Enerji Arzı Güvenliği: Teknik Altyapı, Ekonomik Dinamikler ve Sistem Optimizasyonu

Modern enerji arzı sistemlerinin karmaşık mühendislik gereksinimleri ve ekonomik dengelerinin derinlemesine analizi

Enerji arzı güvenliği, Uluslararası Enerji Ajansı’nın (IEA) tanımıyla “fiziksel olarak yeterli, ekonomik olarak erişilebilir ve çevresel açıdan sürdürülebilir enerji kaynaklarının kesintisiz tedariki” anlamına gelir. Bu çok boyutlu konsept, elektrik şebekelerinin frekans stabilitesinden doğal gaz boru hatlarının basınç yönetimine, spot piyasa fiyat mekanizmalarından stratejik rezerv optimizasyonuna kadar geniş bir teknik ve ekonomik spektrumu kapsar.

I. Enerji Sistemlerinin Teknik Altyapısı ve Güvenilirlik Metrikleri

1.1 Elektrik Şebekelerinde Güvenilirlik Parametreleri

Modern elektrik şebekelerinin güvenilirliği, matematiksel olarak tanımlanmış spesifik metriklerle ölçülür:

SAIDI (Sistem Ortalama Kesinti Süresi İndeksi): Yıllık ortalama kesinti süresi, dakika/müşteri olarak ifade edilir. Gelişmiş ekonomilerde bu değer genellikle 50-200 dakika arasındadır, gelişmekte olan ülkelerde ise 500-2000 dakikaya çıkabilir.

SAIFI (Sistem Ortalama Kesinti Frekansı İndeksi): Yıllık ortalama kesinti frekansı. Türkiye’de TEDAŞ verileri 2023 yılı için SAIFI değerinin 2,8 olduğunu göstermektedir.

N-1 Kriteri: Sistemin herhangi bir bileşeninin (trafo, iletim hattı, jeneratör) arızalanması durumunda bile kesintisiz işlemeye devam etme kapasitesi. Kritik altyapılarda N-2 hatta N-3 kriteri uygulanır.

Elektrik şebekelerinde frekans stabilitesi hayati önem taşır. Türkiye elektrik sisteminde nominal frekans 50 Hz’dir ve ENTSO-E standartlarına göre ±0,2 Hz bandında tutulmalıdır. Frekansın 49,2 Hz’in altına düşmesi durumunda otomatik yük atma sistemleri (UYAP – Under Frequency Load Shedding) devreye girer ve kademeli olarak yükler devre dışı bırakılarak sistem çöküşü önlenir.

1.2 Doğal Gaz Sistemlerinde Teknik Güvenlik

Doğal gaz şebekelerinin güvenilirliği, boru hattı basınç yönetimi, kompresör istasyonlarının kapasitesi ve depolama tesislerinin performansıyla belirlenir.

Boru Hattı Kapasitesi ve Verim Hesaplamaları: Weymouth denklemi kullanılarak gaz akış kapasitesi hesaplanır:

Q = C × (D^2.667 × (P₁² – P₂²) × Tₐᵥᵍ / (L × Z × G))^0.5

Burada Q hacimsel debi, D boru çapı, P₁ ve P₂ başlangıç ve bitiş basınçları, L boru uzunluğu, Z kompresibilite faktörü ve G özgül ağırlıktır.

Türkiye’nin toplam doğal gaz depolama kapasitesi yaklaşık 4,5 milyar m³’tür (Tuz Gölü, Silivri, Değirmenköy ve Marmara Ereğlisi tesisleri dahil). Bu kapasite, günlük tüketimin yaklaşık 45-50 günlük karşılığıdır, oysa IEA önerisi minimum 90 gündür.

N-1 Standardı (Doğal Gaz): AB regülasyonu (2017/1938), en büyük tek gaz altyapısının çıkışının günün en soğuk gününde bile sistem güvenliğini tehdit etmemesini gerektirir.

1.3 Yenilenebilir Enerji Entegrasyonu ve Şebeke Stabilitesi

Rüzgar ve güneş enerjisinin intermittent (kesintili) doğası, şebeke dengeleme operasyonlarında teknik zorluklar yaratır:

Rampa Oranı Sorunları: Güneş enerjisinde bulut geçişleri dakikalar içinde 50-70% güç düşüşlerine yol açabilir. Duck Curve fenomeni, güneşin batışıyla birlikte saat 17:00-20:00 arası talep artışı ve solar üretim düşüşünün yarattığı 13.000 MW’a varan hızlı yüklenme ihtiyacını tanımlar (California ISO verileri).

