INSTYTUT ENERGETYKI JEDNOSTKA BADAWCZO - ROZWOJOWA ODDZIAŁ GDAŃSK

Transkrypt

1 INSTYTUT ENERGETYKI JEDNOSTKA BADAWCZO - ROZWOJOWA ODDZIAŁ GDAŃSK ul. Mikołaja Reja Gdańsk tel.(+058) fax (+058) SYSTEM JAKOŚCI ISO 9001:2001; Certyfikat PCBC nr 368/1/2003 Wstępne studium wykonalności technicznej i opłacalności ekonomicznej bezpośredniego zasilania odbiorców w Gdańsku na napięciu 15 kv Kierownik Projektu: mgr inż. Bogdan Czarnecki... Autorzy: mgr inż. Bogdan Czarnecki... mgr inż. Rafał Magulski... mgr inż. Leszek Bronk... Sprawdził: mgr inż. Rafał Magulski... Zatwierdził: mgr inż. Bogdan Czarnecki... Gdańsk 2005

2 bezpośredniego zasilania odbiorców w Gdańsku na napięciu 15 kv 2/8 Spis Treści 1. Zmiany w pierwotnych założeniach projektu 1.1. Pewność zasilania 1.2. Granica stron instalacji zasilających 1.3. Ograniczenia ilości odbiorców 2. Projekt techniczny zasilenia odbiorców 2.1. Warunki dostaw energii do potencjalnych odbiorców 2.2. Koncepcja zasilania bezpośredniego Przebieg trasy kablowej Schemat układu elektroenergetycznego zasilenia odbiorców z rozdzielni 15kV Rozdzielnia Zestawienie zakresu rzeczowego inwestycji 3. Projekcja finansowa - założenia 3.1. Założenia ogólne dla projekcji finansowej 3.2. Elementy projekcji finansowej Koszty inwestycyjne Koszty eksploatacyjne Przychody operacyjne 4. Analiza ekonomiczna 4.1. Analiza finansowa inwestycji 4.2. Analiza wrażliwości 5. Wnioski 6. Załączniki

3 3/8 2. Projekt techniczny zasilenia odbiorców Przebieg trasy kablowej Założono budowę linii złożonych z kabli jednożyłowych o przekroju żył aluminiowych 240mm2 po 3 żyły na fazę, o obciążalności roboczej 1545A. Ze względu na silne uzbrojenie terenu przewidziano ułożenie kabli w rurach osłonowych. Rys. 1 Przebieg trasy kablowej trasa kablowa wyspa ostrow.pdf Założono dwutorowe zasilenie nowej rozdzielni kontenerowej 15kV zlokalizowanej w pobliżu istniejącego GPZ. Każda z pętli zasilających odbiorców będzie miała dwa niezależne punkty zasilania Schemat układu elektroenergetycznego zasilenia odbiorców z rozdzielni 15kV Nowa rozdzielnia będzie miała budowę dwusekcyjną i będzie wyposażona w mikroprocesorowe zabezpieczenia i układ SZR. Założono, że poszczególne pola w stacji będą jednoczłonowe, z wyłącznikami próżniowymi natomiast odłączniki będą posiadały napęd ręczny. Ze względu na możliwość swobodnej rozbudowy o kolejne pola rozdzielnia będzie skonfigurowana w jednym rzędzie, rozmiary kontenera pozwolą na zainstalowanie po 5 pól odpływowych w każdej sekcji.

4 4/8 Rys. 2 Schemat nowej rozdzielni 15 kv

5 5/8 4. Analiza ekonomiczna 4.1. Analiza finansowa inwestycji Zakres prac obejmował: 1. określenie minimalnej stawki za energię elektryczną u wytwórcy dla pokrycia nakładów inwestycyjnych w okresie 5 lat. 2. analizę wrażliwości zmian minimalnej wymaganej stawki za energię przy zmianach kosztów inwestycyjnych oraz wolumenu sprzedawanej energii. 3. określenie maksymalnych stawek za energię elektryczną możliwych do zapłacenia przez poszczególnych odbiorców. Projekcje finansowe wykonano w horyzoncie dziesięciu lat. Dla obliczeń przyjęto stopę dyskonta 7%, jednostkowe koszty zmienne wytwarzania przyjęto jak dla generacji w dociążeniu, na poziomie 100 zł/mw tys. zł lata cena energii elektrycznej (zł/mwh) NPV (10 lat) zaktualizowany okres zwrotu inwestycji Rys. 3 Zależność okresu zwrotu inwestycji oraz wielkości NPV od przyjętej stawki za energię elektryczną Założono dwa warianty wyznaczania kosztów odchyleń bilansowych odbiorców na rynku bilansującym : 1. Dostawca energii rezerwuje część mocy znamionowej dla świadczenia usług bilansowania odbiorców 2. Dostawca energii ponosi koszty odchyleń na rynku Bilansującym i przenosi je bezpośrednio na odbiorców energii

