafindaki Savacm Üretim Verisi),$\theta_{f}^{i}\;\div\;D a\check{g}u t m$ Şirketiyle AnlaşmalıKullancum Tiüketim Verisi 


Dağıtiım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OsB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcıın/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlıtüketim toplamları esas ahınır. Örnek tek hat şemaları EK-2 de gösterilmiştir.
Üretime esas enerji miktarınım tespit edilmesi aşamasında. baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafindaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri toplanır, bu toplamdan baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafindaki sayacı tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu deger sıfir kabul edilir, pozitif olmasıhalinde 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 = Maksf(Trafonun OG tarafudaki Sayaci Üretim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullamciların Tüketim Verisi  OG Barada Yer Alan Kullamcilarm Üretim Verisi Trafonum OG tarafundaki Savacm Tüketim Verisi),$0\textquotedblleft+D a\check{g}t t m$ ŞirketiyleAnlaşmali Kullamcmn Üretim Verisi 

Dağıtiım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcılarm tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanhıüretim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-2 de gösterilmiştir.
Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler 
5.10. Sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde iletim sistemi kullanicisı lisansli veya lisanssiz 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 veya lisanssız elektrik üretim tesislerinin üretime ve/veya tüketime esas enerji verisi tespit edilirken iletim sistemine verilen veya alnan net elektrik enerjisi esas alınır. Üretime ve/veya tüketime esas net elektrik enerjisi her 15 dakikahk zaman dilimi için hesaplanır ve hesaplanan bu değerler ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam üretim ve/veya tüketim enerji değeri bulunur. Lisanssiz üretim tesislerinin sistem kullanım anlaşmasında yer alan veriş yönlü kapasite (Mw) değeri sıfir (0) beyan edilerek sisteme enerji vermeyeceği taahhüdünde bulunan kullanıcılar için bu maddenin veriş yönlüindirime ilişkin hükümleri uygulanmaz.

Enterkonneksiyon Kullanımına İlişkin Özel Hükümler 
5.11. Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanicıların ödeyecekleri iletim sistemi sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kurallari, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuatta yer alan hükümler dikkate alımır.
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 kaldiği Kesinleşmiş Alışveriş Programı esas alınır.

5.12. 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 miktari, hattın birden fazla kullanıcı tarafindan 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 atif yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenir.

Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanicılarının sistem işletim bedellerini ödeme yükümlülüğüenterkonneksiyon kullanım anlaşmasının yürürlükte olduğu dönemlerle sırhıdır.
5.13. Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden uluslararası anlaşmalarla akde bağlanmışmübadele kapsamında elektrik enerjisi alışı/verişi yapan kullanıcılarm iletim sistemi sistem işletim bedellerinin tespit edilmesinde Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atif yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen elektrik enerjisi miktarlarıdikkate alinir.

Lisanssız Elektrik Üretim Faaliyetine Îlişkin Özel Hükümler 
5.14. Lisanssız elektrik üretim faaliyetine yönelik sistem işletim bedellerinin uygulanmasıda bu Yöntem Bildirimi ile birlikte tarife uygulamalarına ilişkin usul ve esaslar dikkate alınır.

6,İLETİM EK ÜCRETİ
6.1. İletim ek ücreti 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun, ilgili maddesinde yer alan hüküm gereği TEİAŞ tarafından EPDK adıma tahsil edilen bir bedel olup oram, uygulama şekli ve yürürlük tarihi EPDK tarafından Kurul kararıyla belirlenir.


7. VERİ GEREKSİNİMLERİ
7.1. Bu bölüm, tüketim sistem kullanım ve üretim sistem kullanm tarifelerinin hesaplanmasına temel oluşturacak TEİAŞ’ın ihtiyaci olan verileri tanımılar 
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, meveut verileri kullanabilir.

Kullanıcı: Elektrik dağıtım şirketi ve dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişisi
Gelecek Fiyatlandırma Yıh İçin Gerekli Veriler: Her bir sisten kullanım fiyatlandırma noktasıa ait talep ve maksimum enerji alış/veriş kapasiteleri

Kullanıcı: Doğrudan bağlı serbest tüketici
Gelecek Fiyatlandırma Yıh İçin Gerekli Veriler: Her bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasına ait talep ve maksimum enerji alış kapasitesi

Kullanıcı: İthalat veya ihracat faliyetinde bulunan tedarik şirketi ve üretim şirketi
Gelecek Fiyatlandırma Yıh İçin Gerekli Veriler: Fiyatlandırma yılında sözleşmeyle bağlanmış maksimum kapasite

Kullanıcı: Üretim sirketi ve lisansa tabi olmaksızın elektrik üreten kullanıcılar
Gelecek Fiyatlandırma Yıh İçin Gerekli Veriler: Her bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasıa ait maksimum enerji alış/veriş kapasiteleri ile maksimum enerji alış/veriş kapasitelerine ilişkin değişiklikler