Atalet Azalması: Senkron jeneratörler (termik, hidrolik santrallar) rotor kütleleriyle sisteme atalet (inertia) sağlar ve ani frekans değişimlerini yavaşlatır. Rüzgar ve solar gibi inverter-based kaynakların artışı, sistemin toplam ataleti azaltır. Bu nedenle sentetik atalet (synthetic inertia) teknolojileri ve hızlı frekans tepkisi (FFR – Fast Frequency Response) sistemleri geliştirilmektedir.

Şebeke Ölçeğinde Enerji Depolama: Lithium-ion bataryaların maliyeti 2010’da 1.200 $/kWh iken 2024’te 139 $/kWh’ye düşmüştür (BloombergNEF). Türkiye’de henüz sınırlı olan grid-scale depolama, 2035 hedeflerinde 7.500 MW kapasiteye ulaşması planlanmaktadır.

1.4 Kritik Altyapı Redundancy ve Diversifikasyonu

Enerji altyapısında coğrafi ve teknolojik redundancy kritiktir:

İletim Hattında Çoklu Bağlantılandırma: Radyal (tek yönlü) yerine mesh (çoklu bağlantılı) topoloji kullanımı, alternatif iletim yolları sağlar. Türkiye 400 kV iletim şebekesi toplam 62.847 km uzunluğundadır ve mesh yapısı giderek güçlendirilmektedir.

Denizaltı Kablo Kırılganlığı: Türkiye’nin elektrik enterkonneksiyonlarında denizaltı kabloları (Türkiye-KKTC 400 MW HVDC, planlamada Türkiye-Yunanistan bağlantısı) kritik risk noktalarıdır. 2024’te Baltık Denizi’nde sabotaj şüphesiyle kesilen kablolar, bu kırılganlığı göstermiştir.

II. Ekonomik Boyut: Piyasa Mekanizmaları ve Fiyat Dinamikleri

2.1 Spot Piyasa ve Dengeleme Mekanizmaları

Türkiye’de elektrik piyasası, EPİAŞ (Enerji Piyasaları İşletme A.Ş.) tarafından işletilen gün öncesi piyasası (GÖP), gün içi piyasası (GİP) ve dengeleme güç piyasası (DGP) olmak üzere üç katmanda çalışır.

Merit Sınıflandırma Etkisi: GÖP’te saatlik arz-talep eşleşmesi, marjinal maliyet sıralamasına göre yapılır. En düşük maliyetli üretim birimleri (nehir akıntı hidroliği, rüzgar, güneş – sıfır marjinal maliyet) önce devreye girer, ardından kömür, doğal gaz ve en son yüksek maliyetli peak-shaver jeneratörler (turbojet, açık çevrim gaz türbinleri) devreye alınır.

Price Volatility: 2022 Rusya-Ukrayna krizi sırasında Avrupa elektrik piyasalarında spot fiyatlar 500-1000 €/MWh seviyelerine ulaştı (normal: 40-80 €/MWh). Türkiye’de 2024 ortalama GÖP fiyatı yaklaşık 1.350 TL/MWh civarındadır, ancak kış döneminde pik saatlerde 3.000-4.000 TL/MWh’yi aşabilmektedir.

2.2 Capacity Mechanisms ve Resource Adequacy

Sadece enerji piyasası, uzun vadeli yatırım sinyalleri vermekte yetersiz kalabilir. Bu nedenle kapasite mekanizmaları geliştirilmiştir:

Kapasite Ödeme Şemaları: Üretim tesislerine sadece ürettikleri enerji için değil, sistemde hazır bulundukları için de ödeme yapılır. İngiltere’nin Capacity Market’i, 4 yıl öncesinden açık artırma (auction) ile kapasite satın alır (2024 T-4 açık artırması: 45 £/kW/yıl).

Stratejik Rezerv: Almanya modeli, piyasa dışı tutulan ancak acil durumlarda devreye alınabilen rezerv kapasiteler içerir.

VOLL (Kayıp Yük Değeri): Kesintinin ekonomik maliyeti. Gelişmiş ekonomilerde 10.000-20.000 €/MWh olarak hesaplanır. Bu değer, optimal yedek kapasite düzeyini belirlemede kullanılır.

