WYNIKI OPTYMALIZACJI PRACY ELEKTROCIEPŁOWNI

Transkrypt

1 Nr 4(137) Rynek Energii Str. 71 WYNIKI OPTYMALIZACJI PRACY ELEKTROCIEPŁOWNI Janusz Lichota, Przemysław Kołodziejak Słowa kluczowe: maksymalizacja zysku, elektrociepłownia, model rynku Streszczenie. Jest to czwarty z artykułów opisujących kompleksowo sposób optymalizacji ekonomicznej wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w elektrociepłowni gazowo-parowej. Niniejszy artykuł zawiera wyniki optymalizacji ekonomicznej elektrociepłowni w Siedlcach. Opisuje on zmiany jakie zasy w budowie źródła oraz uzyskane wyniki finansowe. 1. KRÓTKOOKRESOWA OPTYMALIZACJA WYTWARZANIA ENERGII Optymalizacja krótkookresowa dokonywana jest dla trzech okresów, tj. (t, t + 1 dzień), (t, t + 2 dni), (t, t + 7 dni). Z tego względu wiele conów wchodzących w skład równania zysku netto można przyjąć jako stałe. Optymalizacja krótkookresowa sprowadza się do: określenia na podstawie prognoz pogody wielkości zapotrzebowania na ciepło przez system ciepłowniczy, Q (t (t))dt (1) doboru jednostek wytwórczych z uwzględnieniem ich parametrów ekonomicznych tak, aby potrzeby cieplne miasta były pokryte. Przy istnieniu systemu wsparcia wysokosprawnej kogeneracji zimą będą to: EC 2, EC 1, CW; latem : EC-1. Przy braku wsparcia EC 1 i EC 2 przechodzą do rezerwy zimnej. obliczenia produkcji energii elektrycznej brutto W, desygnowanych do pracy jednostek oraz mocy potrzeb własnych W, na podstawie prognozy temperatury i ciśnienia atmosferycznego, oszacowaniu na podstawie prognoz wietrzności mocy elektrycznej generacji wiatrowej w krajowym systemie elektroenergetycznym KSE i spodziewanych cen energii elektrycznej c na rynku spotowym RDB, RDN oraz rynku bilansującym RB, podjęcia decyzji o ewentualnym zwiększeniu generacji poza kogeneracją, określenia wpływu tej generacji na pogorszenie wskaźnika PES zdefiniowanego jako 1 PES = 1 η + η (2) η η η sprawność wytwarzania ciepła użytkowego w kogeneracji, %, η - sprawność wytwarzania energii elektrycznej w kogeneracji, %, η referencyjna wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła, %, [1], η referencyjna wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej, %, [1], tabela 1, i sprawności średniorocznej całego źródła (tylko EC- 1, EC-2). Spadek wskaźnika PES poniżej 1% skutkuje całkowitą utratą prawa do otrzymania świadectw pochodzenia i wynikających z nich praw majątkowych, natomiast obniżenie sprawności średniorocznej EC 2 poniżej 8% a EC 1 poniżej 75% powoduje otrzymanie mniejszej liczby praw majątkowych, niż wynosi zmierzona na zaciskach generatorów produkcja brutto energii elektrycznej, podjęcia decyzji o ewentualnym odstawieniu urządzeń do prac konserwacyjnych, opracowania i przesłania grafiku (grafików) dobowo-godzinowego do odbiorcy i tzw. podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe, obliczenia zapotrzebowania na paliwo gazowe i związanego z tym ożenia dyspozycji zakupu dodatkowych ilości gazu lub odsprzedaży na rynku RDNg lub RDBg, na którym doba gazowa zaczyna się 6 h później, oraz opracowania i przesłania dokumentu tzw. nominacji lub renominacji gazowej do sprzedawcy gazu (dyspozycja dla operatora systemu przesyłowego OSP).

