funkcje i procesy w przedsiębiorstwie energetycznym
• procesy produkcyjne – obsługa instalacji technicznych
• zaopatrzenie w surowce podstawowe (paliwo lub energia
na wsad, woda, środki chemiczne
do instalacji demineralizacji, odsiarczania, …, inne)
• zaopatrzenie w materiały i urządzenia pomocnicze, w tym
do remontów, wyposażenia
obiektów, narzędzia, środki ochrony pracy, …
• wewnętrzna kontrola jakości
• sprzedaż – fakturowanie i windykacja
• obsługa techniczna klientów - w tym reklamacje
• marketing
• planowanie remontów i inwestycji
• planowanie rozwoju
• procesy remontowe
• procesy finansowo-księgowe
• obsługa kadrowa
• służby BHP
• komunikacja zewnętrzna (public relations)
• komunikacja wewnętrzna
• analizy prawne
• obsługa administracyjna
• proces zarządzania
• łączność telefoniczna, tele-video, inter/intra-net oraz
gromadzenie i przetwarzanie danych(IT)
• transport wewnętrzny
• transport zewnętrzny
• ochrona mienia
• utrzymanie czystości

koszty w przedsiębiorstwie energetycznym w układzie
rodzajowym
• koszty paliwa lub energii na wsad (z możliwością podziału
na zasilane urządzenia)
• koszty składowania odpadów
• koszty użytkowania środowiska – emisji pyłów, SO2, NOx,
CO2, …
• koszty wody do celów technologicznych i sanitarnych
• koszty odprowadzenia ścieków
• koszty pozostałych surowców podstawowych
• koszty materiałów i części zamiennych do remontów
• koszty środków 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 obowiązkowymi
(z możl. podz. na osoby i działy)
odpisy obowiązkowe – ZUS płacony przez pracodawcę i
Zakł. Fund. Świadczeń Socjalnych
• koszty zewnętrznych usług prawnych i windykacyjnych
• koszty usług remontowych
• koszty łączności i usług IT (koszty rozmów telefonicznych
i internetu)
• koszty innych usług zewnętrznych – ochrony mienia,
utrzymania czystości, …
• koszty reklamy
• koszty reprezentacji
• koszty licencji i innych praw majątkowych (np. licencje
programów komputerowych)
• podatki i opłaty lokalne
• amortyzacja – koszt, który nie jest wydatkiem
• inne koszty

koszty w układzie kalkulacyjnym
Koszty całkowite dzielone są na: koszty zmienne Kz i koszty
stałe Ks.
Koszt zmienny Kz – jest funkcją wielkości produkcji P:
Kz = f(P)
Zmiana wielkości produkcji wiąże się ze zmianą kosztów
zmiennych. Często,
zwłaszcza przy małych zmianach produkcji przyjmuje się, że
koszt zmienny jest proporcjonalny do wielkości produkcji –
zakłada się stałość jednostkowego kosztu zmiennego:
Kz ~ P.
W rzeczywistości koszty zmienne wzrasta z produkcją
zwykle mniej niż proporcjonalnie
Koszt stały Ks nie jest funkcją wielkości produkcji P, jest
stały: Ks ≠ f(P);Ks = const.
Koszty stałe muszą być rozważane w określonym
horyzoncie czasu. Np. w krótkim horyzoncie czasie koszt
pracy jest kosztem stałym, w dłuższym czasie co najmniej
część tego kosztu może być rozważana jako koszt zmienny.

Koszty całkowite dzielone są na: koszty bezpośrednie Kbp i
koszty pośrednie Kp.
Koszt bezpośredni to koszt, który można jednoznacznie
przypisać do procesu wytwarzania określonego produktu i
jego części (jednostki produktu), lub do świadczenia
określonej usługi.
Kosztem pośrednim nazywa się taki koszt, który jest
ponoszony przez przedsiębiorstwo, ale nie daje się w całości
jednoznacznie przyporządkować do procesu wytworzenia
danej jednostki produktu lub do świadczenia określonej
usługi.

Koszty jednostkowe – koszty odniesione do wielkości
produkcji: k = K / P
Średni jednostkowy koszt całkowity:
kc(P) = KC / P
Średni jednostkowy koszt zmienny:
kz(P) = Kz / P
Koszt krańcowy (koszt marginalny) – koszt o jak zmieni się
koszt całkowity przy zmianie wielkości produkcji o
jednostkę. Koszt krańcowy jest równy krańcowemu
kosztowi zmiennemu:
kM(P) = dKz / dP= dKC / dP
Jeśli jednostkowy koszt zmienny jest stały kz(P) = const. to
jest on równy kosztowi krańcowemu kM(P) = kz(P) .

bezpośrednie

stałe
1. koszty pracy – wynagrodzenia z odpisami
obowiązkowymi pracowników obsługi i nadzoru
technicznego instalacji produkcyjnej część stała kosztów
składowania odpadów
2. koszty środków higienicznych i ochrony pracy
dotyczących pracowników bezpośrednich
3. koszt wody do celów technologicznych i sanitarnych
4. koszt materiałów i części zamiennych do remontów
5. koszty usług remontowych (umownie)
6. koszty reklamy (jeśli przyporządkowane produktowi)
7. koszty licencji i innych praw majątkowych (np.. licencje
programów komputerowych) – w części przypisanej
bezpośrednio produkcji
8. amortyzacja w części odnoszącej się do instalacji
produkcyjnej

zmienne
1. koszty paliwa
2. koszty pozostałych surowców podstawowych
3. koszt transport paliwa
4. koszt transportu (dostawy) pozostałych surowców
podstawowych
5. część zmienna kosztów składowania odpadów
6. koszt użytkowania środowiska – emisji pyłów,
SO2, NOx, CO2, …
7. koszt odprowadzenia ścieków technolog. (umownie)

Pośrednie
stałe
1. koszty pracy – wynagrodzenia z odpisami
obowiązkowymi pozostałych pracowników (bez obsługi i
nadzoru technicznego instalacji produkcyjnej)
2. koszty zewnętrznych usług prawnych i windykacyjnych
3. koszty łączności (koszty rozmów telefonicznych i
internetu)
4. koszty innych usług zewnętrznych – ochrony mienia,
utrzymania czystości, …
5. koszty licencji i innych praw majątkowych (np.. licencje
programów komputerowych) – w części nie przypisanej
bezpośrednio produkcji
6. podatki i opłaty lokalne
7. umownie: koszt materiałów pomocniczych (paliwo
silnikowe, materiały biurowe, …)
8. koszty środków higienicznych i ochrony pracy
dotyczących pracowników pośrednich (bez obsługi i nadzoru
technicznego instalacji produkcyjnej)
9. koszt transportu (dostawy) pozostałych materiałów
10. koszty reprezentacji
11. amortyzacja w części nie odnoszącej się do instalacji
produkcyjnej


Podział kosztów wytwarzania pomiędzy produkcję energii
elektrycznej i nośnik
ciepła w elektrociepłowni
wybrane metody:
*fizyczna
*termodynamiczna
*pośrednia
*egzergetyczna
*Andrjuszczenki
*ekonomiczna

Metoda fizyczna
podział kosztów proporcjonalnie do strumieni energii
zużytych do wytworzenia energii elektrycznej i nośnika
ciepła obu nośnikom, proporcjonalnie do ich wartości
energetycznej przyporządkowuje się straty ciepła w kotle
energii elektrycznej przyporządkowuje się straty w
generatorze nośnikowi ciepła należałoby przyporządkować
starty w wymienniku ciepłowniczym
ip – entalpia pary świeżej,
iwyl – entalpia pary wylotowej z turbiny,
iskr – entalpia skroplin za wymiennikiem ciepłowniczym
udział kosztów energii elektrycznej w całych kosztach
wynosi:

a udział kosztów ciepła wynosi:

energię elektryczną traktuje się zatem jako energie
odpadowa przy produkcji ciepła.