2.3 Finansal Hedging Araçları

Enerji fiyat volatilitesine karşı finansal araçlar:

Futures ve Forwards: ICE, EEX gibi borsalarda elektrik ve doğal gaz vadeli işlem sözleşmeleri. TTF (Title Transfer Facility – Hollanda) doğal gaz hub’ı, Avrupa’nın benchmark fiyat noktasıdır.

VPPAs (Sanal Güç Satın Alma Sözleşmeleri): Fiziksel teslimat olmaksızın, sadece finansal uzlaşma. Büyük tüketiciler (Google, Microsoft vb.) yenilenebilir enerji projelerine uzun vadeli sabit fiyatlı alım garantisi vererek hem fiyat kesinliği hem de yeşil enerji sertifikası elde eder.

CfDs (Fark Sözleşmeleri): İngiltere’ninYenilenebilir Yüklenici sistemi, belirli bir referans fiyatı (adil gerçekleşme fiyatı) garanti eder. Piyasa fiyatı bunun altındaysa fark ödenir, üstündeyse fark geri alınır.

2.4 Enerji İthalatının Makroekonomik Etkileri

Cari Açık ve Enerji İthali Korelasyonu: Türkiye’nin 2023 yılı toplam ithalatı 361 milyar dolar olup, bunun yaklaşık 67 milyar doları (18,6%) enerji ithalatıdır. Ham petrol, doğal gaz ve kömür ithalatının cari açık üzerindeki baskısı, ekonomik kırılganlığın temel kaynaklarından biridir.

Geçiş Etkileri: Doğal gaz ithal fiyatındaki %10’luk artış, elektrik üretim maliyetinde %4-6 artışa, tüketici fiyatlarında gecikmeli olarak %1,5-2 artışa yol açar (Türkiye için tahmini elastisite).

Ticaret Şokları: Enerji ihracat/ithalat oranı düşük ülkeler (Türkiye: net ithalatçı), global enerji fiyat artışlarında dış ticaret hadlerinde kayıp yaşar, reel gelir etkisi negatif olur.

III. Tedarik Güvenliği Risk Analizi ve Mitigasyon Stratejileri

3.1 Herfindahl-Hirschman İndeksi (HHI) – Konsantrasyon Ölçümü

Tedarikçi çeşitlendirmesinin nicel ölçümü:

HHI = Σ(si²) × 10.000

Burada si, i. tedarikçinin pazar payıdır. HHI > 2.500 yüksek konsantrasyon (tekelsi yapı) gösterir.

Türkiye’nin doğal gaz ithalatı (2023 tahmini):

• Rusya: %42
• Azerbaycan: %31
• İran: %13
• LNG (spot): %14

HHI = (42² + 31² + 13² + 14²) × 10.000 / 10.000 ≈ 2.990

Bu değer, yüksek konsantrasyon ve dolayısıyla yüksek risk anlamına gelir. AB ortalaması yaklaşık 1.800’dür.

3.2 Stokastik Programlama ve Tedarik Kesintisi Modellemesi

Tedarik kesintisi senaryolarının olasılıksal modellemesi:

Monte Carlo Simulasyonları: 10.000+ senaryo üretilerek (her birinde farklı kesinti olasılıkları, süreleri, fiyat volatiliteleri), beklenen maliyetler (expected costs) ve riske maruz değer (VaR – Value at Risk) hesaplanır.

Sağlam Optimizasyon: En kötü durum senaryolarına karşı optimal portföy seçimi. Min-max regret yaklaşımı kullanılarak, farklı jeopolitik gelişmeler altında minimum pişmanlık sağlayan tedarik karışımı belirlenir.

3.3 Stratejik Petrol Rezervleri (SPR) ve Optimal Stok Düzeyi

IEA üyesi ülkeler, 90 günlük net ithalat karşılığı petrol rezervi bulundurma yükümlülüğü altındadır. Türkiye’nin rezerv düzeyi bu standardın yaklaşık %75-80’i civarındadır.

Optimal Rezerv Büyüklüğü Hesaplaması:

Toplam Maliyet = Depolama Maliyeti + Beklenen Kesinti Maliyeti

TC = (c_storage × R) + P(disruption) × Duration × VOLL × (1 – R/Critical_Days)

Burada R rezerv düzeyi (gün), c_storage günlük depolama maliyeti, P(disruption) kesinti olasılığı. Birinci türev alınarak optimal R* bulunur.

