Elektrik üretiminde yenilenebilir enerji kaynaklarının payı her geçen gün artmaktadır. Doğaları gereği süreksiz
olan bu kaynaklar, elektrik fiyatlarında dalgalanmalara neden olabilmektedir. Bu durum da elektrik güç
sistemlerindeki teknik, ekonomik ve yasal kısıtlar altında, enerji kaynaklarının etkili bir şekilde planlandığı ve
elektrik üretimi ve talebindeki değişkenliğin doğru bir şekilde ele alındığı yöntemlerin kullanılmasını kaçınılmaz
kılmaktadır. Bu çalışmada, elektrik üretim ve talep süreklilik eğrilerinin gelecek şebeke planlamalarında nasıl
kullanılabileceği üzerine bir araştırma yapılmıştır. Burada, olasılıksal bir yaklaşım benimsenmiş ve elektrik üretim
ve talep değerlerinin var olma olasılıkları, yapılan çalışmayla, gelecek şebeke planlamaları için önemli olan bazı
parametrelerin hesabında kullanılmıştır. Makalede, şebekeden bağımsız çalışan bir ada sistemi üzerinde yapılan
benzetim çalışmasının sonuçları sunulmuştur. Hesaplamaların sonucunda örnek durum çalışması yapılan
sistemdeki tahmin edilen elektrik enerjisi üretim maliyeti 309 $/saat, elektrik enerjisi açığı miktarı 100.4 kWh ve
tahmin edilen elektrik enerjisi açığı riski %4.9 olarak bulunmuştur.
Renewable energy share in electricity generation is expected to increase significantly with each passing day. Due
to nature of renewables, electricity generation from renewables contains uncertainties which affect the energy
prices in the electricity markets. New simulations are needed for efficient planning process for the resources in the
power systems to address the uncertainties in demand and generation under the economical, technical and legal
limitations. In this study, duration curves of the generation and demand sides are investigated as a tool to estimate
forecasted values of the future grid planning key parameters with the approach of probabilistic meaning of the
planning and probability of the availability of demand and generation sides. The method is applied to an island
case study, the parameters are calculated under the stated assumptions and the results are presented. For the island
case study system, the expected total operation cost, the expected energy not served and risk of power deficit grid
planning parameters are calculated as 309 $/hour, 100.4 kWh and 4.9% respectively.