Metoda termodynamiczna
Koszty ustala się w odniesieniu do hipotetycznego spadku
entalpii rozprężanej pary jaki miałby miejsce w turbinie
kondensacyjnej. Zakłada się, że do wykorzystania jest
energia odpowiadająca temu spadkowi.
Dzieli się na część wykorzystywaną do produkcji energii
elektrycznej: (ip-ip wyl) i pozostałą
przypisywana produkcji ciepła.
Stąd jeśli:
ik – entalpia pary za turbiną kondensacyjną,
ip – entalpia pary świeżej,
iwyl – entalpia pary wylotowej (z turbiny przeciwprężnej)
to udział kosztów energii elektrycznej w całych kosztach
wynosi:

Metoda pośrednia Schultza
W tej metodzie współczynniki podziału kosztów są ustalane
jako średnia arytmetyczna współczynników ustalonych
według metody fizycznej i według
metody termodynamicznej.

Metoda Andrjuszczenki
Oparta jest na następującym rozumowaniu i założeniach.
koszty energii elektrycznej powinny być proporcjonalne do
spadku entalpii wykorzystanego do jej produkcji, zatem:

natomiast koszty nośnika ciepła powinny być
proporcjonalne do spadku entalpii
w wymienniku ciepłowniczym:

_gdyby parę podawaną do turbiny przeciwprężnej w
elektrociepłowni, użyć w elektrowni kondensacyjnej to całe
koszty paliwa zostałyby przypisane energii elektrycznej:

gdyby natomiast ta sama para została wykorzystana w
wymienniku ciepłowniczym to całe koszty zostałyby
przypisane nośnikowi ciepła:

Metoda egzergetyczna

Metoda ekonomicznego podziału kosztów
Rozpatruje się:
A – roczną produkcje energii elektrycznej w badanej
elektrociepłowni
W – roczną produkcje nośników ciepła w badanej
elektrociepłowni
KEC – koszty roczne w rozpatrywanej elektrociepłowni,
KEK – koszty roczne w zastępczej elektrociepłowni
kondensacyjnej wytwarzającej energię elektryczną w ilości
A,
KKC – koszty roczne w zastępczej kotłowni (ciepłowni)
wytwarzającej nośnik ciepła w ilości W,

ponieważ gospodarka skojarzona umożliwia lepsze
wykorzystanie paliwa to suma kosztów
wytwarzania rozdzielonego jest większa od kosztów
wytwarzania w skojarzeniu:
Podział kosztów na składniki odpowiadające energii
elektrycznej i nośnikowi ciepła
sprowadza się do podziału różnicy kosztów ∆K, przy czym

Ponadto przyjmuje się, że przypisywane energii elektrycznej
i nośnikowi ciepła oszczędności kosztów ∆KA i ∆KW
powinny mieć się do siebie w takim samym
stosunku, jak koszty rozdzielonego wytwarzania energii:

gdzie
K

A

EC

- koszty roczne elektrociepłowni przypadające na

energię elektryczną;
K

W

EC

- koszty roczne elektrociepłowni przypadające na

energię cieplną;

Taryfowanie w ciepłownictwie
Rozporządzenie reguluje szereg zagadnień szczegółowych,
m.in.:
•stawki opłat za przyłączenie
•sposób ustalania wysokości kosztów uzasadnionych w
elektrociepłowni, w części przypisywanej działalności
ciepłowniczej
•sposób rozliczeń między przedsiębiorstwami
ciepłowniczymi
•sposób podziału opłat pomiędzy odbiorców zasilanych z
węzłów grupowych
•sposób uwzględniania kosztu wynajmu pomieszczeń na
węzły cieplne
•sposób rozliczeń w oparciu o liczniki przedpłatowe

Taryfowanie w gazownictwie
Rozporządzenie reguluje szereg zagadnień szczegółowych,
m.in.:
•rodzaje taryf – tu także za magazynowanie,
•stawki opłat za przyłączenie

Taryfowanie w elektroenergetyce

Art. 49. 1. Prezes URE może zwolnić przedsiębiorstwo
energetyczne z obowiązku przedkładania taryf do
zatwierdzenia, jeżeli stwierdzi, że działa ono w warunkach
konkurencji, albo cofnąć udzielone zwolnienie w przypadku
ustania warunków uzasadniających zwolnienie.
2. Zwolnienie, o którym mowa w ust. 1, może dotyczyć
określonej części działalności prowadzonej przez
przedsiębiorstwo energetyczne, w zakresie, w jakim
działalność ta prowadzona jest na rynku konkurencyjnym.
3. Przy podejmowaniu decyzji, o których mowa w ust. 1,
Prezes URE bierze pod uwagę takie cechy rynku paliw lub
energii, jak: liczba uczestników i wielkości ich udziałów w
rynku, przejrzystość struktury i zasad funkcjonowania rynku,
istnienie barier dostępu do rynku, równoprawne traktowanie
uczestników rynku, dostęp do informacji rynkowej,
skuteczność kontroli i zabezpieczeń przed
wykorzystywaniem pozycji ograniczającej
konkurencję, dostępność do wysoko wydajnych technologii.

Taryfowanie w elektroenergetyce
rozwiązania taryfowe – podobne jak w pozostałych
sektorach na podstawie decyzji Prezesa URE taryfikacja nie
dotyczy dzisiaj:
• wytwórców energii elektrycznej
• spółek obrotu w zakresie sprzedaży energii odbiorcom poza
gospodarstwami domowymi

Taryfa za usługi przesyłowe
Stawka opłat za przesyłanie energii elektrycznej – stawka
sieciowa:
1/12SsvP + SzvE [PLN/m-c]
gdzie
Ssv – składnik stały stawki sieciowej [PLN/MW/a];
Ssv = 100976.42 PLN/MW/a za energię dostarczoną do sieci
dystrybucyjnych
Ssv = 51968.92 PLN/MW/a za energię dostarczoną do
odbiorcy końcowego zasilanego bezpośrednio
P – moc umowna [MW]
Szv – składnik zmienny stawki sieciowej [PLN/MWh], Szv
= 4.06 PLN/MWh
E – ilość energii dostarczona odpowiednio do sieci
dystrybucyjnych lub bezpośrednio do odbiorców końcowych
[MWh]

Stawka opłat za korzystanie z krajowego systemu
przesyłowego – stawka jakościowa
kSosjE
gdzie
k – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów
systemowych; k =
1,00783 (ale dla odbiorców specjalnych k = 0,1)
Sosj – stawka jakościowa [PLN/MWh]; Sosj = 7.63
PLN/MWh
E – ilość energii dostarczona odpowiednio do sieci
dystrybucyjnych lub bezpośrednio przez wytwórców do
odbiorców końcowych [MWh]
Stawka jakościowa jest płacona zarówno przez odbiorcę
pobierającego energię z
(przyłączonego do) sieci przesyłowej jaki i przez
producentów energii, jeśli są przyłączeni
do krajowej sieci przesyłowej i jednocześnie zasilają jakiś
odbiorców przyłączonych do nich
bezpośrednio (ostatecznie obciążani są tą opłatą odbiorcy
przyłączeni bezpośrednio do wytwórców)
Odbiorca specjalny – odbiorca, który w roku n-2 zużył na
własne potrzeby co najmniej 400GWh energii przy średnim
poborze co najmniej 50% mocy umownej i dla którego koszt
energii elektrycznej przy współczynniku k=1 stanowi co
najmniej 15% jego kosztów produkcji (działalności).

Stawka opłat za prowadzenie rozliczeń dla zgłaszających
umowy sprzedaży energii elektrycznej – stawka
rozliczeniowa płacona przez wytwórcę lub odbiorcę lub
spółkęobrotu
SprEsn
gdzie
Spr – stawka rozliczeniowa [PLN/MWh]; Spr = 0.23
PLN/MWh
Esn – ilość energii według grafików zgłoszonych do
realizacji do OSP [MWh]
Opłaty rynkowe (za transgraniczną wymianę energii z
krajami spoza obszaru UE) płacone
przez odbiorcę lub spółkę obrotu
SrEwp
Sr – stawka rynkowa [PLN/MWh]; Sr = 3.59 zł/MWh
Ewp – ilość energii wymieniona z krajami spoza UE [MWh]
Opłaty przejściowe wynikające z likwidacji kontraktów
długoterminowych (płatności wyznaczane wg złożonych
formuł, opłacane przez spółki dystrybucyjne jako funkcja
liczby odbiorców końcowych w ich różnych grupach, w
zależności od ich rocznego zużycia energii)
Opłata abonamentowa 5504 PLN/m-c za każdy punkt
przyłączenia do sieci Przesyłowych

Stawka opłat przyłączeniowych wynika z rzeczywistych
nakładów inwestycyjnych związanych z przyłączeniem do
sieci przesyłowej. W przypadku odbiorcy energii jest
ustalana w wysokości 25% tych nakładów.