3.4 LNG Terminalleri ve Regazifikasyon Kapasitesi

Türkiye’nin LNG altyapısı:

• Marmara Ereğlisi: 6,5 milyar m³/yıl
• Aliağa: 5,4 milyar m³/yıl
• Dörtyol FSRU (Yüzen Depolama): 3,7 milyar m³/yıl
• Saros FSRU: 5,5 milyar m³/yıl (2024)

Toplam kapasite yaklaşık 21 milyar m³/yıl, yıllık tüketimin (yaklaşık 50 milyar m³) %42’si. LNG esnekliği, boru hattı bağımlılığını azaltır ancak spot LNG fiyatları boru hattı gazından 1,5-3 kat daha pahalı olabilir (piyasa koşullarına bağlı).

IV. Yenilenebilir Enerji Dönüşümü: Tekno-Ekonomik Zorluklar

4.1 LCOE (Levelized Cost of Energy) Analizleri

Farklı teknolojilerin ömür boyu birim enerji maliyeti:

LCOE = (Σ(I_t + M_t + F_t) / (1+r)^t) / (Σ E_t / (1+r)^t)

Burada I_t yatırım, M_t işletme-bakım, F_t yakıt maliyeti, E_t üretim, r iskonto oranı, t yıl.

Türkiye için yaklaşık LCOE değerleri (2024, $/MWh):

• Karasal Rüzgar: 40-50
• Güneş PV (kullanım ölçeği): 35-45
• Hidrolik: 50-70 (yeni projeler)
• Doğal Gaz CCGT (kombine çevrim): 70-90 (gaz fiyatına bağlı)
• Kömür: 65-85 (karbon fiyatlamasına bağlı)
• Nükleer: 90-120 (yeni projeler, Akkuyu tahmini)

Solar ve rüzgarın LCOE avantajına rağmen, sistem entegrasyon maliyetleri (curtailment, balancing, backup capacity) eklenmeli: System LCOE.

4.2 Kapasite Faktörü ve Elverişlilik Analizi

Kapasite Faktörü: Gerçek üretimin teorik maksimum üretme oranı.

Türkiye ortalamaları:

• Doğal Gaz CCGT: 40-50%
• Kömür: 50-60%
• Hidrolik: 30-45% (yağış bağımlı)
• Rüzgar: 30-35%
• Solar PV: 18-22%
• Jeotermal: 75-85% (baseload)

Düşük kapasite faktörü, MW başına daha az üretim demektir, dolayısıyla sabit yük karşılama için daha fazla kurulu güç gerekir.

4.3 Kritik Maden Bağımlılığı ve Tedarik Zinciri Riskleri

Yenilenebilir enerji teknolojilerinde kritik madenler:

Lityum-İyon Bataryalar: Kobalt (DRC %70 üretim), Lityum (Avustralya, Şili, Çin %80+ üretim ve işleme), Nikel.

Rüzgar Türbinleri: Nadir toprak elementleri (REE – Neodymium, Dysprosium) özellikle doğrudan tahrik jeneratörlerde. Çin global REE üretiminin %60’ını ve işleme kapasitesinin %90’ını kontrol eder.

Güneş PV: Polisilikon (Çin %80+ üretim kapasitesi), Gümüş (kontak elektrodu), Bakır.

Stratejik Yanıt: Geri dönüşüm teknolojileri (lityum bataryalarda %95+ geri kazanım mümkün), alternatif kimyasallar (sodyum-şyon, katı hal), yerli maden geliştirme (Türkiye’nin lityum rezervleri Eskişehir-Beylikova’da keşfedildi).

4.4 Grid Flexibility ve Demand Response

Esneklik Hesaplaması: Yüksek YEK penetrasyonunda esneklik ihtiyacı:

F = σ(net load) × k

Burada σ net yükün (talep – YEK üretimi) standart sapması, k güvenlik faktörü (genellikle 3-4).

Demand Response Programs:

• Kullanım Zamanı Tarifeleri: Pik saatlerde yüksek, vadi saatlerinde düşük fiyat. 10-15% talep kaydırması sağlayabilir.
• Kesilebilir Kontratlar: Endüstriyel büyük tüketicilerle kesinti karşılığı indirim anlaşmaları. Türkiye’de alüminyum, çimento, demir-çelik sektörleri potansiyel.
• V2G (Araçtan Şebekeye): Elektrikli araçların çift yönlü şarj cihazlarıyla şebeke dengelemeye katkısı. 1 milyon EV, 50 kWh ortalama batarya ile 50 GWh esneklik sağlayabilir.

