Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Analiza porównawcza systemów elektroenergetycznych w Polsce i w Niemczech w kontekście wykorzystania zasobów węgla brunatnego

Kasztelewicz Z., Ptak M., Sikora M.

Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN

|

2018

|

nr 104

31--42

PL

Według definicji Międzynarodowej Agencji Energii bezpieczeństwo energetyczne to ciągłe dostawy energii po akceptowalnych cenach. Krajowa energetyka oparta jest w głównej mierze na własnych surowcach energetycznych takich jak węgiel kamienny i brunatny. Produkcja około 88% energii elektrycznej z tych kopalin daje nam pełną niezależność energetyczną, a koszty produkcji energii z tych surowców są najmniejsze w stosunku do innych technologii. Energia wyprodukowana z węgla brunatnego charakteryzuje się najniższym jednostkowym kosztem technicznym wytworzenia. Polska posiada zasoby tych kopalin na szereg dziesiątków lat, doświadczenie związane z ich wydobyciem i przeróbką, zaplecze naukowo-projektowe oraz fabryki zaplecza technicznego produkujące maszyny i urządzenia na własne potrzeby, a także na eksport. Węgiel jest, i winien pozostać, w Polsce przez najbliższe 25–50 lat istotnym źródłem zaopatrzenia w energię elektryczną i ciepło, gdyż stanowi jedno z najbardziej niezawodnych i przystępnych cenowo źródeł energii. Kontynuacja takiej polityki może być zachwiana w okresie następnych dekad, z powodu wyczerpywania się udostępnionych zasobów węgla tak brunatnego, jak i kamiennego. Uwarunkowania dla budowy nowych kopalń, a tym samym dla rozwoju górnictwa węgla w Polsce, są bardzo złożone zarówno pod względem prawnym, środowiskowym, ekonomicznym, jak i wizerunkowym. Z podobnymi problemami borykają się Niemcy. Pomimo iż wizerunkowo jest to kraj inwestujący w odnawialne źródła energii, uchodzący za pionierów produkcji energii z OZE, to w rzeczywistości podstawowymi nośnikami służącym do produkcji energii elektrycznej wciąż są węgiel, a przede wszystkim węgiel brunatny.

EN

According to International Energy Agency (IEA) energy security is the continuous supply of energy at acceptable prices. National energy is based primarily on its own energy resources such as hard coal and brown coal. The 88% of electric energy production from these minerals gives us full energy independence. Additionally, the energy production costs from these raw materials are the lowest compared to other technologies. Of these two, the energy produced from brown coal is characterized by the lowest unit technical generating cost. Poland has the resources of these minerals for decades to come, the experience related to mining and processing them, scientific and design facilities and technical facilities and factories producing machines and equipment for their own needs, as well as for export. Coal is and should remain an important source of electricity and heat supply in Poland for the next 25–50 years. It is one of the most reliable and profitable energy sources. This policy may be difficult in the next decades due to the exhaustion of the available resources of hard and brown coal. The conditions for the construction of new mines, and thus for the development of coal mining in Poland, are very interdisciplinary in legal, environmental, economic and reputational terms. Germany has similar problems. Despite the fact that it is an image of a country investing in renewable energy sources, which are pioneers of energy production from RES, in reality hard and brown coal are still the primary sources utilized to produce electric energy.

2

Badanie wpływu czynników inwestycyjnych, eksploatacyjnych i finansowych na opłacalność ekonomiczną inwestycji energetycznych

Michalak J.

Poznan University of Technology Academic Journals. Electrical Engineering

|

2012

|

No. 70

59--66

PL

W artykule przedstawiono wpływ czynników inwestycyjnych, eksploatacyjnych i finansowych na opłacalność ekonomiczną inwestycji energetycznych. Analizie poddano dwie elektrownie węglowe: elektrownię na węgiel kamienny i elektrownię na węgiel brunatny. Wykorzystano następujące metody oceny efektywności ekonomicznej inwestycji: NPV - metodę wartości bieżącej netto, NPVR - wskaźnik wartości bieżącej netto oraz IRR - metodę wewnętrznej stopy zwrotu. Spośród czynników inwestycyjnych analizie poddano wpływ jednostkowych nakładów inwestycyjnych oraz wpływ udziału środków własnych w finansowaniu danej inwestycji. Spośród czynników eksploatacyjnych przeanalizowano: sprawność elektrowni, dyspozycyjność, koszty paliwa, koszty eksploatacji i remontów oraz koszty osobowe. Wśród czynników finansowych uwzględniono: stopę dyskonta, stopę oprocentowania kredytu oraz cenę energii elektrycznej.