Wytwórcy energii pokrywają pełny koszt przyłączenia.
Zatem koszt przyłączenia zależy od miejsca położenia
odbiorcy lub wytwórcy. W przypadku podłączenia wytwórcy
– koszt rozdzielni i dodatkowych linii.

Mechanizmy wsparcia
• Ułatwienie sfinansowania realizacji inwestycji
– Obniżenie ponoszonych przez inwestora nakładów
inwestycyjnych
• Subwencje i dotacje
– Niższe oprocentowanie pożyczek lub kredytów
– Ułatwienia w przyznaniu pożyczek lub kredytów np.:
• gwarancje kredytowe
• Obniżenie kosztów działalności
– Okresowe zwolnienie z podatku dochodowego CIT (np.
strefy ekonomiczne)
– Zwolnienie z podatków lokalnych
– Zwolnienie z akcyzy
• Zapewnienie dodatkowych przychodów
– Przychody ze świadectw pochodzenia wytworzonego
nośnika energii
– Zapewnienie sprzedaży produktu – obowiązek zakupu
nałożony na podmioty zajmujące się obrotem lub
dystrybucją
– Zapewnienie minimalnej ceny sprzedaży
• Inne

• Subwencja – nieodpłatna i bezzwrotna pomoc finansowa,
udzielana przez państwo w celu wsparcia działalności
określonych podmiotów, w zakresie ich zadań własnych.
– Subwencja może być udzielana przedsiębiorstwom,
samorządom, organizacjom społecznym, osobom fizycznym
– Jeśli subwencja jest zapisana w budżecie i przeznaczona
dla określonego beneficjenta to musi mu być przekazana
(beneficjent może mieć roszczenie prawne).
– O wykorzystaniu subwencji decyduje beneficjent –
subwencje są przeznaczone na finansowanie zadań
własnych.
• Dotacja – bezzwrotna pomoc finansowa udzielana przez
państwo (lub Unię Europejską) wybranym podmiotom w
celu realizacji przez nie określonych zleconych
im zadań (istotnych dla dawcy).
– Dotacja może być udzielana przedsiębiorstwom,
samorządom lub organizacjom.
– Działanie zlecone w związku z udzieleniem dotacji jest
uzgodnione w umowie i nie można zmieniać przeznaczenia
uzyskanych środków na inny niż uzgodniony cel.
– Dotacje służą np. do sfinansowania części projektów.
– Zwrotowi podlegają nie wykorzystane środki lub środki
wykorzystane w sposób niezgodny z umową.

• Pożyczka – polega na udostępnieniu przez pożyczkodawcę
(osobę fizyczna lub prawną) określonej kwoty środków
pieniężnych lub określonych przedmiotów do
dyspozycji pożyczkobiorcy
– Pożyczka może być udzielona na czas oznaczony lub
nieoznaczony.
– Pożyczka może być udzielona bez określenia celu, na które
mają być przeznaczone udostępnione środki.
– Pożyczka może być udzielona bez odsetek. Użyczenie –
bezpłatne użyczenie rzeczy.
(Dzierżawa lub najem – odpłatne pożyczenie rzeczy)
• Kredyt bankowy – polega na użyczeniu środków
pieniężnych na określony cel i na określony czas, za
wynagrodzeniem w postaci prowizji i odsetek
– Umowa kredytu jest zawierana w formie pisemnej.
Umowa określa m.in. kwotę i walutę kredytu, cel kredytu,
warunki uruchomienia, zasady i termin spłaty kredytu,
wysokość prowizji i odsetek, sposób zabezpieczenia kredytu.
– Kredyty krótkoterminowe (do 1 roku), średnioterminowe
(od 1 roku do 3 lat) i długoterminowe (powyżej 3 lat);
– Kredyt inwestycyjny to kredyt na finansowanie inwestycji
materialnych (zakup środków trwałych, budowa,
modernizacja obiektów, etc.), inwestycji niematerialnych
(zakup papierów wartościowych) lub inwestycji
finansowych (akcji, udziałów).
– Kredyt inwestycyjny może być udzielany na finansowanie
określonej transakcji bądź w formie linii kredytowej.

• Akcyza – podatek pośredni nakładany m.in. na paliwa i
inne nośniki energii
– Stawki podatku akcyzowego są w Unii Europejskiej
ustalane przez poszczególne państwa, nie mogą być niższe
od stawek określonych w dyrektywach.
– Akcyza za energię uiszczana jest jednokrotnie, a następnie
traktowana jest jako koszt wliczany do ceny zbycia, który
finalnie ponoszony jest przez końcowego użytkownika
energii.
– Akcyza zapewnia istotne dochody budżetu.

Przedsiębiorstwo sprzedające energię odbiorcom końcowym
jest zobowiązane uzyskać i przedstawić do umorzenia
świadectwa pochodzenia energii.

Zielone certyfikaty – świadectwa pochodzenia energii
elektrycznej ze źródeł odnawialnych
• opłata zastępcza:
– 267,95 PLN/MWh w 2010 (obecnie cena energii
elektrycznej wynosi 170÷180 PLN/MWh),
and
• Wymagane: było 8,7% w 2009 r., 10,4% w 2010-2012 r., i
potem wzrost o 0,5% rocznie do 12,9%
w 2017 r. (poz.969, Dz.U.156/2008)
• Czerwone certyfikaty – świadectwa pochodzenia energii
elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji;
obowiązuje do 31 marca 2013 r.
• Opłata zastępcza w 2009 r. wynosiła 23,32 PLN/MWh
(formalnie: 15-40% ceny energii)
• Od 2010 r. elektrociepłownie opalane biomasą mogą
uzyskiwać zarówno czerwone, jak i zielone
certyfikat
• Czerwone certyfikaty nie są narzędziem, które efektywnie
wspierałoby rozwój kogeneracji i
przebudowę kotłowni na elektrociepłownie
• 21,3% w 2010; 22,2% w 2011; 23,2% w 2012
• żółte certyfikaty – świadectwa pochodzenia energii
elektrycznej z wysokosprawnych źródeł
kogeneracyjnych opalanych gazem lub innych o mocy do 1
MWe; obowiązują do 2012 r. W 2009 r.
opłata zastępcza wynosiła 128 zł/MWh
• 3,1% w 2010; 3,3% w 2011; 3,5% w 2012
• Fioletowe certyfikaty – świadectwa pochodzenia energii
elektrycznej z wysokosprawnych źródeł
kogeneracyjnych zasilanych biogazem lub gazem z
odmetanowania kopalń
• Białe certyfikaty – świadectwa redukcji zużycia energii
elektrycznej
Nieobowiązujące:
• Pomarańczowe certyfikaty – świadectwa pochodzenia
energii elektrycznej ze źródeł wyposażonych w
instalacje CCS
• Błękitne certyfikaty – świadectwa pochodzenia energii
elektrycznej z nowych źródeł o wysokiej
Sprawności

• Sprawność Kogeneracji:
• Kogeneracja wysokosprawna wg Dyrektywy 2004/8/WE z
11 lutego
2004 r.:
– 80% - w przypadku turbozespołów upustowo-
kondensacyjnych oraz układów gazowo-parowych z
odzyskiem ciepła
– 75% - w przypadku turbozespołów przeciwprężnych i
układów gazowych z odzyskiem ciepła
– lub o niższej sprawności w przypadku udokumentowania
oszczędności energii chemicznej paliwa na poziomie co
najmniej 10% w porównaniu do generacji rozdzielonej o
sprawnościach referencyjnych
– lub jakiejkolwiek oszczędności w przypadku małych
układów o mocach do 1 MW

