GE%20pomocnicze%20materia%3fy%20wyk%3fadowe

pozyskanie

ENERGIA

PIERWOTNA

ytkowanie

ENERGIA

BEZPO

REDNIA

(ko

cowa)

przetwarzanie

transport (przesył)

magazynowanie

rozdział
(dystrybucja)

obrót – sprzeda

rodki finansowe

GOSPODARKA

ENERGETYCZNA

rednio

tak

łatwiejsza

nie

tak

nie

łatwo

ść

ytkowania/

przetw.

nie

tak

tak,
ograniczo
-ny zakres

nie

tak

nie

rednia

łatwo

ść

transportu

tak

pyły, NO

spalanie –

rednia

biomasa

praca -

rednia

zwykle wysoka;

oswietlenie –

niska lub

rednia

ogrzewanie –

wysoka

ogrzewanie –

wysoka

ogrzewanie –

wysoka

ogrzewanie –

wysoka

spalanie –

wysoka; nap

–

rednia

nap

dy –

rednia

spalanie –

wysoka

spalanie –

rednia

sprawno

ść

ytkowania

, CO

pyły, SO

, CO

pyły, SO

, CO

emisja

tak

energia wodna

nie

energia elektryczna

tak,

krótkotermi

nowo

gor

ca woda

tak,

krótkotermi

nowo

para niskotemperaturowa

ograniczona

para

redniotemperaturowa

praktycznie

nie

wysokotemperaturowe gazy i
para

tak

paliwa gazowe

tak

paliwa nap

dowe

tak

glowodorowe ciekłe paliwa

opałowe

tak

giel, torf

akumulacja

nik

0,85-1,1 t/MWh

emisja CO2 z w.k. w
polskich elektrowniach

15,2

gaz ziemny

21,2

oleje opałowe

20,2

oleje napędowe

18,9

benzyny

ropa naftowa

28,9

torf

27,6

węgiel brunatny

25,8

węgiel kamienny

współczynnik

emisji CO

[kgC/GJ]

paliwo

Emisja gazów cieplarnianych (CO

) w efekcie spalania paliw

inne efekty spalania paliw: emisja SO

, pyłów oraz NO

(zależny również od paleniska)

Gospodarka energetyczna

wiatowe i krajowe zasoby paliw pierwotnych

ycie energii pierwotnej w Polsce

Zasoby energetyczne Polski i Świata

(dane z połowy lata 90’tych)

7880

235000

12690

300

70160

2394

226490

7728

zasoby

8850

5,9

10000

1000

3050

91000

4650

110

4220

144

14100

481

rezerwy

wiat

mln t

uran

1,2

mld MWh

energia wodna

180

mld m

w.n.

gaz ziemny

0,2

0,005

mld t

ropa naftowa

150

mld t

mld t.p.u.

węgiel brunatny

3550

350

6,2

(2006 r.

149

14,6

mld t

mld t.p.u.

węgiel

kamienny

zużycie

zasoby

rezerwy

wiat

Polska

jedn.

nośnik energii

pierwotnej

ródło: A. Ziębik, J. Szargut, Podstawy Gospodarki Energetycznej, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, 1997

rezerwy – zasoby nadające się do ekonomicznej eksploatacji
1 t.p.u. = 7 Gcal = 29,3 GJ

Według innych źródeł światowe zasoby węgla kamiennego i brunatnego wynoszą blisko 850 mld t

Szacuje się, że zasoby węgla wystarczą na około 150 lat.

Roczne zużycie przekracza obecnie 6,2 mld t.

Crude oil

inne źródła:

Przewiduje się, że zużycie ropy naftowej będzie rosło w ciągu następnych 10-15 lat.

Mniej więcej za 10-20 lat ludzkość zużyje połowę zasobów klasycznych zasobów ropy.

Przewiduje się ograniczenie dostępu do tego surowca i stopniowe zmniejszanie jego zużycia.

Wzrośnie produkcja paliw ciekłych na bazie węgla i wydobycie ropy z innych źródeł.

1 lb = 0,45359237 kg

według innych źródeł 4,473 mln t

wg MAEA

Bilans energii pierwotnej w Polsce – 2005 r.

6728

4698

2030

inne surowce energetyczne

22974

-17

22957

odpady przemysłowe i komunalne stałe i
ciekłe

36355

-96

1866

38125

biopaliwa

381

energia geotermalna

8412

energia wody i wiatru

131474

torf i drewno

88507

gaz ziemny zaazotowany

423727

7588

1501

358692

74123

gaz ziemny wyskometanowy

772833

14989

8678

761092

35407

ropa naftowa

532820

342

533234

węgiel brunatny

1907363

36114

491896

85704

2349668

węgiel kamienny

3931573

58920

504013

1210187

3284318

razem

zużycie
globalne

zmiana
zapasów

eksport

import

pozyskanie

ródło: Gospodarka paliwowo-energetyczna 2004-2005, GUS

omawiać wielkości w EJ

1 EJ = 10

J = 10

Struktura

pozyskania

energii pierwotnej w Polsce

dane za rok 1990, prognozy na rok 2000 i 2010 z połowy lat 90’tych; dane za rok 2005 wg GUS

0,68

0,67

0,65

Stosunek zużycia energii bezpośredniej do pierwotnej

2,1%

2,6%

Pozostałe

5,6%

paliwa jądrowe

17,2%

13,8%

8,2%

gaz ziemny

18,6%

17,4%

12,9%

ropa naftowa

6,8%

10,3%

13,3%

węgiel brunatny

49,7%

55,9%

63%

węgiel kamienny

struktura pozyskania energii pierwotnej

222

180

152

zapotrzebowanie na energię pierwotną mln t.p.u.

2010

[1]

2000

[1]

1990

[1]

rok

ródło: [1] A. Ziębik, J. Szargut, Podstawy Gospodarki Energetycznej, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, 1997

ródło: [2] Gospodarka paliwowo-energetyczna 2004-2005, GUS

0,73

5,2%

13,0%

19,7%

13,6%

48,5%

134

2005

[2]

widoczne różnice w prognozie i rzeczywistej wartości udziału:

węgla brunatnego – jego rola nie maleje

gazu ziemnego – ograniczony wzrost zużycia ze względu na cenę

energii jądrowej – opóźniane wdrożenie

Struktura bilansu energii pierwotnej w Polsce – 2005 r.

0,2%

0,4%

0,1%

inne surowce energetyczne

0,6%

0,7%

odpady przemysłowe i komunalne stałe i
ciekłe

0,9%

0,4%

1,2%

biopaliwa

0,0%

energia geotermalna

0,2%

0,3%

energia wody i wiatru

3,3%

4,0%

torf i drewno

2,3%

2,7%

gaz ziemny zaazotowany

10,8%

0,3%

29,6%

2,3%

gaz ziemny wyskometanowy

19,7%

1,7%

62,9%

1,1%

ropa naftowa

13,6%

16,2%

węgiel brunatny

48,5%

97,6%

7,1%

71,5%

węgiel kamienny

100,0%

razem

zużycie

globalne

eksport

import

pozyskanie

ródło: Gospodarka paliwowo-energetyczna 2004-2005, GUS

Energia pierwotna - Polska 2005r. – informacje uzupełniające w wielkościach naturalnych

mln m

w.n.

mld m

w.n.

mld m

w.n.

mln t

jedn.

13,8

torf i drewno

3,5

gaz ziemny zaazotowany

11,9

0,2

0,0

9,9

2,2

gaz ziemny wyskometanowy

18,2

0,4

0,2

17,9

0,8

ropa naftowa

61,6

0,0

61,6

węgiel brunatny

80,4

1,5

19,4

3,4

97,9

węgiel kamienny

zużycie
globalne

zmiana
zapasów

eksport

import

pozyskanie

ródło: Gospodarka paliwowo-energetyczna 2004-2005, GUS

43,1%

48,4%

51,0%

sektor bytowo-komunalny

6,6%

6,5%

5,2%

transport

3,2%

3,1%

2,1%

rolnictwo

2,7%

2,3%

1,7%

budownictwo

44,4%

39,7%

40,0%

przemysł

struktura zapotrzebowania energii bezpośredniej

1,4%

2,1%

pozostałe paliwa

27,2%

28,3%

29,0%

ciepło grzewcze

15,3%

13,6%

12,15%

energia elektryczna

18,3%

15,3%

13,4%

paliwa gazowe

19,9%

17,3%

13,4%

paliwa ciekłe

17,4%

24,1%

33,0%

paliwa stałe

struktura pozyskania energii bezpośredniej

150

120

zapotrzebowanie na energię bezpośrednią mln t.p.u.

2010

[1]

2000

[1]

1990

[1]

rok

ródło: [1] A. Ziębik, J. Szargut, Podstawy Gospodarki Energetycznej, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, 1997

ródło: [2] Gospodarka paliwowo-energetyczna 2004-2005, GUS

2,9%

14,3%

16,2%

22,1%

24,8%

19,7%

2005

[2]

Struktura zapotrzebowania na energię końcową w Polsce – pozyskanie i zużycie
dane za rok 1990, prognozy na rok 2000 i 2010 z połowy lat 90’tych; dane za rok 2005 wg GUS

zapewne różnica
w metodyce

ię

iż

0,0%

inne surowce energetyczne

0,6%

17204

odpady przemysłowe i komunalne stałe i ciekłe

0,8%

21775

biopaliwa

0,0%

381

energia geotermalna

0,0%

energia wody i wiatru

4,5%

127914

torf i drewno

1,2%

34117

gaz ziemny zaazotowany

13,6%

390382

gaz ziemny wyskometanowy

0,0%

ropa naftowa

0,2%

4465

węgiel brunatny

15,1%

434230

węgiel kamienny

około 73% zużycia energii
pierwotnej

100,0%

2874463

razem

uwagi

udział

zużycie [TJ]

nośnik energii

Zużycie bezpośrednie energii w Polsce – 2005 r.

0,3%

8742

inne

14,3%

410974

ciepło

16,2%

464325

energia elektryczna

0,7%

19258

gaz wielkopiecowy

1,7%

47527

gaz koksowniczy

1,1%

31631

gaz rafineryjny

3,4%

96358

produkty nieenergetyczne

0,3%

9420

półprodukty z przerobu ropy naftowej

5,3%

151819

oleje opałowe

17,8%

512274

benzyny i oleje napędowe

3,9%

112566

gaz ciekły

spadek o 32% w stosunku
do roku 2004

1,3%

36142

koks i półkoks

0,0%

brykiety z węgla

uwagi

udział

zużycie [TJ]

nośnik energii

Zużycie bezpośrednie energii w Polsce – 2005 r., c.d.

pozosta

energia geotermalna,
wodna, wiatr

ciep

o grzewcze

energia elektryczna

paliwa gazowe (poza
biogazem)

paliwa ciek

e (poza

biopaliwami)

biopaliwa

torf i drewno

węgiel, koks, brykiety

razem

3194

1129

39809

78808

311

19500

850

190000

2718

642

153650

85098

5400

90230

21849

1883

259865

64510

4395

161126

82187

1551

321711

12289

118701

19683

418247

7173

87873

21704

6118

19000

100700

2060

25464

40274

215953

2202

537

190468

216243

188707

778003

528366

51629

1116139

pozostali
odbiorcy

rolnictwo

gospo-
darstwa
domowe

transport

budo-
wnictwo

przemys

bezpośrednie zużycie energii w wybranych sektorach

ródło: Gospodarka paliwowo-energetyczna 2004-2005, GUS

głównie produkty
nieenergetyczne

pozosta

energia geotermalna, wodna, wiatr

ciep

o grzewcze

energia elektryczna

paliwa gazowe (poza biogazem)

paliwa ciek

e (poza biopaliwami)

biopaliwa

torf i drewno

węgiel, koks, brykiety

1,5%

0,0%

0,2%

77,1%

7,1%

0,0%

9,0%

0,5%

24,4%

0,5%

1,2%

13,8%

39,4%

2,9%

11,6%

4,1%

3,6%

23,3%

29,8%

2,3%

20,7%

15,6%

3,0%

28,8%

5,7%

62,9%

2,5%

79,2%

13,9%

7,9%

0,0%

1,9%

2,8%

10,1%

12,9%

0,0%

0,2%

11,8%

21,3%

27,8%

0,4%

1,0%

17,1%

pozostali
odbiorcy

rolnictwo

gospo-
darstwa
domowe

transport

budo-
wnictwo

przemys

struktura bezpośredniego zużycia energii w wybranych sektorach

ródło: Gospodarka paliwowo-energetyczna 2004-2005, GUS

głównie produkty
nieenergetyczne

14,0%

w produkcja i dystrybucja ciep

43,3%

w tym wytwarzanie i dystrybucja energii elektrycznej

57,4%

wytwarzanie i zaopatrywanie w energię elektryczną, gaz i wodę

27,3%

przetwórstwo przemys

owe

zużycie węgla kamiennego w wybranych podsektorach

współczynnik nierównomierności

(zasilania, poboru, zapotrzebowania …)

∆

max

w pewnych przypadkach jest definiowany jako:

∆

min

max

czas użytkowania mocy

(maksymalnej, zainstalowanej, zamówionej, …)

2,0

2,3

2,5

2,9

3,7

4,5

6000

1000

500

200

100

Liczba mieszkańców

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

liczba odbiorców

łc

wyrównywanie obci

ąż

• zwi

kszenie liczby odbiorców

• je

li mo

liwa:

akumulacja

• w pewnych przypadkach:

zaspokajanie za pomoc

tego samego

nika ró

nych potrzeb

energochłonno

ść

bezpo

rednia – zu

ycie poszczególnych rodzajów

ników energii bezpo

rednio w procesie wytwarzania danego

produktu,

wiadczenia okre

lonej usługi lub zaspokajania danej

potrzeby ko

cowej

energochłonno

ść

bezpo

rednia i energochłonno

ść

skumulowana

energochłonno

ść

skumulowana

energochłonno

ść

bezpo

rednia nie uwzgl

dnia energii zu

ywanej:

do pozyskania i przetworzenia paliw i innych no

ników energii,

do wytworzenia surowców lub półproduktów,

do transportu surowców, materiałów i no

ników energii,

do budowy obiektów i urz

dze

, w których wytwarzany jest produkt lub

za pomoc

których

wiadczone s

usługi, zaspakajane s

potrzeby,

w procesach poprzedzaj

cych – proces (n-1)

Sprawno

ść

zaspokajania potrzeb w postaci pracy mechanicznej

(przykłady)

bez
wydobycia:
12%

bez wyd. i
trans. 32%

bez wyd. i
trans. 25%

bez
wydobycia:
34%

bez
wydobycia:
31%

bez
wydobycia:
20%

transport
w

gla

= 99,5%

transport
gazu

=80%

transport
w

gla

= 99,5%

transport
w

gla

= 99,5%

sprawn.wytw

= 83,5%

sprawn.wytw

= 83,5%

elektrownia
gazowo-
parowa

56%

elektrownia
parowa
nadkrytycz-
na

= 45%

elektrownia
parowa
podkrytycz-
na

= 35%

sprawno

ść

przesyłu
WN

= 91%

sprawno

ść

przesyłu
WN

= 91%

sprawno

ść

przesyłu
WN

= 91%

silnik wysokopr

ęż

zasilany olejem
nap

dowym

= 38%

ol.nap.

silnik iskrowy zasilany
benzyn

= 30%

etylina

silinik tłokowy parowy
opalany w

glem

= 12% (4-20%)

g.kam

silnik elektryczny 55 kW
nowej generacji:

= 95%

sprawno

ść

dystrybucji
SN i nn

= 88%

silnik elektryczny 2 kW,
nowej generacji:

86%

sprawno

ść

dystrybucji
SN i nn

= 88%

silnik elektryczny 2 kW,
starszej generacji, nie
doci

ąż

ony:

= 72%

sprawno

ść

dystrybucji
SN i nn

= 88%

Sprawno

ść

zaspokajania potrzeb w postaci

wiatła

(przykłady)

bez
wydobycia:
12,5%

bez
wydobycia:
9,7%

bez
wydobycia:
1,6%

transport
gazu

=80%

transport
w

gla

= 99,5%

transport
w

gla

= 99,5%

elektrownia
gazowo-
parowa

56%

elektrownia
parowa
nadkrytycz-
na

= 45%

elektrownia
parowa
podkrytycz-
na

= 35%

sprawno

ść

przesyłu
WN

= 91%

sprawno

ść

przesyłu
WN

= 91%

sprawno

ść

przesyłu
WN

= 91%

LED

= 35% (?)