2 Str. 72 Rynek Energii Nr 4(137) KRÓTKOOKRESOWA OPTYMALIZACJA ZAKUPU GAZU Optymalizacji podlega zmienna niezależna koszt zakupu gazu w zakresie opłaty za moc umowną K min (3) oraz druga zmienna niezależna czas t zakupu gazu. Jest ona rozpatrywana dla czasu poniżej 1 roku t < 1 rok (4) Zgodnie z taryfą OSDg (Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.) moc umowna jest określana w jednej wysokości na cały rok gazowy (październik wrzesień). Istnieje wprawdzie możliwość jej zmiany, ale wartość po zmianie musi obowiązywać pełne 12 miesięcy. Taryfa przewiduje umowy krótkoterminowe (krótsze niż rok), ale wtedy stosowane są mnożniki zwielokratniające wysokość opłaty stałej (tab. 1). Tabela 1 Tabela współczynników korygujących Optymalizację mocy umownej przeprowadzono w oparciu o uporządkowany wykres temperatury powietrza zewnętrznego i zapotrzebowania na gaz (rys. 1). Moc pobieran w gazie [MW] Wykres uprządkowany temperatury i zapotrzebowania na gaz Moc umowna = 94 MW versus 99MW czas ograniczania mocy 38h (16 dni) Moc w gazie Tzew Rys. 1. Uporządkowany wykres temperatury powietrza zewnętrznego i zapotrzebowania na gaz Ustalenie mocy umownej mniejszej o 5 MW niż wynika to z maksymalnego poboru gazu przez blok gazowo-parowy EC 2 powoduje, że przez około 38 h w roku (dla warunków atmosferycznych 216 r.) zachodzić będzie konieczność zmniejszania mocy elektrycznej turbin gazowych w celu nieprzekraczania mocy umownej w gazie. W przypadku EC Siedlce oszczędność na kosztach opłaty stałej za moc umowną pokazano w tabeli 2. grupa taryfowa W-1A.1 Moc umowna 99 MW Moc umowna 94 MW Oszczędność: Tabela 2 Taryfa nr 3 PSG Opłata stała,243 gr/(kwh/h) za h 2,43 /MW/h niewytworzona przez źródła gazowe wynosi około 38 MWh, a wartość jednostkowa oszczędności (cena niewytworzonej energii) wynosi 28 /MWh (=16 /38 MWh). Warunkiem opłacalności obniżenia mocy umownej jest spełnienie warunku arbitrażu cenowego: 28 > c + c ś ó ź ó ł (5) c cena energii elektrycznej na TGE, np. /MWh, c ś cena praw majątkowych (świadectw pochodzenia z kogeneracji wysokosprawnej), np. 12 /MWh dla świadectw żółtych c ś Ż, Średnia cena c musiałaby wynosić np. 4 /MWh, aby zamówić pełną moc 99 MW w paliwie. Wówczas spełniony byłby warunek 28 < c + c ś ó ź ó ł (6) W przyjętym scenariuszu na 216 r. i 217 r., z uwagi na korzystną relację cen gazu do cen energii elektrycznej, założono pracę jednej turbiny w EC 1 w trakcie sezonu grzewczego od listopada do lutego. Zwiększenie mocy umownej na rok gazowy 216/217 skutkowałoby istotnym wzrostem wynikowej (średniej) ceny gazu z powodu zwiększonego udziału opłaty stałej. Z tego względu zdecydowano o zawarciu drugiej umowy krótkoterminowej z mocą umowną będącą różnicą pomiędzy zapotrzebowaną mocą a mocą umowną z pierwszej umowy. Analizu-