Pośrednie mechanizmy wsparcia
– negatywny wpływ na konkurencyjność technologii
alternatywnych
• Uwarunkowania środowiskowe realizacji inwestycji
alternatywnych
– Ograniczenia w dostępie do wody chłodzącej
– Ograniczenia krajobrazowe, w tym:
• Ograniczenia wielkości obiektów
– Inne
• Wpływ na koszty działalności technologii alternatywnych
– Koszty uprawnień do emisji CO2
– Regulacje cen surowców i materiałów
• Inne
Wydatki
zapłacone zobowiązania z tytułu kosztów:
•operacyjnych Kop bez amortyzacji
–wynagrodzeń z odpisami obowiązkowymi
–paliw i energii
–zakupu mediów pomocniczych (np.woda)
–odprowadzenia odpadów (i emisji zan.)
–materiałów i części zamiennych
–usług obcych (w tym remontowych)
–podatków i opłat lokalnych
–i t.d,
amortyzacja nie jest wydatkiem A
•finansowych Kfin
•zmiany kapitału pracującego -_WC

•zapłacony podatek dochodowy T:
19%*(przychody – koszty)
•spłata rat kapitałowych zaciągniętych
pożyczek i kredytów R
•wykup własnych obligacji Ro
zapłacone zobowiązania z tytułu nakładów
inwestycyjnych (i modernizacyjnych) I
wypłata dywidendy z zysku D

wpływy
zapłacone należności z tytułu sprzedaży
produktów i usług (opłacone przychody)
Pop

uzyskane przychody finansowe Pfin
•zaciągnięte kredyty i pożyczki C
•wyemitowane obligacje Co
wyemitowane akcje własne S


Przy przyjętych oznaczeniach,
zmiana stanu gotówki w badanym i-tym okresie wynosi:
CFi = Pop i + Pfin i + Ci + Co i + Si – (Kop i – Ai) – Kfin i
– Ti – Ii – Ri – Ro i – Di – ∆WC
Z perspektywy inwestora dywidenda jest traktowana jako
wydatek jeśli jest wypłacana dla innych inwestorów.
Przy ocenie rentowności przedsięwzięcia z perspektywy
instytucji finansującej, często bierze się pod uwagę
uproszczone oszacowanie zmian stanu gotówki:
CFi = Pop i – (Kop i – Ai) –Ii – ∆WC
pomija się zatem koszty i przychody finansowe oraz podatek
dochodowy, bada się przypadek tak, jakby inwestycja była
realizowana ze środków własnych i
pomija się ewentualnie wypłacane dywidendy.

Wartości przepływów pieniężnych mogą być wyrażane w
wartościach
• nominalnych t.j. rzeczywistych w danym i-tym okresie,
wynikających z aktualnych w tym czasie cen i kosztów lub
• realnych t.j. takich, które byłyby właściwe dla i-tego
okresu jeśli nie byłoby inflacji

Wartość pieniądza w czasie zmienia się i może być
reprezentowana stopą dyskonta ρ, która odpowiada średnio
ważonemu kosztowi pieniądza niezbędnego do
sfinansowania realizowanej inwestycji. Stopa dyskonta ρ
odnosi się do stopy kredytu średnio i długoterminowego, ale
ujmuje również pewną miarę ryzyka związanego z
rozważaną działalnością gospodarczą.
Wartość bieżącą przepływu gotówki w roku i-tym ustala się
jako:

gdzie ρ jest nominalną wartością stopy dyskonta
(uwzględniającą inflację)

Metody oceny opłacalności dzieli się na:
• statyczne (proste), np.:
– prosty czas zwrotu
– prosta stopa zwrotu
• dynamiczne (dyskontowe) – t.j. takie, w których
czynnikiem oceny jest takze czas, np.:
– zdyskontowany czas zwrotu
– wartość bieżąca netto
– wewnętrzna stopa zwrotu
– wskaźnik rentowności

Prosty czas zwrotu – różne definicje:
1) SPBT = I/CFi

(+)

śr

gdzie CFi

(+)

śr to średnie dodatnie przepływy finansowe

uzyskiwane po zakończeniu inwestycji t.j. w okresie
eksploatacji
2) najmniejsze z n dla którego:

Księgowa stopa zwrotu

prosta stopa zwrotu nakładów inwestycyjnych

prosta stopa zwrotu z kapitału własnego

zdyskontowany czas zwrotu
pierwszy rok, w którym zdyskontowana suma przepływów
gotówki ma wartość
dodatnią:

wartość bieżąca netto:

gdzie:

n – czas życia inwestycji,
X – wartość likwidacyjna Ln lub wartość rezydualna RVn po
okresie prognozy wartość likwidacyjna L – wartość, za którą
spodziewamy się zbyć przedsięwzięcie po okresie n-lat
prognozy wartość rezydualna – obliczana np. na bazie CFn
(z ostatniego roku prognozy), z założeniem, że ta wartość
przepływu będzie uzyskiwana w nieskończoność

wskaźnik wartość bieżącej netto:

gdzie:
PVI – wartość bieżąca nakładów inwestycyjnych

wewnętrzna stopa zwrotu IRR to taka stopa wartość, dla
której:

gdzie:
n – czas życia inwestycji,
X – wartość likwidacyjna Ln lub wartość rezydualna RVn po
okresie prognozy
Jeśli:

i

to

wskaźnik rentowności PI:

gdzie:
CF+ – dodatnie przepływy finansowe z okresu eksploatacji,
CF- – ujemne przepływy finansowe z okresu inwestycji

W przedstawionych wskaźnikach rentowności
nie rozważano przypadków gdy:
po pewnym okresie eksploatacji przepływy gotówki stają się
ponownie ujemne – bądź ze względu na spadek przychodów
ze sprzedaży, wzrost kosztów lub konieczność poniesienia
nakładów na inwestycje odtworzeniowe. W takim przypadku
wartość NPV nadal poprawnie opisuje rentowność projektu,
lecz pozostałe wskaźniki mogą sugerować błędną
interpretację.

Porównując dwa projekty inwestycyjne należy
brać pod uwagę:
– długość okresu prognozy, i w przypadku instalacji o
różnej Żywotności należy uwzględniać zróżnicowanie
nakładów odtworzeniowych i wartości likwidacyjnej.
– zróżnicowanie nakładów inwestycyjnych.
Dobrą metodą jest porównanie projektów za pomocą ich
NPVR.
Nie należy używać do porównań np. wskaźników
PBT czy IRR.

wybrane pojęcia
• moc znamionowa (generatora, linii przesyłowej,
transformatora, odbiornika, …) Pzn – moc na jaką dane
urządzenie zostało zbudowane i którą może zostać trawle
obciążone bez szczególnego ryzyka jego uszkodzenia
• moc zainstalowana Pinst– moc znamionowa lub w
przypadku grupy urządzeń spełniających w danym układzie
tą samą funkcję: suma ich mocy znamionowych
• obciążenie szczytowe Pszcz – maksymalna moc oddawana,
przesyłana lub pobierana przez dane urządzenie (zwykle
mniejsza lub równa mocy znamionowej)

• współczynnik obciążenia ko = Pszcz/Pzn
• współczynnik równoczesności kr = Pszcz gr / Σ Psz j ,
gdzie:
Pszcz gr – moc szczytowa grupy urządzeń
Σ Psz j – suma mocy szczytowych wszystkich urządzeń w
grupie

