In der Türkei gibt es keinen dritten Lizenztyp namens Speicherlizenz. Wer Speicher zu bauen zusagt, erhält eine Vorlizenz für Wind- oder Solarerzeugung; die Batterie gehört zu dieser Anlage. Lieferant und Aggregator tragen eine eigenständige Batterie per Änderung in die eigene Lizenz ein. Erlös entsteht an drei Stellen: Spanne zwischen Day-Ahead (GÖP) und Intraday (GİP), kleinere Portfolioungleichgewicht, und eine Leistungsvergütung für Primär- oder Sekundärfrequenzregelung, sobald die Anlage am Übertragungsnetz mindestens 30 MW hat. Dieselbe Megawattstunde kann nicht allen dreien zugeordnet werden.
Keine
Eigene Speicherlizenz
Änderung oder Erzeugungslizenz
2 MW
Bauschwelle
Lieferant oder Aggregator
30 MW
Primär / Sekundär
Übertragungsnetz
Nein
Beides in einer Einheit
PFC und SFC nicht zusammen
Wie die Lizenz entsteht: zwei Türen
Artikel 7/10 des Gesetzes Nr. 6446 erteilt eine Vorlizenz für Wind- und/oder Solarerzeugung bis zur Speicherleistung, die zugesagt wird. Artikel 7/11 erlaubt einer laufenden Wind- oder Solarlizenz eine Kapazitätserhöhung bis zur Speicherleistung, ohne das Grundstück zu verlassen und ohne die lizenzierte Leistung in der Einspeisung zu überschreiten. Das ist eine Erzeugungslizenz, kein reiner Batteriehandel; die Netzeinspeisung läuft über die Speichereinheit. Die zweite Tür ist Artikel 7 der Speicherverordnung: eine eigenständige Anlage ohne Bindung an Erzeugung oder Verbrauch, direkt am Netz.
| Investor | Lieferant / Aggregator | |
|---|---|---|
| Lizenz | Erzeugungsvorlizenz / Lizenz | Bestehende Liefer- oder Aggregatorlizenz |
| Anlage | Wind oder Solar plus Speicherzusage | Eigenständig, direkter Netzanschluss |
| Verfahren | Vorlizenz | Je Anlage eine eigene Lizenzänderung |
| Untergrenze | Erzeugung bis zur Speicherleistung | 2 MW |
| Abrechnung | Einheit der Erzeugungsanlage | Einspeisung und Entnahme des Teilnehmers |
Antragsreihenfolge: der erste Antrag geht an die EPDK
Vorlizenz, Lizenz und Änderung erteilt die EPDK. Nach Artikel 15/2 der Lizenzverordnung fragt die EPDK die Anschlussstellungnahme an: auf Übertragungsebene bei der TEİAŞ, auf Verteilnetzebene beim Verteilunternehmen der Region. Die Stellungnahme geht innerhalb von 45 Tagen nach der Anfrage bei der EPDK ein und wird dem Antragsteller mitgeteilt. Annahme oder Einwand dauern 10 Werktage; Schweigen gilt als Annahme. Die EPİAŞ ist der Marktbetreiber. Day-Ahead (GÖP), Intraday (GİP) und Settlement liegen bei der EPİAŞ, nachdem die Lizenz in Kraft ist und der Zähler in die Abrechnung aufgenommen wurde. Die schlichten Schritte stehen in der Roadmap zum lizenzierten Speicher.