3 Nr 4(137) Rynek Energii Str. 73 jąc mnożniki dla umów krótkoterminowych, zawarte w taryfie PSG, wybrano wariant umowy na 5 miesięcy (listopad marzec), jako najkorzystniejszy (mnożnik x1,7). Skutkiem funkcjonowania dwóch umów na jednym punkcie wyjścia z systemu Operatora Systemu Dystrybucyjnego OSD jest zmiana grupy taryfowej w zakresie dystrybucji dla obu umów na W-11.2, co spowodowało wzrost stawki opłaty stałej o 1 grosz/mw/h. W efekcie podjęte działania przyniosły oszczędność na opłacie stałej w kwocie ok. 65 tys. (tj. 2,7%). Czas zakupu gazu był optymalizowany na Towarowej Giełdzie Energii TGE. Zakup paliwa gazowego na TGE pozwala obniżyć koszty zakupu, ale też zwiększa ekspozycję na ryzyko wahań notowań instrumentów giełdowych. Podstawowe rynki TGE to: rynek terminowy oraz rynek typu spot (RDNg, RDBg). Rozliczanie dobowe następuje poprzez rynek bilansujący gazowy. Przyjęto następującą strategię zakupów: 92% planowanego maksymalnego poboru gazu pochodzi z rynku terminowego forward i składa się z: głównie instrumentów miesięcznych i kwartalnych oraz w niewielkim stopniu rocznych i tygodniowych (w okresach przejściowych) pozostałe 8% zapotrzebowania na gaz jest pokrywane z rynku spot, w zależności od przewidywanych warunków atmosferycznych (temperatura i ciśnienie). W przypadku mniejszego zapotrzebowania następuje odsprzedaż gazu na rynku spot. Przykład poboru gazu w ilości odpowiadającej 92% zapotrzebowania w grudniu 216 pokazano na rysunku. Rys. 2. Zakup gazu na Towarowej Giełdzie Energii, RTT-Rynek Terminowy Towarowy Na następnym rysunku pokazano wynik optymalizacji chwili zakupu 92% potrzebnego gazu na rynku terminowym. Cena TGE [/MWh] Notowania instrumentów terminowych na TGE okienka zakupowe GAS_BASE_M GAS_BASE_M GAS_BASE_M-1-17 GAS_BASE_M Rys. 3. Wynik optymalizacji chwili zakupu gazu na Towarowej Giełdzie Energii TGE KRÓTKOOKRESOWA OPTYMALIZACJA SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ Optymalizacji podlega zmienna niezależna cena sprzedaży energii elektrycznej, tj. c max (7) Podobnie jak koszt zakupu gazu jest ona rozpatrywana dla czasu krótszego od roku. t < 1 rok. (8) Jedną z możliwości maksymalizacji zysku jest poszukiwanie chwili, w której ceny energii elektrycznej są wyższe niż średnia. W przypadku sprzedaży energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii podstawowym rynkiem sprzedaży jest rynek typu spot. Ma on szereg zalet: pozwala na bieżąco reagować na fluktuacje cen energii elektrycznej, jest miej wrażliwy na zmienność produkcji wynikającą ze zmian warunków atmosferycznych i zmian poboru na potrzeby własne, minimalizuje ryzyko wysokich kosztów rynku bilansującego w przypadku awaryjnych wypadnięć i postojów eksploatacyjnych, statystycznie, ceny energii są zbliżone do cen odpowiednich instrumentów terminowych. Sprzedaż praw majątkowych ( żółtych świadectw ) na Towarowej Giełdzie Energii z kolei powoduje, że ich cena jest zbliżona do jednostkowej opłaty zastępczej (obecnie występuje niedobór praw typu PMGM),

4 Str. 74 Rynek Energii Nr 4(137) popyt wynikający z przepisów prawa jest większy w okresie umarzania praw, tzn. w IV i I kwartale roku następnego, może wystąpić konieczność wspierania się kredytem obrotowym w celu utrzymania płynności. Jako przykład optymalizacji ceny sprzedaży energii elektrycznej c pokazano sprzedaż energii elektrycznej na rynek dnia bieżącego RDB mającą miejsce w czerwcu i lipcu 216 r. Ceny energii elektrycznej osiągały wówczas wartości znacznie przekraczające średnią (rys. 4) Cena energii 6 elektrycznej 4 /MWh Średnia cena Godzina w dobie, h Rys. 4. Wynik optymalizacji ceny sprzedaży energii elektrycznej