V. Jeo-Politik Risk Faktörleri ve Koridorlar

5.1 Enerji Geçiş Rotaları ve Kritik Choke Points

Boru Hattı Altyapısı:

• TürkAkım: 31,5 milyar m³/yıl (2 hat: 15,75 Türkiye, 15,75 Avrupa’ya transit)
• TANAP: 16 milyar m³/yıl (6 Türkiye, 10 TAP üzerinden Avrupa)
• Gürcistan üzerinden Azerbaycan: 2-3 milyar m³/yıl
• İran: 10 milyar m³/yıl (sözleşme kapasitesi)

Kritik Boğazlar: Hürmüz (global petrol taşımacılığının %21’i), Süveyş Kanalı, Bab el-Mandeb, Türk Boğazları (Karadeniz petrolü).

5.2 Enerji Silahlandırması ve Ekonomik Zorlama

Örnek Vaka Analizi: 2022 Rusya-AB Gaz Krizi. Rusya, Nord Stream 1 akışını Temmuz’da %40’a, Ağustos’ta %20’ye, Eylül’de tamamen durdurdu. Sonuçlar:

• TTF gaz fiyatı €300/MWh’yi aştı (normal: €20-40)
• Almanya GDP büyümesi 2022’de -0,3% (önceki tahmin: +1,8%)
• Enerji yoğun endüstrilerde üretim durdurma (gübre, amonyak, alüminyum)

Oyun Teorisi Modellemesi: Nash dengesi analizi, tedarikçinin kesme tehdidi ve alıcının alternatif arayışı arasındaki stratejik etkileşim.

5.3 Elektrik Enterkonneksiyonları ve Senkronizasyon

Türkiye, ENTSO-E (Kıta Avrupası Senkron Alanı) ile senkron çalışmakta ve şu bağlantılara sahiptir:

• Bulgaristan: 4×400 kV hat, toplam yaklaşık 1.800 MW kapasite
• Yunanistan: 1×400 kV hat, 500 MW
• Gürcistan: 2×400 kV + 154 kV hatlar, 700 MW

Piyasa Bağlantılandırması: Avrupa ile elektrik piyasası entegrasyonu, fiyat farklılıklarından arbitraj imkanı sağlar ancak dış şoklara maruziyeti artırır.

VI. Siber Güvenlik ve SCADA Sistemleri

Modern enerji altyapısı, SCADA (Gözetimsel Kontrol ve Veri Toplama) ve ICS (Endüstriyel Kontrol Sistemleri) ile yönetilir. Siber saldırılar kritik tehdittir:

Tarihsel Vakalar:

• 2015-2016 Ukrayna Şebeke Saldırıları: BlackEnergy ve Industroyer kötü amaçlı yazılımları, 230.000 kişiyi elektriksiz bıraktı.
• Colonial Pipeline (2021): Fidye yazılımı saldırısı, ABD’nin en büyük yakıt boru hattını 5 gün durdurdu.

Teknik Savunma Katmanları:

• Ağ Segmnetasyonu: IT ve OT (Operasyon Teknolojisi) ağlarının fiziksel/mantıksal ayrımı
• Defense in Depth: Çok katmanlı güvenlik (firewalls, IDS/IPS, anomali tespiti)
• IEC 62351: Elektrik altyapısı için siber güvenlik standartları
• Düzenli Penetraston Testleri: Kırmızı takım tatbikatları, güvenlik açığı değerlendirmeleri

VII. Politika Önerileri ve Optimal Stratejiler

7.1 Kısa Vadeli (1-3 yıl)

• Stratejik rezerv artırımı: Doğal gaz depolama kapasitesini 90 gün net ithalata çıkarma
• Esneklik mekanizmaları: Talep tarafı yanıt programlarının genişletilmesi, interruptible tarife penetrasyonunun %5’ten %15’e çıkarılması
• LNG spot alım esnekliği: Spot piyasadan esnek LNG alımı için finansal araç geliştirme (swap agreements, option contracts)