| Stelle | Aufgabe | Zeitpunkt |
|---|---|---|
| EPDK | Vorlizenz, Lizenz, Änderung | Erster Antrag |
| TEİAŞ | Anschlussstellungnahme Übertragung; danach Anschluss- und Systemnutzungsvertrag. Tests der Systemdienstleistung | Die EPDK fordert die Stellungnahme an |
| Verteilunternehmen | Anschlussstellungnahme und Verträge auf Verteilnetzebene | Die EPDK fordert die Stellungnahme an |
| UVP (ÇED) | Umweltentscheidung | Nachdem der Rat die Akte für geeignet erklärt |
| EPİAŞ | Marktregistrierung, GÖP, GİP, Settlement | Nach Abnahme und Zählung |
| Schritt | Wohin | Was geschieht |
|---|---|---|
| 1 | EPDK | Ohne Liefer- oder Aggregatorlizenz kommt zuerst diese Lizenz. Speicher ist keine eigene Lizenz. |
| 2 | EPDK | Je Anlage eine eigene Änderung (Art. 24/19). Kapital ist das Minimum plus 20 Prozent der Investition. Die Sicherheit folgt dem Satz des Rates. |
| 3 | TEİAŞ oder Verteilunternehmen | Die EPDK fordert die Stellungnahme an. Übertragung ist die TEİAŞ, Verteilung das regionale Unternehmen. Ein neuer Lieferantrag mit Speicher braucht zusätzlich die technische Stellungnahme der TEİAŞ. Primär- oder Sekundärleistungsentgelt braucht einen Übertragungsanschluss und mindestens 30 MW. |
| 4 | UVP, dann EPDK | Nach Zustimmung des Rates wird der UVP-Antrag innerhalb von 45 Tagen nach Zustellung gestellt. Liegt die Entscheidung rechtzeitig bei der EPDK, wird die Änderung in die Lizenz eingetragen. |
| 5 | TEİAŞ oder Verteilunternehmen | Anschlussvertrag und Systemnutzungsvertrag. Die Schaltung folgt Anlage EK-3. Danach Bau und vorläufige Abnahme. |
| 6 | EPİAŞ | Einspeisung und Entnahme gehen in das Settlement des bestehenden Teilnehmers. GÖP- und GİP-Gebote liegen hier. Die Qualifikation für Systemdienstleistungen ist ein TEİAŞ-Test. |
| Schritt | Wohin | Was geschieht |
|---|---|---|
| 1 | EPDK | Gesetz Art. 7/10: Wind- und/oder Solar-Vorlizenz bis zur zugesagten Speicherleistung. An einer laufenden Anlage ist Art. 7/11 eine Änderung zur Leistungserhöhung. |
| 2 | TEİAŞ | Die EPDK sendet die Akte in der Reihenfolge der Prüfung zur Anschlussstellungnahme (Art. 15/9). Die TEİAŞ erteilt Stellungnahmen, bis die regionale Kapazität voll ist. Die erste Akte über dem Rest wird zur Absenkung auf diesen Rest aufgefordert. Die TEİAŞ prüft auch die technische Eignung der Speichereinheit. |
| 3 | EPDK, dann Generaldirektion für Energieangelegenheiten | Die Stellungnahme wird mitgeteilt; 10 Werktage für Annahme oder Einwand. Eine positive Stellungnahme wird veröffentlicht, Dritte haben 10 Werktage für einen Einwand nur wegen persönlicher Rechte. Danach geht die Akte in derselben Reihenfolge in die technische Prüfung. Ob die EPDK neue 7/10-Akten annimmt, steht in der Bekanntmachung der Periode. |
| 4 | Netzbetreiber | Bau, Erzeugungslizenz, Abnahme. Die Energie erreicht das Netz über die Speichereinheit. Die Anlage bleibt auf dem Standort. |
| 5 | EPİAŞ | Erzeugerregistrierung, GÖP, GİP und Settlement folgen auf die Abnahme. Systemdienstleistungen öffnen mit einem TEİAŞ-Test, wenn die Anlage am Übertragungsnetz mindestens 30 MW hat. |
Lieferant und Aggregator tragen die Batterie in die eigene Lizenz ein
Mit Liefer- oder Aggregatorlizenz dürfen unter derselben Lizenz eine oder mehrere eigenständige Anlagen gebaut werden, sofern keine unter 2 MW liegt. Laden ist Entnahme, Entladen ist Einspeisung in den Abrechnungsmengen. Artikel 24/19 der Lizenzverordnung behandelt das nicht als neue Lizenz: Die Anlage wird per Änderung eingetragen. Jede Anlage braucht einen eigenen Änderungsantrag und eine eigene Gebühr. Artikel 34/A gibt dem Aggregator ausdrücklich das Recht, diese Anlage zum Ausgleich des Portfolios zu bauen. Steht Aggregation bereits auf der Lieferlizenz, kommt dasselbe Recht per Änderung, ohne zweite Lizenz.