c Podjęto wówczas decyzję o uruchomieniu drugiej turbiny bloku gazowo-parowego EC 2 do pracy w szczycie na gorący komin i uzyskano średnia cenę sprzedaży energii elektrycznej wynoszącą 35 6 /MWh. 4. OPTYMALIZACJA ROCZNA KOLEJNOŚCI URUCHAMIANIA ŹRÓDEŁ Efektem optymalizacji krótkookresowej jest optymalizacja długookresowa (t, t + 1 rok). (9) Jest ona widoczna jako kolejność uruchamiania źródeł CW, EC 1, EC 2 na uporządkowanym wykresie obciążenia cieplnego źródła ciepła. Przy rozpatrywaniu uruchomień jednostek wytwórczych w przedziale czasowym wynoszącym 1 rok w porównaniu do optymalizacji krótkookresowej pojawiają się dodatkowe istotne zmienne. Przewidywane uruchomienia jednostek wytwórczych CW, EC 1, EC 2 zależą również od: stawki jednostkowej opłaty zastępczej c ogłaszanej przez Prezesa URE w terminie do 31 maja na rok 23 Uzyskana cena następny, która stanowi górne ograniczenie ceny praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii, wyniku oszacowania zbilansowania podaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii z popytem wynikającym z udziałów procentowych zapisanych w ustawie Prawo Energetyczne, spodziewanej przeciętnej ceny energii elektrycznej c na TGE (w poszczególnych miesiącach w roku następnym), sytuacji na rynku gazu (uwarunkowania międzynarodowe, spodziewane ceny na TGE), wyniku oszacowania szans (prawdopodobieństwa) na okresowe zwyżki cen energii elektrycznej i obniżki cen gazu, ceny c węgla energetycznego z kosztami transportu, ceny c uprawnień do emisji dwutlenku węgla CO 2 tzw. EUA (ang. European Union Allowances), daty końca roku gazowego zwykle 1 października, godz. 6:, co daje możliwość zmiany mocy umownej w gazie. Na podstawie powyższych przesłanek wykonywane są obliczenia i ustalany jest scenariusz bazowy. W każdym scenariuszu praca ciepłowni węglowej CW jest dopełnieniem potrzebnej mocy cieplnej systemowi ciepłowniczemu. Przykłady takich scenariuszy pokazano poniżej (rys. 5 8). Teoretycznie można rozpatrywać różne konfiguracje uruchomień źródeł. Pierwszą możliwością jest praca jednego źródła w podstawie oraz kolejne uruchamianie źródeł wraz ze wzrastającym zapotrzebowaniem na ciepło ze strony systemu ciepłowniczego (rys. 5). Występuje tutaj problem optymalizacji uruchamiania źródła przy wzroście zapotrzebowania powyżej dostępnej mocy dla źródła poprzedniego. Kolejną możliwością jest podział roku wzdłuż osi uporządkowanego czasu i uruchamianie źródeł dla kolejnych okresów w roku. Źródła pracują tylko przy określonych temperaturach powietrza zewnętrznego związanych z zapotrzebowaniem na ciepło (rys. 6). W tym przypadku powstaje problem z optymalizacją uruchomienia następnego źródła i wyłączenia poprzedniego przy temperaturach zewnętrznych przełączania źródeł. Kolejną możliwością jest wariant mieszany z dwóch poprzednich. Jedno źródło pracuje w podstawie obciążenia cieplnego a pozostałe źródła są nierównomiernie obciążane (rys. 7). W tym przypadku optymalizacja musi być dokonana w zależności od dwóch zmiennych zarówno od uporządkowanego czasu, jak i zapotrzebowania na ciepło przez system ciepłowniczy. Na rys. 8

