ELEKTROCIEPŁOWNIA NA RYNKU ENERGII

Transkrypt

1 ELEKTROCIEPŁOWNIA NA RYNKU ENERGII Autorzy: Janusz Lichota, Przemysław Kołodziejak ( Rynek Energii 1/2018) Słowa kluczowe: maksymalizacja zysku, elektrociepłownia, model rynku Streszczenie. Jest to pierwszy z kilku artykułów opisujących kompleksowo sposób optymalizacji ekonomicznej wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w elektrociepłowni gazowo-parowej. Niniejszy artykuł opisuje budowę elektrociepłowni w Siedlcach oraz ogólny model rynku energii zawierający elementy technologii ekonomii oraz prawa. Kolejne artykuły będą zawierały model matematyczny zysku netto oraz wyniki z rzeczywistej optymalizacji elektrociepłowni gazowo-parowej. 1. WSTĘP W ostatnich latach w wielu przedsiębiorstwach ciepłowniczych zostały zbudowane jednostki kogeneracyjne. Pojawienie się nowych źródeł, zwłaszcza generujących nowy produkt w postaci energii elektrycznej i związany z tym strumień przychodów, wymusiło bardziej aktywne podejście do sterowania i optymalizacji wytwarzania energii. Celem niniejszego artykułu jest omówienie ogólnego sposobu sterowania elektrociepłownią na rynku energii maksymalizującym zysk netto. Literatura na ten temat porusza szereg szczegółowych zagadnień. W pracy Kamlera [10] pokazano sposoby rozwiązania zagadnienia obliczania ekonomicznej grubości izolacji przewodów, regulacji jakościowo-ilościowej opartej o równanie bilansu mocy cieplnej ([7], [15]), ale bez optymalizacji ekonomicznej. Zdefiniowano współczynnik efektywności inwestycji w funkcji współczynnika skojarzenia. Praca [14] opisuje elementy prawa wpływające na rachunek ekonomiczny przedsiębiorstwa energetycznego. Praca Szarguta [17] definiuje między innymi wskaźniki jednostkowego zużycia energii, charakterystyki kosztów eksploatacji i optymalny rozdział obciążeń, koszty graniczne paliw i energii, podział kosztów wytwarzania w procesach skojarzonych. Również zdefiniowano pojęcie efektywności ekonomicznej inwestycji przy pomocy rachunku dyskontowego ([22]) oraz zdefiniowano efekt ekonomiczny. W pracy Chmielniaka [3] zdefiniowano kryteria oceny termodynamicznej i ekonomicznej wytwarzania energii w siłowniach cieplnych m.in. : maksymalny roczny efekt ekonomiczny dla wytwarzania rozdzielonego i skojarzonego, jednostkowe zużycie ciepła, efekty termodynamiczne ulepszeń i parametrów obiegów parowych prowadzące do maksymalnej sprawności termicznej obiegów. Artykuł [9] porusza zagadnienie optymalizacji pracy elektrociepłowni przy istnieniu konkurencji na rynku. W pracy [2] skoncentrowano się na zagadnieniach ekonomicznego doboru kotła odzyskowego bloku gazowo-parowego, optymalizacji jego parametrów termodynamicznych, doboru mocy cieplnej w nowych źródłach ciepła oraz efektywności ekonomicznej zamiany źródeł węglowych na gazowe. Praca [20] szczegółowo opisuje sposób działania rynku finansowego oraz matematyczne modelowanie kontraktów terminowych i opcji m.in. wykorzystując nagrodzony Nagrodą Nobla model Blacka- Scholesa i lemat Itô. W artykule [11] zaproponowano siedem metod od alokacji kosztów po-