EN

The paper presents an estimation of the impact of factors investment, financial and operational of cost-efficiency of energy investments. Two types of power plant were analysed, namely: hard coal power plant and brown coal power plant. Investigations were carried out on the basis of discounted profit methods such as NPV (Net Present Value), NPVR (Net Present Value Ratio) and IRR (Internal Rate of Return).

3

Analiza porównawcza opłacalności inwestycji węglowych i jądrowych

Michalak J.

Polityka Energetyczna

|

2012

|

T. 15, z. 4

187-199

PL

W artykule przedstawiono wyniki analizy opłacalności wytwarzania energii elektrycznej dla elektrowni jądrowej i dwóch elektrowni węglowych: elektrowni opalanej węglem kamiennym i elektrowni opalanej węglem brunatnym. Wszystkie trzy badane elektrownie charakteryzowały się podobną mocą elektryczną (elektrownia jądrowa mocą elektryczną 1000 MW, obie elektrownie węglowe mocą elektryczną 900 MW), takim samym stopniem wykorzystania zdolności produkcyjnych (95%), taką samą dyspozycyjnością (95%) i taką samą liczbą godzin pracy w ciągu roku (7906 h/rok). Analizę opłacalno?ci ekonomicznej badanych inwestycji energetycznych przeprowadzono na podstawie rachunku przepływów pieniężnych, z wykorzystaniem zasad rachunku dyskonta. Opłacalność ekonomiczną przeprowadzono na bazie zdyskontowanych metod zysku, takich jak NPV - wartość bieżąca netto, NPVR - wskaźnik wartości bieżącej netto, IRR - wewnętrzna stopa zwrotu, DPB - zdyskontowany okres zwrotu nak?adów inwestycyjnych oraz dodatkowo obliczono SPB - prosty okres zwrotu nak?adów inwestycyjnych. Na podstawie obliczonych wartości NPV,NPVR, IRR, DPB, SPB określono, która z badanych inwestycji jest najbardziej opłacalna dla przyjętych założeń. W przypadku wartości NPV otrzymane wyniki dodatkowo poparto obrazem graficznym - wykresami, przedstawiającymi zależność NPV w funkcji czasu. Na podstawie powyższych wykresów określono wartości SPB (prosty okres zwrotu nakładów inwestycyjnych) i DPB (zdyskontowany okres zwrotu nakładów inwestycyjnych). SPB określono wyliczając wartość NPV dla stopy dyskonta równej zero, DPB określono dla stopy dyskonta równej założonej stopie dyskonta równej 7,5%. W obu przypadkach na wykresach zaznaczono wartości SPB i DPB szukając miejsc przecięcia charakterystyk NPV z osią czasu. Obliczenia przeprowadzono wielowariantowo. Jako wariant bazowy przyjęto inwestycję, która w 20% była finansowana ze środków własnych, a w pozostałych 80% finansowana była z kredytu bankowego. W przypadku kredytu założono, że bank udzielił kredytu preferencyjnego o oprocentowaniu 6 % w skali roku, a czas spłaty kredytu założono równy 20 lat. Poza wariantem bazowym przeanalizowano dwa inne warianty. Pierwszy z nich to przypadek, gdzie inwestycja w 40% była finansowana ze środków własnych, a w 60% z kredytu. Kolejny wariant to przypadek, gdzie inwestycja była w 100% finansowana ze środków własnych.