- Kapital: Mindestkapital der Liefer- oder Aggregatorlizenz plus 20 Prozent der von der Behörde angesetzten Gesamtinvestition.
- Sicherheit nach dem vom Beschlussorgan festgelegten Kapazitätssatz.
- Anschluss und Netznutzung nach Artikel 15/2 der Lizenzverordnung sowie UVP-Entscheidung.
- Technische Stellungnahme von TEİAŞ, wenn Speicher einem neuen Lieferantrag beigefügt wird.
- Die Einspeisung einer Abrechnungsperiode darf nicht übersteigen, was die abgenommene elektrische Leistung liefern kann. Der Überschuss ist ein unentgeltlicher YEKDEM-Beitrag.
Primär und Sekundär zahlen; heiße Reserve ist kein eigenes Produkt
Was der Markt Primärreserve nennt, ist in der Verordnung die Primärfrequenzregelreserve. Sekundärreserve ist die Sekundärfrequenzregelreserve. Die Änderung vom 17. Dezember 2024 hat beides für eigenständigen Speicher geöffnet. Gezahlt wird eine Leistungsvergütung für die in dieser Stunde bereitgehaltenen MW. Energieüberschuss oder -defizit während der Leistung ist keine zweite Prämie; es wird als Ungleichgewicht abgerechnet. TEİAŞ verlangt bei Primärregelung: bei 200 mHz Abweichung die Hälfte der Reserve in höchstens 15 Sekunden, die gesamte Reserve in höchstens 30 Sekunden, und diese Leistung mindestens 15 Minuten. Die Reaktionsverzögerung darf 2 Sekunden nicht überschreiten. Das stündliche Verhältnis von Energiekapazität zu Reservekapazität beträgt bei Primär mindestens 1,25 und bei Sekundär mindestens 2,25. Sekundär verlangt zusätzlich AGC, Reaktion innerhalb von 30 Sekunden und eine Lastrampe von mindestens 1,5 Prozent der installierten Leistung je Sekunde.
| Umgangssprache | Amtliches Produkt | Schwelle | Erlös |
|---|---|---|---|
| Primärreserve | Primärfrequenzregelreserve | Übertragung, 30 MW | Leistungsvergütung (TL/MW) |
| Sekundärreserve | Sekundärfrequenzregelreserve | Übertragung, 30 MW, AGC | Leistungsvergütung (TL/MW) |
| Heiße Reserve | Keine eigene Ausschreibung | Ausgleichseinheit | Anweisung Leistung erhöhen / senken |
| Schwarzstart | Netzwiederaufbau | Wenn TEİAŞ den Pfad zuweist | Zuweisungsvertrag |
Wie GÖP, GİP und Portfolio auf einer Batterie ausgeglichen werden
Die Position des Lieferanten ist stündlich: Portfolioentnahme, bilaterale Verträge, Day-Ahead-Zuschlag (GÖP), Intraday-Korrektur (GİP) und das verbleibende Ungleichgewicht. Die eigenständige Batterie ist ein weiteres Bein dieser Position. Ein Day-Ahead-Kauf in der billigen Stunde erhöht die Entnahme als Ladung. Entladen in der teuren Stunde ist Einspeisung oder ersetzt den teuren Kauf dieser Stunde. Wird der Prognosefehler im Tagesverlauf klar, korrigiert der Intraday-Markt den Day-Ahead-Plan. Die Batterie greift ein, bevor die Lücke zum Systemgrenzpreis geschlossen wird. Für den Aggregator ist dasselbe Bein der Portfolioausgleich: Weichen Erzeugungs- und Verbrauchsprogramme ab, deckt der Speicher die Lücke mit Energie, die nicht an eine Systemdienstleistung gebunden ist.