2 między rynek ciepła i energii elektrycznej związanych z: przydziałem kosztu do energii (entalpii), proporcjonalnym do sprawności alternatywnego źródła ciepła, do pracy elektrycznej, równym podziałem kosztów związanym z paliwem alternatywnym, podziałem związanym z zyskami, meritami oraz egzergią. Ponadto zaproponowano nową metodologię opartą o pojęcie wonergii. Zagadnienia metod optymalizacji funkcji poruszono m.in. w [6], [8]. Powyższe modele nie łączą zagadnień termodynamicznych ([16]) z ekonomiką produkcji, zasadami obowiązującymi na giełdzie energii oraz uwarunkowaniami prawnymi dotyczącymi funkcjonowania sektora energetycznego (kogeneracja, OZE, efektywność energetyczna itd.).brakuje również pokazania sposobu operacyjnego (bieżącego) sterowania elektrociepłownią powodującego maksymalizację zysku w ramach istniejących ograniczeń prawnych, technicznych i rynkowych. Niniejsza praca jest propozycją uzupełnienia tej luki. Praca stanowi przykład inżynierii finansowej opartej o podstawy technologiczne. Główna trudność polegała na połączeniu koncepcji ekonomicznych, prawnych i dotyczących technologii w jednym równaniu je łączącym. W skład włączonych koncepcji ekonomicznych wchodzą m.in. pojęcia rachunkowości zarządczej jak koszt stały i zmienny, kontrolowany i niekontrolowany, alternatywny, polityka amortyzacyjna, wartość pieniądza w czasie itp.. Ujęte koncepcje prawne obejmują m.in. pojęcie świadectwa pochodzenia energii, opłaty zastępczej, zasady funkcjonowania TPA third party access, uwarunkowania regulowanego rynku giełdowego towarowego. Od strony technologicznej wykorzystano m.in. pojęcia z termodynamiki (np. sprawność obiegu, energia elektryczna i ciepło), ciepłownictwa (np. krzywe centralnej regulacji, straty ciepła) oraz spalania (np. emisja dwutlenku węgla CO2). Ze względu na szczególne własności zdefiniowanej dalej funkcji celu zaproponowano również metodę jej optymalizacji nie ujętą w literaturze. Ponadto zaproponowano nową formę równania łączącą w sobie miejsce powstania kosztu lub przychodu oraz jego rodzaj. Forma umożliwia łatwą kontrolę poprawności zapisu równania przy rozumowaniu top down od obiektu (EC) jako całości do jego najdrobniejszych fragmentów. Sterowanie elektrociepłownią EC obejmuje zmienne prawne, ekonomiczne oraz techniczne. Koncesjonowana elektrociepłownia wytwarza moc elektryczną i energię elektryczną, moc cieplną i ciepło na rynek, na którym występują różne ceny energii elektrycznej i ciepła oraz dostarczanej mocy. Istotą sterowania jest wykorzystanie istniejących warunków prawnych oraz ekonomicznych tak, aby zmaksymalizować zysk będący różnicą pomiędzy przychodami i kosztami wytwarzania energii. Sterowanie od strony technicznej odbywa się poprzez wybór jednostek wytwarzających energię, wybór ilości wygenerowanej energii oraz wybór czasu, w którym jednostki są uruchamiane. Współczesna elektrociepłownia znajduje się na rynku, na którym musi dokonywać optymalizacji ekonomicznej będącej nadrzędną funkcją w stosunku do optymalizacji technicznej poszczególnych urządzeń znajdujących się wewnątrz źródła ciepła. Można stwierdzić, iż podstawę wyboru jednostki wytwórczej w źródle ciepła stanowi generowany przez nią zysk, natomiast parametry techniczne stanowią zbiór ograniczeń. Ten techniczno ekonomiczny rynek jest zmodyfikowany poprzez zapisy prawne wspierające określone zachowania. Zapisy prawa można określić jako znaną z algorytmów genetycznych,

3 'funkcję przystosowania do środowiska' przez elektrociepłownie. A ewolucja i 'przeżycie' elektrociepłowni zależy od spełnienia wymogów prawnych. W tym kontekście istotna jest również predykcja zmian, które zajdą w przepisach prawnych oraz na rynku ekonomicznym. Aktualnym przykładem zmian prawnych jest wprowadzenie rynku mocy w Polsce. Przyszłe zmiany prawne mogą obejmować również wprowadzenie nie tylko priorytetu źródeł odnawialnych w dostępie do systemu elektroenergetycznego, ale również np. energii generowanej z fuzji jądrowej (za np. 30 lat). Można również przewidywać, że w najbliższych latach, szczególnie po 2020 roku ceny energii elektrycznej będą rosły. Wpływa na to szybko starzejąca się struktura źródeł energii w Polsce i związana z tym konieczność sfinansowania ich odtworzenia. W chwili bieżącej do dokonania optymalizacji ekonomicznej można rozpatrywać różne instrumenty finansowe obecne na rynku energii. Należą do nich głównie kontrakty typu forward (paliwo gazowe, energia elektryczna) oraz prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia (czerwonych, żółtych, zielonych, białych, fioletowych, błękitnych, brązowych), o cenach wynoszących odpowiednio ć śpc, ć śpż, ć śpz, ć śpb, ć śpf, ć śpbł, ć śpbr ). Handel kontraktami i prawami majątkowymi odbywa się poprzez Izbę Rozliczeniową Giełd Towarowych (IR- GiT). Od strony technicznej, w przypadku funkcjonowania samej tylko ciepłowni, optymalizacja wytwarzania energii ograniczała się do ustalania składu pracujących kotłów na podstawie spodziewanego zapotrzebowania na moc cieplną. Podstawowym działaniem było odpowiednie przeprowadzenie remontów i przygotowanie źródła ciepła (głównie kotłów) do sezonu grzewczego tak, aby zapewnić pokrycie szczytowego zapotrzebowania na ciepło, które ustalane było na podstawie danych historycznych oraz wielkości mocy zamówionej przez odbiorców. O operacyjnym dysponowaniu do pracy konkretnych kotłów decydowały ich osiągalne parametry techniczne, sprawności, stopień nawęglenia zasobników przykotłowych, konieczność wykonania bieżących prac eksploatacyjnych itp. 2. MODEL RYNKU ENERGII Na rys. 1 pokazano model rynku energii elektrycznej i ciepła z punktu widzenia elektrociepłowni obejmujący warstwę urządzeń technicznych, optymalizacji ekonomicznej oraz adaptacji prawnej. W warstwie regulacji urządzeń technicznych znajdują się wszystkie urządzenia elektrociepłowni EC. Urządzenie sterujące zawiera również swoje warstwy optymalizacji sygnałów sterujących i adaptacji modeli sterowania (nie pokazane na schemacie) [4]. Do zakłóceń zmiennych procesowych należy między innymi temperatura powietrza zewnętrznego, nasłonecznienie i prędkość wiatru, temperatura powietrza wpływającego do turbiny gazowej, ciśnienie powietrza przed turbiną, potrzeby własne. Wartości zadane są tworzone m.in. przez

