Autor: mgr inż. Paweł Kalbarczyk - Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika Warszawska, Starszy Inżynier ds. Rozwoju, Transition Technologies

Transkrypt

1 Wpływ błędów prognozy zapotrzebowania na ciepło w miejskiej sieci ciepłowniczej na koszty bilansowania elektrociepłowni uczestniczącej w Hurtowym Rynku Energii Elektrycznej w Polsce Autor: mgr inż. Paweł Kalbarczyk - Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika Warszawska, Starszy Inżynier ds. Rozwoju, Transition Technologies Streszczenie Istotnym problemem polskiego rynku energii jest zapewnienie miejsca dla elektrociepłowni w jego strukturach. W obowiązujących rozwiązaniach prawnych, nie zostały określone cele i zagrożenia jakie zliberalizowany handel energią stwarza gospodarce skojarzonej. Aktualne Dyrektywy Unii Europejskiej powinny powodować zwiększenie atrakcyjności energii produkowanej w skojarzeniu z ciepłem. Jednakże zwiększenie progowej wartości sprawności przemiany energii chemicznej paliwa z 65% do 70% powoduje, że praktycznie każda z elektrociepłowni w Polsce stanie się, niejako z konieczności, uczestnikiem segmentu Rynku Bilansującego. Niniejsza praca będzie próbą wskazania jak błąd prognozy zapotrzebowania na ciepło wpływa na koszt bilansowania elektrociepłowni w warunkach rynkowych. Wstęp Przygotowywane zmiany w projektach Ustawy Prawo Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 opierające się na dyrektywach Unii Europejskiej: 2001/77/WE [2] dotyczącej wspieraniu produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach odnawialnych, 2003/54/WE [1] dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 96/92/WE mogą spowodować, że obowiązek zakupu energii elektrycznej w skojarzeniu od wielu elektrociepłowni (zwłaszcza przemysłowych) przestanie być obowiązujący. Spowodowane to będzie podwyższeniem progowej wartości sprawności przemiany energii chemicznej paliwa do 70%. Pomimo teoretycznie zwiększonej możliwości sprzedaży energii elektrycznej skojarzonej (określonej w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 30 maja 2003) okazać się może, że znaczna liczba elektrociepłowni zostanie zmuszona sama poszukiwać nabywców energii na Rynku Energii. Pomijając oczywisty fakt konieczności organizacji służb handlowych w elektrociepłowni, zakupie bądź najmie systemu WIRE, dostosowaniu struktury pomiarowo rozliczeniowej do wymogów Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) [3] bądź w przypadku uczestnictwa jedynie w rynku lokalnym Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej (IRiESR) operatora rynku lokalnego niniejsza praca będzie próbą wskazania zagrożeń związanych z istnieniem specyficznego mechanizmu bilansowania (zwanego Rynkiem Bilansującym) dla przedsiębiorstwa kogeneracji. Niezależnie od wyboru obszaru działalności przez elektrociepłownię, czyli innych segmentów Rynku Energii Kontrakty długo i krótkoterminowe, giełdy energii, platformy obrotu itp., zostanie ona uczestnikiem Rynku Bilansującego. Powstanie wówczas sytuacja w której zakład gospodarki skojarzonej z jednej strony będzie przedsiębiorstwem mającym ograniczone przychody z tytułu sprzedaży ciepła, wynikające z konieczności respektowania ustalanych przez siebie taryf, a z drugiej mający teoretycznie nieograniczone koszty związane z uczestnictwem w RB. Co więcej wszyscy taryfowi odbiorcy ciepła (na razie nie jest planowane uwolnienie rynku ciepła) nie będą przedstawiać swoich planów zapotrzebowania na ciepło (wszak są odbiorcami taryfowymi), natomiast elektrociepłownia jako uczestnik rynku będzie musiał z 48 godzinnym wyprzedzeniem podawać plan generacji energii elektrycznej na kolejną dobę (wedle reguł przedstawionych w IRiESP [3]). Tak więc elektrociepłownia będzie zmuszona w miarę dokładnie przewidywać zachowanie odbiorów ciepła, gdyż ma ono oczywisty wpływ na poziom generacji energii elektrycznej skojarzonej. 1

2 Niniejsza praca poświęcona jest jedynie zagadnieniu jak błąd prognozy zapotrzebowania na ciepło wpływa na koszty związane z uczestnictwem elektrociepłowni w Rynku Bilansującym. Przedstawiony zostanie akademicki przykład wyimaginowanej elektrociepłowni i zostanie przeprowadzona analiza kosztów bilansowania energii elektrycznej. Sprawa metodologii modelowania i prognozowania nie jest jednakże tematem niniejszej pracy; autorzy obecnie pracują nad zbudowaniem uniwersalnego algorytmu postępowania w modelowaniu zapotrzebowania na ciepło. Opis analizowanego układu Dla potrzeb analizy kosztów bilansowania przyjęto następujące założenia: 1. Znana jest tabela regulacji sieci ciepłowniczej Symulacja przeprowadzona została dla sieci wody gorącej o parametrach 133/70. Przyjęto, ze całe ciepło produkowane w elektrociepłowni jest przeznaczone do zasilania sieci wody gorącej. Wykres regulacyjności sieci ciepłowniczej przedstawia poniższy rysunek: Rys. 1 Wykres regulacyjności dla sieci 133/77 2. Całe ciepło jest produkowane w skojarzeniu z energią elektryczną 3. Analizowane są układy z turbiną przeciwprężną i z turbiną upustowo kondensacyjną z pogorszoną próżnią o następujących parametrach: Nazwa parametru Turbina przeciwprężna Turbina upustowo kondensacyjna Ciśnienie pary świeżej 13 [MPa] 13 [MPa] Temperatura pary świeżej 535 [ C] 535 [ C] Entalpia pary świeżej 3436 [kj/kg] 3436 [kj/kg] Ciśnienie pary ciepłowniczej 0.7 [MPa] 0.7 [MPa] Temperatura pary ciepłowniczej 218 [ C] 218 [ C] Entalpia pary ciepłowniczej 2700 [kj/kg] 2700 [kj/kg] Ciśnienie w skraplaczu [MPa] Temperatura w skraplaczu - 81 [ C] Entalpia pary w skraplaczu [kj/kg] Entalpia wody zasilającej kotłownię 632 [kj/kg] 339 [kj/kg] Sprawność części WP Sprawność części NP Sprawność mechaniczna turbiny

3 4. Sprawność turbin jest stała w pełnym zakresie produkowanego ciepła i energii elektrycznej 5. Schematy cieplne układów skojarzonych przedstawiono na poniższych rysunkach: Rys. 3 Schemat elektrociepłowni z Rys. 2 Schemat elektrociepłowni z turbiną upustowo turbiną przeciwprężną kondensacyjną 6. Pomijane są zagadnienia dotyczące części kotłowej. Przyjmuje się założenie, że kotły produkują ilość pary konieczną do pokrycia zapotrzebowania cieplnego sieci miejskiej 7. Prognoza pogody, na podstawie której jest wyznaczana wartość prognozy zapotrzebowania dla ciepła jest 100% sprawdzalna. Dla potrzeb analizy posłużono się rzeczywistą temperaturą zewnętrzną zmierzoną z dokładnością godzinową w jednym z miast Polski 8. Wartość prognozowana wynika bezpośrednio z tabeli regulacji sieci ciepłowniczej jest wykonywana dla okresów godzinowych. Prognoza zapotrzebowania na ciepło jest zgodna z danymi rzeczywistymi, pochodzącymi z przykładowej elektrociepłowni zawodowej. Dane te zostały odpowiednio przystosowane do potrzeb niniejszej