(prototypy 50%)

sprawno

ść

dystrybucji
SN i nn

= 88%

CFL

= 27%

(20-30%)

sprawno

ść

dystrybucji
SN i nn

= 88%

tło

arówka:

= 6%

(5%-8%)

sprawno

ść

dystrybucji
SN i nn

= 88%

Sprawno

ść

zaspokajania potrzeb w postaci ciepła

(przykłady)

instalacja c.o.

= 96%

sprawno

ść

przesyłu

ciepła

= 97%

ciepłownia lokalna z
kotłami z rusztem
stałym

= 60%

transport w

gla

= 99,5%

bez wydob.:
56%

piec w

glowy

= 45%

transport w

gla

= 99,5%

bez wydob.:
45%

grzejnik elektryczny

= 100%

przesył i dystryb. ee

= 80%

elektrownia parowa
podkrytyczna

= 35%

transport w

gla

= 99,5%

bez wydob.:
28%

bez wydob.:
69%

bez wydob.:
72%

bez wydob.:
78%

transport gazu

=80%

transport w

gla

= 99,5%

transport w

gla

= 99,5%

ciepłownia z kotami
rusztowymi

= 84%

ciepłownia z kotami
pyłowymi

= 91%

indywidualny kocioł
gazowy

= 90%

sprawno

ść

przesyłu

ciepła

= 90%

(85%-97%)

sprawno

ść

przesyłu

ciepła

= 90%

(85%-97%)

instalacja c.o.

= 96%

instalacja c.o.

= 96%

ło

instalacja c.o.

= 96%

produkcja

wyrobu X

pozyskiwanie pierwotnych

ników energii

pozyskiwanie

surowców

budowa urz

dze

obiektów wytwórczych

transport

zasoby pierwotnych

ników energii

zasoby surowców

przetwarzanie

ników energii

przetwarzanie

ników energii

przetwarzanie

ników energii

produkcja półwyrobów

i materiałów

produkcja półwyrobów

i materiałów

produkcja półwyrobów

i materiałów

produkcja półwyrobów

i materiałów

produkcja półwyrobów

i materiałów

produkcja półwyrobów

i materiałów

energochłonno

ść

skumulowana – zu

ycie energii na wytworzenie

rozpatrywanego produktu lub usługi obejmuj

ce:

skumulowan

energochłonno

ść

eksploatacyjn

, w tym:

•energochłonno

ść

bezpo

redni

•zu

ycie energii na pozyskanie, przetworzenie i transport no

ników

energii zu

ytych bezpo

rednio w danym procesie,

•zu

ycie energii na pozyskanie, wytworzenie i transport surowców i

materiałów zu

ywanych w danym procesie

skumulowan

energochłonno

ść

inwestycyjn

– to jest energi

skumulowana i zu

yta na wytworzenie maszyn i urz

dze

, budow

budynków

wykorzystywanych w rozwa

anym procesie

energochłonno

ść

skumulowana

netto

wska

nik energochłonno

ci skumulowanej

dla k-tego no

nika energii

ywanego w zwi

zku z produkcj

j-tego produktu

– sumaryczne zu

ycie k-tego no

nika w całym ci

gu procesów

wytwórczych przy produkcji j-tego wyrobu

netto_j

– produkcja netto j-tego wyrobu (bez zu

ycia na potrzeby własne)

energochłonno

ść

skumulowana

∆

– przyrost zu

ycia k-tego no

nika w gospodarce kraju

∆

– przyrost produkcji ko

cowej j-tego wyroby

wska

nik energochłonno

ci skumulowanej

dla k-tego no

nika energii

ywanego w zwi

zku z produkcj

j-tego produktu

energochłonno

ść

skumulowana

Cele analizy energochłonno

ci skumulowanej

•

planowanie zmian zu

ycia poszczególnych no

ników energii w

efekcie zmian produkcji wyrobu

•

porównywanie nakładów energetycznych ró

nych technologii i

ocena energochłonno

ci w tych wariantach

•

ocena mo

liwo

ci redukcji zu

ycia energii

•

ocena wpływu substytucji nosników energii i materiałów na zu

ycie

energii pierwotnej

•

ocena wpływu zmian cen no

ników energii i materiałów na koszty

wytwarzania danego produktu

energochłonno

ść

skumulowana

• metoda analizy procesów (bootom-up)

• metoda bilansu skumulowanego zu

ycia

energii

∑

⋅

– jednostkowe zu

ycie bezpo

rednie i-tego produktu (półproduktu, materiału,

surowca) na produkcje j-tego produktu

– jednostkowa produkcja uboczna n-tego produktu, przy produkcji produktu j-tego

, w

– wska

nik zu

ycia k-tego no

nika energii na i-ty, j-ty lub n-ty produkt

– bezpo

rednie zu

ycie k-tego no

nika energii przy produkcji j-tego produktu

wej

cie

wyj

cie

energochłonno

ść

skumulowana

30200,2

892,6

322,4

gaz ziemny
zaazotowany

29882,4

574,8

230,3

gaz ziemny
wysokometanowy

29421,9

114,3

50,2

ropa naftowa

30068,8

761,2

221,9

giel brunatny

30141,2

833,6

329,9

giel kamienny

skumulowana
warto

ść

energetyczna

wska

nik

skumulowanego
zu

ycia energii

wska

nik

bezpo

rednie

ycia energii

[MJ/tpu]

1 tpu = 7 Gcal = 29307,6 MJ

skumulowana warto

ść

energetyczna paliw pierwotnych po wydobyciu

energochłonno

ść

skumulowana

35,1

olej opałowy

1,04

12,1

11,7

energia elektryczna

**)

1,03

36,3

35,1

benzyna, olej opałowy

1,06

40,1

37,7

koks opałowy

– zu

ycie

skumulowane

– zu

ycie

bezpo

rednie

energochłonno

ść

skumulowana

skumulowana energochłonno

ść

wybranych no

ników energii

na 1 tpu

**)

na 1 GWh

4,1

45,7

11,2

odlewy

eliwne

1,73

10,3

6,0

szkło budowlane

3,03

44,4

14,6

papier i tektura

3,95

224,5

56,8

aluminium elektrolityczne

18,56

39,5

2,1

wyroby zimno walcowane

1,47

25,3

17,1

surówka

elaza

[-]

[GJ/t]

7,33

49,4

6,7

rury stalowe

9,83

18,1

1,84

kwas azotowy

1,21

54,2

44,6

amoniak

1,46

77,0

52,7

ceramika stołowa

6,79

39,4

5,8

mocznik

1,24

55,2

44,6

metanol

– zu

ycie

skumulowane

– zu

ycie

bezpo

rednie

energochłonno

ść

skumulowana

skumulowana energochłonno

ść

wybranych produktów

Jak u

ywamy energii

– ile, jak cz

sto, jak długo –

jak to mo

e wpływa

funkcjonowanie

systemów energetycznych,

które nas zasilaj

Perspektywa odbiorcy

Perspektywa producenta i dostawcy

Chc

korzysta

z rynku, wi

c musz

ponie

ść

e nakłady aby zaspokaja

e, nawet chwilowe potrzeby

klientów

i oczekuj

e te nakłady mi si

zwróc

„z procentem”.

Sprzedaj

c swój produkt i usługi uzyskuj

przychody z tego co płaca

klienci,

ale produkuj

c i

wiadcz

c usługi ponosz

bie

żą

ce koszty.

Chc

korzysta

z energii

kiedy chc

jak chc

ile chc

gdzie chc

i za to płac

Zawsze –

najpierw zastanów si

nad tym czego potrzebuje rynek

i co z innej cz

ęś

ci rynku mo

esz pozyska

– a potem –

nad tym, co i jak b

dziesz produkował, jakie usługi

dziesz

wiadczył i sprzedawał

czas

Przykład 1 – dwudziestu odbiorców pobiera dokładnie tyle samo energii w ci

doby, pobór ma miejsce w podobny sposób ale nie dokładnie tak samo.

pobór energii przez jednego odbiorc

– odbiorca 1

max

= 2 MW

E = 3,49 MWh/d

r dobowe

= 0,145 MW

k = 13,79

Przykład 1 c.d.

pobory energii przez odbiorc

1 i 2 – pobory indywidualne

czas

Przykład 1 c.d.

pobory energii przez odbiorc

1, 2 i 3 – pobory indywidualne

czas

Przykład 1 c.d.

pobory energii przez odbiorc

1, 2, 3, 4, 5 i 6 – pobory indywidualne

czas

Przykład 1 c.d.

pobory energii przez odbiorc

1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 i 10 – pobory indywidualne

czas

Przykład 1 c.d.

pobór energii przez

jednego

odbiorc

– odbiorca 1

max

= 2 MW

E = 3,49 MWh/d

r dobowe

= 0,145 MW

k = 13,79

wymagana moc systemu zasilaj

cego 2 MW

czas u

ytkowania mocy maksymalnej 1h 45 min na dob

Przykład 1 c.d.

pobór energii przez

trzech

odbiorców: 1, 2, 3 - ł

cznie

max

= 2,4 MW

E = 10,47 MWh/d

r dobowe

= 0,435 MW

k = 5,52

czas

wymagana moc systemu zasilaj

cego 2,4 MW

czas u

ytkowania mocy maksymalnej 4h 22 min na dob

Przykład 1 c.d.

pobór energii przez

sze

ciu

odbiorców: 1, 2, 3, 4, 5, 6 - ł

cznie

max

= 5,5 MW

E = 20,95 MWh/d

r dobowe

= 0,870 MW

k = 6,32

(wzrósł!)

czas

wymagana moc systemu zasilaj

cego 5,5 MW

czas u

ytkowania mocy maksymalnej 3 h 48 min na dob

Przykład 1 c.d.

pobór energii przez

dziesi

ciu

odbiorców: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 - ł

cznie

max

= 5,5 MW

(bez zmiany !)

E = 34,92 MWh/d

r dobowe

= 1,450 MW

k = 3,79

czas

wymagana moc systemu zasilaj

cego 5,5 MW

czas u

ytkowania mocy maksymalnej 6 h 21 min na dob

Przykład 1 c.d.

pobór energii przez

dwudziestu

odbiorców - ł

cznie

max

= 8,0 MW

E = 69,5 MWh/d

r dobowe

= 2,89 MW

k = 2,77

czas

wymagana moc systemu zasilaj

cego 8,0 MW

czas u

ytkowania mocy maksymalnej 8 h 41 min na dob

publ.: prof. St. Ma

kowski

pobór ciepła do podgrzewu ciepłej wody w wielorodzinnym budynku mieszkalnym

Przykład 2:

•

redni dobowy pobór mocy – ok. 18% poboru maksymalnego;

współczynnik niejednoczesno

ci wynosi ok. 5,5

•

maksymalny

rednio-godzinowy pobór mocy – ok. 57% poboru

maksymalnego

Uwaga: je

li wyznaczasz

redni

wielko

ść

poboru (produkcji) pami

taj,

rednia

zale

y (mo

e zale

) od długo

ci okresu, w którym jest ustalana

2,0

2,3

2,5

2,9

3,7

4,5

6000

1000

500

200

100

Liczba mieszkańców

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

liczba odbiorców

łc

publ.: prof. St. Ma

kowski

powtórzenie z pierwszego wykładu

publ.: prof. St. Ma

kowski

pobór ciepła do podgrzewu ciepłej wody w wielorodzinnym budynku mieszkalnym

przykład czynników wpływaj

cych na bie

żą

cy pobór ciepła – program TV

• Im wi

cej odbiorców korzystaj

cych z no

nika energii do

tych samych celów, ale nie zawsze jednocze

nie, tym

wła

nie ze wzgl

du na niejednoczesno

ść

poboru, lepsze

wykorzystanie mocy systemów energetycznych
przeznaczonych do zasilania tych odbiorców

• Podobnie jest je

li rozwa

moc dyspozycyjn

– t

któr

na w danej chwili uzyska

– z farm wiatrowych. Im

cej wiatraków poło

onych w ró

nych regionach kraju,

tym minimalna moc dyspozycyjna wi

ksza. Szacuje si

e przy mocy zainstalowanej 1000 – 2000 MW b

dzie

na zawsze uzyska

z nich nie mniej ni

17% mocy

zainstalowanej (chocia

zwykle dostarczaj

jej znacznie

cej)

Rys. Modelowe zmiany poboru ciep

ej wody w szpitalu ogólnym

Przykład 3 – efekt u

ytkowania tego samego no

nika, przez tego samego odbiorc

, ale

do ró

nych celów

Szpital powiatowy – pobór ciepła (poza ogrzewaniem pomieszcze

)

1. pobór ciepła do podgrzewu ciepłej wody do celów sanitarnych

w przytoczonym przykładzie
ok. 40 kW

200

400

600

Rysunek 3-1. Zu

ycie pary 1,4 bar (wyra

one w [kg/godz.]) przez odbiory technologiczne kuchni

Przykład 3 c.d. – efekt u

ytkowania tego samego no

nika, przez tego samego odbiorc

ale do ró

nych celów

Szpital powiatowy – pobór ciepła (poza ogrzewaniem pomieszcze

)

2. pobór ciepła do przygotowania posiłków

10 11

13 14 15 16 17

19 20 21 22 23

400

800

•Rys. 3-2. Zapotrzebowanie pary 1,4 bar (wyra

one w [kg/h]) przez odbiory technologiczne pralni

Przykład 3 c.d. – efekt u

ytkowania tego samego no

nika, przez tego samego odbiorc

ale do ró

nych celów

Szpital powiatowy – pobór ciepła (poza ogrzewaniem pomieszcze

)

3. pobór ciepła w pralni szpitalnej

400

800

•Rys. 3-3.

Łą

czne zapotrzebowanie pary 1.4 bar przez odbiory technologiczne pralni i kuchni

Przykład 3 c.d. – efekt u

ytkowania tego samego no

nika, przez tego samego odbiorc

ale do ró

nych celów

Szpital powiatowy – pobór ciepła (poza ogrzewaniem pomieszcze

)

2 i 3 - pobór ciepła do przygotowania posiłków i w pralni razem

•Rys.3-4. Warianty zmian zapotrzebowania na par

[kg/h] do celów technologicznych w pralni i w kuchni w dzie

roboczy

Przykład 3 c.d. – efekt u

ytkowania tego samego no

nika, przez tego samego odbiorc

ale do ró

nych celów

Szpital powiatowy – pobór ciepła (poza ogrzewaniem pomieszcze

)

2 i 3 - pobór ciepła do przygotowania posiłków i w pralni razem, z uwzgl

dnieniem

liwych przesuni

ęć

w czasie

Rys. Przyk

adowy harmonogram pracy sterylizatorów w dzie

roboczy

Przykład 3 c.d. – efekt u

ytkowania tego samego no

nika, przez tego samego odbiorc

ale do ró

nych celów

Szpital powiatowy – pobór ciepła (poza ogrzewaniem pomieszcze

)

4. pobór energii do sterylizacji – zestawienie wg urz

dze

sterylizatory mog

zasilane par

(jak pralnia i kuchnia) lub energi

elektryczn

Pobór energii zmienia si

równie

sezonowo

głownie ze wzgl

du na zmian

potrzeb grzewczych

(ogrzewanie pomieszcze

) i potrzeb

wietlnych

wietlenie pomieszcze

i ulic)

zmiennno

ść

redniodobowego zapotrzebowania mocy cieplnej w sezonie

grzewczym

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

-1

-0

-1

-2

-1

-2

-1

-0

-1

-2

-1

-0

-1

-0

-1

-2

-1

-3

-0

-1

-0

-2

-0

-2

-0

-1

-0

-1

-0

-2

-0

-1

-0

-2

-0

-3

-0

-1

dni

]

Przykład 4. Warszawski system ciepłowniczy – sezon grzewczy: pa

dziernik 2002

– kwiecie

2003;

rzeczywiste szczytowe zapotrzebowanie mocy ok. 3600 MW – w roku 2002/2003
nie wyst

piło (moc zamówiona 3733 MW przekraczała szczytowe zapotrzebowanie)

Wykorzystanie mocy dyspozycyjnej zamówionej w EW S.A. w 2004 r

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

[MWt]

[dni]

Przykład 4. c.d. Pobór mocy w ci

gu całego roku (2004) –

warszawski system ciepłowniczy

roczny pobór ciepła ok. 3,8 PJ zatem

redni pobór mocy w trakcie roku: ok. 1200 MW

czas u

ytkowania mocy zamówionej (ok. 3733 MW na c.o. i c.w.) – ok. 2800 h/a

Przebieg mocy i temperatury zewn

trznej (warto

redniodobowe)

w najchłodniejszym okresie

pomi

dzy 18.01.2006 a 29.01.2006

2500,0

2700,0

2900,0

3100,0

3300,0

3500,0

3700,0

3900,0

-0

-23

-22

-21

-20

-19

-18

-17

-16

-15

-14

-13

-12

-11

-10

-9

-8

-7

-6

-5

Moc
Moc zamówiona
Temperatura

Temperatura
obliczeniowa

Moc zamówiona 3733 MW (tylko woda gor

ca)

dla systemu na sezon 2005/2006

Przykład 4. c.d. warszawski system ciepłowniczy – zale

ść

poboru mocy od

temperatury zewn

trznej (wybrany okres)

Rzeczywiste pobory mocy przez system - pełen zakres danych z sezonu grzewczego

Przebieg prostej aproksymacyjnej

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

2500,0

3000,0

3500,0

4000,0

-25

-20

-15

-10

-5

temp. zewn

trzna [st. C]

]

Moc

Liniowy (Moc)

odczyty dla najni

szych temperatur

znacznie odbiegaj

od prostej

Przykład 4. c.d. warszawski system ciepłowniczy – temperatura zewn

trzna jest

głównym powodem zmian zapotrzebowania mocy ALE NIE JEDYNYM!