4 regulatory mocy cieplnej i elektrycznej (w tym sygnały z krajowej dyspozycji mocy KDM), częstotliwości oraz temperatur wody sieciowej. Warstwa optymalizacji obejmuje tylko optymalizację ekonomiczną. Optymalizator ekonomiczny maksymalizuje osiągany zysk krótkoterminowy i długoterminowy. Pomiędzy warstwą regulacji urządzeń technicznych i warstwą optymalizacji wymieniane są sygnały. Warstwa optymalizacji ekonomicznej zmienia wartości zadane warstwy urządzeń technicznych na podstawie sygnałów o produkowanej energii, zakłóceń procesowych, sygnałów sterujących z urządzenia sterującego oraz sygnałów z rynku ekonomicznego i prawnego. Przykładowymi zakłóceniami ekonomicznymi są: zmiany ceny energii w wyniku renegocjacji umowy, wycofanie się odbiorcy z umowy, nagły wzrost lub spadek ceny energii elektrycznej na rynku TGE. Warstwa optymalizacji ekonomicznej generuje również przychody z rynku ekonomicznego wynikające z usług systemowych np. operacyjnej rezerwy mocy ORM, zdolności do samostartu oraz interwencyjnej rezerwy zimnej IRZ, które mogą pełnić rolę opcji przy przepływach pieniędzy (w zależności od rodzaju umowy). Zakłócenie - zmiana prawa Podmioty prawne rynku energii Adaptacja prawna Warstwa adaptacji Zakłócenia ekonomiczne Optymalizator ekonomiczny Warstwa optymalizacji Zakłócenia zmiennych procesowych EC Moc cieplna i elektryczna Rynek energii (ekonomiczny) Warstwa regulacji urządzeń technicznych Urządzenie sterujące Techniczne wartości zadane Rys. 1. Model sygnałów na rynku energii z punktu widzenia elektrociepłowni Optymalizator ekonomiczny musi zawierać w sobie również predyktor, który będzie antycypował zachodzące długoterminowe zmiany. Przykładowe wskaźniki pozwalające na przewidywanie zmian na rynku energii to analiza wieku źródeł energii działających na danym obszarze, analiza stosowanych technologii wytwarzania energii oraz informacje o najlepszych dostępnych technikach wytwarzania energii BAT. W oparciu m.in. o te wskaźniki podejmowane są decyzje dotyczące zmiany budowy źródła. Analiza ta jest powiązana z zasadą inwestowania mówiącą o tym, że żaden inwestor jeszcze nie wygrał z rynkiem i nie można grać przeciwko rynkowi. W przypadku rynku energii będzie

