Politechnika Śląska

Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki

Inżynieria finansowa w energetyce

„Analiza opłacalności, modernizacji istniejącej elektrociepłowni przemysłowej poprzez nadbudowę członem gazowym”

Katarzyna Kowalczuk

Kamil Gajewski

kier. Energetyka , sem. VI

Dane techniczne:

Przed modernizacją:

Nominalna moc cieplna Q_g=195MW

Nominalna moc elektryczna układu N_el=107 kW

Nominalny strumień pary para_m=120 kg/s

Para świeża:

-temperatura pary świeżej para1_t=540 stC

-ciśnienie pary świeżej para1_p=13,5 MPa

-entalpia pary świeżej para1_i=3440 kJ/kg

Para przeciwprężna:

-ciśnienie pary przeciwprężnej para2_p=0,1 MPa

-entalpia pary przeciwprężnej para2_i=2535 kJ/kg

-entropia pary przeciwprężnej para2_s=726,839 kJ/(kgK)

Woda zasilająca kocioł:

-temperatura wody zasilającej kocioł woda_t=210 stC

-entalpia wody zasilającej kocioł woda_i=879,9 kJ/kg

Sprawność kotła eta_k=0,86

Czas wykorzystania mocy nominalnej τ=7500h

Wartość opałowa węgla Wd_c=28 MJ/kg http://www.khw.pl/get.php?pldown=35

Po modernizacji:

Nominalna moc elektryczna turbiny gazowej Neltg=43 MW

Sprawność elektryczna turbiny gazowej ηtg=0,38

Strumień pary wysokoprężnej mpwp=15,5 kg/s

-temperatura pary wysokoprężnej 540 stC

-ciśnienie pary wysokoprężnej 13,5 MPa

-entalpia pary wysokoprężnej 3440 kJ/kg

Strumień pary średnioprężnej 2 kg/s

-temperatura pary średnioprężnej 180 stC

-ciśnienie pary średnioprężnej 0,8 MPa

-entalpia pary średnioprężnej 2792 kJ/kg

-entropia pary średnioprężnej 983,839 kJ/(kgK)

Moc cieplna kotła odzyskowego:

-wysokoprężny Q _pw =46,8 MW

-średnioprężny Q_tech=4,75 MW

-łączna moc 51,55 MW

Wartość opałowa gazu Wd_g=39,5 MJ/m^3 [1]

η referencyjne:

~dla węgla:

-elektryczna ηelc= 0,406

-ciepło ηcic= 0,88

~dla gazu:

-elektryczna ηelg= 0,9

~ciepło ηcig= 0,514

Wyniki techniczne:

Przed modernizacją:

Zużycie węgla roczne P/rok =((para1_i - woda_i)* para_m*3600*τ)/(Wd_c*eta_k)=344465,28 t/rok

Energia chemiczna paliwa rocznie Ech_pal/rok = Wd_c* P/rok*3600/1000000=34722,1 TW/rok

Energia chemiczna paliwa Ech_pal = Ech_pal/rok *1000000/(365*24*3600)=1101,03 MW

Produkcja prądu elektrycznego rocznie Eel/rok = N_el * τ =802500MWh/rok

Produkcja ciepła rocznie Q_g/rok = Q_g * τ *3600/1000=5265000GJ/rok

Po modernizacji:

Energia chemiczna gazu Neltg / ηtg =113,16 MW

Energia chemiczna ciepła z gazu (Q _pw + Q_tech)/ ηcig= 57,28 MW

Energia chemiczna ciepła z węgla Q_g / ηcic =221,59 MW

Energia chemiczna ciepła razem (Q _pw + Q_tech)/ ηcig + Q_g / ηcic =278,87 MW

Energia chemiczna energii elektrycznej z gazu Neltg/ ηcig =83,66 MW

Energia chemiczna energii elektrycznej z węgla N_el / ηelc =263,55 MW

Energia chemiczna energii elektrycznej razem Neltg/ ηcig + N_el / ηelc =347,20 MW

Zużycie gazu rocznie ((Neltg / ηtg )/ Wd_g)*3600*(τ/1000)=77348,43 m^3/rok

Zużycie węgla rocznie ((para_m- mpwp)*( para1_i- woda_i)*3600*τ)*( Wd_c* eta_k*10^6)= 299971,85 t/rok