| Fenster | Preis | Batterie | Position |
|---|---|---|---|
| 03–06 | Niedriger Marktpreis | Laden | GÖP-Kauf, Entnahme steigt |
| 12–15 | Hoher Marktpreis | Entladen | GÖP-Verkauf oder Einspeisung statt teurem Kauf |
| Intraday-Abweichung | GİP | Restenergie | Prognosefehler wird kleiner |
| Primär- oder Sekundärstunde | Leistungsvergütung | Reservesperre | Diese MWh geht nicht in die Arbitrage |
- Umlaufverluste und Netzentgelte zehren die Preisspanne auf, bevor Gewinn entsteht.
- Für Primär oder Sekundär bereitgehaltene Energie wird vom GÖP-Gebot dieser Stunde abgezogen.
- Die Einspeiseobergrenze ist die abgenommene elektrische Leistung.
- Auch der gebundene Lieferant darf eine Anlage auf seiner Lieferlizenz ergänzen. Quersubvention zwischen regulierter Tätigkeit und kommerziellem Speicher ist verboten.
Arbitrage ist beim lizenzierten eigenständigen Speicher offen
Bei nicht lizenziertem integriertem Speicher ist billig speichern und teuer ins Netz verkaufen geschlossen; Netzeinspeisung kann als unentgeltlicher Beitrag gelten. Beim lizenzierten eigenständigen Speicher stehen Kauf und Verkauf in der Abrechnung, die Spanne ist offen. Die Grenze ist Physik und Zusage, kein rechtliches Verbot: Wirkungsgrad, Anschlusskapazität, Sicherheit und die Teilung derselben Megawattstunde zwischen Reserve und Handel. Eine 2-MW-Anlage fährt diese Spanne auf GÖP und GİP. Übertragung und 30 MW öffnen zusätzlich die Tür zur Leistungsvergütung; ist sie offen, schrumpft die für Arbitrage verbleibende Energie.
ENOPTIMAL hält diese Entscheidung in einer Optimierung
Am Marktplatz liegen Stundenpreis, Portfolioprognose und GÖP/GİP-Position bereits zusammen. Die lizenzierte Batterie ist die dritte Nebenbedingung. Je Stunde löst die Optimierung gemeinsam: laden oder entladen, Day-Ahead oder Intraday, wie viele MW für Primär oder Sekundär gesperrt sind, und ob der Rest den Portfoliofehler deckt. Dieselbe Megawattstunde wird nicht in zwei Gebote geschrieben. Eine Reservezusage verschwindet nicht im Arbitragegewinn. Die Schwelle 2 MW und die Schwelle 30 MW bleiben getrennt: die kleine Anlage ist Spanne und Ausgleich, die große Übertragungsanlage ist Kandidat für die Leistungsvergütung.
- Stundenpreis und Portfolioprognose stehen in derselben Entscheidung.
- Laden ist Entnahme, Entladen ist Einspeisung in der Abrechnungsposition.
- Eine Primär- oder Sekundärsperre wird von der verkaufbaren Energie dieser Stunde abgezogen.
- Die Intraday-Abweichung wird mit der Restenergie geschlossen, ohne die gesperrte Reserve anzutasten.
Fazit
Der Lizenzweg ist eine Änderung der Liefer- oder Aggregatorlizenz, kein eigenes Speicherzertifikat. Der Erlösweg ist, eine Megawattstunde der richtigen Stunde und dem richtigen Produkt zuzuordnen: GÖP-Ladung in der billigen Stunde, Entladen in der teuren, GİP bei der Abweichung, und am 30-MW-Übertragungsanschluss nur Primär oder nur Sekundär. Der ENOPTIMAL-Marktplatz hält diese Nebenbedingungen in derselben Optimierung. Einen Demo-Termin buchen Sie über das Kontaktformular.