5 Nr 4(137) Rynek Energii Str. 75 pokazano wynik optymalizacji kolejności uruchamiania źródeł w EC Siedlce. Moc cieplna [MW] Moc cieplna [MW] Moc cieplna [MW] Rys. 5. Uruchamianie źródeł wraz ze wzrastającym zapotrzebowaniem na ciepło ze strony systemu ciepłowniczego Rys. 6. Uruchamianie źródeł dla kolejnych okresów w roku Wykres uporządkowany zapotrzebowania na ciepło 216r Rys. 7. Wariant mieszany jedno źródło pracuje w podstawie obciążenia cieplnego a pozostałe źródła są nierównomiernie obciążane Źródło 4 Źródło 3 Źródło 2 Źródło 1 72 Wykres uporządkowany zapotrzebowania na ciepło 216r. Źródło 4 Źródło 3 Źródło 2 Źródło 1 72 Wykres uporządkowany zapotrzebowania na ciepło 216r Źródło 4 Źródło 3 Źródło 2 Źródło Moc do sieci [MW] Sposób pokrycia zapotrzebowania na ciepło przez źródła wytwórcze EC Siedlce Rys. 8. Kolejność uruchamiania źródeł ciepła w EC Siedlce 5. DŁUGOOKRESOWA PREDYKCJA ZYSKU Optymalizacja długookresowa jest rozpatrywana w okresie kilkuletnim np. do 1 lat w przód (t, t + 1 lat). (1) Główną zmienną wpływającą na optymalizowaną funkcję celu była cena świadectwa pochodzenia energii c ś = c ś Ż, która spadała do zera (przerwa w funkcjonowaniu systemu wsparcia oznacza brak popytu). W tabeli 3 pokazano wynik optymalizacji pracy źródeł. Tabela 3 Długookresowa optymalizacja uruchamiania źródeł Rok Zmienne dominujące Sposób działania EC funkcję zysku 212 wysokie ceny gazu EC 1 rezerwa zimna EC 2 praca w podstawie sezonu grzewczego (styczeń marzec, październik-grudzień) 213 brak systemu wsparcia tj. brak przychodu ze sprzedaży praw majątko-wych EC 1 rezerwa zimna EC 2 rezerwa zimna CW pełne pokrycie potrzeb cieplnych 214 brak wsparcia (do 3.4), wysokie ceny gazu, niska opłata zastępcza 214 korekta w połowie roku duży spadek cen gazu na TGE: czerwiec 215 korzystne uwarunkowania tj. niska cena gazu i funkcjonowanie systemu wsparcia EC 1 rezerwa zimna EC 2 rezerwa zimna EC 1 rezerwa zimna EC 2 - praca w podstawie (od 1.7 do 3.9 połową mocy, od 1.1 do końca roku pełną mocą) EC 1 rezerwa zimna EC 2 praca w podstawie (okres letni:majwrzesień z połową mocy, pozostały okres z pełną mocą) 216 korzystne uwarunko- EC 1 praca w okresie 45 5 Kotły węglowe WR Turbina gazowa z kotłem odzysk. Turbina gazowa z kotłem odzysk. (druga) Blok gazowo-parowy

6 Str. 76 Rynek Energii Nr 4(137) Rok Zmienne dominujące funkcję zysku wania (lepsze niż w roku 215) 217 korzystne uwarunkowania (jednakże gorsze niż w 215) Sposób działania EC zimowym (listopad, grudzień) EC 2 praca w podstawie (maj-wrzesień z połową mocy, pozostały okres z pełną mocą) EC 1 praca w okresie zimowym (styczeń marzec) EC 2 praca w podstawie (maj-wrzesień z połową mocy, pozostały okres z pełną mocą) 6. OGÓLNY WYNIK OPTYMALIZACJI ZYSKU Z PRACY ELEKTROCIEPŁOWNI Podstawowym wynikiem uzyskanym z optymalizacji globalnej jest zmniejszenie kosztów dostosowania do wymogów środowiskowych (EU ETS, IED) instalacji węglowej. Lokalnym efektem społecznym jest utrzymanie względnie niskiej ceny ciepła. Nastąpił również istotny wzrost i dywersyfikacja przychodów pomiędzy lokalny rynek ciepła i krajowy rynek energii elektrycznej. Sięgając do szerszego rynku krajowego uzyskano zwiększenie potencjału inwestycyjnego przedsiębiorstwa. Rys. 9 pokazuje zmiany przychodu P w latach 21, 28, 215 w funkcji konstrukcji źródła. W