Produkcja energii elektrycznej rocznie (Neltg+ N_el)* τ =1125000 MWh/rok

Produkcja ciepła grzewczego rocznie Q_g * τ *3600/1000=5265000 GJ/rok

Produkcja ciepła technologicznego rocznie Q_tech * τ *3600/1000=128250 GJ/rok

Dane finansowe:

Kurs dolara 2,8 PLN/USD http://www.money.pl/pieniadze/kurs/usd,787.html

Inflacja i=4,5% http://www.money.pl/gospodarka/wskazniki/pkb/

Oprocentowanie kredytu rf=8,32 % [2]

Okres działalności t=9 lat

Podatek dochodowy (stopa procentowa)=19 % [3]

Okres kredytowania 5 lat

Oprocentowanie kapitału własnego rw=5,75%

Udział środków własnych zw=40 %

Stopa pozyskania kapitału rk =0,07292

Stopa dyskonta r =0,03

Cena węgla 579,6 zł/t http://www.khw.pl/get.php?pldown=35

Cena gazu 0,9545 PLN/m³_n [4]

Cena certyfikatu czerwonego 20 PLN/MWh [5]

Cena certyfikatu żółtego 105 PLN/MWh [6]

Cena ciepła 34,4 PLN/GJ http://www.ure.gov.pl/download.php?s=6&id=3313

Cena energii elektrycznej 186,44 PLN/MWh [7]

Cena energii ciepła technologicznego 46,56 PLN/MWh cena ciepła*(983,839 kJ/(kgK)/ 726,839 kJ/(kgK))

Koszty środowiska:(http://forum.bocian.org.pl/viewtopic.php?t=3440)

CO2 0,00022 zł/kg

NOx 0,41 zł/kg

Części stałe 0,27 zł/kg

SOx 0,43 zł/kg

Emisja z węgla:
CO2 1924 kg/t

NOx 7,15 kg/t

Części stałe 1,17 kg/t

SOx 6,24 kg/t

Emisja z gazu:

CO2 2000 kg/t

NOx 4800 kg/t

Części stałe 12 kg/t

SOx 2 kg/t

Wyniki finansowe:

Przed modernizacją:

Przychód za energię elektryczną rocznie Eel/rok *(186,44+20)=165668100 PLN/rok

Przychód za ciepło rocznie Qg/rok *34,4=181116000 PLN/rok

Koszt paliwa rocznie P/rok *579,6 =199652079,66 PLN/rok

Koszty środowiska P/rok*(0,00022*1924+0,41*7,15+0,27*1,17+0,43*6,24)=2188691,07PLN/rok

Po modernizacji:

Przychód za energię elektryczną rocznie ((Neltg+ N_el)* τ)*(270+105)= 327870000 PLN/rok

Przychód za ciepło rocznie

(Q_g * τ *3600/1000)*34,4+ (Q_tech * τ *3600/1000)*46,56=187087750,14 PLN/rok

Koszt paliwa rocznie ((Neltg / ηtg )/ Wd_g)*3600*(τ/1000)* 0,9545

+(((para_m- mpwp)*(para1_i- woda_i)*3600*τ)*(Wd_c* eta_k*10^6))* 579,6

=173937515,12 PLN/rok

Koszty środowiska ((Neltg / ηtg )/ Wd_g)*3600*(τ/1000))*0,7*(0,00022*2000+

0,41*4800+0,27*12+0,43*2)+((para_m- mpwp)*(para1_i- woda_i)*3600*τ)*(Wd_c* eta_k*10^6)*(0,00022*1924+0,41*7,15+0,27*1,17+0,43*6,24)=108707001,66 PLN/rok

Nakład inwestycyjny na turbinę 33638726,33 PLN=

(5488*((Neltg*1000)^(-0,2791))*2,8)*1000*Neltg

Instalacja urządzenia 60%

Armatura kontrolno-pomiarowa i układy sterujące 50%

Doprowadzenie paliwa 30%

Układy wyprowadzenia mocy 15%

Koszt projektu 15%

Koszt uruchomienia 12%

Koszt badań i licencji 5%

Koszty ubezpieczeń 3%

Przyrost kapitału obrotowego 15%

Nakład inwestycyjny w całości J₀=33638726,33*(60+50+30+15+15+12+5+3+15)/100=68959388,98PLN