pracy (przeskalowane, zmienione, itp.). Dla takiej wartości prognozy wyznaczana jest godzinowa wartość produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu dla wzorcowego układu cieplnego elektrociepłowni (dla przypadków przedstawionych na rysunkach: 9. Rys. 2, Rys. 3), a następnie zaokrąglana do wartości całkowitych, zgodnie z literą IRiESP [3] 10. Dla zasymulowania rzeczywistych warunków błędu prognozy przyjęto, że rzeczywista wartość zapotrzebowania na ciepło jest przybliżona przez rozkład normalny wokół wartości wynikającej z tabeli regulacji. Oznacza to, że dla każdej prognozy godzinowej zapotrzebowania na ciepło losowana jest wartość odchylenia od wartości średniej dla danej godziny (wynikającej z tabeli regulacji) w pewnym, podlegającym analizie symetrycznym przedziale z prawdopodobieństwem przybliżonym rozkładem normalnym N (0,1). Prawdopodobieństwo pomyłki powyżej lub poniżej wartości średniej zapotrzebowania jest przybliżone rozkładem dwupunktowym, o prawdopodobieństwie P= Dla wartości rzeczywistych obliczona zostaje ilość wyprodukowanej energii. Przeprowadzona analiza dotyczy wyłącznie kosztów wynikających z bilansowania wynikającego z niedokładności prognozy zapotrzebowania na ciepło. Zaniedbany zostanie koszt związany z ewentualnym brakiem pokrycia potrzeb cieplnych odbiorców. W związku z powyższym zakłada się, że sieć jest idealna nie występują zjawiska przegrzania i niedogrzania sieci. Parametrami podlegającymi zmianie jest szerokość przedziału losowania wartości losowej odchylenia od prognozy ciepła, z dodatkowymi ograniczeniami, omówionymi w dalszej części opracowania. Dla urealnienia kosztów związanych z bilansowaniem energii elektrycznej zarówno prognozę na ciepło jak i ceny Rynku Bilansującego dotyczą miesiąca stycznia 2003 roku. Obliczenia cieplne dla turbozespołów wykonano w oparciu o opracowanie [8]. Przykład obliczeniowy Przykład obliczeniowy, został wykonany na danych ze stycznia 2003 roku, według założeń podanych w punkcie Opis analizowanego układu. Zmieniana jest szerokość przedziału losowania 3

4 odchyleń wartości ciepła, które to mają symulować rzeczywiste zapotrzebowanie na ciepło w sieci miejskiej. Z racji faktu iż nieznane są rzeczywiste wartości prognoz za wartości prognozy przyjęto rzeczywiste wartości przepływu wody sieciowej w styczniu 2003 w jednym z miast Polski. Następnie wyznaczono prognozę mocy cieplnej wynikającą z tabeli regulacji sieci 133/70, której wykres prezentowany jest na Rys. 1. Wobec powyższego faktu prognozę mocy cieplnej dla chwili i można zilustrować wzorem: Q Pi = Gi ( Tz Tp ) Poszczególne symbole oznaczają: P Q Prognozowane zapotrzebowanie na ciepło w sieci miejskiej w chwili i [MW t ] G Przepływ wody sieciowej [kg/s] (wartość rzeczywista dla stycznia 2003) w chwili i T z Temperatura wody na wejściu do miejskiej sieci ciepłowniczej (zw. temperatura na zasilaniu) [ C] T p Temperatura wody na wyjściu z miejskiej sieci ciepłowniczej (zw. temperatura na powrocie) [ C] Jednocześnie spełniając założenie, że zapotrzebowanie na ciepło jest w całości pokrywane przez parę przeciwprężną (w przypadku elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną) bądź też parę upustową (w przypadku elektrociepłowni z turbiną upustowo kondensacyjną) można, znając parametry czynników w turbinie oraz jej sprawność, wyznaczyć ilość