roku 21 istniała tylko ciepłownia węglowa CW, w roku 28 były już bloki gazowe EC 1, a w roku 215 pracowały również bloki gazowo-parowe EC 2. a) 12 b) Przychód mln Rys. 9. Przychody P elektrociepłowni Siedlce w 21 r., 28 r. i 215 r. w cenach z 28 r., a łączne, b z podziałem na rynek ciepła i energii elektrycznej 36 mln 59% mln 98% mln 2% 2.5 mln 4% 22.9 mln 37% % Przychód mln mln 47% 56.3 mln 53% Rok Rys. 1. Zmiana struktury przychodów P w mln elektrociepłowni Siedlce w 21 r., 28 r. i 215 r. w cenach z 28 r. w skład energii elektrycznej wchodzą świadectwa pochodzenia energii

7 Nr 4(137) Rynek Energii Str. 77 Wyniki optymalizacji pracy elektrociepłowni Siedlce w formie struktury przychodów i kosztów pokazano na rys. 11. Rys. 11. Struktura przychodów P elektrociepłowni Siedlce w 216 r., kategoria energia jest bez świadectw pochodzenia energii Ze struktury przychodów w 216 r. widać, że instrument prawny w postaci sprzedaży praw majątkowych daje 27% przychodów. Natomiast klasyczne produkty w postaci ciepła i sprzedaży energii elektrycznej dają odpowiednio 33 i 4% przychodów. Bardzo duży udział sprzedaży praw majątkowych przy relacji cen wytworzenia ciepła z węgla i gazu powoduje w praktyce dwustanowy sposób działania źródeł gazowych są one uruchamiane tylko przy istnieniu systemu wsparcia. Wynika z tego, że podjęta decyzja o zmianie budowy źródła z węglowego na gazowo węglowe dała kilkukrotny wzrost przychodów w porównaniu do źródła tylko węglowego, które mogłoby sprzedawać jedynie ciepło. Na rys. 12 pokazano strukturę kosztów K w 21 r. Paliwo Kp=82.7% 4% 33% Prawa majątkowe (żółte świadectwa) 27% Amortyzacja Ka=6.9% Materiały Km=.2% Remonty Krs=4.% Koszty ogólne Kog=3.7% Koszty osobowe Kos=1.6% Kpo=.9% Rys. 12. Struktura wybranych kosztów K elektrociepłowni w Siedlcach w 21 r. dla układu: ciepłownia węglowa CW i elektrociepłownia gazowa EC-1 Ze struktury kosztów wynika, że dominującym kosztem jest koszt zakupu paliwa K p wynoszący prawie 83%. Zawierają one koszt instrumentu (gazu lub węgla) oraz dodatkowe koszty finansowe zależące od struktury instrumentu finansowego i sposobu finansowania. Koszty osobowe K o są minimalne. W przypadku elektrociepłowni gazowej zatrudnienie (koszt K os ) praktycznie nie wpływa na strukturę kosztów dlatego, że jest wymagana mała liczba osób (kilkanaście) do obsługi takiej elektrociepłowni. A zwiększona liczba osób potrzebna do obsługi części węglowej może być sfinansowana ze sprzedaży energii elektrycznej i praw majątkowych. Struktura kosztów mająca bardzo duży udział kosztów zakupu gazu i węgla K p sprawia, że jest to dominująca zmienna powodująca znaczące ryzyko utraty rentowności w trakcie eksploatacji elektrociepłowni przy wzroście ceny gazu. Rentowność jest mierzona jako dodatni zysk netto Z > (1) Koszt remontu głównego i serwisu K jest istotny. Koszt remontu głównego (fragment kosztu K ) jest porównywalny z ceną zakupu nowej turbiny. Do tego należy doliczyć koszt kontraktów serwisowych (kolejny fragment kosztu K ) oraz koszt części szybko zużywających się i materiałów eksploatacyjnych K. 7. PODSUMOWANIE I WNIOSKI Przedstawiono ogólny, oryginalny sposób rozwiązania problemu maksymalizacji zysku w elektrociepłowni