Proste aproksymacyjne mocy obliczeniowej w funkcji temperatury zewn

trznej

zbudowane dla ró

nych zakresów danych

1500,0

2000,0

2500,0

3000,0

3500,0

4000,0

-25

-20

-15

-10

-5

temp. zewn

trzna [st. C]

]

Liniowy (+8 st.C)

Liniowy (+6 st.C)

Liniowy (+4 st.C)

Liniowy (+2 st.C)

Liniowy (0 st.C)

Liniowy (-2 st.C)

Liniowy (-4 st.C)

Szacunkowa moc obliczeniowa dla ró

nych

zakresów danych:
+8 st. C: y = -81,383x + 2144,9 => 3772,56 MW
+6 st. C: y = -78,462x + 2161,9 => 3731,14 MW
+4 st. C: y = -74,002x + 2192,1 => 3672,14 MW
+2 st. C: y = -72,632x + 2202,8 => 3655,44 MW
0 st. C: y = -72,042x + 2208,2 => 3649,04 MW
-2 st. C: y = -68,251x + 2249,9 => 3614,92 MW
-4 st. C: y = -67,868x + 2256 => 3613,36 MW
-10 st. C: y = -54,5x + 2488,7 => 3574 MW

Najwi

kszy pobór mocy z systemu 23.01.2006r.

wyniósł 3649,8 MW przy

redniodobowej temp. -22,2

st.C

Przykład 4. c.d. warszawski system ciepłowniczy – temperatura zewn

trzna jest

głównym powodem zmian zapotrzebowania mocy ALE NIE JEDYNYM!

Moc

redniodowa - wykres uporz

dkowany za okres 01.06.2003 - 31.05.2004

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

100

150

200

250

300

350

dni

Moc

redniodowa rzeczywista

Moc modelowa

Przykład 4. c.d. warszawski system ciepłowniczy – modelowy i rzeczywisty
wykres uporz

dkowany poboru ciepła

1600

3200

4800

6400

8000

godziny

Przykład uporz

dkowanego wykresu poboru ciepła z pokryciem zapotrzebowania

przez dwa

ródła –

ródło podstawowe i

ródło szczytowe.

Wielko

ci charakterystyczne – na wykresie

50%

7÷9% energii

93÷91% energii

zwykle od 10% do

20% Q

max

(co+cw)

zale

nie od

uciepłownienia miasta

Krajowy system elektroenergetyczny

sezonowe zmiany zapotrzebowania na energi

–

miesi

czne maksymalne zapotrzebowanie mocy

wg ARE

2007 r.

1995 r.

1990 r.

Krajowy system elektroenergetyczny

dobowe zmiany zapotrzebowania na energi

– przykład 5

(mat.ARE)

Krajowy system elektroenergetyczny

dobowe zmiany zapotrzebowania na energi

– przykład 5 c.d.

(mat.ARE)

Krajowy system elektroenergetyczny

dobowe zmiany zapotrzebowania na energi

– przykład 5 c.d.

(mat.ARE)

Krajowy system elektroenergetyczny

dobowe zmiany zapotrzebowania na energi

– przykład 5 c.d.

(mat.ARE)

Krajowy system elektroenergetyczny

dobowe zmiany zapotrzebowania na energi

– przykład 5 c.d.

(mat.ARE)

Krajowy system elektroenergetyczny

dobowe zmiany zapotrzebowania na energi

– przykład 5 c.d.

(mat.ARE)

Kilka liczb i faktów do zapami

tania

przeci

tny czas wykorzystania mocy zamówionej do

ogrzewania pomieszcze

2100-2400 h/a, zale

y od:

– systemu ogrzewania (ciepło sieciowe, gazowy kocioł

indywidualny, kocioł w

glowy, piece, …)

– warunków klimatycznych w danym roku,
– miejsca w Polsce (lokalne przeci

tne warunki klimatyczne)

– cen ciepła sieciowego, sposobu rozliczania opłat pomi

dzy

mieszka

cami zasilanymi z tego samego w

zła, mo

liwo

regulacji poboru ciepła w mieszkaniach (skłonno

ci do

oszcz

dzania lub jej braku)

przeci

tny czas wykorzystania mocy zamówionej na c.o.

i c.w. w systemach ciepłowniczych wynosi 2400-3000 h/a,
i zale

y od:

– prawidłowego zamówienia mocy w stosunku do rzeczywistych

potrzeb,

– powszechno

ci wykorzystywania ciepła sieciowego do

ogrzewania wody sanitarnej (c.w.)

Kilka liczb i faktów do zapami

tania

System elektroenergetyczny AD2007:

•

produkcja energii elektrycznej brutto

159,3 TWh

•

produkcja ee na 1 mieszka

4,18 MWh/m.

•

energia oddana do sieci

136,4 TWh

•

dostawa z sieci do odbiorców ko

cowych

116,6 TWh

•

szczytowe zapotrzebowanie mocy

24 611 MW

•

moc zainstalowana

35 845 MW

•

moc osi

galna

35 151 MW

•

moc dyspozycyjna

< 30 000 MW

były takie okresy, w których nadwy

ka aktualnej mocy dyspozycyjnej nad

aktualnym zapotrzebowaniem nie przekraczała 500 MW w rezerwie wiruj

cej i

zimnej razem

Struktura kosztów w przedsi

biorstwie energetycznym

funkcje i procesy w przedsi

biorstwie energetycznym

•

procesy produkcyjne – obsługa instalacji technicznych

•

zaopatrzenie w surowce podstawowe (paliwo lub energia na wsad, woda,

rodki chemiczne

do instalacji demineralizacji, odsiarczania, …, inne)

•

zaopatrzenie w materiały i urz

dzenia pomocnicze, w tym do remontów, wyposa

enia

obiektów, narz

dzia,

rodki ochrony pracy, …

•

wewn

trzna kontrola jako

•

sprzeda

– fakturowanie i windykacja

•

obsługa techniczna klientów - w tym reklamacje

•

marketing

•

planowanie remontów i inwestycji

•

planowanie rozwoju

•

procesy remontowe

•

procesy finansowo-ksi

gowe

•

obsługa kadrowa

•

słu

by BHP

•

komunikacja zewn

trzna (public relations)

•

komunikacja wewn

trzna

•

analizy prawne

•

obsługa administracyjna

•

proces zarz

dzania

•

czno

ść

telefoniczna, tele-video, inter/intra-net oraz gromadzenie i przetwarzanie danych

(IT)

•

transport wewn

trzny

•

transport zewn

trzny

•

ochrona mienia

•

utrzymanie czysto

koszty w przedsi

biorstwie energetycznym w układzie rodzajowym

•

koszty paliwa lub energii na wsad

(z mo

liwo

podziału na zasilane urz

dzenia)

•

koszty składowania odpadów

•

koszty u

ytkowania

rodowiska – emisji pyłów, SO2, NOx, CO2, …

•

koszty wody do celów technologicznych i sanitarnych

•

koszty odprowadzenia

cieków

•

koszty pozostałych surowców podstawowych

•

koszty materiałów i cz

ęś

ci zamiennych do remontów

•

koszty

rodków higienicznych i ochrony pracy

•

koszty innych materiałów pomocniczych (paliwo silnikowe, materiały biurowe, …)

•

koszty transport paliwa

•

koszty transportu (dostawy) pozostałych surowców podstawowych i materiałów

•

koszty pracy – wynagrodzenia z odpisami obowi

zkowymi

(z mo

l. podz. na osoby i działy)

odpisy obowi

zkowe – ZUS płacony przez pracodawc

i Zakł. Fund.

wiadcze

Socjalnych

•

koszty zewn

trznych usług prawnych i windykacyjnych

•

koszty usług remontowych

•

koszty ł

czno

ci i usług IT (koszty rozmów telefonicznych i internetu)

•

koszty innych usług zewn

trznych – ochrony mienia, utrzymania czysto

ci, …

•

koszty reklamy

•

koszty reprezentacji

•

koszty licencji i innych praw maj

tkowych (np. licencje programów komputerowych)

•

podatki i opłaty lokalne

•

amortyzacja

– koszt, który nie jest wydatkiem

•

inne koszty

koszty w układzie kalkulacyjnym

Koszty całkowite dzielone s

na:

koszty zmienne K

i koszty stałe K

Koszt zmienny K

– jest funkcj

wielko

ci produkcji P:

= f(P)

Zmiana wielko

ci produkcji wi

ąż

e si

ze zmian

kosztów zmiennych. Cz

sto,

zwłaszcza przy małych zmianach produkcji przyjmuje si

e koszt zmienny jest

proporcjonalny do wielko

ci produkcji – zakłada si

stało

ść

jednostkowego kosztu

zmiennego:

~ P.

W rzeczywisto

ci koszty zmienne wzrasta z produkcj

zwykle mniej ni

proporcjonalnie

Koszt stały K

nie jest funkcj

wielko

ci produkcji P, jest stały: K

≠

f(P); K

= const.

Koszty stałe musz

rozwa

ane w okre

lonym horyzoncie czasu. Np. w

krótkim horyzoncie czasie koszt pracy jest kosztem stałym, w dłu

szym czasie co

najmniej cz

ęść

tego kosztu mo

e by

rozwa

ana jako koszt zmienny.

koszty w układzie kalkulacyjnym

Koszty całkowite dzielone s

na:

koszty bezpo

rednie K

i koszty po

rednie K

Koszt bezpo

redni to koszt, który mo

na jednoznacznie przypisa

do procesu

wytwarzania okre

lonego produktu i jego cz

ęś

ci (jednostki produktu), lub do

wiadczenia okre

lonej usługi.

Kosztem po

rednim nazywa si

taki koszt, który jest ponoszony przez

przedsi

biorstwo, ale nie daje si

w cało

ci jednoznacznie przyporz

dkowa

procesu wytworzenia danej jednostki produktu lub do

wiadczenia okre

lonej

usługi.

koszty w układzie kalkulacyjnym

Koszty jednostkowe – koszty odniesione do wielko

ci produkcji: k = K / P

redni jednostkowy koszt całkowity:

(P) = K

/ P

redni jednostkowy koszt zmienny:

(P) = K

/ P

Koszt kra

cowy (koszt marginalny) – koszt o jak zmieni si

koszt całkowity przy

zmianie wielko

ci produkcji o jednostk

. Koszt kra

cowy jest równy kra

cowemu

kosztowi zmiennemu:

(P) = dK

/ dP= dK

/ dP

li jednostkowy koszt zmienny jest stały k

(P) = const. to jest on równy kosztowi

kra

cowemu

(P) = k

(P) .

koszty w układzie kalkulacyjnym

koszty paliwa

koszty pozostałych
surowców podstawowych

koszt transport paliwa

koszt transportu (dostawy)
pozostałych surowców
podstawowych

ęść

zmienna kosztów

składowania odpadów

koszt u

ytkowania

rodowiska – emisji pyłów,

SO2, NOx, CO2, …

koszt odprowadzenia

cieków technolog.

(umownie)

koszty pracy – wynagrodzenia z odpisami obowi

zkowymi

pracowników obsługi i nadzoru technicznego instalacji
produkcyjnej cz

ęść

stała kosztów składowania odpadów

koszty

rodków higienicznych i ochrony pracy dotycz

cych

pracowników bezpo

rednich

koszt wody do celów technologicznych i sanitarnych

koszt materiałów i cz

ęś

ci zamiennych do remontów

koszty usług remontowych

(umownie)

koszty reklamy

(je

li przyporz

dkowane produktowi)

koszty licencji i innych praw maj

tkowych (np.. licencje

programów komputerowych) – w cz

ęś

ci przypisanej

bezpo

rednio produkcji

amortyzacja

w cz

ęś

ci odnosz

cej si

do instalacji

produkcyjnej

zmienne

stałe

koszty w układzie kalkulacyjnym c.d.

koszty pracy – wynagrodzenia z odpisami obowi

zkowymi

pozostałych pracowników (bez obsługi i nadzoru
technicznego instalacji produkcyjnej)

koszty zewn

trznych usług prawnych i windykacyjnych

koszty ł

czno

ci (koszty rozmów telefonicznych i internetu)

koszty innych usług zewn

trznych – ochrony mienia,

utrzymania czysto

ci, …

koszty licencji i innych praw maj

tkowych (np.. licencje

programów komputerowych) – w cz

ęś

ci nie przypisanej

bezpo

rednio produkcji

podatki i opłaty lokalne

umownie:

koszt materiałów pomocniczych (paliwo

silnikowe, materiały biurowe, …)

koszty

rodków higienicznych i ochrony pracy dotycz

cych

pracowników po

rednich (bez obsługi i nadzoru

technicznego instalacji produkcyjnej)

koszt transportu (dostawy) pozostałych materiałów

10.

koszty reprezentacji

11.

amortyzacja

w cz

ęś

ci nie odnosz

cej si

do instalacji

produkcyjnej

zmienne

stałe

koszty kra

cowe - przykłady

przykładowe warto

ci kosztów kra

cowych bez kosztów emisji CO2

zało

enia: 11 zł/GJ w w

glu kamiennym

ok.50 zł/MWh

115÷125 zł/MWh

100÷105 zł/MWh

83÷100 zł/MWh

58÷64 zł/MWh

13,50 ÷ 15,00 zł/GJ

koszt kra

cowy

elektrownie na w

giel kamienny – sprawno

ci brutto 38%÷39%

elektrownie na w

giel brunatny – nisko-sprawne i zasilane

glem z małych odkrywek (PAK bez P

tnowa II)

elektrownie na w

giel brunatny (Bełchatów, Turów)

24 ÷ 36 zł/GJ

ciepłownia opalana w

glem kamiennym wyposa

ona w wodne

kotły rusztowe klasy WR-25

elektrownie na w

giel kamienny – sprawno

ci brutto ok.. 32%

wysokosprawny blok na w

giel brunatny np. Bełchatów 13

całkowity koszt

jednostkowy

(bez VAT)

koszty kra

cowe w elektrowniach s

zwykle o około 10% wy

sze od jednostkowych kosztów paliwowych

dodatkowy koszt kra

cowy wynikaj

cy z kosztu emisji CO

na szacowa

CO2

· c

CO2

· e

PLN/EUR

= 0,75÷1,1 t/MWh · 10÷35 EUR/t · 4,4÷4,7 PLN/EUR = 33÷181 zł/MWh

koszty emisji CO

[EUR/t]– dane z ostatnich tygodni

Dane od 1. lutego 2009 do 17. marca 2009

http://www.cire.pl/handelemisjamiCO2/notowania.php?g=1&smid=217

wska

niki emisji CO

wska

niki emisji CO2

0,74

0,97

0,86

t CO2/MWh

wska

nik

emisji

0,45

0,37

0,39

sprawno

ść

netto

24,6

9,2

24,6

GJ/t

0,1

0,44

0,1

0,15

0,2

0,15

0,006

0,01

0,006

0,04

0,03

0,04

0,05

0,04

0,02

0,04

0,624

0,25

0,624

giel kamienny

nowoczesna

elektrownia

giel brunatny

giel kamienny

wynrane wska

niki i zało

enia

wska

niki - ró

0,74

0,97

0,86

t/MWh

wska

nik emisji CO2

EUR/t

cena uprawnienia do emisji CO2

0,9%

%I /a

wska

nik innych kosztów (do I)

0,7%

%I /a

wska

nik podatków lokalnych (do I)

zł/MWh

wska

nik kosztów u

ytkowania

rodowiska (poza emisj

CO2)