5 to oznaczało np. przymus odtworzenia źródeł w oparciu o inne obiegi termodynamiczne, zmiany wytwarzania energii na bardziej sprawne i lepiej chroniące środowisko niż dotychczasowe. Warstwa adaptacji prawnej odbiera sygnały z podmiotów prawnych rynku energii oraz sygnał zmiany prawa (ustawy, rozporządzenia). Warstwa ta wpływa na optymalizator ekonomiczny zero-jedynkowo włączając lub wyłączając składniki optymalizowanego równania ekonomicznego. Optymalizator ekonomiczny z kolei oddziałuje na adaptację prawną informacją o wyniku finansowym powodując np. zmianę umów. Dodatkowo, poza elektrociepłownią, występuje jeszcze sygnał pomiędzy zmianą prawa i rynkiem ekonomicznym. Sygnał ten pozwala na realizację zasady mówiącej o tym, że nie można przykładać tej samej miary do różnych rynków [19]. Rynek ekonomiczny może wpływać na zmianę prawa zmieniając miarę. Przykładowo w Polsce spodziewany jest niedobór mocy elektrycznej po roku 2020, co oznacza zmianę postaci rynku. Stąd prawnie wprowadzono rynek mocy, którego celem jest m.in. sfinansowanie odtworzenia mocy elektrycznej. Wpływa to z kolei na sygnały generowane przez optymalizator ekonomiczny, który może zgłosić gotowość do dostarczenia mocy za 5 lat i uzyskać z tego powodu przychód. Tworzy to bezpośredni związek pomiędzy optymalizatorem ekonomicznym a rynkiem energii z pominięciem podstawowego produktu, jakim jest energia elektryczna i ciepło. Innym przykładem tego sygnału jest system certyfikatów i opłat zastępczych na rynku energii elektrycznej. Oba pojęcia wyrażają dwie strony równania przepływu pieniędzy. Po lewej stronie są przychody sztucznie wpieranego kierunku rozwoju ( certyfikat i prawa majątkowe do niego). Po prawej stronie są przychody, które muszą za ten rozwój zapłacić opłata zastępcza jest dla przedsiębiorstw energetycznych znajdujących się poza wspieranym kierunkiem. Kierunek rozwoju jest wspierany sztucznie, dlatego że ceny wytworzenia energii elektrycznej np. z fotowoltaiki wynoszą zł/mwh [13], [18], [21], a na TGE można tę samą energię kupić za około 200 zł/mwh. Koszty są przerzucane na odbiorcę końcowego powodując wzrost cen energii. Prosty model tego systemu pokazano na rys. 2. Ustawodawca liczy w tym przypadku na zmniejszenie kosztów danej technologii w przyszłości lub ma inne powody (np. środowiskowe, bezpieczeństwa energetycznego itd.). Z kolei poprzez sprzężenie zwrotne ceny na rynku energii wpływają na funkcjonowanie elektrociepłowni pozwalając na jej odtworzenie lub blokując dalszy rozwój. Rynek energii elektrycznej ustalając cenę energii elektrycznej rozwiązuje również problem podziału przychodów pomiędzy rynek ciepła i rynek energii elektrycznej w elektrociepłowni. Jest to problem bardzo trudny praktycznie, a teoretycznie nierozwiązalny bez dodatkowych założeń [11]. Wszystkie ceny energii elektrycznej pomiędzy metodą alokacji kosztu paliwa w cieple i pracy elektrycznej ze względu na sprawność cieplną w gospodarce skojarzonej (co daje maksymalną cenę ciepła i minimalną cenę energii elektrycznej) a metodą alokacji kosztu ze względu na sprawność elektryczną w gospodarce rozdzielonej (maksymalna cena energii elektrycznej, minimalna cena ciepła) są równoważne.

6 A w przypadku ustalonej ceny energii elektrycznej elektrociepłownia przy podziale kosztów funkcjonowania musi dostosować cenę ciepła do ceny energii elektrycznej. Cena energii elektrycznej opisana pewną empiryczną statystyką (cena średnia, maksymalna, minimalna i rozkład cen) w czasie upraszcza podział kosztów. Można estymować cenę energii elektrycznej w przyszłym roku, określić przychody z tego rynku i wyznaczyć cenę ciepła w oparciu o znane koszty funkcjonowania źródła ciepła. Przychód rynku energii elektrycznej po wprowadzeniu certyfikatów Przychód rynku energii elektrycznej przed wprowadzeniem certyfikatów Świadectwa = prawa majątkowe o wartości (1-ε) K nwp Transfer środków P wp =K nwp Opłata zastępcza K nwp =K sw εk nwp K nwp =100 zł Transfer kosztu K nwp P wp =100zł Wspierany prawnie kierunek rozwoju rynku } K sw Koszt wparcia prawnego przerzucony na klienta końcowego Rys. 2. Ilustracja pojęć certyfikatu (świadectwa) pochodzenia energii oraz opłaty zastępczej W skład podmiotów prawnych rynku energii wchodzi na przykład: Urząd Regulacji Energetyki URE, Towarowa Giełda Energii TGE, Izba Rozliczeniowa Giełd Towarowych IRGiT, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej NFOŚiGW, Krajowa Dyspozycja Mocy KDM. Pomiędzy nimi odbywa się m.in. wymiana dokumentów i strumieni pieniędzy dotyczących danej elektrociepłowni. Niektóre instytucje jak np. TGE występują jednocześnie w Podmiotach prawnych rynku energii oraz w Rynku ekonomicznym obejmując odpowiednio stronę prawną swojego funkcjonowania oraz aspekty ekonomiczne. W skład sygnałów wymienianych pomiędzy podmiotami prawnymi rynku energii oraz warstwą prawną wchodzą między innymi: informacje na temat ilości świadectw pochodzenia energii z kogeneracji wysokosprawnej (umorzenie/przyznanie), kontrola wypełniania obowiązku wniesienia opłaty zastępczej, potwierdzenie wniesienia opłaty zastępczej i inne dokumenty. Sprawdzane są również warunki uzyskania świadectwa pochodzenia energii tj. uzyskanie oszczędności energii pierwotnej mierzone wskaźnikiem PES większej niż 10% (dla mocy > 1 MWe), uzyskanie jakiejkolwiek oszczędności energii w jednostkach o mocy zainstalowanej