produkowanej energii elektrycznej. Z racji faktu przyjęcia stałych parametrów termodynamicznych czynnika i stałej sprawności turbozespołu otrzymano następujące wartości współczynników skojarzenia: dla turbiny przeciwprężnej 19,793% przy jednostkowym zapotrzebowaniu na parę 1, kg/kj; dla turbiny upustowo kondensacyjnej 26,72% 27,49% przy jednostkowym zapotrzebowaniu na parę 1, kg/kj. Dla zwiększenia utylitarnej wartości pracy 1 przyjęto dodatkowe założenie, wiążące szerokość dopuszczalnego błędu w każdej z godzin prognozowanej doby z wartością błędu dobowego tak aby średni błąd w dobie nie przekraczał wartości granicznej. Dodatkowo przeanalizowano 2 różne warianty: Wariant 1. Prawdopodobieństwo pomyłki we wszystkich godzinach doby jest takie samo Wariant 2. Prawdopodobieństwo pomyłki w godzinach doliny nocnej (przyjętych arbitralnie od godziny 1 do 6 włącznie) jest o połowę mniejsze niż w pozostałych godzinach doby Zapotrzebowanie na ciepło w sieci miejskiej jak również planowana produkcja energii skojarzonej (dla elektrociepłowni z turbiną przeciwprężną i upustowo kondensacyjną) ilustrują poniższe rysunki: Dla wyznaczenia kosztów bilansowania przyjęto rzeczywiste ceny obowiązujące na Rynku Bilansującym w styczniu 2003 (Rys. 4). Mechanizm bilansowania dla elektrociepłowni (opisany szczegółowo w [3]) traktuje je jako tzw. Jednostki grafikowe pasywne. Dla nich obowiązującą strefą nieczułości, dla której rozliczenie energii bilansującej następuje po cenie CRO (Cena Rozliczeniowa Odchylenia), jest wartość ± w stosunku do planowanego wolumenu sprzedaży 1 Utylitarna wartość pracy pozwala na oszacowanie realnych kosztów bilansowania odniesionych do średniego błędu w prognozowanej dobie. Pozwala to na ocenę unikniętych kosztów bilansowania w przypadku oceny narzędzi prognostycznych 4

5 energii na rynku. Np. jeżeli elektrociepłownia sprzedaje energię w wysokości 50 MW, to w przypadku wystąpienia odchylenia do 0,5 MW odchylenie to będzie rozliczane po cenie CRO, niezależnie od tego, czy odchylenie jest dodatnie czy ujemne. W każdym innym przypadku należy stosować poniższy algorytm: Dla odchyłek dodatnich (+) wyprodukowano więcej energii niż planowano: EB = ER ED, EB > 0 = + = 0.01 ED CRO = ( EB 0.01 ED) CROz Dla odchyłek ujemnych (-) wyprodukowano mniej energii niż planowano: EB = ER ED, EB < 0 = + = 0.01 ED CRO = ( EB 0.01 ED) CROs EB Energia Bilansująca, ED Energia Deklarowana (zgłoszona przez system WIRE), ER Energia Rzeczywista (wyprodukowana i zmierzona przez licznik), Należność za Energię Bilansującą, - Należność za Energię Bilansującą w zakresie strefy nieczułości, - Należność za Energię Bilansującą poza strefą nieczułości, CRO z Cena Rozliczeniowa Odchylenia zakupu, CRO s Cena Rozliczeniowa Odchylenia sprzedaży. Przebieg cen Rynku Bilansującego w styczniu 2003 ilustruje Rys. 4: Rys. 4 Ceny na Rynku Bilansującym w styczniu 2003 Z pobieżnej analizy cen wynika, że: średnia cena sprzedaży energii na rynek bilansujący (CRO z ) wyniosła 80,30 PLN; średnia cena zakupu energii z rynku (CRO s ) wynosiła 223,22 PLN; zaś cena CRO 97,32. Poziom ceny CRO z w dolinie nocnej zwykle nie przekracza 72 PLN, zaś w szczytach osiąga wartość 85 PLN. W przypadku, w którym cena ta jest akceptowalna przez służby handlowe elektrociepłowni wystarczy zgłaszać poprzez WIRE jedynie minimalną ilość energii sprzedawaną