2,0%

%I /a

wska

nik kosztów remontów

3,3%

%I /a

wska

nik amortyzacji

6000

h/a

czas u

ytkowania mocy

zainstalowanej

0,3

os./MW

wska

nik zatrudnienia

1,3

1,46

([-] do pensji)

wska

nik odpisów obowi

zkowych

4600

zł/m-c

rednia pensja

0,97

0,10

0,97

zł/GJ

jednostkowy koszt transportu

8,1

5,65

8,1

zł/GJ

jednostkowy koszt paliwa

0,45

0,35

0,36

[-]

sprawno

ść

netto

1,3

0,7

0,3

mln EUR/MW

jednostkowy nakład inwestycyjny

giel kamienny

nowoczesna

elektrownia

giel

brunatny

giel kamienny

stare

elektrownie

koszty w przedsi

biorstwie energetycznym - przykłady

259,61

252,74

289,16

suma 2

100,42

131,30

115,87

koszty CO2 30 EUR.t; 4,5 PLN/EUR

226,13

208,97

250,54

suma 2

66,95

87,54

77,25

koszty CO2 20 EUR.t; 4,5 PLN/EUR

192,66

165,20

211,91

suma 2

33,47

43,77

38,62

koszty CO2 10 EUR.t; 4,5 PLN/EUR

159,19

121,43

173,29

suma 1

24,88

13,40

5,74

amortyzacja

134,31

108,03

167,55

suma po

rednia

10,00

inne koszty

6,83

5,25

2,25

podatki lokalne

koszty u

ytkowania

rodowiska

13,33

16,67

remonty i konserwacja

98,56

60,69

123,20

koszt paliwowy (z transportem)

3,59

13,43

wynagrodzenia z pochodnymi

giel kamienny

nowoczesna

elektrownia

giel

brunatny

giel

kamienny

koszty w przedsi

biorstwie energetycznym - przykłady

259,61

252,74

289,16

suma 2

100,42

131,30

115,87

koszty CO2 30 EUR.t; 4,5 PLN/EUR

226,13

208,97

250,54

suma 2

66,95

87,54

77,25

koszty CO2 20 EUR.t; 4,5 PLN/EUR

192,66

165,20

211,91

suma 2

33,47

43,77

38,62

koszty CO2 10 EUR.t; 4,5 PLN/EUR

159,19

121,43

173,29

suma 1

24,88

13,40

5,74

amortyzacja

134,31

108,03

167,55

suma po

rednia

10,00

inne koszty

6,83

5,25

2,25

podatki lokalne

koszty u

ytkowania

rodowiska

13,33

16,67

remonty i konserwacja

98,56

60,69

123,20

koszt paliwowy (z transportem)

3,59

13,43

wynagrodzenia z pochodnymi

giel kamienny

nowoczesna

elektrownia

giel

brunatny

giel

kamienny

koszty w przedsi

biorstwie energetycznym – przykład – struktura

c.d.

63,1%

108,1%

66,9%

koszty CO2 (30EUR/t)

100,0%

suma 1

15,6%

11,0%

3,3%

amortyzacja

6,3%

8,2%

5,8%

inne koszty

4,3%

1,3%

podatki lokalne

1,3%

1,6%

1,2%

koszty u

ytkowania

rodowiska

8,4%

13,7%

9,6%

remonty i konserwacja

61,9%

50,0%

71,1%

koszt paliwowy (z transportem)

2,3%

11,1%

7,8%

wynagrodzenia z pochodnymi

giel

kamienny

nowoczesna

elektrownia

giel brunatny

giel kamienny

koszty kra

cowe wytwarzania energii elektrycznej - przykłady

198,98

191,90

239,07

suma 2

100,42

131,30

115,87

koszty CO2 30 EUR.t; 4,5 PLN/EUR

165,61

148,23

200,45

suma 2

66,95

87,54

77,25

koszty CO2 20 EUR.t; 4,5 PLN/EUR

132,03

104,46

161,82

suma 2

33,47

43,77

38,62

koszty CO2 10 EUR.t; 4,5 PLN/EUR

98,56

60,69

123,20

koszt kra

cowy bez kosztów CO2

giel kamienny

nowoczesna

elektrownia

giel

brunatny

giel

kamienny

wiczenie

Szacowanie zu

ycia paliwa w oparciu o uporz

dkowany

wykres poboru wytwarzanego no

nika energii

wiczenie

zało

enia (1) – przewidywane zapotrzebowanie na wytwarzany no

nik energii

czas (kwadranse w 24 godz.)

]

wiczenie

zało

enia (2) – struktura

ródła

Pmax =2 jm

Pmin =1 jm

Pmax =4 jm

Pmin =2 jm

Pmax =4 jm

Pmin =2 jm

sprawno

ść

W1, W2, W3:

= - (P/P

max

)

+ 2·(P/P

max

) – 0,15

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

P/Pm ax

00:00 01:45 03:30 05:15 07:00 08:45 10:30 12:15 14:00 15:45 17:30 19:15 21:00 22:45

czas (kwadranse w 24 godz.)

]

wiczenie

opracowanie wykresu uporz

dkowanego

dla ka

dej mocy P

ustalany jest czas, w którym obci

ąż

enie jest wi

ksze lub równe P

= Σ τ

wiczenie

przewidywane zapotrzebowanie na wytwarzany no

nik energii – wykres

uporz

dkowany

czas (kwadranse w 24 godz.)

]

+ τ

wiczenie

czas (kwadranse w 24 godz.)

]

10,75

0,75

1,5

0,75

2,75

0,5

0,75

czas

obci

ąż

enia

[godz.]

13,25

12,5

11,5

10,75

9,25

8,5

5,75

5,25

4,25

3,75

3,25

2,75

czas na

wykresie

2,5

3,5

4,5

5,5

6,5

7,5

obci

ąż

enie

[j.m.]

wiczenie

Zasady rozdziału obci

ąż

enia pomi

dzy jednostki pracuj

ce równolegle

•

Dłu

ej powinny pracowa

jednostki, w których wytwarzanie produktu jest ta

sze.

•

Krótkotrwałe obci

ąż

enia „szczytowe” powinny by

pokrywane przez urz

dzenia,

które mo

na szybciej uruchomi

i odstawi

z ruchu

•

eli układ składa si

jednostek o bli

niaczych wypukłych charakterystykach

sprawno

ciowych to optymalne obci

ąż

enie układu mo

na uzyska

li:

– pracuje minimalna liczba jednostek wytwórczych,

– pracuj

jednostki o najmniejszej ł

cznej mocy osi

galnej – mo

liwie najbardziej

obci

ąż

one,

– s

obci

ąż

one proporcjonalnie do swoich wydajno

ci.

wiczenie

przewidywany podział obci

ąż

enia

czas (kwadranse w 24 godz.)

]

wiczenie

przewidywany podział obci

ąż

enia

czas (kwadranse w 24 godz.)

]

20%

40%

60%

80%

100%

120%

obci

ąż

enie jednostek wytwórczych

sprawno

ść

wiczenie

85,0%

10,75

70,9%

2,5

0,75

78,8%

83,4%

3,5

0,75

85,0%

1,5

78,8%

4,5

0,75

82,2%

2,75

84,3%

5,5

0,5

85,0%

81,5%

6,5

0,5

83,4%

0,5

84,6%

7,5

0,5

85%

0,75

85%

sprawno

ść

obci

ąż

enie

[j.m.]

czas obci

ąż

enia

[godz.]

wiczenie

21,5

1,875

2,625

3,375

13,75

2,75

3,25

3,5

3,75

produkcja

[jm·h]

85,0%

70,9%

78,8%

83,4%

85,0%

78,8%

82,2%

84,3%

85,0%

81,5%

83,4%

84,6%

85%

sprawno

ść

25,29

10,75

2,64

2,5

0,75

3,81

3,15

3,5

0,75

7,06

1,5

4,29

4,5

0,75

16,72

2,75

3,26

5,5

0,5

7,06

3,99

6,5

0,5

4,19

0,5

4,43

7,5

0,5

7,06

0,75

23,53

ycie paliwa

[jm·h]

obci

ąż

enie

[j.m.]

czas obci

ąż

enia

[godz.]

wiczenie

razem produkcja

97,375 jm·h/d

razem zu

ycie paliwa

116,485 jm·h/d

sprawno

ść

ogólna

83,6%

koszty stałe i zmienne – warunki funkcjonowania przedsi

biorstw energetycznych

ęś

ciowo:

M, U, I

A, T, W

ęś

ciowo:

M, U, I

ły

j s

-p

koszty
zmienne

koszty
stałe

A –

amortyzacja

P –

koszty surowców podstawowych (paliwo, zasilaj

ca energia elektryczna)

M –

koszy materiałów i energii pomocniczych

U –

usługi obce (głównie usługi remontowe)

T –

podatki i opłaty

W –

wynagrodzenia i pochodne

I –

pozostałe koszty

koszty stałe i zmienne – warunki funkcjonowania przedsi

biorstw energetycznych

100

120

produkcja = sprzeda

tó

prz

tał

a c

kosz

ty ca

łkow

ite

koszty stałe

koszty zmienne (stałe
jednostkowe koszty zmienne)

BEP

krytyczna warto

ść

produkcji (sprzeda

s –

wielko

ść

sprzeda

y (produkcji)

TC –

koszt całkowity

TFC –

całkowity koszt stały

TVC –

całkowity koszt zmienny

AVC –

jednostkowy koszt zmienny

ATC –

jednostkowy koszt stały

MC –

koszt kra

cowy

TR –

przychód

TI –

dochód

p –

cena

BEP –

punkt krytyczny

(

)

(

)

(

−

⋅

⇒

∂

BEP

TVC

AVC

const

AVC

TVC

AVC

TFC

produkcja = sprzeda

tó

koszty stałe i zmienne – warunki funkcjonowania przedsi

biorstw energetycznych

prz

tał

a c

koszty całkowite

koszty stałe

koszty zmienne
(malej

jednostkowe
koszty zmienne –
efekt skali)

BEP

krytyczna warto

ść

produkcji (sprzeda

efekt skali: s

AVC

BEP

produkcja = sprzeda

tó

koszty stałe i zmienne – warunki funkcjonowania przedsi

biorstw energetycznych

prz

tał

a c

ał

ite

maksymalny
dochód

efekt skali

przekroczenie
wolumenu efektu skali
(dys-ekonomia skali)

str

ata

sprzeda

/produkcja

łk

dla malej

cych jednostkowych

kosztów zmiennych (efekt skali)

dla stałych jednostkowych
kosztów zmiennych

100

200

300

400

500

600

700

800

produkcja roczna [MWh/MW]

[

ł/

]

ilustracja ró

nic w kosztach wytwarzania zale

nych od wolumenu produkcji

TFC=50000 zł/MW

AVC=200 zł/MWh

niskie koszty stałe i wysokie koszty zmienne

zastosowanie opłacalne przy małych wolumenach produkcji

TFC=500000 zł/MW

AVC=40 zł/MWh

wysokie koszty stałe i niskie koszty zmienne

opłacalne przy du

ych wolumenach produkcji

100

200

300

400

500

600

700

800

produkcja roczna [MWh/MW]

[

ł/

]

ilustracja ró

nic w kosztach wytwarzania zale

nych od wolumenu produkcji

TFC=50000 zł/MW

AVC=200 zł/MWh

TFC=80000 zł/MW

AVC=160 zł/MWh

TFC=140000 zł/MW

AVC=120 zł/MWh

TFC=260000 zł/MW

AVC=80 zł/MWh

TFC=500000 zł/MW

AVC=40 zł/MWh

100

200

300

400

500

600

EWB ws

EWK ws

EWK ss

EGP

bez CO2

100

120

140

160

5000

10000

15000

20000

25000

30000

zł/MWh

bloki nadkrytyczne
na w

giel kamienny

Koszty kra

cowe bloków podstawowych – przybli

enie:

koszty bez opłat za emisj

CO2

bloki nadkrytyczne
na w

giel brunatny

bloki podkrytyczne
na w

giel kamienny

bloki podkrytyczne
na w

giel brunatny

100

150

200

250

300

350

5000

10000

15000

20000

25000

30000

zł/MWh

bloki nadkrytyczne
na w

giel kamienny

Koszty kra

cowe bloków podstawowych – przybli

enie:

wpływ opłat za emisj

CO2 na konkurencyjno

ść

bloków w

glowych na

parametry nadkrytyczne

koszty kra

cowe

z emisj

CO2

Brak pewno

ci prawa do darmowych uprawnie

emisji – ryzyko pogorszonej konkurencyjno

nowych bloków w

glowych, do roku

2020

100

150

200

250

300

350

5000

10000

15000

20000

25000

30000

Koszty kra

cowe bloków podstawowych – przybli

enie:

wpływ rozwoju OZE i energetyki j

drowej na konkurencyjno

ść

bloków

glowych na parametry nadkrytyczne

zł/MWh

bloki nadkrytyczne
na w

giel kamienny

bloki j

drowe

el.wiatr. i
OZE

OZE (dzi

ki zapewnieniu mechanizmu wsparcia)

i energetyka j

drowej s

istotnie bardziej

konkurencyjne ni

nawet najbardziej sprawne

elektrownie w

glowe

5000

10000

15000

20000

25000

czas u

ytkowania mocy [h/a]

[

]

ródła podstawowe

ródła szczytowe

ródła

podszczytowe

elektrownie j

drowe; wysokosprawne elektrownie w

glowe

elektrownie gazowo-parowe; elektrownie wodne - przepływowe

elektrownie wiatrowe; elektrociepłownie z turbinami przeciwpr

ęż

nymi

elektrownie szczytowo-pompowe
elektrownie gazowe

rezerwy w elektrowniach cieplnych i
wodnych przepływowych

elektrownie cieplne o ni

szej

sprawno

rola poszczególnych

ródeł w systemie elektroenergetycznym

Ograniczenia rynku elektrowni w

glowych na parametry

nadkrytyczne

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

g o d zi n y

OZE

el. j

dr.

el. w

gl. nadkryt.

czas

liwe zastosowanie

ródeł ciepła do pokrycia zapotrzebowania

na niskotemperaturowy czynnik grzewczy

– ogrzewanie pomieszcze

i c.w.

jednostki podstawowe – całoroczne (np. elektrociepłownia gazowa)

minimum techniczne
kolejnej jednostki

jednostki szczytowe – tanie inwestycyjnie i o niskich kosztach stałych;
dopuszczalne wy

sze koszty zmienne (paliwo kupowane bez opłaty

za moc, eksploatacja bezobsługowa)

np. kotłownie olejowe

wiczenie

Giełda Energii

dane:

• koszty kra

cowe

• koszty operacyjne

• moc dyspozycyjna

• aktualne zapotrzebowanie mocy

• …

Taryfowanie w ciepłownictwie
– Rozporz

dzenie Ministra Gospodarki z dn. 9 pa

dziernika 2006 r.

Dz.Ust. 2006 nr 193 poz. 1423

Taryfowanie w ciepłownictwie

Taryfowanie w
ciepłownictwie

Taryfowanie w ciepłownictwie

Uwzgl

dniaj

c zasilanie z ró

nych:

Taryfowanie w ciepłownictwie

Rozporz

dzenie reguluje szereg zagadnie

szczegółowych, m.in.:

•stawki opłat za przył

czenie

•sposób ustalania wysoko

ci kosztów uzasadnionych w

elektrociepłowni, w cz

ęś

ci przypisywanej działalno

ci ciepłowniczej

•sposób rozlicze

dzy przedsi

biorstwami ciepłowniczymi

•sposób podziału opłat pomi

dzy odbiorców zasilanych z w

złów

grupowych

•sposób uwzgl

dniania kosztu wynajmu pomieszcze

na w

zły

cieplne

•sposób rozlicze

w oparciu o liczniki przedpłatowe

• …

Taryfowanie w gazownictwie
– Rozporz

dzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dn. 15 grudnia 2004 r.

Dz.Ust. 2004 nr 277 poz. 2750

Taryfowanie w gazownictwie

Rozporz

dzenie reguluje szereg zagadnie

szczegółowych, m.in.:

•rodzaje taryf – tu tak

e za magazynowanie,

•stawki opłat za przył

czenie

•…

Taryfowanie w elektroenergetyce

Rozporz

dzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 4 maja 2004 r.

w sprawie szczegółowych zasad kształtowania taryf oraz rozlicze

obrocie energi

elektryczn

; Dz.Ust. 2004 nr 105 poz. 1114

Taryfowanie w elektroenergetyce

Art. 49. 1. Prezes URE mo

e zwolni

przedsi

biorstwo energetyczne z obowi

zku

przedkładania taryf do zatwierdzenia, je

eli stwierdzi,

e działa ono w warunkach

konkurencji, albo cofn

ąć

udzielone zwolnienie w przypadku ustania warunków

uzasadniaj

cych zwolnienie.

