Multivariate analysis of the profitability of the construction of the cogeneration source based on a multi-fuel boiler technology
A. Kampa 1  
,   L. Jurdziak 2  
 
More details
Hide details
1
Fortum Power and Heat Polska
2
Politechnika Wrocławska, Wrocław
 
Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal 2014;17(3):193–206
 
KEYWORDS
ABSTRACT
The paper presents a multi-variant analysis of the profitability of CHP multi-fuel boiler. A comparison of different scenarios and options for power plant operation in Polish conditions, depending on the fuel mix used has been presented. Profitability based on DCFs methods has been compared using net present value (NPV) and internal rate of return (IRR). Assumptions have been derived from the analysis and market forecasts, historical data, statistical data, and the authors own experience. One of the problems that were encountered in the collection of data was the difficulty of obtaining reliable input data from a single source. The profitability analysis has been carried for 6 scenarios with usage of different fuel mix and basic technology. The most cost-effective fuel for the low coal price growth scenario was the coal burned in the mono-fuel boiler. Slightly worse results gave biomass and coal burned in the multi-fuel boiler in a sequence that allows the full use of subsidies for the production of “green energy” (first 15 years only biomass, then only coal). The coal scenario in multi-fuel boiler gave the NPV result worse by about 50million PLN due to higher investment costs. Co-firing of coal and biomass in the same proportions gave a decent result. The worst result was achieved for the combustion of coal in the mono-fuel boiler with the high coal prices growth scenario. The mono-fuel solution turned out to be highly exposed to market risk. Multi-fuel solution is much more flexible and ensures a decent cost-effectiveness for different – even extreme scenarios. The possibility of flexible fuel change and therefore optimal adaptation to the changing economic and legal situation at the market is the significantly safer solution.
METADATA IN OTHER LANGUAGES:
Polish
Wielowariantowa analiza opłacalności budowy źródła kogeneracyjnego opartego na technologii kotła wielopaliwowego
opłacalność inwestycji, energetyka, kogeneracja, kocioł wielopaliwowy
Przedstawiono wielowariantową analizę opłacalności budowy elektrociepłowni z kotłem wielopaliwowym. Dokonano porównania różnych scenariuszy i wariantów pracy elektrociepłowni w zależności od zastosowanego miksu paliwowego w polskich warunkach. Opłacalność porównano metodami zdyskontowanych przepływów pieniężnych przy użyciu wartości zaktualizowanej netto (NPV) oraz wewnętrznej stopy zwrotu (IRR). Założenia zaczerpnięte zostały z analiz i prognoz rynkowych, danych historycznych, danych statystycznych oraz własnego doświadczenia autorów pracy. Jednym z problemów, który napotkano przy gromadzeniu danych były trudności pozyskania wiarygodnych danych wejściowych z jednego źródła. Przeprowadzono analizę opłacalności dla sześciu scenariuszy różniących się zastosowanym miksem paliwowym oraz podstawową technologią. Najbardziej opłacalnym paliwem dla scenariusza niskiego wzrostu cen węgla okazał się węgiel spalany w kotle monopaliwowym. Nieco gorsze wyniki dała biomasa i węgiel spalane w kotle wielopaliwowym w sekwencji pozwalającej na pełne wykorzystanie dopłat do produkcji „zielonej energii” (pierwsze 15 lat biomasa, potem węgiel). Scenariusz węglowy w kotle wielopaliwowym dał wynik NPV gorszy o około 50 mln PLN z uwagi na wyższe koszty inwestycyjne. Współspalanie węgla i biomasy w tych samych proporcjach dało akceptowalny rezultat. Najgorszy wynik osiągnięto dla spalania węgla w kotle monopaliwowym przy wysokim wzroście cen węgla. Rozwiązanie monopaliwowe okazało się więc zagrożone wysokim ryzykiem rynkowym. Rozwiązanie wielopaliwowe jest znacznie bardziej elastyczne i gwarantuje akceptowalną opłacalność dla różnych – nawet skrajnych scenariuszy. Możliwości elastycznej zmiany paliwa i przez to optymalnego dopasowania się do zmieniającej się sytuacji ekonomicznej i prawnej na rynku jest rozwiązaniem znacznie bezpieczniejszym.
 
REFERENCES (14)
1.
AEA 2011. UK and Global Bioenergy Resources and Prices – Final report. Report to DECC. ED 56029. Issue 2 – Final, AEA Technology plc, March.
 
2.
ARE 2013. Aktualizacja analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii. Kwiecień.
 
3.
Cire 2011. Zarobki i praca w energetyce. Raport CIRE. http://www.cire.pl/drukuj,5271....
 
4.
EPA 2008. Catalog of CHP Technologies. U.S. Environmental Protection Agency Combined Heat and Power Partnership. December.
 
6.
KOCOT, H. 2010. Nakłady inwestycyjne niezbędne do realizacji Scenariuszy Rozwojowych Podsektora Wytwarzania, Rynek Energii, kwiecień.
 
7.
Sedlak & Sedlak, 2010. Ogólnopolskie Badanie Wynagrodzeń przeprowadzone w 2010 roku.
 
8.
URE 2014. Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2013 r. Warszawa, kwiecień. http://www.ure.gov.pl/pl/urzad....
 
9.
WILIMOWSKA, Z. i ŁUKANIUK, M. 2005. Modele wyceny opcji rzeczowych – model Blacka-Scholesa. Badania operacyjne i decyzje Nr 1, s. 85–96.
 
10.
WNP 2014a. Problematyczny okres wsparcia dla OZE. Portal www.nbp.pl, 19-05-2014 17:47 http://energetyka.wnp.pl/probl....
 
11.
WNP 2014b. W 2017 ma być weryfikacja wsparcia OZE. www.nbp.pl 27-05-2014 19:23. http://energetyka.wnp.pl/w-201....
 
12.
ZAPOROWSKI, B. 2012. Koszty wytwarzania energii elektrycznej dla perspektywicznych technologii wytwórczych polskiej elektroenergetyki. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 15, z. 4.
 
ISSN:1429-6675