• Współczynnik zapotrzebowania kz = Pszcz gr / Σ Pinst j
• Przykładowe wartości współczynników zapotrzebowania
przemysł petrochemiczny 0,34÷0,37
przemysł azotowy 0,50÷0,65
zakłady mechaniczne 0,22÷0,31
cementownie 0,62÷0,68
• moc osiągalna Pos – moc jaką można rzeczywiście uzyskać
na zaciskach źródła energii (generatora) lub odebrać z
elektrowni; dla elektrociepłowni – maksymalna moc
elektryczna, którą można uzyskać np. przy odpowiednio
dobranym obciążeniu ciepłowniczym
• moc uwięziona Pu – różnica pomiędzy mocą zainstalowaną
i mocą osiągalną: Pu = Pinst – Pos
• moc dyspozycyjna Pd – moc osiągalna w chwili bieżącej;
może być mniejsza od mocy osiągalnej ze względu na
remonty planowe lub poawaryjne, ograniczenia
hydrologiczne (ograniczenia możliwości
chłodzenia skraplacza), okresowe ograniczenia możliwości
wyprowadzenia mocy, inne czynniki okresowe, a w
elektrociepłowniach również ze względu na bieżące
zapotrzebowanie na ciepło sieciowe
• moc rezerwowa Pr – różnica pomiędzy mocą osiągalną i
dyspozycyjną: Pr = Pos – Pd
• rezerwa remontowa – tymczasowa utrata mocy osiągalnej
wynikająca z pozostawania jednostek wytwórczych w
remoncie planowanym lub poawaryjnym
• rezerwa ruchowa – zapas mocy jednostek wytwórczych,
które można wykorzystać do pokrycia bieżącej zmiany
obciążenia: różnica pomiędzy aktualna mocą dyspozycyjną i
aktualnym obciążeniem
• rezerwa gorąca – zapas mocy dyspozycyjnej jednostek
wytwórczych pozostających w ruchu (wynikający z
chwilowego niedociążenia kotłów i turbozespołów)
• rezerwa szybka – zapas mocy dyspozycyjnej jednostek
odstawionych z ruchu, które można jednak uruchomić w
ciągu 30-60 minut
• rezerwa zimna – zapas mocy dyspozycyjnej jednostek
odstawionych z ruchu, które można jednak uruchomić w
czasie dłuższym niż 60 minut
• stopień rezerwy: ros = Pos/Pszcz
wymagana wartość ros zależy od liczby współpracujących
źródeł energii i ich pewności ruchowej; przy dużej liczbie
źródeł ros może być ograniczone do 1,15÷1,25
• moc brutto
• moc netto
• moc chwilowa Pτ
• moc średnia 15-to minutowa: E15/0,25h, gdzie E15 pobór
energii w ciągu 15 minut
• moc średnia (obciążenie średnie) Pśr=E/τ (wymaga
określenia okresu, dla którego średnia ta jest wyznaczana)
• średni stopień obciążenia: m = Pśr / Pszcz
• chwilowy stopień obciążenia mτ = Pτ / Pszcz
• moc zamówiona
• moc gwarantowana
• czas użytkowania mocy: E/P
• remonty i przeglądy planowane – planowane i wcześniej
przygotowywane procesy naprawczo-modernizacyjne,
związane z odstawieniem urządzenia z ruchu, wykonywane
w celu ustalenia stanu technicznego urządzenia, poprawy
jego niezawodności i/lub poprawy innych parametrów jego
pracy (sprawności, mocy osiągalnej, bezpieczeństwa, …);
• remonty poawaryjne – procesy naprawcze wykonywane w
związku z nie przewidzianym, a zatem nie planowanym
uszkodzeniem urządzenia (awarią) w celu przywrócenia jego
zdolnościeksploatacyjnych;
• współczynnik niezawodności βn:
– stosunek czasu pracy lub pozostawania w gotowości do
pracy do różnicy rozważanego okresu i czas realizacji
remontów planowych; – stosunek
czasu pracy lub pozostawania w gotowości do pracy do
sumy czasu pracy lub pozostawania w gotowości do pracy i
napraw poawaryjnych
• współczynnik awaryjności γa = 1 – βn
• współczynnik dyspozycyjności βd:
– stosunek czasu pracy lub pozostawania w gotowości do
pracy do rozważanego okresu
• współczynnik potrzeb własnych: Pwł / Pbrutto Ewł /
Ebrutto


• współczynnik skojarzenia – stosunek ilości ciepła
wytworzonego w
skojarzeniu z produkcją energii elektrycznej do łącznej ilości
wytworzonego ciepła: QEC/Q
• wskaźnik skojarzenia – stosunek ilości energii elektrycznej
do ciepła
wytworzonych w skojarzeniu: Eel EC/QEC

1. Zarządzanie energią
Propozycja rozumienia tego terminu

Zarządzanie energią to planowanie, wdrożenie i stosowanie
metod
technicznych, organizacyjnych i handlowych mających na
celu minimalizację
kosztu energii dostarczanej do budynku i/lub poprawę
komfortu użytkowania
budynku.
2. Cele użytkowania energii w budynkach
• ogrzewanie i klimatyzacja pomieszczeń (70% ÷ →50%)
• przygotowanie ciepłej wody sanitarnej (15÷10% →20%)
• przygotowanie posiłków (<10% →12÷13%)
• oświetlenie
• chłodzenie żywności
• zasilanie urządzeń audio-wizualnych i komputerów
• zasilanie napędów w drobnym sprzęcie gospodarstwa
domowego
• zasilanie systemów ochrony budynków
• zasilanie wind
• zasilanie innych urządzeń stanowiących wyposażenie
budynków usługowych lub
Przemysłowych

2. Cele użytkowania energii w budynkach
Gospodarstwo domowe - przykład
• Gdy energia elektryczna
wykorzystywana jest do
zaspokojenia wszystkich
funkcji bytowych.
• Gdy energia elektryczna
wykorzystywana jest do
zaspokojenia wszystkich
funkcji bytowych z wyjątkiem
ogrzewania, klimatyzacji,
przygotowania c.w.u. i
przygotowania posiłków.

2. Cele użytkowania energii w budynkach
Ogrzewanie pomieszczeń
Wielkość i struktura zużycia ciepła na
wentylację i strat ciepła przez powierzchnie
zewnętrzne zależy od:
•izolacyjności przegród zewnętrznych,
•wielkości i kształtu budynku,
•usytuowanie względem stron świata,
•usytuowania w terenie
•stosowania rekuperacji ciepła,
•lokalnych warunków klimatycznych
•praktyki użytkowania budynku.
Zapotrzebowanie ciepła może być
redukowane do 0,36÷0,44 GJ/m2/a w
nowoczesnych budynkach i sięgać około
1,2GJ/m2/a w starszych konstrukcjach.
Zapotrzebowanie ciepła na wentylację może
przekraczać 60% całego zużycia w
budynkach o dobrej izolacyjności ale nie
wyposażonych w systemy rekuperacji lub
stanowić około 30% w budynkach o
„klasycznych” rozwiązaniach.
straty konwekcyjne ciepła przez przegrody zewnętrzne
i wymiana ciepła przez promieniowanie:
(„przez kopertę”:)
dach, ściany, dolną posadzkę, okna, drzwi
zużycie ciepła na
wentylację

Dominujący wpływ na bieżące zapotrzebowanie ciepło ma
temperatura
zewnętrzna powietrza (choć nie jest to jedyny czynnik
klimatyczny
wpływający na potrzeby grzewcze w budynku)

2. Ogrzewanie pomieszczeń
Wykorzystanie mocy zainstalowanej/zamówionej
• Rzeczywisty pobór energii E [GJ/a] do ogrzewania
pomieszczeń
zależy od:
– szczytowego zapotrzebowania mocy [kW]
– lokalnych warunków klimatycznych
– praktyki ogrzewania pomieszczeń, a to zależy od:
• łatwości użytkowania systemu ogrzewania,
• możliwości sterowania pracą indywidualnej instalacji
grzewczej,
• zasad rozliczeń i wysokości ponoszonych kosztów.
• Czas użytkowania mocy zainstalowanej/zamówionej do
ogrzewania
pomieszczeń w budynkach mieszkalnych wynosi zwykle
około
2200÷2400 h/a, ale w pewnych warunkach jest ograniczany
do ok.
1500 h/a lub osiąga 2700 h/a
2. Zapotrzebowanie na ciepłą wodę użytkową
Zużycie energii na potrzeby c.w.u.
Wyposażenie mieszkania l/os./d m3/os./m-c

Wodociąg, ubikacja, łazienka, dostawa ciepłej wody do
mieszkania (z elektrociepłowni, kotłowni osiedlowej lub
blokowej) 140-160* 4,2-5,4*
Wodociąg, ubikacja, łazienka, lokalne źródło ciepłej wody