2. Zwolnienie, o którym mowa w ust. 1, mo

e dotyczy

okre

lonej cz

ęś

ci działalno

prowadzonej przez przedsi

biorstwo energetyczne, w zakresie, w jakim działalno

ść

prowadzona jest na rynku konkurencyjnym.

3. Przy podejmowaniu decyzji, o których mowa w ust. 1, Prezes URE bierze pod uwag

takie cechy rynku paliw lub energii, jak: liczba uczestników i wielko

ci ich udziałów w

rynku, przejrzysto

ść

struktury i zasad funkcjonowania rynku, istnienie barier dost

pu do

rynku, równoprawne traktowanie uczestników rynku, dost

p do informacji rynkowej,

skuteczno

ść

kontroli i zabezpiecze

przed wykorzystywaniem pozycji ograniczaj

cej

konkurencj

, dost

pno

ść

do wysoko wydajnych technologii.

Ustawa Prawo Energetyczne

Taryfowanie w elektroenergetyce

rozwi

zania taryfowe – podobne jak w pozostałych sektorach

na podstawie decyzji Prezesa URE taryfikacja nie dotyczy dzisiaj
wytwórców energii elektrycznej

—

5.523,64
6.738,84

—

zł/MW

Stawka opłaty
miesięcznej za
zamówioną moc
cieplną
bez VAT
z VAT

1.4.

—

26,01
31,73

—

zł/GJ

Stawka opłaty za

ciepło:

bez VAT

z VAT

1.5.

20,46
24,96

4,53
5,52

—

11,56
14,10

zł/m

Cena nośnika ciepła:

bez VAT

z VAT

1.3.

19,14
23,35

16,95
20,68

—

22,15
27,02

zł/GJ

Cena ciepła:

bez VAT

z VAT

1.2.

37 518,24
45 772,25

3 126,52
3 814,35

47 922,24
58 463,08

3 993, 52

4 872,09

—

54.809,04
66.867,03

4.567,42
5.572,25

zł/MW

Cena za zamówioną

moc cieplną:

za rok bez VAT

z VAT

rata za m-c bez VAT

z VAT

1.1.

ciepło z EC

Ursus-Media

ciepło z

VHT S.A.

ciepło z

indywidual-

nych kotłowni

gazowych

ciepło z

osiedlowych

kotłowni

gazowych

Wysokość ceny lub stawki opłat

Jednost

kimiary

Rodzaje cen

i stawek opłat

Lp.

wyci

g z taryfy SPEC’ 2008

taryfa za ciepło w wodzie grzewczej

wyci

g z taryfy SPEC’ 2008

taryfa za ciepło w wodzie grzewczej – c.d.

12.077,52
14.734,57

1.006,46
1.227,88

12.252,00
14.947,44

1.021,00
1.245,62

—

9.186,00

11.206,92

765,50
933,91

zł/MW

d) dla odbiorców z

grupy C.3.

za rok bez VAT

z VAT

rata za m-c bez VAT

z VAT

—

18.024,00
21.989,28

1.502,00
1.832,44

—

zł/MW
zł/MW

c) dla odbiorców z

grupy C.2.2.

za rok bez VAT

z VAT

rata za m-c bez VAT

z VAT

—

19.637,40
23.957,63

1.636,45
1.996,47

—

zł/MW

b) dla odbiorców z

grupy C.2.1.1.

za rok bez VAT

z VAT

rata za m-c bez VAT

z VAT

18.226,68
22.236,55

1.518,89
1.853,05

19.627,20
23.945,18

1.635,60
1.995,43

—

zł/MW

Stawka opłat stałych

za usługi przesyłowe:

a) dla odbiorców z

grupy C.1.

za rok bez VAT

z VAT

rata za m-c bez VAT

z VAT

1.
6

wyci

g z taryfy SPEC’ 2008

taryfa za ciepło w wodzie grzewczej – c.d.

—

7,84
9,56

—

zł/GJ

b) dla odbiorców z

grupy C.2.1.1.

bez VAT

z VAT

—

6,75

8,24

—

zł/GJ

c) dla odbiorców z

grupy C.2.2

bez VAT

z VAT

4,62

5,64

5,81

7,09

—

4,62

5,64

zł/GJ

d) dla odbiorców z

grupy C.3

bez VAT

z VAT

5,75
7,02

6,35
7,75

—

zł/GJ

Stawka opłat

zmiennych za usługi

przesyłowe:

a) dla odbiorców z

grupy C.1

bez VAT

z VAT

1.7.

wyci

g z taryfy STOEN – rok 2007

gospodarstwa domowe – taryfa dwustrefowa

strefa dzienna 6-13 i 15-22

strefa nocna 22-6; 13-15

G12

gospodarstwa domowe z rozliczeniem jednostrefowym

G11

dla innych odbiorców – wyró

nia si

strefy:

1. szczytow

•

rann

(8-11)

•

wieczorn

(ró

ne godziny w ró

ne miesi

ce:

listopad-luty od 16;

marzec i pa

dziernik od 18,

kwiecie

i wrzesie

od 19, maj-sierpie

od 20

zawsze do 21)

2. pozaszczytow

•

dzienn

(ró

ne godziny w ró

ne miesi

ce)

•

nocn

(21-6)

zł/m-c

zł/kWh

zł/m-c

zł/kWh

instalacja trójfazowy

instalacja jednofazowy

nocn

dzienna

całodobow

7,21

4,15

składnik stały stawki sieciowej

0,0746

0,1084

składnik zmienny stawki
sieciowej

0,0356

stawka systemowa opłata
dystrybucyjnej

1,20 – 4,78

0,59 – 2,36

abonament (zale

nie od cyklu

rozliczenia)

0,1082

0,1800

0,1455

cena za energie elektryczn

G12

G11

wyci

g z taryfy STOEN rok 2007

Podział kosztów wytwarzania pomi

dzy produkcj

energii elektrycznej i no

nik

ciepła w elektrociepłowni

wybrane metody:

fizyczna

termodynamiczna

rednia

egzergetyczna

Andrjuszczenki

ekonomiczna

q-EC

= K

calkowity

/Q ; k

e-EC

jednostkowy koszt przypisany
produkcji energii elektrycznej k

e-EC

jednostkowy koszt
przypisany produkcji
no

nika ciepła k

q-EC

e-EC

·E

+ k

q-EC

·Q = K

calkowity

e-EC

= (- Q /E

)·k

q-EC

calkowity

e-EC

= K

calkowity

; k

q-EC

Metoda fizyczna

podział kosztów proporcjonalnie do strumieni energii zu

ytych do wytworzenia

energii elektrycznej i no

nika ciepła

obu no

nikom, proporcjonalnie do ich warto

ci energetycznej przyporz

dkowuje

straty ciepła w kotle

energii elektrycznej przyporz

dkowuje si

straty w generatorze

nikowi ciepła nale

ałoby przyporz

dkowa

starty w wymienniku

ciepłowniczym

– entalpia pary

wie

ej,

wyl

– entalpia pary wylotowej z turbiny,

skr

– entalpia skroplin za wymiennikiem ciepłowniczym

udzia

kosztów energii elektrycznej w ca

ych kosztach wynosi:

skr

wyl

−

a udzia

kosztów ciep

a wynosi:

skr

wyl

−

energi

elektryczn

traktuje si

zatem jako energie odpadowa przy produkcji ciep

e-EC

q-EC

e-EC

calkowity

·x

el;

=0,23 (przykład)

340 kJ/kg

skr

2680 kJ/kg

wyl

3400 kJ/kg

Metoda termodynamiczna
Koszty ustala si

w odniesieniu do hipotetycznego spadku entalpii rozpr

ęż

anej pary jaki

mia

by miejsce w turbinie kondensacyjnej. Zak

ada si

e do wykorzystania jest energia

odpowiadaj

ca temu spadkowi.

Dzieli si

na cz

ęść

wykorzystywan

do produkcji energii elektrycznej: (i

-i

p wyl

) i pozosta

łą

przypisywana produkcji ciep

d je

li:

– entalpia pary za turbin

kondensacyjn

– entalpia pary

wie

ej,

wyl

– entalpia pary wylotowej (z turbiny przeciwpr

ęż

nej)

to udzia

kosztów energii elektrycznej w ca

ych kosztach wynosi:

wyl

−

oraz odpowiednio:

wyl

−

e-EC

q-EC

e-EC

calkowity

·x

el ;

=0,65 (przykład)

2280 kJ/kg

340 kJ/kg

skr

2680 kJ/kg

wyl

3400 kJ/kg

Metoda po

rednia Schultza

W tej metodzie współczynniki podziału kosztów s

ustalane jako

rednia

arytmetyczna współczynników ustalonych według metody fizycznej i według

metody termodynamicznej.

e-EC

q-EC

=0,44 (przykład)

2280 kJ/kg

340 kJ/kg

skr

2680 kJ/kg

wyl

3400 kJ/kg

Metoda Andrjuszczenki

Oparta jest na nast

puj

cym rozumowaniu i za

eniach.

koszty energii elektrycznej powinny by

proporcjonalne do spadku entalpii

wykorzystanego do jej produkcji, zatem:

)

(

wyl

−

⋅

natomiast koszty no

nika ciep

a powinny by

proporcjonalne do spadku entalpii

w wymienniku ciep

owniczym:

)

(

skr

wyl

−

⋅

gdyby par

podawan

do turbiny przeciwpr

ęż

nej w elektrociep

owni, u

elektrowni kondensacyjnej to ca

e koszty paliwa zosta

yby przypisane energii

elektrycznej:

gdyby natomiast ta sama para zosta

a wykorzystana w wymienniku

ciep

owniczym to ca

e koszty zosta

yby przypisane no

nikowi ciep

)

(

−

⋅

)

(

skr

−

⋅

zatem:

)

(

)

(

skr

−

poniewa

)

(

)

(

−

⋅

−

⋅

skr

wyl

to:

)

(

skr

wyl

skr

wyl

−

⋅

−

)

(

skr

wyl

skr

wyl

−

⋅

−

a st

d dalej:

)

(

skr

wyl

skr

wyl

−

⋅

−

)

(

skr

wyl

skr

wyl

skr

wyl

−

⋅

−

2280 kJ/kg

340 kJ/kg

skr

2680 kJ/kg

wyl

3400 kJ/kg

e-EC

q-EC

=0,46 (przykład)

Metoda egzergetyczna

wyl

−

wyl

Metoda ekonomicznego podziału kosztów

Rozpatruje si

A – roczn

produkcje energii elektrycznej w badanej elektrociepłowni

W – roczn

produkcje no

ników ciepła w badanej elektrociepłowni

– koszty roczne w rozpatrywanej elektrociepłowni,

– koszty roczne w zast

pczej elektrociepłowni kondensacyjnej

wytwarzaj

cej energi

elektryczn

w ilo

ci A,

– koszty roczne w zast

pczej kotłowni (ciepłowni) wytwarzaj

cej no

nik

ciepła w ilo

ci W,

poniewa

gospodarka skojarzona umo

liwia lepsze wykorzystanie paliwa to suma kosztów

wytwarzania rozdzielonego jest wi

ksza od kosztów wytwarzania w skojarzeniu:

∆

−

Podzia

kosztów na sk

adniki odpowiadaj

ce energii elektrycznej i no

nikowi ciep

sprowadza si

do podzia

u ró

nicy kosztów

∆

K, przy czym

∆

−

∆

−

Ponadto przyjmuje si

e przypisywane energii elektrycznej i no

nikowi ciep

oszcz

dno

ci kosztów

∆

powinny mie

do siebie w takim samym

stosunku, jak koszty rozdzielonego wytwarzania energii:

∆

gdzie
K

- koszty roczne elektrociep

owni przypadaj

ce na energi

elektryczn

;

- koszty roczne elektrociep

owni przypadaj

ce na energi

ciepln

;

zapłacone zobowi

zania z tytułu nakładów

inwestycyjnych (i modernizacyjnych) I

•wyemitowane akcje własne S

wypłata dywidendy z zysku D

•zaci

gni

te kredyty i po

yczki C

•wyemitowane obligacje C

•spłata rat kapitałowych zaci

gni

tych

yczek i kredytów R

•wykup własnych obligacji R

•zapłacony podatek dochodowy T:

19%*(przychody – koszty)

zapłacone nale

ci z tytułu sprzeda

produktów i usług (opłacone przychody)
P

uzyskane przychody finansowe P

fin

zapłacone zobowi

zania z tytułu kosztów:

•operacyjnych K

–wynagrodze

z odpisami obowi

zkowymi

–paliw i energii

–zakupu mediów pomocniczych (np.woda)

–odprowadzenia odpadów (i emisji zan.)

–materiałów i cz

ęś

ci zamiennych

–usług obcych (w tym remontowych)

–podatków i opłat lokalnych

–i t.d,

amortyzacja nie jest wydatkiem A

•finansowych K

fin

wpływy

wydatki

Przy przyj

tych oznaczeniach,

zmiana stanu gotówki w badanym i-tym okresie wynosi:

= P

op i

+ P

fin i

+ C

o i

+ S

– (K

op i

– A

) – K

fin i

– T

– I

– R

o i

– D

Przy ocenie rentowno

ci przedsi

wzi

cia z perspektywy instytucji finansuj

cej,

sto bierze si

pod uwag

uproszczone oszacowanie zmian stanu gotówki:

= P

op i

– (K

op i

– A

) –I

pomija si

zatem koszty i przychody finansowe oraz podatek dochodowy, bada

przypadek tak, jakby inwestycja była realizowana ze

rodków własnych i

pomija si

ewentualnie wypłacane dywidendy.

Warto

ci przepływów pieni

ęż

nych mog

wyra

ane w warto

ciach

•

nominalnych t.j. rzeczywistych w danym i-tym okresie, wynikaj

cych

z aktualnych w tym czasie cen i kosztów lub

•

realnych t.j. takich, które byłyby wła

ciwe dla i-tego okresu je

li nie

byłoby inflacji

Warto

ść

pieni

dza w czasie zmienia si

i mo

e by

reprezentowana stop

dyskonta

, która odpowiada

redniowa

onemu kosztowi pieni

dza

niezb

dnego do sfinansowania realizowanej inwestycji. Stopa dyskonta

odnosi si

do stopy kredytu

rednio i długoterminowego, ale ujmuje równie

pewn

miar

ryzyka zwi

zanego z rozwa

działalno

gospodarcz

Warto

ść

bie

żą

przepływu gotówki w roku i-tym ustala si

jako:

gdzie

jest nominaln

warto

stopy dyskonta (uwzgl

dniaj

inflacj

)

NCF

)

(

Metody oceny opłacalno

ci dzieli si

na:

• statyczne (proste), np.:

– prosty czas zwrotu

– prosta stopa zwrotu

• dynamiczne (dyskontowe) – t.j. takie, w których

czynnikiem oceny jest tak

e czas, np.:

– zdyskontowany czas zwrotu

– warto

ść

bie

żą

ca netto

– wewn

trzna stopa zwrotu

– wska

nik rentowno

Prosty czas zwrotu – ró

ne definicje:

SPBT = I/CF

(+)

gdzie CF

(+)

rednie dodatnie przepływy finansowe uzyskiwane

po zako

czeniu inwestycji t.j. w okresie eksploatacji

2) najmniejsze z n dla którego:

∑

ARR =

przeci

tny zysk po opodatkowaniu

nakład pocz

tkowy

ksi

gowa stopa zwrotu

ROI =

przeci

tny zysk operacyjny (EBIT)

całkowite nakłady inwestycyjne

prosta stopa zwrotu nakładów inwestycyjnych

ROE =

zysk netto (EAT)

całkowite nakłady inwestycyjne

finansowane kapitałem własnym

prosta stopa zwrotu z kapitału własnego

zdyskontowany czas zwrotu

pierwszy rok, w którym zdyskontowana suma przepływów gotówki ma warto

ść

dodatni

)

(

∑

warto

ść

bie

żą

ca netto:

gdzie:

n – czas

ycia inwestycji,

X – warto

ść

likwidacyjna L

lub warto

ść

rezydualna RV

po okresie prognozy

warto

ść

likwidacyjna L – warto

ść

, za któr

spodziewamy si

zby

przedsi

wzi

cie po okresie n-lat prognozy

warto

ść

rezydualna – obliczana np. na bazie CF

(z ostatniego roku prognozy), z

zało

eniem,

e ta warto

ść

przepływu b

dzie uzyskiwana w niesko

czono

ść

NPV

)

(

)

(

∑

wewn

trzna stopa zwrotu IRR to taka stopa warto

ść

, dla której:

gdzie:

n – czas

ycia inwestycji,

X – warto

ść

likwidacyjna L

lub warto

ść

rezydualna RV

po okresie prognozy

)

(

)

(

∑

IRR

wska

nik rentowno

ci PI:

gdzie:

– dodatnie przepływy finansowe z okresu eksploatacji,

– ujemne przepływy finansowe z okresu inwestycji

∑

−

)

(

)

(

W przedstawionych wska

nikach rentowno

nie rozwa

ano przypadków gdy:

po pewnym okresie eksploatacji przepływy
gotówki staj

ponownie ujemne – b

wzgl

du na spadek przychodów ze sprzeda

wzrost kosztów lub konieczno

ść

poniesienia

nakładów na inwestycje odtworzeniowe.