7 mniejszej niż 1 MWe oraz uzyskanie średniorocznej sprawności przemiany energii paliwa w energię elektryczną i ciepło wynoszącej co najmniej 75% dla EC wyposażonych w: turbiny parowe przeciwprężne, turbiny gazowe z odzyskiem ciepła, silniki spalinowe, mikroturbiny, silniki Stirlinga, ogniwa paliwowe lub 80% dla EC wyposażonych w układ gazowo-parowy z odzyskiem ciepła i turbiny parowe upustowo-kondensacyjne. Każda z powyższych warstw posiada odmienne właściwości dynamiczne. Warstwa urządzeń technicznych ma najkrótsze stałe sterowania. W przypadku energii elektrycznej są one rzędu sekund w systemie automatycznej regulacji częstotliwości i mocy ARCM, w przypadku dostawy ciepła do odbiorców rzędu godzin. Warstwa optymalizacji ekonomicznej ma stałą czasową wynoszącą od kilku godzin dla rynku dnia bieżącego RDB, poprzez 24 godziny dla rynku dnia następnego RDN, stałej wynikającej z umów na kontrakty forward, aż do pięciu lat dla rynku mocy. Najdłuższe stałe czasowe dotyczą warstwy optymalizacji prawnej. Są one związane z odtworzeniem mocy, budową nowej mocy, spełnieniem wymagań ochrony środowiska poprzez budowę odpowiedniej instalacji. Wreszcie zapewnieniem gospodarce krajowej pewności dostawy energii, od której praktycznie liniowo zależy PKB [5]. Wpływ prawa na daną elektrociepłownię można postrzegać jako ciąg decyzji podejmowanych w elektrociepłowni powodujących zmiany w budowie źródła energii (rys.3). Zmiana struktury Zmiana struktury Zmiana struktury Zmiana struktury Rynek ekonomiczny Prawo EC 1 EC 2... EC N-2 EC N-1 EC N Rys. 3. Zmiany budowy źródła energii EC 1..EC N jako ciąg decyzji podejmowanych w kolejnych krokach czasu 1...N Na elektrociepłownię można patrzeć jak na urządzenie techniczne generujące trzy rodzaje przychodów: z rynku energii elektrycznej i ciepła, z instrumentu prawnego, jakim są świadectwa pochodzenia energii oraz z instrumentów finansowych (m.in. forward, futures, hedging). Elektrociepłownia ma możliwość optymalizacji zysku (funkcja celu) wybierając ten instrument, który go maksymalizuje. Oznacza to, że funkcja celu musi być skonstruowana tak, aby umożliwiała dokonywanie tych wyborów. Przez to zewnętrznemu obserwatorowi może wydawać się, że funkcja celu jest zmienna, mimo że tak nie jest. Już sama obietnica dostarczenia energii w przyszłości (kontrakt futures) generuje przychód. A z punktu widzenia odbiorcy nie musi nastąpić dostarczanie energii ani mocy, o ile odbiorca traktuje ten instrument finansowy jako zabezpieczenie (hedging). Wówczas elektrociepłownia ma dodatkową dostępną moc elektryczną lub cieplną w danej chwili.

8 3. OPIS OBIEKTU I SCHEMAT MODELU EKONOMICZNEGO Przykładem, na którym przeanalizowano powyższy ogólnie opisany model rynku, jest elektrociepłownia w Siedlcach (rys.5). Składa się ona z pięciu różnych źródeł ciepła wytwarzających ciepło do sieci ciepłowniczej: ciepłowni węglowej CW, jednostki kogeneracyjnej EC 1 wyposażonej w dwie turbiny gazowe z kotłami odzysknicowymi, bloku gazowo-parowego EC 2 z dodatkową parową turbiną upustowo-kondensacyjną, układu odzysku ciepła ze skraplacza turbiny parowej EC 2 oraz wodnego akumulatora ciepła. Źródła te powstawały w różnym czasie. Jako pierwsza została zbudowana ciepłownia węglowa w 1975 roku. Następnie zbudowano EC 1 w 2002 roku. W tym samym roku również zbudowano układ akumulacji ciepła oparty o akumulator wodny. W 2012 roku zbudowano EC 2, a w 2014 powstał układ chłodzenia skraplacza turbiny parowej EC 2. Kolejność budowania źródeł ciepła jest przykładem procesu optymalizacji konstrukcji wewnętrznej źródła ciepła (rys. 3). Zmienne, od których zależały decyzje o budowie, przedstawiono w dalszej części pracy. W kotłach ciepłowni węglowej CW spalany jest miał węglowy. Ciepłownia ma moc cieplną wynoszącą 157 MWt. Podzielona jest ona na sześć jednostek 5 x 29 MWt +1 x 12 MWt (5 x WR x WR-10). Kotły mają sprawność cieplną wynoszącą 82-85%. Rys. 4. Schemat włączenia akumulatora ciepła w system ciepłowniczy Podstawowe parametry techniczne wodnego, bezciśnieniowego akumulatora z poduszką parową są następujące: pojemność cieplna wynosi 96 GJ (26.6 MWh), pojemność wodna 700 m 3, moc cieplna ładowania i rozładowania wynosi 10 MWt, maksymalna temperatura na wylocie 90 C, ilość m 3 na GJ ciepła 7,29 m 3 /GJ, jednostkowa pojemność cieplna 38 kwh/m 3 (0,136 GJ/m 3 ). Akumulator jest włączony do systemu ciepłowniczego poprzez wymienniki ciepła. Wyrównuje on dobowo zmienne obciążenia cieplne źródła ciepła. Pełni też funkcję szybkiego kotła rezerwowego w przypadku awaryjnego wypadnięcia jednostek kogeneracyjnych, szczególnie w okresie letnim.