(piecyk węglowy, gazowy - gaz z butli, elektryczny, bojler)
80-100* 2,4-3,0*
Wodociąg, zlew kuchenny, wc, brak łazienki i ciepłej wody
70-80* 2,1-2,7*
Wodociąg, ubikacja bez łazienki 50-60* 1,5-1,8*
Wodociąg bez ubikacji i łazienki (brak kanalizacji), pobór
wody ze zdroju podwórzowego lub ulicznego30 0,9


• Podawane są różne wartości rzeczywistego średniego
zużycia c.w.u. Zależy ono od
wyposażenia mieszkań i łazienek, ale także od praktyki ich
użytkowania.
– około 140-160 litrów osobę/dzień, to znaczy 4,2 - 5,4 m3
osobę/miesiąc, wody o
temperaturze 40°C;
– w budynkach z wannami 80 l/d/os, z natryskami 70 l/d/os
[Mańkowski]
– w budynkach z wannami 60-80 l/d w dużych miastach, 40-
60 l/d w małych miastach
[Recknagel]
• Zużycie energii w ciepłej wodzie może być szacowane na:
– od 2,1 GJ/os./a do 7,3 GJ/os./a

2. Zapotrzebowanie na ciepłą wodę użytkową
Średnie zapotrzebowanie mocy do ogrzewania c.w.u. w
budynku
mieszkalnym wynosi w Polsce zwykle od 5 do 10%
szczytowego
zapotrzebowania mocy do ogrzewania budynku.
Szczytowe zapotrzebowanie mocy do ogrzewania c.w.u. w
budynku
mieszkalnym w relacji do mocy do ogrzewania pomieszczeń
zależy od
wielu czynników:
-stosowania lub braku układu do akumulacji c.w.u.
-liczby i wielkości mieszkań/budynków i liczby
zamieszkujących je osób
-standardu wyposażenia budynku w instalacje sanitarne
-praktyki użytkowania, związanej ze sposobem rozliczeń i
kosztami c.w.u.
W typowym domu jednorodzinnym, w przypadku nie
stosowania akumulacji, Qcw
stanowi około 25-35% Qco.

2. Przygotowanie posiłków
• Szacuje się, że do przygotowywanych posiłków w
gospodarstwach
domowych w Polsce doprowadza się energię w ilości około
0,8÷1,0GJ/os/a
• Zużycie nośników energii doprowadzanych do urządzeń
kuchennych zależy
od rodzaju energii (energia elektryczna, gaz sieciowy,
węgiel, drewno) i
rodzaju urządzeń i praktyk użytkowania i jest szacowane np.
na:
– 35÷45 m3 gazu ziemnego (na 1 osobę rocznie) w
przypadku stosowania
wyłącznie kuchni gazowych,
– 250÷280 kWh (na 1 osobę rocznie) w przypadku
stosowania kuchni i czajników
elektrycznych.
• Suma mocy użytkowanych w gospodarstwie domowym
urządzeń
kuchennych wynosi zwykle od 5 kW do 10 kW

2. Użytkowanie energii elektrycznej w budynkach do
pozostałych
celów
• Około 30% tej „pozostałej” energii jest zużywane
na oświetlenie.
• Istotnymi są pobory energii do zasilania:
– urządzeń chłodniczych,
– zmywarek (jeśli są),
– pralek i suszarek.

3. Zarządzanie energią w budynku inteligentnym
Dostosowanie zasilania odbiorników energii
(funkcjonowania budynku) do
potrzeb użytkowników budynku
– sterowanie ogrzewaniem, wentylacją i klimatyzacją,
również:
• systemy pogodowe (zamykanie okien lub rolet)
• sterowanie ogrzewaniem w oparciu o krzywa grzewczą i
pomiar temperatury zewnętrznej,
• indywidualne sterowanie ogrzewaniem i wentylacja w
poszczególnych pomieszczeniach
– sterowanie oświetleniem, również w oparciu o pomiar
natężenia światła
– zabezpieczenie pewności zasilania sprzętu komputerowego
i sieci LAN (zasilacze
UPS i agregaty prądotwórcze)
– zabezpieczenie zasilania oświetlenia awaryjnego,
systemów p.poż.,
klimatyzacji/wentylacji określonych stref budynku

Potrzeby energetyczne:
- gospodarstwo domowe – oświetlenie, ogrzewanie
pomieszczeń, c.w.u., chłód, napęd drobnych urządzeń
g.d., przygotowanie posiłków, zasilanie odbiorników
rtv, komputerów,
- przemysł – napęd maszyn, ciepło technologiczne,
oświetlenie,

ogrzewanie

pomieszczeń,

c.w.u.,

przetwarzanie informacji, transport,
- usługi – oświetlenie, ogrzewanie pomeszczeń,
transport, c.w.u., przetwarzanie informacji, napęd
drobnych urządzeń
Nośniki energii:
- użytkowe n.e. ( dostarczane w miejsce, gdzie ma
zaspokoić potrzebę) – energia elektryczna, paliwa
napędowe, opałowe (olej, gaz, węgiel, drewno), ciepłą
woda, para, ciepłe( gorące) gazy,
- użyteczne n.e. (ulegają przetwarzaniu na nośniki
użytkowe),
- pierwotne nośniki ( źródła) energii ( przetwarza się
je na użyteczne) – wyczerpywalne – węgiel kamienny,
brunatny, torf, łupki bitumiczne, ropa naftowa, energia
jądrowa, -odnawialne - wiatr, woda, słońce, biomasa,
ź

ródła geotermalne.

Przetwarzanie:
- konwersja ( zmieniająca postać, parametry)
Wszystkie procesy przetwarzania wiążą się ze stratami
energii ( magazynowania, transportu, przetwarzania).
Pojawiają się odpadowe strumienie energii (np. woda w
kondensatorze). Występują także straty masy.
Końcowe użytkowanie energii – finalne, z tego
użytkowania nie ma już nośników.
Bilans energetyczny kraju - wydobycie, pozyskanie
ze źródeł odnawialnych, import, eksport.
Bilans energetyczny przedsiębiorstwa – zakup
(przetwarzanie, produkcja), sprzedaż, zużycie.
Energia

pierwotna

---

przetwarzanie,

transport

(przesył), magazynowanie, rozdział (dystrybucja), obrót
--- energia bezpośrednia (końcowa)
Tona paliwa umownego tpu - 1tpu=1Gcal= 29,3 GJ
Rezerwy – zasoby nadające się do ekonomicznej
eksploatacji. R. Zmieniają się bo zmianom ulegają
również ceny oraz technologie wydobycia

Polska

Ś

wiat

Reze
rwy

Zas
oby

Reze
rwy

Zas
oby

Węgi
el
kami
enny

mld
tpu

-

-

481

772
8

mld t

14,6

149

-

-

EJ
(10

18

J

)

350

355
0

1410
0

226
490

Węgi
el
brun
atny

mld
tpu

-

-

144

239
4

mld t

2

19

-

-

EJ
(10

18

)

15

150

4220

701
60

Ropa
nafto
wa

mld
tpu

0,005

-

110

300

EJ
(10

18

)

0,2

-

4650

126
90

Gaz
ziem
ny

mld
tpu

180

-

9100
0

235
000

EJ
(10

18

)

5

-

3050

788
0

Ener
gia
wodn
a

mld
tpu

1,2

-

-

-

EJ
(10

18

)

1,2

-

-

-

Uran

EJ
(10

18

)

-

-

-

885
0

Polska:
- pozyskanie 3,3EJ, - import 1,2EJ, - eksport 0,5EJ, -
zmiana zapasów 0,05EJ , - zużycie globalne 3,9EJ
Struktura zapotrzebowania na energię pierwotna w
Polsce
Rok 2005 – zapotrzebowanie na e.pierwotną 134 mln
tpu
Struktura pozyskania e. pierwotnej:
- węgiel kamienny 48,5%, - w. brunatny 13,6%, - ropa
naftowa 19,7%, - gaz ziemny 13% (wysokometanowy
10,8%, zaazotowany 2,3%), - paliwo jądrowe 0%, -
pozostałe 5,2%. Stosunek zużycia e. bezpośredniej do
pierwotnej 0,7.
Struktura bilansu e. pierwotnej (zużycie):
- węgiel kamienny 80,4 mln t, - w. brunatny 61,6 mln t -
ropa

naftowa

18,2

mln

t,

-

gaz

ziemny

wysokometanowy 11,9 mld m

3

w.n., zaazotowany 3,5

mld m

3

w.n.