W takim przypadku warto

ść

NPV nadal

poprawnie opisuje rentowno

ść

projektu, lecz

pozostałe wska

niki mog

sugerowa

bł

interpretacj

Porównuj

c dwa projekty inwestycyjne nale

bra

pod uwag

– długo

ść

okresu prognozy, i w przypadku instalacji o

ró

nej

ywotno

ci nale

y uwzgl

dnia

zró

nicowanie

nakładów odtworzeniowych i warto

ci likwidacyjnej.

– zró

nicowanie nakładów inwestycyjnych.

Dobr

metod

jest porównanie projektów za

pomoc

ich NPV.

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

godziny

]

Pobór 20 dni w miesi

cu, przez cały rok. W pozostałe dni – bez poboru.

nik mo

e by

wytwarzany w dwu urz

dzeniach:

a) w urz

dzeniu A o sprawno

ci 0,9 zasilanym paliwem o cenie 30 zł/GJ

( w odniesieniu do energii w paliwie)

b) w urz

dzeniu B o sprawno

ci 0,85 zasilanym paliwem, które nale

zamawia

płac

c 10200 zł/MW miesi

cznie (moc w paliwie) oraz

17 zł/GJ za ka

dy pobrany 1 GJ w paliwie.

Nie ma

adnych ogranicze

w obci

ąż

aniu urz

dze

i poborze paliw.

1. Jaki byłby koszt zasilania w paliwo je

li korzystaliby

my tylko z

urz

dzenia A, a jaki je

li b

dziemy korzysta

tylko z urz

dzenia B?

2. Jak nale

y pobiera

paliwo i obci

ąż

urz

dzenia? Jaki b

dzie

wówczas miesi

czny koszt zasilania w paliwo?

3. Jakie oszcz

dno

ci mo

naby uzyska

li posiadaliby

my mo

liwo

dobowego magazynowania energii ze sprawno

0,98?

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

godziny

]

Ad.1
Dobowe zapotrzebowanie na no

nik wynosi:

(2-0)h

10 MW + (4-2)h

(10 MW +8 MW)/2 + (15-4) h

(8 MW+2 MW)/2 +

+(17-15)h

(2 MW/2 = (20 + 18 + 55 +1) MWh = 96 MWh

Koszt paliwowy no

nika:

w urz

dzeniu A: 30 zł/GJ/0,9*3,6 GJ/MWh = 120 zł/MWh (energia w no

niku)

w urz

dzeniu B: 10200 zł/0,85 = 12000 zł/MW (moc w no

niku) oraz

17 zł/GJ/0,85*3,6 GJ/MWh = 72 zł/MWh (energia w no

niku)

eli wytwarza

nik tylko w urz

dzeniu A to jego koszt wyniesie:

96 MWh/d

120 zł/MWh = 11760 zł/d

230400 zł/m-c

eli wytwarza

nik w urz

dzeniu B to jego koszt wyniesie:

96 MWh/d

20 d/m-c*72 zł/MWh + 10 MW * 12000 zł/MW/m-c = 258240 zł/m-c

Ad. 2
Je

eli zamówiliby

my 1 MW mocy w no

niku i u

ytkowaliby

my ten no

nik z t

moc

przez x godzin miesi

cznie, to pobraliby

my x MWh energii.

Pobieraj

c no

nik ze

ródła A płacimy miesi

cznie: 120

a ze

ródła B: 12000

1 + 72

pobór z pierwszego

ródła opłaca si

li 120 x < 12000 + 72 x

zatem x<12000/(120-72);

x<250 (godzin miesi

cznie),

czyli skoro układ pracuje przez 20 dni w miesi

cu, 12,5 godzin na dob

godziny w miesi

]

eli obci

ąż

enie nie przekracza 3,47 MW to jest ono wykorzystywane przez

dłu

ej ni

12,5 godziny na dob

(250 godzin miesi

cznie) – wyznaczone z

analizy przebiegu wła

ciwego odcinka na dobowym wykresie uporz

dkowanym:

(15 h – 4 h) :(8-2) MW = (15 h – 12,5 h) : (y-2) MW

y = 6

2,5/11+2=3,(36) MW

Zatem w urz

dzeniu B pracuj

cym z moc

3,36 MW przez 12, 5 godziny na

dob

, a nast

pnie przez 6,5 godziny (19 – 12,5) z moc

mniejsz

wytwarzanych

byłoby w ci

gu doby:

12,5h

3,36 + 2,5 h

(3,36+2)/2 +2

2/1 = 49,75 MWh energii w no

niku ciepła

pozostałe 96 – 49,75 = 46,25 MWh byłoby wytwarzane w urz

dzeniu A.

ycie paliwa w urz

dzeniu A wyniosłoby:

46,25 MWh /0,9/

3,6 = 185 GJ/d = 3700 GJ/m-c

a zu

ycie paliwa w urz

dzeniu B wyniosłoby:

49,75/0,85

3,6 = 210,7 GJ/d = 4214 GJ/m-c

Koszty paliwowe wynios

3700 GJ/m-c

30zł/GJ + 4214 GJ/m-c

17zł/GJ + 3,36 MW * 10000 zł/MW/m-c=

= 216276 zł

Ad.3

Dobowe zapotrzebowanie na no

nik w wysoko

ci 96 MWh mo

na pokry

wytwarzaj

c i magazynuj

c 96 MWh/0,97 = 99 MWh no

nika.

Wytwarzanie i magazynowanie no

nika (produktu) pozwala na zmniejszenie

szczytowej mocy pobieranej w paliwie (surowcu). Nie wpływa zatem na

zmniejszenie kosztów paliwowych (surowcowych) je

li koszty te s

naliczane

według stawek zmiennych – proporcjonalnych do ilo

ci pobranego paliwa

(surowca). Mo

na natomiast uzyska

redukcj

kosztów je

li w zwi

zku z

poborem paliwa (surowca) ponosimy opłaty stałe z tytułu gotowo

ci dostawcy

wiadczenia usługi.

Wykorzystuj

c urz

dzenie B:

rednia moc urz

dzenia: 99 MWh/24=4,08 MW

zamawiamy moc w paliwie w wysoko

ci 99 MWh/24/0,85 = 4,802 MW;

oraz zu

ywamy paliwo w ilo

ci 99 MWh /0,85 = 115,25 MWh = 414,9 GJ/d,

a miesi

czne 414,9 GJ/d

20 dni/m-c = 8298 GJ/m-c

Koszty paliwowe wynosz

4,802 MW

10000 zł/MW + 8298 GJ

17 zł/GJ = 189080 zł/m-c

uzyskuje si

w ten sposób oszcz

dno

ść

27196 zł miesi

cznie ( ponad 326 tys. zł

rocznie).

Konieczne s

nakłady inwestycyjne na magazyn, ale je

li układ byłby budowany

jako nowy – istnieje mo

liwo

ść

ograniczenia mocy urz

dze

wytwarzaj

cych

nik do około 4,1 MW (dzisiaj ł

cznie musz

mie

co najmniej 10 MW) – nie

uwzgl

dniaj

c rezerwowania.

ograniczenie szczytowego
poboru mocy

zwi

kszenie poboru energii

w dolinach

wyrównywanie obci

ąż

Jak wpływa

na popyt?

Zarz

dzanie popytem. DSM

ograniczenie poboru energii

aktywne zarz

dzanie

obci

ąż

eniem

zwi

kszanie zapotrzebo-

wania na energi

oczekiwane efekty fizyczne (uzyskiwane ł

cznie lub wybiórczo):

•unikanie inwestycji w instalacje przetwarzania, przesyłu lub w sieci dystrybucyjne

•zwi

kszenie sprzeda

y energii

•zwi

kszenie przeci

tnego obci

ąż

enia instalacji energetycznych (poprawa ich

wykorzystania)

•zmniejszenie zu

ycia energii

metody techniczne:

-zastosowanie urz

dze

energooszcz

dnych - przykłady

ródła

wiatła (CFL, lampy sodowe, …)

-wysokosprawne nap

dy (silniki) elektryczne

-energooszcz

dne odbiorniki TV i monitory

-energooszcz

dne urz

dzenia chłodnicze

-budynki o podwy

szonej izolacyjno

-rekuperacja ciepła w systemach wentylacji

-kuchenki mikrofalowe

-akumulacja ciepła, energii kinetycznej lub potencjalnej (wiruj

ce b

bny,

spr

ęż

one gazy, przepompowane ciecze, zbiorniki gor

cej wody lub pary)

-sterowania prac

odbiorników - przykłady

-zdalne sterowanie prac

urz

dze

odbiorczych oparte na ł

czno

dwukierunkowej

-zdalne sterowanie zasilaniem urz

dze

klimatyzacyjnych

(zastosowanie nie ma znaczenia w dzisiejszych polskich warunkach)

-przerwy w zasilaniu odbiorców
(nie stosowane poza sytuacjami kryzysowymi)

oczekiwane utrzymanie
rentowno

potencjalne zmniejszenie
przychodów i dochodów

oczekiwane zmniejszenie
wydatków

zmiana ilo

ci sprzedawanej

mocy i energii

zmiana sposobu u

ytkowania

nakłady inwestycyjne

dostawca

odbiorca

kto realizuje DSM:

przedsi

biorstwa dystrybucyjne (w ramach prowadzenia działalno

ci gospodarczej)

agendy pa

stwowe (w ramach realizacji polityki energetycznej Pa

stwa)

metody oddziaływania na odbiorców:

•informacja – ogólna lub dedykowana

•rabaty udzielane odbiorcom energii na zakupy urz

dze

energooszcz

dnych (lub

nowych odbiorników energii)

•niskooprocentowane po

yczki na zakup urz

dze

•rabaty udzielane odbiorcom energii w ramach rozlicze

za pobór energii

•taryfy strefowa (czasowe)

•taryfy za dostawy przerywane

•taryfy „czasu bie

żą

cego”

•inne plany taryfowe

•uregulowania prawne (oddziaływania w ramach polityki energetycznej Pa

stwa)

• … … …

wybrane uwarunkowania prowadzenia DSM

•relacje pomi

dzy nakładami inwestycyjnymi i kosztami energii

•mo

liwo

ść

kształtowania taryf z uwzgl

dnieniem efektów DSM i w sposób

zapewniaj

cy odpowiedni czas zwrotu nakładów i kosztów programów DSM

(odbiorcy lub przedsi

biorstwu), w szczególno

ci:

•rozdzielenie pomi

dzy przychodami i dochodami przedsi

biorstwa

dystrybucyjnego – uwzgl

dnienie realizacji programów DSM w uznawanych

stopach zwrotu zainwestowanego kapitału

•ustalenie podmiotów odpowiedzialnych za realizacj

programów DSM

(zobowi

zanych do ich realizacji)

Wykorzystanie mocy dyspozycyjnej zamówionej w EW S.A. w 2004 r

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

[MWt]

[dni]

[kW]

Przykład – zmiana zysku na skutek wzrostu zapotrzebowania:

FC = 500 tys. zł/a

sVC = 70 zł/MWh

E=11 GWh

max

=3,6 MW

TC=(500000+70

11000)=1,27 mln zł

sTC=115,45 zł/MWh

Pmax

=11000/3,6=3055 h/a

p=120 zł/MWh

→

TR=1,32 mln zł,

TI=50 tys. zł/a,

li P

max

=const.,

ale E

=120%

(

Pmax

=3667 h/a

)

to TC

= (500000+70*13200) = 1,424 mln zł

uTC = 107,88 zł/MWh

= 1,584 mln zł

= 160 tys. zł = 320%

było:

-odbiorców;

zapotrzebowanie: E, P

max

cena: p

przeci

tny odbiorca ponosił koszty

K = p ·E/n

dostawca ponosił koszty

uzyskiwał przychody

TR = p ·E

oraz dochód

TI = p ·E -TC

jest:

n+k

-odbiorców;

zapotrzebowanie: E, P

max

lub mniejsze

zainwestowano nakłady

uzyskuj

c redukcj

ycia energii

u przeci

tnego odbiorcy co najmniej

∆

odb

=(k/[(n+k)·n]) ·E

odb

teraz odbiorca zu

ywa przeci

tnie

E/(n+k) lub mniej energii

podniesiono cen

do:

∆

przeci

tny odbiorca ponosi koszt:

K = (p+

∆

p) ·E/(n+k),

ale jest to ten sam lub mniejszy koszt co dotychczas

np. je

li:

∆

p=(k/n)p

dostawca ponosi koszty

(jak dotychczas)

uzyskuje przychody

= (p+

∆

p) ·E

ma dodatkowe przychody i dodatkowy dochód

∆

p·E

to jest (k/n) dotychczasowych dochodów,

co ma umo

liwi

spłat

nakładów

z prost

stop

zwrotu

∆

p·E/

jest:

n+k

-odbiorców;

zapotrzebowanie: E+

∆

E, P

max

lub mniejsze

zainwestowano nakłady

uzyskuj

c redukcj

zapotrzebowania mocy przez przeci

tnego odbiorc

przy

tym samym zu

yciu energii przez tego odbiorc

przeci

tny odbiorca zu

ywa nadal około

∆

odb

=E/n

energii

obni

ono cen

do:

p -

∆

odbiorca płaci mniej o:

∆

p / p [%]

dostawca ponosi koszty

TC +

∆

TVC = TC + AVC ·

∆

uzyskuje przychody

= (p -

∆

p) ·(E+

∆

ma dodatkowe przychody i dodatkowy dochód

∆

= p·

∆

E -

∆

p ·(E+

∆

> 0

∆

p / p <

∆

E / (E+

∆

co umo

liwia spłat

nakładów

z prost

stop

zwrotu

∆

100

200

300

400

500

600

700

800

czas wykorzystania mocy [h/a]

zwi

kszaj

c dostawy energii bez zwi

kszania wielko

eksploatowanych instalacji obni

amy jednostkowe koszty

zaopatrzenia w energi

;

jest to mo

liwe je

li zwi

kszeniu zapotrzebowania na

energi

nie towarzyszy zwi

kszenie zapotrzebowania

mocy (zdolno

ci wytwórczych);

na to osi

ąć

zmieniaj

c sposób u

ytkowania

energii przez odbiorców – wpływaj

c na

niejednoczesno

ść

ich zaopatrywania;

Pobór mocy na w

ęź

le w dniu 16.12.2004.

100

120

140

160

[kW/h]

[godzina]

Pobór mocy na w

ęź

le w dniu 07.12.2004.

100

120

[kW/h]

[godzina]

l e

i u

. 0

. 2

[ k

/ h

]

[ g

i n

]

r m

l e

i u

. 0

. 2

[ k

/ h

]

[ g

i n

]

Ilustracja zmienno

ci poboru ciepła przez wybrane w

zły.

A i B – grudzie

2004, C i D – lipiec 2004

DSM w ciepłownictwie?

•

podł

czenie nowego odbiorcy bez przebudowy

sieci rozdzielczych i zastosowania ruroci

gów o

kszych

rednicach, ale z termomodernizacj

obecnie zasilanych budynków

•

wymiana sieci ciepłowniczej, ze wzgl

du na jej

dotychczasow

awaryjno

ść

, skoordynowana z

termomodernizacj

obecnie zasilanych budynków

DSM w ciepłownictwie?

0,350 MW

0,200 MW

0,280 MW

b) po zmniejszeniu zapotrzebowania mocy w budynkach
dotychczas zasilanych o 20% - bez przebudowy starej sieci

0,350 MW

0,200 MW

100

a) bez termomodernizacji dotychczas zasilanych budynków z
przebudową dwu odcinków sieci (35m

100 i 65m

80)

DSM w ciepłownictwie?