T TSSTN S K  TA IT  AAR     IA  A 
 d    e  ee  r e d  e 

 R 
IIA 
(ÉIIL)

T-RL 
ÖLÇÜM 

NOKTASI 

ÖLÇÜM 

NOKTASI 

EDAŞ Tüketim 
X HES (TEÍAŞFiderleri 
Kullanicısi)


EDAş için Kullanılan Formülasyon;
• A  Baradan Çikanlar (Trafo Üretim + X HES Tüketimi)
• B  Baraya Girenler (Trafo Tüketim + X HES Üretimi)
Üretim;
• A-B <0 ise, 0
$\scriptstyle\mathrm{A-B>0}$  ise, A-B’nin çıkan sonucu kullanılacaktır.
Tüketim;
• B-A <0 ise, 0
• B-A>0 ise, B-Anın çıkan sonucu kullanılacaktır.

Örnek 2;
154ky 

TM(TEÍA$)

TR-1

TR-2
ÖLÇÚM ÖLÇUM 
NOKTASI NOKTAS 
OG 

EDAŞ

Tüketim fiderleri 

EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
Tüketim Enerji Tespiti: Trafo 1 Tüketim + Trafo 2 Tüketim 
• Üretim Enerji Tespiti: Trafo 1 Üretim + Trafo 2 Üretim 

Örnek 3;
154 ky 

IM(IEÍAŞ)

TR-I 
ÖLÇUM 
NOKTASI 
F-1ÖLÇM F.ÖLÇÜM 
NOKTASI NOKTASI 
A fDAŞ Tüketim BEDAŞ Tüketim 
fiderleri fiderleri 

A EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
A  Baradan Çıkanlar (Trafo 1 Üretim + F-1 Tüketini + F-2 Tüketimi)
• B → Baraya Girenler (Trafo 1 Tüketim + F-1 Üretimi + F-2 Üretimi)
Üretim;
$\mathrm{A}-\mathrm{B}<0\text{ise,}$ )
A-B>0 ise, A-Bnin çıkan sonucu kullanılacaktır.
Tüketim;
•B-A < 0 ise, 0
B-A>0 ise, B-A'nı 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;
154 kV TM 
(TEÍAŞ)

TR-A TR-B 
154/0G 154/0G 
Ölçüm Ötçüm 
NoktasıNoktası

F15H5OG 
Ölçüm Ölçüm Ölçüm Ölçüm Ölçțm 
NoktasıNoktasıNoktasıNoktasıNoktası..
V 

U OSB (TEIAS 

KULLANICISI)X HES 1X HES 2Y HES 1Y HES 2Z OSB 

V EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
• A  Baradan Çıkanlar (TR-A Üretim+ TR-B Üretim+ X HES 1 Tük.+ X HES 2Tük.+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$\scriptstyle{\ddot{\mathrm{U r e t}}},+\scriptstyle{\mathrm{Y}}$ HES 1 Üret.+ Y HES 2 Üret.+ Z OSB Üret.+ U OSB Üret.)
Üretim;
$\mathrm{A}-\mathrm{B}<0$ ise, V EDAŞ$\mathrm{Uret.}=0+\mathrm{X}$ HES 1 Üret.+ X HES 2 Üret.+Y HES 1 Üret.+ Y HES 2 Üret +Z OSB Üret 

$A-B>0$  ise, V EDAŞ$\mathrm{Uret},=(\mathrm{A}-\mathrm{B})+\mathrm{X}$ HES 1 Üret.+ X HES 2 Üret.+Y HES 1 Üret.+Y HES 2 Üret. +Z OSB Üret 

Tüketim;
$\mathrm{B}-\mathrm{A}<0$ ise, V EDAŞ Tük.$=0+\mathrm{~X~}\mathbb{I}$ HES Tük.+ X 2 HES Tük.+Y 1 HES Tük.+ Y 2HES Tük+ Z OSB Tük.

$\mathrm{B}\mathrm{-A}>0$ ise, V EDAŞ$\mathrm{Tik.}=(\mathrm{B}-\mathrm{A})+\mathrm{X}\mathrm{l}$ HES Tük.+ X 2 HES Tük.+Y 1 HES Tük.+Y 2 HES Tük+ Z OSB Tük.