9 Nie przydzielono osobnych kosztów dla akumulatora ciepła ze względu na uproszczenie analizy ekonomicznej. Koszty ponoszone przez ciepłownię węglową i elektrociepłownie EC-1 oraz EC 2 pozostają przy tych jednostkach. Elektrociepłownia EC 1 składa się z dwóch bloków wyposażonych w turbiny gazowe pracujące w układzie prostym z odzyskiem ciepła. Turbiny gazowe są typu Taurus T70. Elektrociepłownia EC-1 ma następujące parametry techniczne: moc elektryczna zainstalowana 14,6 MWe (2 x 7.3 MWe), moc cieplna zainstalowana 22,4 MWt (2 x 11.2 MWt), paliwo gaz ziemny wysokometanowy (gr.e), roczny pobór gazu 30 mln m 3 u/h (336 tys. MWh), maksymalny godzinowy pobór gazu 5100 m 3 u/h (57 MW), średni pobór gazu 4800 m 3 u/h (2 x 2400 m 3 u/h, 56.8 MWt), sprawność elektryczna netto 33%, sprawność ogólna netto 85%. EC 1 nie ma komina gorącego. Ma ona możliwość wytwarzania ciepła bez wytwarzania energii elektrycznej. Moc cieplna spada wówczas do połowy; przy 10 MWe moc cieplna wynosi około 20 MWt. Elektrociepłownia EC 2 jest blokiem gazowo-parowym wyposażonym w dwie turbiny gazowe TG i jedną upustowo-kondensacyjną turbinę parową TP. Moc zainstalowana wynosi 34 MWt oraz 36 MWe (2 x 14 MWe + 8 MWe). Paliwem jest gaz ziemny grupy E. Pobór gazu wynosi 8400 m 3 u/h (2 x 4200 m 3 u/h). Moc pobierana w paliwie wynosi 94 MWt. Odzysknicowe kotły parowe są jednociśnieniowe z ekonomizerem ciepłowniczym i obejściem (bypass). Sprawność całkowita EC 2 wynosi maksymalnie 83%, sprawność elektryczna jest w przedziale 40 45%. Elektrociepłownia jest wyposażona w układ chłodzenia skraplacza [1]. Blok może też pracować połową konfiguracji tj. 1xTG + 1 TP. Zwykle jest on używany latem. TG jest w układzie prostym (ang. simple cycle). Ze względu na zainstalowanie obejść kotłów oraz parowej turbiny upustowo-kondensacyjnej dodatkowymi przewodami spalinowymi istnieje możliwość wytwarzania samej energii elektrycznej z TG bez produkcji ciepła. Powoduje to zmniejszenie lub brak przychodów ze sprzedaży ciepła, zwiększenie produkcji (i przychodów) energii elektrycznej w trybie kondensacyjnym. Zostaje również zmniejszona sprawność elektryczna (i przychody). Występuje także ryzyko zmniejszenia sprawności średniorocznej poniżej 80%, a więc ryzyko zmniejszenia liczby świadectw żółtych i przychodów z ich sprzedaży. Jest również ryzyko zmniejszenia oszczędności energii pierwotnej PES poniżej 10%, z czego może wynikać całkowita utrata wsparcia oraz brak przychodów ze sprzedaży świadectw. Korzystając z trybu pracy w kondensacji lub na gorące kominy, należy na bieżąco estymować wartość wskaźnika PES oraz średniorocznej sprawności tak, aby nie utracić korzyści z istniejącego systemu wsparcia wysokosprawnej kogeneracji Algorytm obliczania przychodu ze sprzedaży ciepła jest uzależniony m.in. od ceny ciepła, sprzedanego ciepła i mocy zamówionej.

10 Rys. 5. Schemat technologiczny EC Siedlce Uproszczony schemat źródła zawiera połączenia najistotniejszych urządzeń potrzebnych do analizy obiegów termodynamicznych. Pokazano również maksymalne moce elektryczne i cieplne dostarczane przez poszczególne urządzenia oraz odbierane przez PSE i siedlecki system ciepłowniczy. Stanowią one fragment danych wejściowych do funkcji celu.