Struktura zapotrzebowania na e. końcową 2005 rok:
Struktura pozyskania energii bezpośredniej:
- paliwa stałe 19,7%, - ciekłe 24,8%, - gazowe 22,1%, -
energia elektryczna 16,2%, - ciepło grzewcze 14,3%
W Polsce zużycie energii na głowę mieszkańca jest
wciąż bardzo niskie w stosunku do reszty Unii
Europejskiej (połowa zużycia). Istotnie wzrosło zużycie
od lat 90 gazu ziemnego (komfort użytkowania,
bezobsługowość).
Struktura zapotrzebowania energii bezpośredniej:
- przemysł 41,1%, 1,1EJ, - budownictwo 2,7%, 0,05EJ,
- rolnictwo 3,2%, 0,2 EJ, - transport 6,6%, 0,5EJ, -
sektor bytowo-komunalny 43,1%, 0,8 EJ.
Zużycie energii elektrycznej w Polsce 16,2%.
Emisja CO

2

:

- węgiel kamienny 25,8 [kgCO

2

/GJ], - brunatny 27,6 , -

torf 28, 9 , - ropa naftowa 20
W gospodarstwach domowych zużywamy głównie
węgiel i brykiety , gaz oraz ciepło grzewcze:
surowiec, przemysł gospodarstwo domowe, transport

- węgiel, koks brykiety 17,1%, 27,8%, 0,4%, - torf i
drewno 0,2%, 12,9%, 0%, - paliwa ciekłe 7,9%, 2,5%,
79,2%, - paliwa gazowe 28,8%, 20,7%, 15,6%, -
energia elektryczna 23,3%, 11,6%, 4,1%, - ciepło
grzewcze 13,8%, 24,4%, 0,5%
Zużycie węgla kamiennego w wybranych podsektorach:
- przetwórstwo przemysłowe 27,3 %, - wytwarzanie i
zapotrzebowanie w energię elektryczną, gaz i wodę
57,4% w tym wytwarzanie energii elektrycznej 43,3%,
w tym produkcja i dystrybucja ciepła 14%
Wydobycie w Polsce:
- węgiel kamienny 97,9 mln t, - brunatny 61,6 mln t
Energię musimy dostarczać w określonej ilości oraz
czasie, a więc o określonej mocy. Zapotrzebowanie na
nośnik zmienia się w czasie często gwałtownie. Zmiany
mają charakter dobowy a także sezonowy:
Przykład:
Człowiek myjący ręce w 1 umywalce:

Współczynnik niejednoczesności poboru Qmax/Qśr
10 gości myjących ręce w 10 umywalkach:

Wniosek:
Jeżeli mamy obsługiwać większą liczbę odbiorców to
współczynnik niejednoczesności poboru maleje, bo
różne odbiory są przesunięte w czasie. Maleje
maksymalny pobór. Na niejednoczesność poboru
wpływa liczba odbiorców.
Na niejednoczesność poboru wpływ ma:
- do czego jest używana, - w jaki sposób jest
użytkowana, - od liczby punktów, w których odbierana
jest energia, - miksowanie potrzeb, czyli pokrywanie
różnych potrzeb za pomocą tego samego nośnika.
Przykład:
Para grzewcza w szpitalu jest wykorzystywana do:
- ciepła woda, - przygotowanie posiłków, - pralnia ;
Qmax/Qśred = 3

Aby zaspokoić potrzeby trzeba budować instalacje
zdolne to zrobić, Aby zaspokoić potrzeby szczytowe
trzeba wiec budować duże instalacje, które przez
większość czasu nie są wykorzystywane. To wiąże się z
kosztami budowy i utrzymania instalacji. Dlatego w
większości przypadków płaci się dostawcy energii ale
także za gotowość dostarczenia odpowiedniej mocy.
Płacenie za moc zamówioną nie ma sensu, jeśli odbiór
wykazuje się dużą jednoczesnością poboru lub
wszystkie odbiory są bardzo podobne. Kolejną ważna
sprawą jest jakość dostarczanej energii.


W elektroenergetyce wspólczynnik niejednoczesności
poboru jest zdefiniowany Pelmax/Pelmin
Pobory

w

elektroenergetyce

są

ś

rednimi

piętnastominutowymi poborami.

W energetyce działalność dzielimy na:
- dystrybucja – ogranicza się do utrzymania instalacji
zapewniających zaspokojenie potrzeb szczytowych.
Wiąże się to z kosztami, które są mało zależne od ilości
energii.
- obrót energii – sprzedaż energii, handel, odbiorcy są
przywiązani do operatora w zależności od miejsca,
gdzie się znajduje, jest więc taryfowana, a ceny energii
mogą być ustalane na rynku.
Ilustrujemy na wykresie rzeczywisty pobór mocy:


Wykres uporządkowany odpowiada na pytanie: Jaką
moc muszę zapewnić w jakim czasie?
Charakter różnych nośników do różnych celów jest
inny:
- elektroenergetyka

Czas użytkowania mocy

τ

u

=E/P

τ

uzam

=Epobr/Pzam

–

czas

użytkowania

mocy

zamówionej

τ

umax

=Epobr/Pmax

–

czas

użytkowania

mocy

maksymalnej

τ

uzainst(nom)

=Epobr/Pzainst – czas użytkowania mocy

zainstalowanej (nominalnej)
- ciepłownictwo

Qmax=Qcnmax+Qcomax

Część urządzeń jest wykorzystywana tylko przez krótki
okres,

spełniają

rolę

urządzeń

szczytowych

i

rezerwowych.

Elektrownie

podstawowe

pracują

z

czasem

wykorzystania mocy znamionowej powyżej 5500h, czas
powyżej 7000h/a uważa się za bardzo dobry.
Elektrownie szczytowe pracują 1000-1800h/a. W
elektrowniach szczytowych liczy się przede wszystkim
czas uruchamiania, koszty są sprawa wtórną.
Elektrownie wiatrowe pracują w podstawie (czas
użytkowania

2000-2500h/a)

podobnie

jak

elektrociepłownie z turbinami przeciwprężnymi, co
wynika z ograniczeń w sterowaniu mocą elektryczną
oddawaną w takim systemie.

Sposób dostawy nośnika energii ma wpływ na sposób
jego użytkowania.
Przykład: czas użytkowania pieca węglowego jest
zazwyczaj krótszy niż gazowego, co wynika z trudności
obsługowych przy tym pierwszym.
Zużycie ciepła zależy od kultury jego użytkowania,
strefy klimatycznej, sposobu dostawy.
Zużycie ciepłej wody zmalało po wprowadzeniu
liczników w blokach ze 130 l/osobę do 50-60 l/osobę.