gazowo-parowej. Proponowany model różni się od modeli podawanych w literaturze. Podstawową różnicą jest dostosowanie modelu do warunków giełdowych oraz prawnych. Istotne różnice m.in. polegają na analizie chwilowej funkcji zysku i jej całkowania w okresach rocznych, uwzględnieniu praw majątkowych (np. żółtych świadectw), uwzględnieniu różnych kosztów finansowych wynikających z zakupu instrumentów na giełdzie. Sformułowano funkcję celu operacyjny zysk netto elektrociepłowni zawiera 16 strumieni przychodów oraz 29 strumieni kosztów oraz zdefiniowano techniczne i prawne ograniczenia zadania optymalizacyjnego. Praca zawiera model rynku energii opisany z punktu widzenia elektrociepłowni posiadającej jednostki gazowe, parowe, węglowe, akumulator ciepła oraz układ chłodzenia skraplacza. Model zawiera w sobie con adaptacji prawnej, optymalizator ekonomiczny oraz model matematyczny elektrociepłowni. Opisano powiązania pomiędzy poszczególnymi conami modelu. Elementem nowości pracy jest opis pojęcia prawnego instrumentu finansowego oraz zawarcie tego instrumentu w równaniu optymalizowanej funkcji celu. W rozwiązywanym zadaniu

8 Str. 78 Rynek Energii Nr 4(137) optymalizacyjnym maksymalizacji zysku zauważono, że niektóre zmienne w funkcji zysku są niezależne od pozostałych. Należą do nich m.in. cena paliwa (węgla lub gazu) w conie opisującym koszt oraz cena sprzedaży energii elektrycznej i cena ciepła w conie opisującym przychód. W związku z tym, można je niezależnie od pozostałych składników równania maksymalizować lub minimalizować, aby częściowo rozwiązać zadanie optymalizacyjne i je uprościć. Opisany model matematyczny optymalizacji zilustrowano wynikami uzyskanymi w EC Siedlce. Optymalizacja pozwoliła na wygenerowanie dodatkowych zysków i przychodów. Przychód elektrociepłowni zwiększył się prawie 2,5 raza w ciągu 16 lat. Roczne zwiększenie zysku operacyjnego oszacowano na około 1,5-2 pkt. procentowe. W optymalizacji wykorzystano własne narzędzia informatyczne oparte o system sterowania SCADA, DCS oraz Excel i język VBA zawierające optymalizowaną funkcję, których fragmenty w formie słownych algorytmów pokazano w artykule. LITERATURA [1] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września 27 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, Dziennik Ustaw Nr 185 RESULTS OF CHP OPTIMIZATION Key words: profit maximizing, combined heat and power, market model Summary. This is the fourth of several articles that describe in details a way to optimize the economic production of electricity and heat in combined heat and power gas-steam plants. This article contains the results of the optimization of the economic plant in Siedlce. It describes the changes that have been made in the construction of the power source and the results obtained. Janusz Lichota, dr hab. inż., jest adiunktem naukowo-dydaktycznym w W9/K2 Politechniki Wrocławskiej. Specjalizuje się w systemach energetycznych i automatyce. Przemysław Kołodziejak, mgr inż., jest wiceprezesem Zarządu, PGE Ciepła S.A. Od dwudziestu lat zajmuje się zawodowo kogeneracją z wykorzystaniem turbin gazowych. Pracę wykonano w ramach zlecenia statutowego na Wydziale Mechaniczno-Energetycznym Politechniki Wrocławskiej.