11 Pozostałe koszty: amortyzacja, zatrudnienie, materiały, koszty ogólne i inne Koszty serwisu Udział energii elektrycznej w strukturze wytwarzania Sprawność wytwarzania Wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej Nakłady inwestycyjne i koszt kapitału Zdolność do samostartu Wskaźnik wykorzystania energii pierwotnej PES Optymalizator ekonomiczny Rynek mocy ORM IRZ Pozostałe instrumenty prawnotechniczne Zmienne wpływające na cenę energii elektrycznej Podaż świadectw pochodzenia Ilość obowiązkowych świadectw pochodzenia z kogeneracji do umorzenia Opłata zastępcza Rynkowa cena świadectw pochodzenia Koszt jednostkowy zakupu energii elektrycznej na potrzeby własne Cena transakcyjna energii el. na rynku lokalnym Cena transakcyjna energii el. na rynku krajowym Średnia cena energii elektr. Koszt zakupu paliwa (gaz, węgiel) Algorytm obliczania kosztu Koszt zakupu węgla Koszt K wytwarzania energii w elektrociepłowni Koszt zakupu gazu Pozostałe koszty Urządzenie techniczne Ciepłownia węglowa EC-1 EC-2 Akumulator ciepła Algorytm obliczania przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej Moc zamówiona Algorytm obliczania przychodu ze sprzedaży ciepła Przychód P z energii elektrycznej i ciepła Ciepło Cena ciepła Energia elektryczna Świadectwa pochodzenia Pozostałe instrumenty (np. IRZ, ORM) Warstwa optymalizacji Warstwa regulacji urządzeń technicznych Instrumenty finansowe techniczne Instrument finansowy prawny Instrument techniczno-finansowy (opcje) Chłodzenie skraplacza EC-2 Rys. 6. Schemat przepływu strumienia pieniędzy w przykładowej elektrociepłowni gazowej Schemat przepływu strumienia pieniędzy przez urządzenia techniczne elektrociepłowni pokazano na rys. 6. Schemat pokazano na dwa sposoby. W górnej części na rysunku znajdują się szczegółowe zmienne, od których zależą koszty wytwarzania energii i przychody z rynku energii. W dolnej części rysunku w sposób uproszczony powiązano koszty i przychody z urządzeniami technicznymi EC. Koszty K i przychody P muszą uwzględniać warunki prawne. Można tego dokonać zapisując je w formie równania matematycznego wykorzystującego

12 na przykład zero-jedynkową funkcję δ Kroneckera (1 dla spełnienia warunku) mnożącą odpowiedni składnik kosztu lub przychodu lub w formie algorytmów. W niniejszej pracy przyjęto formę algorytmu, jako łatwiejszą do implementacji w praktyce. Optymalizator ekonomiczny zawiera algorytm obliczania przychodu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej oraz kosztu wytworzenia energii. Algorytm obliczania kosztu jest również funkcją m.in. przepisów prawa podatkowego i dodatkowych kosztów finansowych. Koszt wytwarzania energii w elektrociepłowni zależy m.in. od: kosztu zakupu paliwa (gazu i węgla), kosztu kapitału i nakładów inwestycyjnych, wskaźnika wykorzystania mocy zainstalowanej, sprawności wytwarzania poszczególnych jednostek wchodzących w skład źródła energii, udziału energii elektrycznej w strukturze wytwarzania, kosztów serwisu, amortyzacji, zatrudnienia, materiałów, ogólnych i kosztów pozostałych. W skład kosztów zakupu gazu wchodzą również dodatkowe koszty finansowe. Udział wytworzonej energii elektrycznej W w strukturze wytwarzania W W+Q (sprawność elektryczna brutto) wpływa na jej koszt w ten sposób, że jeśli nie jest osiągnięty wskaźnik PES, to kogeneracja traci status wysokosprawnej i związane z tym prawa majątkowe do świadectw. Można również określać wskaźnik skojarzenia W Q (osobno dla części parowej EC-2 i części gazowej) obliczany rocznie ze względu na zmienną sprawność bloków. Im niższa jest sprawność wytwarzania, tym wyższy jest koszt wytworzonego ciepła lub energii elektrycznej mierzony np. kosztem zużytego paliwa. Wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej wpływa w ten sposób, że im mniej jest wykorzystywana zainstalowana moc, tym bardziej rośnie udział kosztów stałych, a więc każde zmniejszenie mocy poniżej 100% w ciągu roku jest kosztem. W praktyce ten koszt pojawia się zawsze ze względu na remonty. Oczywiście nakłady inwestycyjne i koszt kapitału są kosztem pokrywanym z przychodów. Algorytm obliczania przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej zależy również od przepisów prawa. Zależy on m.in. od ilości wygenerowanej energii elektrycznej W, średniej ceny energii elektrycznej, rynkowej ceny świadectw pochodzenia energii, instrumentów prawnotechnicznych (ORM, IRZ, rynek mocy i innych). Wpływ na niego ma również wskaźnik wykorzystania energii pierwotnej PES oraz zdolność do samostartu turbin. 4. PODSUMOWANIE W pracy dokonano przeglądu literatury dotyczącej modeli techniczno-ekonomicznych elektrociepłowni. Na tym tle pokazano własny ogólny model działania elektrociepłowni na rynku energii elektrycznej oraz ciepła. Szczegółowo omówiono prawne role poszczególnych uczestników rynku energii. Pokazano schemat optymalizatora ekonomicznego elektrociepłowni gazowo-parowej zawierającej również kotły węglowe. Schematycznie pokazano obiegi (parowy, gazowe, ścieżkę spalin i wodne) analizowanej elektrociepłowni w Siedlcach. W kolejnym artykule zostanie opisany model matematyczny elektrociepłowni zawierające w sobie te elementy termodynamiki, ekonomii oraz prawa, które decydują o sposobie działania optymalizatora ekonomicznego.