Wysokość kredytu J_k= 41375633 PLN

Przychód ze sprzedaży netto Sn= 168 173 650 PLN

Koszty eksploatacyjne K_e= 25 714 565 PLN

Koszty operacyjne K_op= 689 594 PLN

Koszty środowiska K_śr= 106 518 311 PLN

Odsetki od kredytu F= 688 491 PLN

Rata kredytu (z odsetkami) R= 8 275 127 PLN

Podatek dochodowy Pd= 15 552 309 PLN

Wartość likwidacyjna L=0 PLN

ΔCF*=Sn- K_e - K_op+ F+ A - Pd +L

Wartość końcowa NPV=451 505 886

Wewnętrzna stopa zwrotu IRR=0,6369

Zdyskontowany czas zwrotu DPD=1,59 lat

Analiza wrażliwości

Podsumowanie:

Całkowity nakład inwestycyjny J₀ wyniósł 69 mln PLN.W celu możliwości pokrycia kosztów inwestycyjnych zaciągamy kredyt na 5 lat o oprocentowaniu 8,32%. Kredyt wraz z odsetkami w wysokości 41 mln PLN, spłacamy w ciągu 5 lat. Podatek dochodowy jest zmienny w każdym roku eksploatacji i zmniejsza się wraz z okresem eksploatacji i zmniejsza się po tym jak kończy się okres kredytowania. Całkowity roczny przychód ze sprzedaży netto (sprzedaż ciepła i energii elektrycznej) przed modernizacją 347 mln PLN i po modernizacji 515 mln PLN z czego wynika że dochód wzrósł o 168 mln PLN. Współczynnik PES wyniósł 27,62%. Nasze przedsięwzięcie inwestycyjne osiągnęło dodatni skumulowany przepływ finansowy CF w ciągu całego okresu realizacji włącznie z ponoszeniem wydatków inwestycyjnych, co oznacza, że nasza inwestycja zakończyła się powodzeniem. Potwierdza to fakt, że w dziewiątym, roku eksploatacji przepływ pieniężny wynosił około 100 mln PLN.Nasza inwestycja według wykresu kumulacji CF zwraca się po nieco ponad 2,5 roku i w 3 roku eksploatacji wypracowujemy tylko zyski. Opłacalność naszej inwestycji sprawdzaliśmy również za pomocą wskaźników oceny efektywności ekonomicznej, które uwzględniają rozkład w czasie przepływów pieniężnych. Wartość bieżąca netto NPV wyniosła, 676 mln PLN. Jest ona większa od zera co wskazuje na to, że nasza inwestycja się zwróciła i osiągnęliśmy zyski. Wewnętrzna stopa zwrotu IRR, która jest miarą rentowności finansowej naszego przedsięwzięcia wyniosła 89% i tym samym jest większa od stopy dyskonta ( r= 3 %) o 86%. Jest to duża różnica pomiędzy IRR a r, a im większa różnica tym bardziej jest opłacalna i tym mniejsze niesie ryzyko nasza inwestycja. Analiza wrażliwości pokazuje ze wszystkie zbadane wahania czynników z wyjątkiem wartości certyfikatu czerwonego wpływają wprost proporcjonalnie na zysk. Podsumowując wszystkie przedstawione obliczenia otrzymujemy wniosek, iż nasza inwestycja w nadbudowę turbiny gazowej jest opłacalny ponieważ zwraca się już nieco po półtora roku, a potem już wypracowuje zyski co przy eksploatacji wynoszącej 9 lat jest bardzo korzystne.

Bibliografia:

J. Skorek J. Kalina Gazowe układy kogeneracyjne, WNT, Warszawa 2005[str. 312-331]

[1] http://www.pgnig.pl/binsource?docId=3892&language=PL&paramName=BINARYOBJ_FILE&index=0

[2] http://www.bankier.pl/fo/kredyty/components/elw/index.html?what=3M&zakladka=wibor&gclid=CIbQzaju4acCFYGCDgodV1yq9Q

[3] http://cwp.wsei.edu.pl/index.php?option=com_content&task=view&id=167&Itemid=399

[4] http://www.pgnig.pl/binsource?docId=3892&language=PL&paramName=BINARYOBJ_FILE&index=0

[5], [6] http://www.drewnozamiastbenzyny.pl/kolorowe-certyfikaty/

[7] http://www.ure.gov.pl/download.php?s=6&id=3432

---