Maksymalne obci

ąż

enie ruroci

gu o okre

lonej

rednicy

5 0 0

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

3 0 0 0

3 5 0 0

4 0 0 0

4 5 0 0

4 0

5 0

6 5

8 0

1 0 0

1 2 5

Q [k W ]

D N [m m]

DSM w ciepłownictwie?

1,4 MW

2,45 MW

1,05 MW

0,7 MW

1,05 MW

Ø 125
Ø 100
Ø 80
Ø 65

70 m
35 m

105 m
250 m

Przykład – stan PRZED wymian

sieci i termomodernizacja budynków

koszt odbudowy sieci 600 tys. zł

DSM w ciepłownictwie?

Przykład – stan PO wymianie sieci i termomodernizacji budynków

koszt odbudowy sieci 560 tys. zł

0 m

70 m
35 m

195 m
160 m

Ø 125
Ø 100
Ø 80
Ø 65

Ø 50

0,96 MW

0,73 MW

1,7 MW

0,49 MW

DSM w ciepłownictwie?

100%

100

125

150

rednica ruroci

gu [mm]

charakter zmian nakładów
jednostkowych

relacja nakładów jednostkowych do
zdolno

ci przesyłowych ruroci

DSM w ciepłownictwie?

• Przebudowa sieci ciepłowniczych z

uwzgl

dnieniem mo

liwo

ci zmniejszenia

rednic, w efekcie termomodernizacji

budynków, umo

liwia zmniejszenie

nakładów na te sieci zaledwie o 2-6%

DSM w ciepłownictwie?

• Wydatki na moduły c.w. – spłata zwykle w ci

2-5 lat

• Nakłady na wewn

trzn

instalacj

c.w. mog

mniejsze od nakładów na remont przewodów
kominowych i układów wentylacji oraz na remont
(wymian

) piecyków

• Zwi

kszenie wolumenu sprzeda

y ciepła i

doci

ąż

enie jednostek skojarzonych w

ródłach

DSM w ciepłownictwie?

Wyrównywanie obci

ąż

przez doposa

enie w

złów

w moduły c.w.

Wyrównanie obci

ąż

enia sezonowego - wykorzystanie ciepła sieciowego do

zasilania absorpcyjnych urz

dze

chłodniczych

DSM w ciepłownictwie?

Wyrównanie obci

ąż

enia sezonowego - wykorzystanie ciepła

sieciowego do zasilania absorpcyjnych urz

dze

chłodniczych

• budowa sieci wody lodowej wytwarzanej w

układzie trigeneracji,

• zasilanie lokalnych stacji absorpcyjnych z

wydzielonej sieci ciepłowniczej pracuj

cej latem

z wy

temperatur

zasilania,

DSM w ciepłownictwie?

Wyrównywanie obci

ąż

enia dobowego

– sterowanie instalacj

odbiorcz

• Okresowe ograniczanie ogrzewania o 20-25%,

przez 2-3 godziny, skutkuj

ce obni

eniem

temperatury w pomieszczeniu o 2°C

• Spłaszczenie szczytowego poboru ciepła lub/i

przesuni

cie poboru ciepła na okres, gdy

kra

cowe koszty produkcji ciepła sa ni

sze

• Konieczna automatyzacja i zdalne sterowanie

prac

systemu grzewczego w budynku

DSM w ciepłownictwie?

Metody oddziaływania na Odbiorc

• informacja, porady, negocjacje

• oddziaływanie taryfowe (ograniczone)

• bezpo

rednie sterowanie instalacj

grzewcz

budynku (przyszło

ciowe)

• wspomaganie finansowania i współpracy z

bankami

DSM w ciepłownictwie?

•

ograniczanie ryzyka zwi

zanego z

planowaniem i realizacj

inwestycji sieciowych

przy niepewno

ci popytu na ciepło,

•

podnoszenie jako

ci usług przesyłowych i

dystrybucyjnych w zakresie niezawodno

ci,

elastyczno

ci i regulacyjno

ci odbioru,

•

ograniczanie kosztów usług sieciowych,

•

doci

ąż

anie posiadanego maj

tku i

dyskontowania wcze

niej poniesionych

kosztów,

•

poprawa relacji z odbiorcami (PR);

Znaczenie programów DSM

DSM w ciepłownictwie?

Mechanizmy interwencji rynkowych słu

żą

cych promocji

technologii energetycznych bardziej przyjaznych

rodowisku:

•

z mniejsz

emisji gazów cieplarnianych

•

o lepszym wykorzystaniu energii wsadowej (równie

pierwotnej)

•

o lepszym wykorzystaniu energii w procesach jej ko

cowego

ytkowania

cele dla Polski

– zgodnie z now

dyrektyw

dot. energii odnawialnej

7,2

9,15

9,93

10,71

12,27

2005

2011-2012

2013-2014

2015-2016

2017-2018

2020

15% target in 2020 translates to:

•

25-30% electricity

•

14-15% heating & cooling

•

10% transport bio-fuels

8,7

10,4

12,5

10,9

11,4

11,9

12,4

12,9

32,8

33,5

34,5

35,5

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

quotas according to current legislation

quota required to meet UE target 2020

Wymagana produkcja energii elektrycznej

ródeł odnawialnych

Mechanizmy interwencji rynkowych – mechanizmy wsparcia

uprawnienia do emisji CO2

oczekuje si

cen 30÷40 EUR/t, co przy emisji 0,85÷1,0 t/MWh w przypadku generacji na

glu kamiennym i około 0,35 t/MWh przy generacji w układach gazowo-parowych, przy

kursie 4,4 zł/EUR daje:

112÷176 zł/MWh ró

nicy w

kosztach wytwarzania energii elektrycznej w oparciu o

giel i

ródła odnawialne i

66-114 zł/MWh ró

nicy w kosztach wytwarzania energii w oparciu o w

giel i gaz

ółte certyfikaty dla energii elektrycznej wytwarzanej z gazu ziemnego

zielone certyfikaty dla energii elektrycznej wytwarzanej ze

ródeł

odnawialnych

czerwone certyfikaty dla energii elektrycznej wytwarzanej w kogeneracji,

bez warunków – w układach o małej mocy, a dla układów o wi

kszych

mocach – je

li redukcja zu

ycia energii pierwotnej w porównaniu do

referencyjnych układów kondensacyjnych i prostych kotłowni wynosi co

najmniej 10%

wg:

Rozporz

dzenia Ministra Gospodarki z dn. 19 grudnia 2005 r., Dz.U. 261 poz. 2187

Rozporz

dzenia Ministra Gospodarki z dn. 3 listopada 2006 r., Dz.U. 205 poz. 1510

Rozporz

dzenia Ministra Gospodarki z dn. 14 sierpnia 2008 r., Dz.U. 156 poz. 969

wymagany udział energii elektrycznej ze

ródeł odnawialnych w wolumenie

energii dostarczonej odbiorcom ko

cowym

3,10%

3,60%

5,10%

7,00%

8,70%

10,40% 10,40% 10,40%

10,90%

11,40%

11,90%

12,40%

12,90%

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

10,00%

12,00%

14,00%

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

wymagane udziały energii elektrycznej ze

ródeł gazowych oraz z kogeneracji

w wolumenie energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom finalnym

2,7

2,9

3,1

3,3

3,5

20,6

21,3

22,2

23,2

2008

2009

2010

2011

2012

gas and small units

CHP units

Przypadek 1 – stara elektrownia w

glowa

1,5

wska

nik odpisów obowi

zkowych

4,8

tys.zł/m-c

rednie wynagrodzenie brutto

0,90

t/MWh

wska

nik emisji

7,5%

współczynnik potrzeb własnych

stopa amortyzacji

os./MWe

zatrudnienie

10,9

zł/GJ pal.

jednostkowy koszt paliwa z transportem

35%

sprawno

ść

netto wytwarzania energii elektrycznej

5500

GWh/a

produkcja energii elektrycznej

5500

h/a

czas u

ytkowania moc zainstalowanej

lata

czas

ycia

1375

mln zł

nakłady inwestycyjne/warto

ść ś

rodków trwałych (25% warto

ci pocz

tkowej)

1000

MWe

moc elektryczna zainstalowana

ŁA

Przypadek 1 – stara elektrownia w

glowa

211,72

zł/MWh

koszt jednostkowy - ł

cznie

-53,46

zł/MWh

unikni

te jedn. koszty produkcji z tyt. darmowych upr.do em.CO2 (90%)

40,21

zł/MWh

jednostkowy koszt stały wytwarzania energii elektrycznej

171,51

zł/MWh

jednostkowy koszt zmienny wytwarzania energii elektrycznej

1164

mln zł/a

koszty razem

mln zł/a

amortyzacja

327

mln zł/a

koszty emisji CO2

mln zł/a

podatki lokalne, dzier

awy i inne koszty

mln zł/a

koszty remontów i konserwacji (

rednie)

mln zł/a

koszt obsługi

580

mln zł/a

koszt paliwa z transportem

koszty CO

: 15 EUR/t; 4,4 zł/EUR

ŁA

Przypadek 1 – stara elektrownia w

glowa

294

mln zł/a

warto

ść

wolnych uprawnie

do emisji CO2 (zało

enie: 90%)

17,6

zł/MWh

jednostkowy zysk netto

mln zł/a

zysk netto (w okresie amortyzowania)

-23

mln zł/a

podatek dochodowy

990

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y energii elektrycznej (i ciepła)

180

zł/MWh

cena energii elektrycznej 2009 – zało

enie

ŁA

niska

rednia cena energii elektrycznej – niewiele wy

sza od kosztów kra

cowych

dodatni wynik uzyskany dzi

ki przydziałowi darmowych uprawnie

do emisji CO2

Przypadek 2 – nowoczesna elektrownia w

glowa

1,3

wska

nik odpisów obowi

zkowych

4,8

tys.zł/m-c

rednie wynagrodzenie brutto

0,70

t/MWh

wska

nik emisji

5,5

mln zł/MWe

jednostkowe nakłady inwestycyjne

7,0%

współczynnik potrzeb własnych

stopa amortyzacji

0,3

os./MWe

zatrudnienie

10,9

zł/GJ pal.

jednostkowy koszt paliwa z transportem

45%

sprawno

ść

netto wytwarzania energii elektrycznej

6500

GWh/a

produkcja energii elektrycznej

6500

h/a

czas u

ytkowania moc zainstalowanej

lata

czas

ycia

5500

mln zł

nakłady inwestycyjne/warto

ść ś

rodków trwałych

1000

MWe

moc elektryczna zainstalowana

ŁA

zało

ony dłu

szy czas u

ytkowania mocy zainstalowanej ni

dla starej elektrowni

(ni

szy koszt kra

cowy – wi

ksza konkurencyjno

ść

)

Przypadek 2 – nowoczesna elektrownia w

glowa

-41,58

zł/MWh

unikni

te jedn. koszty produkcji z tyt. darmowych upr.do em.CO2 (90%)

204,55

zł/MWh

koszt jednostkowy - ł

cznie

71,15

zł/MWh

jednostkowy koszt stały wytwarzania energii elektrycznej

133,40

zł/MWh

jednostkowy koszt zmienny wytwarzania energii elektrycznej

1330

mln zł/a

koszty razem

275

mln zł/a

amortyzacja

300

mln zł/a

koszty emisji CO2

mln zł/a

podatki lokalne, dzier

awy i inne koszty

mln zł/a

koszty remontów i konserwacji (

rednie)

mln zł/a

koszt obsługi

567

mln zł/a

koszt paliwa z transportem

koszty CO2 : 15 EUR/t; 4,4 zł/EUR

koszty kra

cowe i jednostkowe koszty operacyjne s

sze

w przypadku starszych, mniej sprawnych elektrowni

ŁA

270

mln zł/a

warto

ść

wolnych uprawnie

do emisji CO2 (zało

enie: 90%)

13,8

zł/MWh

jednostkowy zysk netto

mln zł/a

zysk netto (w okresie amortyzowania)

-21

mln zł/a

podatek dochodowy

1170

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y energii elektrycznej (i ciepła)

180

zł/MWh

cena energii elektrycznej

przy stopie dyskonta 9%, cenie 180 zł/MWh i 90% wolnych uprawnie

do emisji CO2:

NPV = -2,0 mld zł IRR

≈

4% INWESTYCJA JEST NIEOPŁACALNA

Inwestycje w bloki w

glowe, nawet o bardzo du

ej sprawno

ci, to inwestycje wysokiego ryzyka !!!

eli nie ma wolnych uprawnie

i kosztuj

one:

15EUR/t to IRR=10,5% przy cenie 265,3 zł/MWh

(nie uwzgl. koszty finansowe!)

30EUR/t to IRR=10,5% przy cenie 311,5 zł/MWh

(nie uwzgl. koszty finansowe!)

Przypadek 2 – nowoczesna elektrownia w

glowa

ŁA

Przypadek 3 – nowy blok w

glowy małej mocy

4,8

tys.zł/m-c

rednie wynagrodzenie brutto

1,3

wska

nik odpisów obowi

zkowych

0,81

t/MWh

wska

nik emisji

7,5%

współczynnik potrzeb własnych

stopa amortyzacji

0,4

os./MWe

zatrudnienie

10,9

zł/GJ pal.

jednostkowy koszt paliwa z transportem

39%

sprawno

ść

netto wytwarzania energii elektrycznej

300

GWh/a

produkcja energii elektrycznej

6000

h/a

czas u

ytkowania moc zainstalowanej

lata

czas

ycia

330

mln zł

nakłady inwestycyjne/warto

ść ś

rodków trwałych

6,60

mln zł/MWe

jednostkowe nakłady inwestycyjne

MWe

moc elektryczna zainstalowana

ŁA

zało

ony czas u

ytkowania mocy zainstalowanej jak dla starej elektrowni

(podobny koszt kra

cowy – wi

ksza konkurencyjno

ść

)

Przypadek 3 – nowy blok w

glowy małej mocy

250,22

zł/MWh

koszt jednostkowy - ł

cznie

-47,98

zł/MWh

unikni

te jedn. koszty produkcji z tyt. darmowych upr.do em.CO2 (90%)

96,29

zł/MWh

jednostkowy koszt stały wytwarzania energii elektrycznej

153,92

zł/MWh

jednostkowy koszt zmienny wytwarzania energii elektrycznej

mln zł/a

koszty razem

mln zł/a

amortyzacja

mln zł/a

koszty emisji CO2

mln zł/a

podatki lokalne, dzier

awy i inne koszty

mln zł/a

koszty remontów i konserwacji (

rednie)

mln zł/a

koszt obsługi

mln zł/a

koszt paliwa z transportem

ŁA

koszty CO2 : 15 EUR/t; 4,4 zł/EUR

Przypadek 3 – nowy blok w

glowy małej mocy

mln zł/a

warto

ść

wolnych uprawnie

do emisji CO2 (zało

enie: 90%)

-22,2

zł/MWh

jednostkowy zysk netto

-7

mln zł/a

zysk netto (w okresie amortyzowania)

mln zł/a

podatek dochodowy

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y energii elektrycznej (i ciepła)

180

zł/MWh

cena energii elektrycznej

brak mechanizmów wsparcia

sze jednostkowe nakłady inwestycyjne i ni

sze sprawno

dla du

ych bloków

INWESTYCJA NIEOPŁACALNA

– mimo faktu ograniczenia nakładów na rozbudow

sieci

ŁA

Przypadek 4 – układ gazowo-parowy

5,5

tys.zł/m-c

rednie wynagrodzenie brutto

1,3

wska

nik odpisów obowi

zkowych

0,35

t/MWh

wska

nik emisji

3,0%

współczynnik potrzeb własnych

stopa amortyzacji

0,3

os./MWe

zatrudnienie

zł/GJ pal.

jednostkowy koszt paliwa z transportem

56%

sprawno

ść

netto wytwarzania energii elektrycznej

260

GWh/a

produkcja energii elektrycznej

5200

h/a

czas u

ytkowania moc zainstalowanej

lata

czas

ycia

198

mln zł

nakłady inwestycyjne/warto

ść ś

rodków trwałych

3,96

mln zł/MWe

jednostkowe nakłady inwestycyjne

MWe

moc elektryczna zainstalowana

ŁA

Przypadek 4 – układ gazowo-parowy

-20,79

zł/MWh

unikni

te jedn. koszty produkcji z tyt. darmowych upr.do em.CO2 (90%)