13 LITERATURA [1] Badyda K., Kołodziejak P., Szabłowski Ł.: Analiza możliwości adaptacji skraplacza do roli wymiennika ciepłowniczego, Rynek Energii nr 5, 2017 [2] Bartnik R. : Elektrownie i elektrociepłownie gazowo-parowe, WNT, 2009 [3] Chmielniak T.: Obiegi termodynamiczne turbin cieplnych, Maszyny przepływowe, Tom 2, Ossolineum 1988 [4] Chorowski B., Werszko M.: Mechaniczne urządzenia sterujące, PWN, Warszawa 1974 [5] dane World Bank, lipiec 2007 [6] Findeisen W., Szymanowski J., Wierzbicki A.: Metody obliczeniowe optymalizacji, Wydawnictwa Politechniki Warszawskiej, Warszawa 1974 [7] Glück B.: Heizwassernetze für Wohn- und Industriegebiete, Verlags- und Wirtschaftsgesellschaft der Elektrizitätswerke mbh, Frankfurt (Main) 1985 [8] Górecki H.: Optymalizacja systemów dynamicznych, PWN, Warszawa 1993 [9] Jasiński P., Kaproń H.: Optymalizacja pracy elektrociepłowni w warunkach ograniczonej konkurencji, Rynek Energii nr 2 (75), 2008 [10] Kamler W.: Ciepłownictwo, PWN, Warszawa 1979 [11] Kim D. J., A new thermoeconomic methodology for energy systems, Energy 35 (2010) [12] Lichota J., Kołodziejak P.: Zmiany zapotrzebowania na ciepło we Wrocławiu i Siedlcach w latach z predykcją do 2030 roku, Instal, 12/2017 [13] Lichota J., Plutecki Z.: Wrocław i Opole scenariusze dla rynku ciepła do Wpływ prawa międzynarodowego i krajowego., Rynek Energii 2012 [14] Łakomiak A.: Polityka ekologiczna państw Unii Europejskiej, Rynek Energii, grudzień 2005 [15] Mielnicki J.S.: Centralne ogrzewanie. Regulacja i eksploatacja, Arkady, Warszawa 1974 [16] Szargut J.: Teoria procesów cieplnych, PWN, 1973 [17] Szargut J.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna w energetyce przemysłowej, WNT, 1983 [18] Theis K.A., Status: Perspectives and Strategies for the European Electricity Market, Executive Managing Director, według raportu OECD / IEA Report Levelised cost of electricity, VGB [19] Tirole J.: Nagroda Nobla z ekonomii w 2014 r. za analizę siły rynku i regulacji [20] Weron A., Weron R.: Inżynieria finansowa, WNT, Warszawa 1999 [21] Wiśniewski G. (red.): Analiza dotycząca możliwości określenia niezbędnej wysokości wsparcia dla poszczególnych technologii OZE w kontekście realizacji Krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa, lipiec 2013 r. [22] Ziębik A., Liszka M., Hoinka K., Stanek W.: Poradnik inwestora i projektanta układów wysokosprawnej dużej kogeneracji, Opracowanie wykonane w ramach Projektu Rozwojowego N R finansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, Gliwice, 2012

14 CHP ON ENERGY MARKET Key words: profit maximizing, combined heat and power, market model Summary. This is the first 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 describes the construction of a combined heat and power plants in Siedlce and general model of energy market that contains elements of technology, economics and law. Subsequent articles will include a mathematical model of the net profit and results from the actual optimization of gas-steam CHP. 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 dyrektorem technicznym w Przedsiębiorstwie Energetycznym w Siedlcach Sp. z o.o., Od dwudziestu lat zajmuje się zawodowo kogeneracją z wykorzystaniem turbin gazowych, jest również Prezesem Zarządu Stowarzyszenia Niezależnych Wytwórców Energii Skojarzonej. Pracę wykonano w ramach zlecenia statutowego na Wydziale Mechaniczno-Energetycznym Politechniki Wrocławskiej.