EN

This article presents the results of a profitability analysis of electrical power generation by a nuclear power plant and two coal power plants, a hard coal-fired power plant and a brown coal-fired power plant. All three analysed plants are characterized by similar output capacity (the nuclear power plant offers a capacity of 1000 MW while both coal power plants have a capacity of 900 MW), the same extent of generation capacity usage (95%), the same availability (95%), and the same number of working hours during a year (7906 hrs/year). The economical profitability analysis of the examined energy investments has been carried out based on cash flow statements, using the principles of discount account. The profitability has also been calculated based on discounted profit methods such as NPV (Net Present Value), NPVR (Net Present Value Ratio), IRR (Internal Rate of Return), DPB (Discounted Payback), and SPB (Simple Payback). The most profitable of the potential investments has been determined based on the calculated values of NPV, NPVR, IRR, DPB, and SPB using the adopted assumptions. In the case of NPV, the results are additionally supported by a graphic image (diagram) presenting the NPV correlation as a time function. SPB and DPB values have been defined based on the above diagrams. SPB has been defined by calculation of NPV for a discount rate equal to zero, and DPB has been defined for a discount rate equal to the assumed discount rate of 7.5%. In both cases, the SPB and DPB values have been indicated on the diagrams in order to find intersections of NPV with the time axis. The calculations have been performed in a multi-variant format. The basic variant was an investment where 20% was financed with its own funds and the remaining 80% by a banking facility. In the case of credit, an assumption was made that the bank had granted a subsidized loan with annual interest rate of 6%, and the repayment term was assumed to be 20 years. Apart from the basic variant, two other variants have been analysed. The first was the case of an investment where 40% was financed with its own funds and 60% through borrowing. The next variant was the case of an investment which was 100% financed with its own funds.

4

The effect of power plant efficiency, lignite quality and inorganic matter on CO2 emissions and competitiveness of Greek lignite

Kavouridis K., Roumpos C., Galetakis M.

Górnictwo i Geoinżynieria

|

2007

|

R. 31, z. 2

355-369

EN

Greece, mining approximately 70 Mt annually, is the second lignite producer in the EU and fifth largest in the world. Lignite is a key strategic fuel for Greece because it's a very cheap and stable source of energy that is readily available in large quantities. The future exploitation of lignite and hard coal deposits in Greece and Europe depends on the possibility of the coal industry to adapt the environmental requirements of Kyoto Protocol, regarding the control of greenhouse gas emissions. The CO2 charges through the Emission Trading Scheme (ETS) will increase the operating cost of existing coal fired power plants and currently is the main reason for a lack of investment in coal fired units in many EU member states. CO2 reductions through fuel switching (from coal to gas) have become increasingly expensive and risks jeopardising European competitiveness. Furthermore technologies for CO2 capture in fossil-fuel power plants and CO2 sequestration could be exploited only in the longer term (after 2020). To remain lignite as a major component of the Greek energy mix, technological solutions and policies are needed which will enable lignite to contribute to the solutions for climate change. In the short and medium term the increased power plant efficiency and the continuous application of qualitative criteria in lignite deposit exploitations (improved calorific value and reduced CaCO3 content) will be proved as the only capable of delivering competitive lignite/coal - fired generation and contributing to preserve resources and reduce CO2 emissions.

PL

Grecja, gdzie wydobywa się około 70 mln ton węgla brunatnego rocznie, jest drugim producentem tego surowca w UE i piątym z największych na świecie. Węgiel brunatny jest strategicznym surowcem energetycznym w Grecji, ponieważ jest to bardzo tanie i stabilne źródło energii, łatwo dostępne w dużych ilościach. Przyszłość eksploatacji złóż węgla brunatnego i kamiennego w Grecji i Europie zależy od możliwości przystosowania się przemysłu węglowego do wymagań środowiskowych Protokołu z Kioto, związanych z emisją gazów cieplarnianych. Limity emisji CO2 ustalone przez uregulowania dotyczące handlu emisjami zwiększą koszty eksploatacji istniejących elektrowni węglowych i są obecnie głównym powodem braku inwestycji w tych elektrowniach w wielu krajach UE. Zmniejszenie emisji CO2 poprzez zmianę paliwa (z węgla na gaz) staje się coraz droższe i zagraża konkurencyjności Europy. Co więcej, technologie przechwytywania CO2 w elektrowniach zasilanych paliwami stałymi oraz separacji CO2 mogą być stosowane jedynie w perspektywie długookresowej (po 2020 roku). Aby móc wykorzystać węgiel brunatny jako główny surowiec energetyczny w Grecji, koniecznie jest znalezienie rozwiązań technologicznych i przyjęcie odpowiedniej polityki, co pozwoli na ograniczenie wpływu sektora węglowego na zmiany klimatu. W średnio- i krótkoterminowej perspektywie możliwe jest jedynie zwiększenie wydajności elektrowni węglowych oraz ciągłe egzekwowanie kryteriów jakościowych przy eksploatacji złóż węgla (zwiększenie kaloryczności i zmniejszenie zawartości CaCO3). Pozwoli to na ochronę złóż oraz zmniejszenie emisji CO2.