6 6/ NP V (ty s. zł) , 16, 17 17, 17, 17, 17, 18, 18, , 5 18, , 2 19, 4 19, 6 cena pary tech. (zł/gj) 19, 8 20, 1 20, 20, 20, 20, 21, 21, 21, Odbiorca Inwestor Rys. 4 Zmiany NPV projektu z perspektywy Inwestora oraz Odbiorcy w zależności od ceny ciepła

7 7/8 Tab. 1 Projekcja finansowa przyłączenia odbiorców zasilanych z rozdzielni w wariancie z bilansowaniem (W1) LATA DANE TECHNICZNO-EKONOMICZNE stopa dyskonta 7% wymagana stawka za energię elektryczną zł/mwh - 190,74 193,16 195,80 199,64 204,44 204,44 204,44 204,44 204,44 204,44 Łączne zużycie odbiorców końcowych MWh PROJEKCJA FINANSOWA Nakłady inwestycyjne, w tym: tys. zł 9 138,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 na terenie inwestora tys. zł 5 480,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 poza terenem inwestora tys. zł 3 658,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Koszty eksploatacyjne, w tym: tys. zł 75, , , , , , , , , , ,5 koszty odchyleń bilansowych tys. zł 0,0 462,9 462,9 462,9 462,9 462,9 462,9 462,9 462,9 462,9 462,9 koszty zakupu zielonej energii tys. zł 0,0 581,5 694,5 872, , , , , , , ,7 koszty utrzym. i remontów rozdzielni 15kV tys. zł 0,0 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 koszty progn. zużycia u odb. (grafikowanie) tys. zł 75,0 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 koszty strat sieciowych tys. zł 0,0 118,1 118,1 118,1 118,1 118,1 118,1 118,1 118,1 118,1 118,1 podatek od nieruchomości tys. zł 0,0 182,8 182,8 182,8 182,8 182,8 182,8 182,8 182,8 182,8 182,8 wzrost podatku akcyzowego tys. zł 0,0 148,1 148,1 148,1 148,1 148,1 148,1 148,1 148,1 148,1 148,1 utracone korzyści ze świadcz. usł. bilans. tys. zł 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 utracone korzyści niesprzed. en. odb. siec. tys. zł 0, , , , , , , , , , ,2 Przychody, w tym: tys. zł 0, , , , , , , , , , ,7 sprzedaż energii tys. zł 0, , , , , , , , , , ,2 przychody z odsprzed. en. ze skojarzenia tys. zł 0,0 174,2 171,6 171,2 170,4 170,0 169,6 169,6 169,6 169,6 169,6 przychody ze sprzedaży prawa do emisji CO2 tys. zł 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Saldo roczne przepływów pieniężnych tys. zł , , , , , , , , , , ,3 Skumul. saldo rocznych przepł. pienięż. tys. zł , , , ,6 54, , , , , , ,4 Zaktual. roczne saldo przepł. pienież. tys. zł , , , , , , , , , , ,1 Skumul. zaktual. saldo roczne przepł. pienięż. tys. zł , , , , ,4 290, , , , , ,6 Skumulowana wartość NPV (10 lat) tys. zł Wewnętrzna stopa zwrotu IRR (10 lat) 21,6% Prosty okres zwrotu lata 4 Zaktualizowany okres zwrotu lata 5

8 bezpośredniego zasilania odbiorców w Gdańsku na napięciu 15 kv 8/ Analiza wrażliwości Tab. 2 Wrażliwość minimalnych wymaganych stawek za energię elektryczną na czynniki ryzyka % zmiana Min. stawki w wymagana stosunku stawka do war. bazowego Wskaźniki finans. dla stawki z war. bazowego IRR NPV Prosty okres zwrotu bazowy wariant bilansowania W1 190,74-7,0% bazowy wariant bilansowania W2 196,68 7,0% wariant bilansowania W1 - zmiana warunków analizy Zaktua liz. okres zwrotu Zmiana nakładów inwestycyjnych o +/-10% Zmiana zużycia odbiorców o +/- 10% Obniżenie 187,77-1,56% 9,4% Wzrost 192,23 0,78% 4,6% Obniżenie 194,62 2,04% 2,8% Wzrost 186,12-2,42% 12,0% Znaczna zmiana zapotrzebowania na energię (pozyskanie / utrata odbiorcy +/- 18%) Zmiana dokładności planowania grafików zużycia energii przez odbiorców Utrata 200,01 4,86% -0,6% Pozyskanie 184,64-3,20% 15,0% Wzrost o 30% Spadek o 30% 187,77-1,56% 9,7% ,23 0,78% 4,0% wymagana stawka dla IRR=7% % -20% 0% 20% 40% % zmiana czynnika zmiana nakładów inwestycyjnych zmiana zużycia odbiorców końcowych Zmiana dokładności prognozowania odchyleń bilansowych Rys. 5 Porównanie wrażliwości stawki za energię na zmiany głównych czynników ryzyka