w kontraktach bilateralnych zaś całą wyprodukowaną nadwyżkę sprzedawać na Rynku Bilansującym. Oczywiście zwykle cena w kontrakcie jest wyższa niż cena zakupu energii przez Rynek Bilansujący. Zakładając, że służby handlowe sprzedają w kontraktach dokładnie tyle energii ile wynika z prognozy zapotrzebowania na ciepło i współczynnika skojarzenia można prześledzić jak błąd prognozy wpływa na koszt bilansowania. Należy również dodać, że poziom cen RB nijak nie jest skorelowany z produkcją ciepła i energii elektrycznej uzależnionych przede wszystkim od temperatury zewnętrznej. Przy założonym prawdopodobieństwie pomyłki = 0.5 można powiedzieć, że tak samo często powinny występować odchylenia na (+) i (-), co przy niekorzystnym stosunku cen CRO s /CRO z 2,78 skutkować będzie występowaniem kosztu z tytułu zbyt małej produkcji energii elektrycznej ze względu na wymuszenia odbiorców ciepła. W przykładzie obliczeniowym założono, że błąd prognozy będzie z przedziału <20,0>. Przez błąd prognozy rozumiany jest średni dobowy błąd prognozy. Dla każdej z badanych wartości nie przekracza on wartości założonej; natomiast w poszczególnych godzinach doby prognozowanej może być on większy od zakładanego. Otrzymane wyniki symulacji ilustruje poniższy rysunek: 5

6 Rys. 5 Koszt bilansowania elektrociepłowni w styczniu 2003 Wartości na osi odciętych mają wartości ujemne ze względu na kierunek przepływu finansowego (od podmiotu do obszaru rynku bilansującego czyli Operatora Sieci Przesyłowej bądź Rozdzielczej). W przypadku wariantu 2 (założenie o lepszej jakości prognoz w godzinach doliny nocnej) koszty bilansowania są oczywiście niższe niż w przypadku wariantu 1. Spowodowane jest to automatycznym zmniejszeniem średniego dobowego błędu prognozy. Kwestią wtórną jest jednakże fakt, że poprawa prognozy wyłącznie dla godzin pozaszczytowych w niewielkim stopniu wpływa na koszt bilansowania ze względu na niezbyt wysoki poziom cen na rynku. Kluczowe jest zatem poprawienie prognoz dla godzin szczytowych doby, czyli wtedy, kiedy ceny są najwyższe. Zależność pomiędzy błędem prognozy a kosztem bilansowania jest w przybliżeniu liniowa o dosyć wysokiej wartości współczynnika kierunkowego liniowości. Dla wyimaginowanego układu elektrociepłowni wartości przyrostu kosztów na każdy błędu prognozy ilustruje Rys. 6. Z kolei średnie ceny, po których następuje wymiana energii z obszarem Rynku Bilansującego ilustruje Rys. 7. Zauważyć można, że koszt bilansowania jest wyższy dla elektrociepłowni z turbiną upustowo kondensacyjną. Jest to spowodowane oczywistym faktem zwiększonej generacji skojarzonej z ciepłem energii elektrycznej każde wymuszenie od odbiorców sieciowych automatycznie w większym stopniu zmienia wartość produkowanej energii elektrycznej. Powoduje to zwiększone odchylenia od zakładanego planu produkcji. Należy jednak podkreślić, że w przeprowadzonej analizie wykorzystano jedynie proste modele elektrociepłowni, bez możliwości sterowania poborem ciepła w parze z upustu turbiny, co w realnych warunkach może znakomicie zmniejszyć wpływ wymuszenia sieci ciepłowniczej na koszty bilansowania energii elektrycznej. Rys. 6 Przyrost kosztu bilansowania w zależności od błędu prognozy Rys. 7 Średnie ceny energii bilansującej dla stycznia 2003 Wykres cen bilansowania pozwala ocenić przyszłe dochody lub koszty związane z uczestnictwem elektrociepłowni w Rynku Bilansującym. W szczególności jeżeli weźmie się pod uwagę przebieg ceny sprzedaży energii z elektrociepłowni do obszaru rynku, to okazuje się, że cena ta niewiele odbiega od wartości średniej (przebieg ceny charakteryzują parametry: wartość oczekiwana 6

