System dynamic modeling of electricity price in deregulated electricity maket the case of Turkey

Abstract

ÖZET Bu tezin amacı, elektrik piyasası için uzun dönemli planlama modeli geliştirmek ve belirli bir periyod için talep, üretim, fiyat ve kapasite simülasyonu yapmaktır. Türkiye için elektrik fiyatım oluşturan dinamikler analiz edilmiştir. Bu model, `stock-flow` yapısı ve bunların temelinde bulunan geri-bildirimler (feedback) bakımından elektrik fiyatlandırmasının biçimlendiren dinamikler konusunda açıklamalar sunar. Tez içinde senaryo analizleri ve test süreçleri gerçekleştirilmiştir. Yapılan çalışma sonucunda elde edilen bulgular, termal enerji üretim oranının azaltılması için Türkiye'nin uzun vadeli bir enerji üretim stratejisi benimsemesini öneriyor. Yakıt maliyetlerinden dolayı, termal üretim maliyetinin düşürülemeyeceği gözükmektedir. Diğer taraftan, eğer gerekli yatırımlar (destekler ve uygun politika geliştirme) gerçekleştirilirse, yenilenebilir enerji maliyeti hızlı bir şekilde düşecektir. Uygun politikalar üretildiğinde, elektrik üretim sektöründe yenilenebilir kaynak kullanımına doğru yönelmek mümkündür. Model içinde yapılan duyarlılık analizleri, üretimde dışsal parametrelerin etkisinin yüksek olduğunu gösteriyor. Bu faktörler talebi karşılayamama durumu oluşmadan dikkate alınmalıdırlar. Fiyatlardaki artışı önlemek için yenilenebilir ve hidro elektrik üretimi bütün kaynaklan kullanabilecek şekilde artırılmalıdır. Sübvansiyon ve teknolojik gelişmeler, yenilenebilir enerji üretimini direkt etkileyen ana faktörlerdir. Simülasyon sonuçlan, en düşük toplam emisyon seviyesinin yenilenebilir odaklı üretim senaryoları uygulandığı zaman elde edildiğini gösteriyor. Yüksek talep durumunda, termal üretim ağırlığı %60-%70 seviyesine ulaşmaktadır. Senaryo-4 (teknolojik gelişme etkisinin analizi) elektrik fiyatının MWh için 41.8$ a düşebileceğini göstermiştir. Termal elektrik üretimi 630 GWh a yükselirken, yenilenebilir ve hidro elektrik üretimi yıllık 400 GWh seviyesine ulaşabilir. Diğer taraftan, senaryo- 1 (yenilenebilir enerji üretimi için sübvansiyon verilmediği durumda fiyat ve üretim analizi) üretim fiyatının 50$-55$ aralığında oluşabileceğini göstermiştir. Bu durumda, başlangıçtaki yüksek üretim maliyetinden dolayı yenilenebilir enerji üretimi tercih edilmeyecektir. Uzun vadede, termal üretim maliyeti piyasa fiyatım şekillendirecektir ve talebin %90 lık bölümü termal üretim tarafından karşılanacaktır.

ABSTRACT The aim of this thesis is to develop national long term planning model and to simulate demand, generation, prices and capacities for a number of years. Dynamics of electricity price are analyzed for the case of Turkey. This model provides an explanation of the dynamics which characterize the electricity pricing in terms of the underlying feedback and stock and flow structure system. Testing and scenario analysis are performed. Simulation results for Turkey are presented and evaluated. The findings suggest that Turkey has to adopt new long-term energy strategies to reduce the share of fossil fuels in the primary energy consumption. It is shown that thermal cost could not decrease because of cost of fuel. On the other hand, renewable cost will decrease sharply if required investments (supports and policy design) will be processed. In generation sector, it is possible to shift generation towards renewable source usage by applying appropriate policies. Sensitivity analysis shows that effects of exogenous parameters on electricity generation are very high and must be taken into consideration before facing shortage. In order to prevent increase in electricity market price, renewable and hydro generation should be increased to its resource potential levels. Subsidy and technological developments are the main factors affecting renewable generation directly. Simulation results indicate that the minimum accumulated emission level is obtained by activating renewable oriented scenarios because of low emissions rate of hydro and renewables. In the case of higher electricity needs, weight of thermal will be higher and 60%-70% of total generation is provided by thermal resource. So, thermal costs will determine the market price. Scenario IV, which analyzed technological effect, shows that price may decrease to $41,8 per MWh. Renewable and hydro generation may reach to 400 GWh per year while thermal generation will be almost 630 GWh. On the other hand, scenario I, which analyzed price and generation amount in case of no subsidy is given for renewable generation, shows that price may be formed between $50 and $55. In that case, renewable generation will not be preferred because of high generation cost at the beginning. Long run marginal cost of thermal generation will shape the market. In that case, almost 90% of demand will be supplied by thermal resource. 16