EK-2
Türkive Elektrik İletim Anonim Şirketi Tarife Bölgeleri Listesi 
Sira No: 1
il: EDİRNE
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 1

Sira No: 2
il: İSTANBUL
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 1

Sira No: 3
il: KIRKLARELİ
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 1

Sira No: 4
il: TEKİRDAĞ
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 1

Sira No: 5
il: BALIKESİR
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 2

Sira No: 6
il: BURSA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 2

Sira No: 7
il: ÇANAKKALE
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 2

Sira No: 8
il: YALOVA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 2

Sira No: 9
il: ANKARA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 3

Sira No: 10
il: BİLECİK
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 3

Sira No: 11
il: BOLU
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 3

Sira No: 12
il: DÜZCE
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 3

Sira No: 13
il: ESKİŞEHİR
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 3

Sira No: 14
il: KOCAELİ
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 3

Sira No: 15
il: SAKARYA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 3

Sira No: 16
il: AYDIN
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 4

Sira No: 17
il: İZMİR
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 4

Sira No: 18
il: MANÍSA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 4

Sira No: 19
il: MUĞLA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 4

Sira No: 20
il: AFYONKARAHİSAR
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 5

Sira No: 21
il: BURDUR
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 5

Sira No: 22
il: DENİZLİ
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 5

Sira No: 23
il: ISPARTA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 5

Sira No: 24
il: KÜTAHYA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 5

Sira No: 25
il: UŞAK
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 5

Sira No: 26
il: ANTALYA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 6

Sira No: 27
il: AMASYA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 28
il: BARTIN
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 29
il: ÇANKIRI
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 30
il: ÇORUM
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 31
il: KARABÜK
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 32
il: KASTAMONU
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 33
il: KIRIKKALE
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 34
il: KIRŞEHİR
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 35
il: SAMSUN
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 36
il: SİNOP
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 37
il: YOZGAT
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 38
il: ZONGULDAK
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 7

Sira No: 39
il: KARAMAN
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 8

Sira No: 40
il: KONYA
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 8

Sira No: 41
il: AKSARAY
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 9

Sira No: 42
il: KAYSERİ
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 9

Sira No: 43
il: NEVŞEHİR
2023 Yih Îletim Tarife Bölgesi: 9

Sira No: 44
il: NIGDE
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 9

Sira No: 45
il: ADANA
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 10

Sira No: 46
il: HATAY
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 10

Sira No: 47
il: KAHRAMANMARAŞ
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 10

Sira No: 48
il: MERSİN
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 10

Sira No: 49
il: OSMANIYE
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 10

Sira No: 50
il: AĞRI
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 51
il: ARDAHAN
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 52
il: ARTVİN
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 53
il: BAYBURT
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 54
il: ERZİNCAN
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 55
il: ERZURUM
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 56
il: GİRESUN
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 57
il: GÜMÜŞHANE
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 58
il: IĞDIR
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 59
il: KARS
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 60
il: ORDU
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 61
il: RIZE
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 62
il: SİVAS
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 63
il: TOKAT
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 64
il: TRABZON
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 65
il: TUNCELİ
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 11

Sira No: 66
il: ADIYAMAN
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 12

Sira No: 67
il: BİNGÖL
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 12

Sira No: 68
il: ELAZIĞ
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 12

Sira No: 69
il: MALATYA
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 12

Sira No: 70
il: GAZIANTEP
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 13

Sira No: 71
il: KİLİS
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 13

Sira No: 72
il: ŞANLIURFA
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 13

Sira No: 73
il: BATMAN
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 14

Sira No: 74
il: DİYARBAKIR
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 14

Sira No: 75
il: MARDİN
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 14

Sira No: 76
il: SİRT
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 14

Sira No: 77
il: ŞIRNAK
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 14

Sira No: 78
il: BİTLİS
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 15

Sira No: 79
il: HAKKARİ
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 15

Sira No: 80
il: MUŞ
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 15

Sira No: 81
il: VAN
2023 Yılı İletim Tarife Bölgesi: 15

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11537
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında;
a) Dağıtım şirketleri tarafından dağıtım sistemi kullanıcılarına ve görevli tedarik şirketleri tarafindan serbest olmayan tüketiciler ile serbest tüketici olmasına rağmen tedarikçisini seçmeyen ve 20/1/2018 tarihli ve 30307 sayılı ResmîGazete'de yayımlanan Son Kaynak Tedarik Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ kapsamında tanımlanan düşük tüketimli tüketicilere 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-1 ve Ek-2'de yer alan tarife tablolarının onaylanmasina,
b) Görevli tedarik şirketleri tarafindan, Yeşil Tarifeyi seçen tüketicilere 1/1/2023tarihinden itibaren uygulanmak olmak üzere Ek-3'te yer alan tarife tablolarının onaylanmasina,
karar verilmiştir.
EKLER 
EK 1- 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarife Tablosu EK 2- 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanacak Nihai Tarife Tablosu EK 3- 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanacak Yeşil Tarife Tablosu 

EK-1
EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: 1/1/2023

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: s s

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Tüketici

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Dağıtım Sistemi Kullanıcıları

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Çift Terimli

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Sanayi

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Se s

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Tarimsal Faaliyetler

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Aydınlatma

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Sanayi

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Mesken

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Aydınlatma

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Sanayi

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer (30 kWh/gün üstü)