7.2 Orta Vadeli (3-7 yıl)

• Şebeke Modernizasyonu: Akıllı şebeke altyapısı, AMI (Gelişmiş Ölçüm Altyapısı) yaygınlaştırması
• Depolama Yayılımı: 3-5 GW şebeke ölçeğinde batarya depolaması, 2-3 GW hidro pompalama
• Yenilenebilir entegrasyon: Kısıtlamayı minimize eden tahmin sistemleri, rüzgar+solar+depolama hibrit santraller
• Hidrojene hazır altyapı: Doğal gaz şebekesinde hidrojen karıştırma pilot projeleri (%5-20 H₂)

7.3 Uzun Vadeli (7-15 yıl)

• Elektrik baskınlığı: Ulaşım ve ısınma sektörlerinin elektrifikasyonu (EV penetrasyonu %30+, ısı pompaları)
• Yeşil hidrojen ekonomisi: Elektroliz kapasitesi 5+ GW, hidrojen ihracat stratejisi
• Nükleer ana yükü: Akkuyu (4,8 GW) sonrası ikinci ve üçüncü nükleer santraller (SMR teknolojileri)
• Enerji diplomasisi: Doğu Akdeniz gaz koridoru, Türkmenistan-Türkiye-Avrupa doğal gaz hattı fizibilitesi

7.4 Çapraz Kesit Stratejileri

• R&D yatırımları: GDP’nin %0,3’ü enerji teknolojileri AR-GE’ye (şu an %0,05-0,1)
• Becerikli işgücü: Enerji mühendisliği, veri bilimi, siber güvenlik eğitim programları
• Düzenleyici deneme alanı: Yenilikçi teknolojiler (V2G, peer-to-peer enerji ticareti, blockchain-based settlement) için pilot düzenlemeler

Sonuç: Entegre Bir Yaklaşımın Gerekliliği

Enerji arzı güvenliği, teknik, ekonomik, jeopolitik ve çevresel boyutların optimize edilmesini gerektiren multi-objective bir optimizasyon problemidir. Matematiksel formülasyonda:

Minimize: Toplam Sistem Maliyeti + Risk Primi + Çevresel Dışsallıklar

Şunlara bağlıdır:

N-1 güvenilirlik kısıtı
Yenilenebilir enerji hedefleri (2035: %60)
Karbon emisyon sınırları
İthalat bağımlılığı < %X
Depolama yeterliliği ≥ Y gün
Şebeke kararlılığı: 49,8 Hz ≤ f ≤ 50,2 Hz

Bu karmaşık denklemin çözümü, deterministik optimizasyon yerine stokastik ve robust yaklaşımlar gerektirir. Makine öğrenmesi tabanlı tahmin sistemleri, blockchain destekli eşler arası enerji ticareti, kuantum hesaplama optimizasyon problemlerine uygulanması gibi yeni ortaya çıkan teknolojiler, gelecek nesil enerji sistemlerinin temelini oluşturacaktır.

Türkiye’nin enerji arzı güvenliği stratejisi, fosil yakıt bağımlılığından çıkış rotasını, yeşil dönüşüm hedeflerini ve enerji merkezi olma vizyonunu dengeli bir şekilde entegre etmelidir. Bu, sadece altyapı yatırımları değil, aynı zamanda piyasa tasarımı, düzenleyici çerçeve, teknolojik yenilik ve uluslararası iş birliği gerektiren holistik bir transformasyondur.

Kaynakça

BloombergNEF. (2024). Energy storage market outlook. Bloomberg New Energy Finance.

Energy Markets Operating Inc. (EPİAŞ). (2024). Transparency platform [Data set]. https://seffaflik.epias.com.tr

European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E). (2023). Network code on operational security. https://www.entsoe.eu

Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE). (2023). IEEE standards on power systems. IEEE Standards Association.

International Energy Agency. (2024). World energy outlook 2024. OECD/IEA. https://www.iea.org

Republic of Turkey Ministry of Energy and Natural Resources. (2020). Turkey energy strategy 2020-2035. https://www.enerji.gov.tr

Turkish Electricity Distribution Corporation (TEDAŞ). (2023). Annual reliability statistics. https://www.tedas.gov.tr

European Union. (2017). Regulation (EU) 2017/1938 concerning measures to safeguard the security of gas supply. Official Journal of the European Union, L 280/1.

California Independent System Operator (CAISO). (2024). Grid operations and renewable integration reports. http://www.caiso.com

International Electrotechnical Commission. (2022). IEC 62351: Power systems management and associated information exchange – Data and communications security. IEC.