297,99

zł/MWh

koszt jednostkowy - ł

cznie

88,47

zł/MWh

jednostkowy koszt stały wytwarzania energii elektrycznej

209,52

zł/MWh

jednostkowy koszt zmienny wytwarzania energii elektrycznej

mln zł/a

koszty razem

mln zł/a

amortyzacja

mln zł/a

koszty emisji CO2

mln zł/a

podatki lokalne, dzier

awy i inne koszty

mln zł/a

koszty remontów i konserwacji (

rednie)

mln zł/a

koszt obsługi

mln zł/a

koszt paliwa z transportem

ŁA

Przypadek 4 – układ gazowo-parowy

mln zł/a

wolne uprawnienia do emisji CO2 (zało

enie: 90%) i

ółte certyfikaty

26,6

zł/MWh

jednostkowy zysk netto

mln zł/a

zysk netto (w okresie amortyzowania)

-2

mln zł/a

podatek dochodowy

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y energii elektrycznej (i ciepła)

180

zł/MWh

cena energii elektrycznej

mechanizm wsparcia –

ółte certyfikaty

spółki obrotu maja obowi

zek zakupu ok. 3% energii ze

ródeł gazowych oraz małych układów

skojarzonych (do 1 MW)

aktualna cena rynkowa

ółtego certyfikatu – powy

ej130 zł/MWh

w przypadku nie wypełnienia obowi

zku zakupu „

ółtej energii” spółka obrotu płaci kary wg stawki

okre

lonej przez prezesa URE

mimo

ółtych certyfikatów inwestycja w układ gazowo-parowy przy cenie 180 zł/MWh jest nieopłacalna

przy cenie powy

ej 220 zł/MWh i utrzymaniu obecnego poziomu cen

ółtych certyfikatów inwestycje

mog

realizowane

Przypadek 5 – elektrownia biomasowa (kondensacyjna)

4,8

tys.zł/m-c

rednie wynagrodzenie brutto

1,3

wska

nik odpisów obowi

zkowych

t/MWh

wska

nik emisji

7,5%

współczynnik potrzeb własnych

stopa amortyzacji

0,4

os./MWe

zatrudnienie

zł/GJ pal.

jednostkowy koszt paliwa z transportem (pelety)

36%

sprawno

ść

netto wytwarzania energii elektrycznej

130

GWh/a

produkcja energii elektrycznej

6500

h/a

czas u

ytkowania moc zainstalowanej

lata

czas

ycia

158,4

mln zł

nakłady inwestycyjne/warto

ść ś

rodków trwałych

7,92

mln zł/MWe

jednostkowe nakłady inwestycyjne

MWe

moc elektryczna zainstalowana

ŁA

Przypadek 5 – elektrownia biomasowa (kondensacyjna)

-250

zł/MWh

przychody z tytułu praw do zielonych certyfikatów

370

zł/MWh

koszt jednostkowy - ł

cznie

130

zł/MWh

jednostkowy koszt stały wytwarzania energii elektrycznej

240

zł/MWh

jednostkowy koszt zmienny wytwarzania energii elektrycznej

mln zł/a

koszty razem

mln zł/a

amortyzacja

mln zł/a

koszty CO2

mln zł/a

podatki lokalne, dzier

awy i inne koszty

mln zł/a

koszty remontów i konserwacji (

rednie)

mln zł/a

koszt obsługi

mln zł/a

koszt paliwa z transportem

ŁA

Przypadek 5 – elektrownia biomasowa (kondensacyjna)

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y zielonych certyfikatów

63,3

zł/MWh

jednostkowy zysk netto

mln zł/a

zysk netto (w okresie amortyzowania)

-2

mln zł/a

podatek dochodowy

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y energii elektrycznej (i ciepła)

180

zł/MWh

cena energii elektrycznej

mechanizm wsparcia – zielone certyfikaty

spółki obrotu maja obowi

zek zakupu 4,6%® energii ze

ródeł odnawialnych

aktualna cena rynkowa zielonego certyfikatu – ponad 250 zł/MWh

w przypadku nie wypełnienia obowi

zku zakupu „zielonej energii” spółka obrotu płaci kary wg opłaty

zast

pczej – ta opłata ustala warto

ść

rynkow

zielonych certyfikatów

przy w/w zało

eniach co do nakładów inwestycyjnych i kosztu biomasy, je

li suma ceny energii

elektrycznej i zielonych certyfikatów przekraczałaby 470 zł/MW inwestycja byłaby opłacana

Przypadek 6 – farma wiatrowa

t/MWh

wska

nik emisji

stopa amortyzacji

0,01

os./MWe

zatrudnienie

zł/GJ pal.

jednostkowy koszt paliwa z transportem

100

GWh/a

produkcja energii elektrycznej

2000

h/a

czas u

ytkowania moc zainstalowanej

lata

czas

ycia

396

mln zł

nakłady inwestycyjne/warto

ść ś

rodków trwałych

7,92

mln zł/MWe

jednostkowe nakłady inwestycyjne

MWe

moc elektryczna zainstalowana

ŁA

Przypadek 6 – farma wiatrowa

-250

zł/MWh

przychody z tytułu praw do zielonych certyfikatów

457

zł/MWh

koszt jednostkowy - ł

cznie

457

zł/MWh

jednostkowy koszt stały wytwarzania energii elektrycznej

zł/MWh

jednostkowy koszt zmienny wytwarzania energii elektrycznej

mln zł/a

koszty razem

mln zł/a

amortyzacja

mln zł/a

koszty CO2

mln zł/a

podatki lokalne, dzier

awy i inne koszty

mln zł/a

koszty remontów i konserwacji (

rednie)

mln zł/a

koszt obsługi

mln zł/a

koszt paliwa z transportem

Przypadek 6 – farma wiatrowa

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y zielonych certyfikatów

-52,9

zł/MWh

jednostkowy zysk netto

-5

mln zł/a

zysk netto (w okresie amortyzowania)

mln zł/a

podatek dochodowy

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y energii elektrycznej (i ciepła)

154

zł/MWh

cena energii elektrycznej

mechanizm wsparcia – zielone certyfikaty – jak dla układów biomasowych

spółki obrotu maja obowi

zek zakupu 4,6% energii ze

ródeł odnawialnych

aktualna cena rynkowa zielnego certyfikatu – ok. 250 zł/MWh

jest równie

obowi

zek zakupu energii z elektrowni wiatrowej (wtedy kiedy jest wytwarzana, niezale

nie

od potrzeb) – po cenie ustalanej przez prezesa URE na podstawie

redniej ceny z poprzedniego roku,

obecnie 154 zł/MWh

Uwaga: przy wysokich nakładach inwestycyjnych zwi

zanych z niskim kursem złotówki – rentowno

ść

farm wiatrowych mo

e by

niedostateczna

ze wzgl

du na niepewno

ść

co do warto

ci zielonych certyfikatów – inwestycja jest obarczona powa

nym

ryzykiem mimo przewidywanych wzrostów cen energii elektrycznej

Przypadek 7 – stara elektrociepłownia w

glowa;

układ przeciwpr

ęż

900

TJ/a

produkcja ciepła sieciowego

4,5

tys.zł/m-c

rednie wynagrodzenie brutto

1,3

wska

nik odpisów obowi

zkowych

1,31

t/MWh

wska

nik emisji

18,0%

współczynnik potrzeb własnych

stopa amortyzacji

os./MWe

zatrudnienie

10,9

zł/GJ pal.

jednostkowy koszt paliwa z transportem

24%

sprawno

ść

netto wytwarzania energii elektrycznej

125

GWh/a

produkcja energii elektrycznej

2500

h/a

czas u

ytkowania moc zainstalowanej

lata

czas

ycia

121

mln zł

nakłady inwestycyjne/warto

ść ś

rodków trwałych (zało

enie)

100

MWt

moc ciepłownicza zainstalowana

MWe

moc elektryczna zainstalowana

ŁA

Przypadek 7 – stara elektrociepłownia w

glowa;

układ przeciwpr

ęż

-77,79

zł/MWh

unikni

te jedn. koszty produkcji z tyt. darmowych upr.do em.CO2 (90%)

206,07

zł/MWh

koszt jednostkowy, skorygowany o przychody z ciepła sieciowego - ł

cznie

- 180,00

zł/MWh

przychody ze sprzeda

y ciepła sieciowego w cenie 25 zł/GJ

136,50

zł/MWh

jednostkowy koszt stały wytwarzania energii elektrycznej

249,57

zł/MWh

jednostkowy koszt zmienny wytwarzania energii elektrycznej

mln zł/a

koszty razem

mln zł/a

amortyzacja

mln zł/a

koszty CO2

mln zł/a

podatki lokalne, dzier

awy i inne koszty

mln zł/a

koszty remontów i konserwacji (

rednie)

mln zł/a

koszt obsługi

mln zł/a

koszt paliwa z transportem

ŁA

Przypadek 7 – stara elektrociepłownia w

glowa;

układ przeciwpr

ęż

mln zł/a

warto

ść

wolnych uprawnie

do emisji CO2 (zało

enie: 90%)

41,9

zł/MWh

jednostkowy zysk netto

mln zł/a

zysk netto (w okresie amortyzowania)

-1

mln zł/a

podatek dochodowy

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y energii elektrycznej (i ciepła)

180

zł/MWh

cena energii elektrycznej

mechanizm wsparcia – czerwone certyfikaty

spółki obrotu maja obowi

zek zakupu ok. 20% energii ze

ródeł kogeneracyjnych

aktualna cena rynkowa czerwonego certyfikatu – powy

ej 23 zł/MWh

ŁA

Przypadek 8 – nowa elektrociepłownia w

glowa;

układ przeciwpr

ęż

4,8

tys.zł/m-c

rednie wynagrodzenie brutto

1,3

wska

nik odpisów obowi

zkowych

1,24

t/MWh

wska

nik emisji

16,0%

współczynnik potrzeb własnych

stopa amortyzacji

0,4

os./MWe

zatrudnienie

10,9

zł/GJ pal.

jednostkowy koszt paliwa z transportem

25%

sprawno

ść

netto wytwarzania energii elektrycznej

125

GWh/a

produkcja energii elektrycznej

2500

h/a

czas u

ytkowania moc zainstalowanej

lata

czas

ycia

363

mln zł

nakłady inwestycyjne/warto

ść ś

rodków trwałych

7,26

mln zł/MWe

jednostkowe nakłady inwestycyjne

100

MWt

moc ciepłownicza zainstalowana

MWe

moc elektryczna zainstalowana

ŁA

Przypadek 8 – nowa elektrociepłownia w

glowa;

układ przeciwpr

ęż

-73,43

zł/MWh

unikni

te jedn. koszty produkcji z tyt. darmowych upr.do em.CO2 (90%)

- 180,00

zł/MWh

przychody ze sprzeda

y ciepła sieciowego w cenie 25 zł/GJ

308,61

zł/MWh

koszt jednostkowy, skorygowany o przychody z ciepła sieciowego - ł

cznie

253,01

zł/MWh

jednostkowy koszt stały wytwarzania energii elektrycznej

235,60

zł/MWh

jednostkowy koszt zmienny wytwarzania energii elektrycznej

mln zł/a

koszty razem

mln zł/a

amortyzacja

mln zł/a

koszty CO2

mln zł/a

podatki lokalne, dzier

awy i inne koszty

mln zł/a

koszty remontów i konserwacji (

rednie)

mln zł/a

koszt obsługi

mln zł/a

koszt paliwa z transportem

ŁA

Przypadek 8 – nowa elektrociepłownia w

glowa;

układ przeciwpr

ęż

mln zł/a

warto

ść

wolnych uprawnie

do emisji CO2 (zało

enie: 90%)

-55,2

zł/MWh

jednostkowy zysk netto

-7

mln zł/a

zysk netto (w okresie amortyzowania)

mln zł/a

podatek dochodowy

mln zł/a

przychody ze sprzeda

y energii elektrycznej (i ciepła)

180

zł/MWh

cena energii elektrycznej

mechanizm wsparcia– czerwone certyfikaty 23 zł/MWh

– NIE WYSTARCZAJ

CY!!!

(jest tak przynajmniej dla układów przeciwpr

ęż

nych i małej mocy)

Nie wystarczaj

ce b

dzie tak

e wsparcie wynikaj

ce z przewagi kosztowej z

tytułu mniejszej emisji CO

komentarz
(rok 2009)

•

zmiana kursu PLN do EUR spowodowała spadek opłacalno

ci inwestycji, w ramach

których gro dostaw pochodzi z regionu EUR

•

li nie obni

żą

ceny dostaw turbin wiatrowych i małych turbin parowych to

inwestycje w farmy wiatrowe i elektrociepłownie biomasowe nie b

opłacalne (przy

aktualnym poziomie ich wsparcia zielonymi certyfikatami)

•

brak pewno

ci co do cen zielonych certyfikatów w perspektywie długoterminowej

zwi

ksza ryzyko inwestycji w

ródła energii elektrycznej wykorzystuj

ce energi

odnawialn

•

niskie ceny energii elektrycznej i wysokie dodatkowe koszty wynikaj

ce z emisji CO2

czyni

inwestycje w bloki na parametry nadkrytyczne opalane w

glem kamiennym,

inwestycjami wysokiego ryzyka

•

aktualne zmniejszenie zapotrzebowania na energi

elektryczn

skutkuje tym,

elektrownie w

glowe musza zakupi

znacznie mniej brakuj

cych uprawnie

do emisji

lub w ogóle nie b

takich zakupów realizowa

; w efekcie do 2012 r. nale

oczekiwa

e elektrownie te b

generowa

wyj

tkowo wysokie zyski

•

czerwone certyfikaty nie wpływaj

na rozwój układów kogeneracjnych, a ich

stosowanie skutkuje jedynie wzrostem dodatnich wyników elektrociepłowni i
podwy

szeniem kosztów energii elektrycznej dla odbiorców ko

cowych

wybrane poj

cia

•

odbiór, odbiorca

•

wykres uporz

dkowany obci

ąż

enia (produkcji)

•

moc znamionowa

•

moc zainstalowana

•

moc osi

galna

•

moc uwi

ziona

•

moc dyspozycyjna

•

moc zamówiona

•

obci

ąż

enie szczytowe

•

czas u

ytkowania mocy (zainstalowanej, zamówionej)

•

współczynnik niezawodno

•

współczynnik awaryjno

•

współczynnik dyspozycyjno

•

współczynnik potrzeb własnych

•

remonty planowane

•

remonty poawaryjne

•

współczynnik skojarzenia

•

wska

nik skojarzenia

•

współczynnik równoczesno

•

rezerwa dyspozycyjna

•

rezerwa remontowa

•

rezerwa ruchowa

•

rezerwa gor

•

rezerwa szybka

•

rezerwa zimna

wybrane zagadnienia gospodarowania energi

elektryczn

• produkcja brutto

• produkcja netto

• moc doprowadzona do sieci

• straty przesyłu

• straty bilansowe w dystrybucji

• zu

ycie ko

cowe

• optymalizacja doboru typu i

rednicy przewodów

wybrane zagadnienia gospodarowania ciepłem

•

wykorzystanie kondensatu – warunki i efekty

•

nap

dy turbinowe pomp i spr

ęż

arek

•

przesył pary ruroci

giem – warunki, parametry pary

•

optymalizacja grubo

ci izolacji

•

optymalizacja

rednicy nominalnej ruroci

•

optymalizacja pracy układów kolektorowych

ciepłownictwo
•

strefy klimatyczne

•

tabela/wykres regulacyjny

•

regulacja ilo

ciowa i jako

ciowa w ciepłownictwie

•

straty przesyłu, wpływ temperatur sieciowych na straty przesyłu

•

krotno

ść

wymiany zładu

konfiguracja procesów wymiany ciepła – przykład; (1)

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

konfiguracja procesów wymiany ciepła (2)

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

konfiguracja procesów wymiany ciepła (3)

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

dt min; pinch point

Wyszukiwarka

Podobne podstrony:
Pompy ciepla plytka geotermia materiały wyk 2011
Zarz dzanie karier materia y wyk adowca dziennie 1 DLA STUDENTÓW
ZAPALENIA materia+é z wyk+éadu, materiały, Zapalenia
MATERIAOZNASTWO WYK, Sprawozdania ATH
energia sloneczna materialy wyk 2011
Zarządzanie wiedzą pomocnicze, materiały z zajęć WSPiZ
Janicka algebra pomocnicze materialy
kinezjologia materialay, wyk ad
Lucewicz, ZARZĄDZANIE, pomocne materiały
GMINA(1), ZARZĄDZANIE, pomocne materiały
Ko o wyk adowe 09 II
Materiałoznawstwo WYK
Zarz dzanie karier materia y wyk adowca dziennie 2 DLA STUDENTÓW
Geografia w pigułce - VADEMECUM - powtórka egzamin gimnazjalny, Szkoła - materiały pomocnicze, preze
Materialy pomocnicze prezentacja maturalna

więcej podobnych podstron