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Mesken (8 kWh/gün ve altı)

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Mesken (8 kWh/gün üstü)

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Şehit Aileleri ve Muharip Malul Gaziler

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Tarimsal Faaliyetler

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Aydınlatma

EPDK Tarafından Onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarifeler: Genel Aydinlatma

EK-2
EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Görevli Tedarik Şirketinden Enerji Alan İletim Sistemi Kullanicisı Tüketiciler

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: kr/kWh 306,1338

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Güç Bedeli kr/Ay/kW

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: kr/Ay/kW

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Sanayi Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: 1.839,8334

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Mesken Tanımsal Faaliyetler Aydınlatma

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: 3.551,1154 3.657,5300

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Sanayi

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Mesken Tarımsal Faaliyetler

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Aydınlatma

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Sanayi

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer (30 kWh/gün ve altı)

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer (30 kWh/gün üstü)

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Şehit Aileleri ve Muharip Malul Gaziler Tarımsal Faaliyetler

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Aydınlatma Genel Aydınlatma

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Üreticiler İçin Veriş Yönünde Çift Terimli Dağitım Tarifesi

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Üretici

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Lisanssız Üretici

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: limit aşan kısmina yüksek kademeli tarife uygulanır limt asan ksmina yüse kademe tare uyulan. badiü  u da bad ade c güe e ue dağ bede ea weua Aynn Son Pazar Günü le Ekim Ayının Son Pazar Günü arasinda Gündüz 0-17 Puant 17-, Gece -06 saatleri arasinda; sayac sati sürekli yaz saati uygulamasina güre güncellenmis sayaclar icin yl boyunca Gündüz 0-17, Puant 17-, Gece 22 06 saatleri arasındadir.

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Mesken alçak gerilim tek zamanlı tüketiciler için faturaya esas günlük ortalama 8 kWh tüketim miktanna kadar olan tüketimlere düşük kademeli tarife uygulanır. Kamu ve özel hizmetler sektörü ile diğer alçak gerilim tek zamanlı tüketiciler için faturaya esas günlük ortalama 3 kWh tüketim miktanna kadar olan tüketimlere düşük kademeli tarife uygulanır. Faturaya esas günlük ortalama tüketim miktarnin üzerinde olan tüketimlerin belirtilen limite kadar olan kısmına düşük kademeli

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: tarife, limiti aşan kısmina yüksek kademeli tarife uygulanır.

EPDK tarafından onaylanan ve 1 Ocak 2023 Tarihinden İtibaren Uygulanacak Vergi, Fon ve Pay Hariç Tarifeler: Emreamade kapasite tarifesine tabi kullanıcılara üreticiler için belirlenmiş olan güç, güç aşım ve dağıtım bedeli emreamade güç, güç aşım ve dağıtım bedeli olarak uygulanır.

EK-3
Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: İletim Sistemi Kullanicıları

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: 306,1338

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Görevli Tedarik Şirketinden Enerji Alan Tüketiciler

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Güç Bedeli

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: kr/kWh

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Orta Gerilim

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Çift Terimli

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Sanayi

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Mesken

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Tarimsal Faaliyetler

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Aydınlatma

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Sanayi

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Mesken

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Tarimsal Faaliyetler

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Aydınlatma

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Tek Terimli

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Sanayi

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Mesken

Dağitim Sistemi Kullanicilan Dağıtır n Sistemi Kullanicilan: Aydınlatma

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 11538
Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında; Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmeliğin 13 üncümaddesinin dördüncü fikrası ve 14 üncü maddesinin ikinci fikrası kapsamında;
1) 2023 yılı için tedarik edilen birim enerji miktarı başına öngörülen YEKDEM maliyetinin aşağıda yer alan şekilde onaylanmasına,
Aylar: Ocak
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -1.092,75

Aylar: Şubat
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -1.219,81

Aylar: Mart
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -1.509,27

Aylar: Nisan
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -1.418,62

Aylar: Mayıs
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -1.139,23

Aylar: Haziran
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -1.134,13

Aylar: Temmuz
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -1.260,29

Aylar: Ağustos
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -1.183,68

Aylar: Eylül
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -956,62

Aylar: Ekim
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -728,97

Aylar: Kasım
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -778,28

Aylar: Aralık
2023 Öngörülen YEKDEM Maliyeti (TL/MWh): -961,62
2) Öngörülen YEKDEM maliyetinin negatif olduğu aylarda, ikili anlaşmalara ilişkin referans niteliğinde olan öngörülen YEKDEM maliyetinin ve yüksek tüketimli tüketicilere ilişkin son kaynak tedarik tarifesi hesaplamalarında kullanılan öngörülen YEKDEM maliyetinin “0 TL/Mwh" olarak belirlenmesine,
karar verilmiştir.