7 E(CRO z )=83,07, odchylenie standardowe σ(cro z )=5,27). Można zatem powiedzieć, że średnia wartość ceny CRO z jest dobrym estymatorem ceny sprzedaży nadprogramowej energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji. Z kolei nie jest możliwe zastosowanie analogicznego podejścia do estymowania ceny CRO s. Jej wartość średnia E(CRO s )=201,97, odchylenie standardowe σ(cro s )=39,53. Powoduje to, że cena zakupu energii z Rynku Bilansującego jest przewidywalna z małą dokładnością, natomiast jej wpływa na koszt bilansowania jest niemalże 3 razy większy niż ew. korzyść z tytułu sprzedaży energii na rynek. Główne koszty bilansowania są zatem wynikiem wysokiego poziomu ceny CRO s jak i liniowej zależności od błędu prognozy. Podsumowanie Niniejsza praca jest jedynie wstępem ukazującym potrzebę prognozowania zapotrzebowania na ciepło w przypadku podmiotów, które są, lub w wyniku zmieniających się przepisów będą w najbliższej przyszłości, jednoczesnymi uczestnikami Rynku Energii i lokalnego Rynku Ciepła. Każde zmniejszenie błędu prognozy skutkuje automatyczną, liniową redukcją kosztów bilansowania, związanych głównie z wysokim poziomem ceny CRO s. Dodatkowo, metoda prognozowania powinna mieć możliwość przesuwania wartości średniej błędu prognozy w stronę korzystniejszą finansowo. Oznacza to, że model prognostyczny zbudowany w oparciu o zasadę: myl się częściej tak, aby niedoszacować prognozę zapotrzebowania na ciepło będzie z finansowego punktu widzenia lepszy niż model, który będzie dawał dokładniejsze prognozy mocy cieplnej gdyż pomyłka wynikająca z przeszacowania wartości poboru ciepła będzie skutkowała zakupem energii z rynku bilansującego. W przypadku ustalenia akceptowalnej ceny sprzedaży energii w kontraktach dwustronnych można pokusić się o wykonanie optymalizacji modelu prognostycznego w sposób taki, aby nie ograniczać zysków związanych z funkcjonowaniem przedsiębiorstwa w Hurtowym Rynku Energii niskim poziomem ceny sprzedaży nadprodukcji na Rynek Bilansujący. Literatura [1]. Dyrektywa UE 2003/54/WE dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 96/92/WE [2]. Dyrektywa UE 2001/77/WE dotyczącej wspieraniu produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach odnawialnych [3]. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej: [4]. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 30 maja 2003 w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła [5]. R. Jankowski, G. Jarmoszewicz, K. Świrski, T. Chomiak, J. Arabas, Optymalizacja pracy elektrociepłowni - typowe zagadnienia wdrożeniowe - EC Ostrołęka, w Mat. Konf. Problemy Badawcze Energetyki Cieplnej, Prace Naukowe Politechniki Warszawskiej: Mechanika, z.190, Warszawa, str ,2001 [6]. Paweł Modzelewski: Wpływ dokładności prognozy zapotrzebowania energii elektrycznej na sytuację finansową Spółki Dystrybucyjnej, referat na warsztatach Prognozowanie mocy i zapotrzebowania na energię elektryczną jako jedna z dróg redukcji kosztów, IDWE, Warszawa, [7]. J. Marecki, Gospodarka skojarzona cieplno elektryczna, WNT, Warszawa