Energochłonność skumulowana:

Wskaźnik energochłonności skumulowanej (dla k-
tego nośnika energii zużywanego w związku z
produkcją k-tego produktu):Wkj =Ekj/Pnettoj
Ekj – sumaryczne zużycie k-tego nośnika w całym
ciągu procesów wytwórczych przy produkcji j-tego
wyrobu
Pnettoj – produkcja netto j-tego wyrobu (bez zużycia na
potrzeby własne)
lub (inna interpretacja) Wkj =

∆

Ek/

∆

Pj

∆

Ek – wzrost zużycia k-tego nośnika w gospodarce

kraju

∆

Pj – przyrost produkcji końcowej j-tego wyrobu

Cel

liczenia

wskaźników

energochłonności

skumulowanej:
-

prognozowanie

zmian

zapotrzebowania

na

poszczególne nośniki energii na podstawie zmian
produkcji w poszczególnych gałęziach gospodarki,
- porównanie nakładów energetycznych różnych
technologii i ocena enrgochłonności w tych wariantach,
- ocena możliwości redukcji zużycia energii,
- ocena wpływu substytucji nośników energii i
materiałów na zużycie energii pierwotnej,
- ocena wpływu zmian nośników energii i materiałów
na koszty wytwarzania danego produktu.
Jak liczyć wskaźniki?
- metoda analizy procesów (bootom-up)
- metoda bilansu skumulowanego zużycia energii
(wejście=wyjście):
bilans dla jednostki produktu j:

∑

∑

+

=

+

i

kn

nj

kj

kj

ki

ij

W

f

W

z

W

u

u

ij

– jednostkowe zużycie bezpośrednie i-tego produktu

na produkcje j-tego produktu,
f

nj

– jednostkowa produkcja uboczna n-tego produktu,

przy produkcji produktu j-tego,
W

ki

, W

kj

, W

kn

–wskaźnik zużycia k-tego nośnika energii

na i-ty, j-ty lub n-ty produkt,
z

kj

–bezpośrednie zużycie k-tego nośnika energii przy

produkcji j-tego.
Istotne znaczenie dla energochłonności ma technologia
przy produkcji dóbr, półproduktów i nośników energii.
Znajomość energochłonności jakiegoś produktu, jej
zmiany w zależności od technologii, kraju.
Nakłady energetyczne na budowę elektrowni (1985):
Wytwarzamy

7000GWh

(25200TJ)

energii

elektrycznej. Aby to wytworzyć w elektrowni trzeba
zużyć: - olej opałowy 6900 TJ (

η

=27%), - reaktor PWR

75000TJ, - kolektor słoneczny 727000 TJ, - ogniwa
słoneczne 230000TJ.

Taryfowanie w ciepłownictwie rozp. ministra
gospodarki 9.10.06: przedsiębiorstwo opracowuje taryfę
w sposób zapewniający: pokrycie kosztów
uzasadnionych określonych w art. 45 ustawy z
10.04.1997 oraz eliminowanie subsydiowania skrośnego.
(uśrednianie kosztów tak, żeby jedna grupa odbiorców,
która ma niższe koszty dostarczania nośnika dopłacała do
odbiorców o wyższych kosztach dostarczania nośnika)
Taryfa powinna określać: grupy taryfowe, rodzaje oraz
wysokość cen i stawek opłat, warunki ich stosowania,
bonifikaty za niedotrzymanie parametrów i standardów
jakościowych, opłaty za nielegalny pobór ciepła. Taryfa
zawiera: ceny z zamówioną moc, ceny ciepła, ceny
nośnika ciepła, ceny nośnika ciepła, stawki opłat stałych
za usługi przesyłowe, stawki opłat zmiennych za usługi
przesyłowe. Podział odbiorców na grupy taryfowe zależy
od: rodzaju nośnika i jego parametrów. Źródła ciepła lub
zespołu źródeł zasilających sieć ciepłowniczą, sieci
ciepłowniczej, miejsca dost. ciepła, zakresu usług
przesyłowych, wielkości zamówionej mocy. Taryfa
powinna zawierać: uzasadnione roczne koszty
działalności, uzasadnione roczne koszty modernizacji i
rozwoju, uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego
w działanie.

Taryfowanie w gazownictwie tak jak taryfa ciepł. mie
ma zapisu o zwrocie kapitału, dopuszcza się
uwzględnienie zysku, którego wysokość jest naliczana w
oparciu o planowane inwestycje. Występuje taryfa na
magazynowanie energii.

Taryfowanie w elektroenergetyce grupy: 1.
bezpośrednio do przesyłowej sieci WN 2. do sieci 110kV
3. do sieci rozdzielczej 1-110kV 4. moc przyłączeniowa
> 40kW i napięcie znamionowe < 1kV
5. tak jak 4 tylko moc < 40kW 6. tymczasowe
przyłączenie do sieci. Prezes URE może zwolnić
przedsiębiorstwo z obowiązku przedkładania taryf do
zatwierdzenia, jeśli stwierdzi że działa ono w warunkach
konkurencji.

Podział kosztów wytwarzania różnych nośników
energii z jednego źródła (elektryczności i ciepła w EC)
Metody:

fizyczna (proporcjonalnie do strumienia energii zużytych
do wytworzenia energii elektrycznej i ciepła)

p

pwyl

el

p

skr

i

i

x

i

i

−

=

−

1

c

el

x

x

= −

,

termodynamiczna (w odniesieniu do spadku entalpii w
hipotetycznej elektrowni kondensacyjnej)

p

pwyl

el

p

k

i

i

x

i

i

−

=

−

pwyl

k

c

p

k

i

i

x

i

i

−

=

−

,

pośrednia,
Andrjuszczenki (założenia: koszty elektryczności
wprost proporcjonalne do spadku entalpii

(

)

el

p

wyl

x

a i

i

=

−

, koszty nośnika ciepła

proporcjonalne do spadku entalpii w wymienniku

(

)

c

pwyl

skr

x

b i

i

=

−

)

1

(

)

p

k

p

pwyl

pwyl

skr

p

skr

a

i

i

i

i

i

i

i

i

=

−

−

+

−

−

1

(

)

p

pwyl

pwyl

skr

p

skr

p

skr

b

i

i

i

i

i

i

i

i

=

−

−

+

−

−

,
egzergetyczna (koszty proporcjonalne do spadku
egzergii czynnika w turbinie)

p

pwyl

el

p

e

e

x

e

−

=

pwyl

c

p

e

x

e

=

,

ekonomicznego rozdziału kosztów (A- roczna prod. en.
el. w EC, B – roczna prod. nośników ciepła w EC,

EC

K

- koszty roczne w EC,

EK

K

- koszty

roczne w zastępczej EC kondensacyjnej wytw. en. el. w

ilości A,

KC

K

- jw. nośnik ciepła w ilości W)

EC

EK

A

e

EC

EK

KC

K

K

x

K

K

K

=

=

+

EC

KC

W

c

EC

EK

KC

K

K

x

K

K

K

=

=

+

Regulacje UE dyrektywy mają charakter pomocniczości,
ż

eby weszły w życie muszą być poparte prawem

krajowym. Założenia polityki energetycznej UE:
swoboda gospodarcza, brak dyskryminacji (zakaz
skrośnego subsydiowania, finansowania dystrybucji
kosztem produkcji), zasada równoważnego rozwoju (nie
zapominając o środowisku), bezpieczeństwo
energetyczne (pewność i niezawodność dostaw energii po
akceptowalnej cenie, niezawodność zaplecza
technicznego), spójna polityka wewnętrzna [dwie
dyrektywy dotyczące: rynku gazu i rynku energii
elektrycznej z 2003 roku], określają one: organizację
sektora (rodzaje przedsiębiorstw: przesyłowe,
dystrybucyjne, dostawcy, magazynujące), zasady dostępu
do rynku (prawo wyboru spółki dostarczającej energię,
wolne prawo dostępu do sieci dla każdego dostawcy,
ceny za przesył są regulowane, dystrybutorzy muszą
kupować prąd na pokrycie strat, operator jest
odpowiedzialny za niezawodność, dystrybutor musi
podłączyć odbiorcę, ma prawo odmówić w pewnych
okolicznościach, podmioty prowadzące różne typy
działalności muszą być rozdzielone prawnie)
przedsiębiorstwo pionowo zintegrowane działa w
sferze regulowanej i nieregulowanej przedsiębiorstwo
poziomo zintegrowane działa w sferze energetyczne i
pozaenergetycznej. Te prz. muszą prowadzić oddzielną
rachunkowość oddzielną dla sfery regulowanej i nie. o
połączeniach transgraniczne powinny zapewnić
możliwość importu en. el .na poziomie 10% max zapatrz.
w krajowym systemie.
Są jeszcze dyrektywy: o ograniczeniu emisji
zanieczyszczeń atm., o przydziałach emisji gazów
cieplarnianych, wprowadzająca „zielone certyfikaty”, o
wspieraniu kogeneracji „czerwone certyfikaty” o handlu
emisjami. KASHUE – Krajowy Administrator Systemu
Handlu Uprawnieniami do Emisjami,

Częściowo koszty materiałów materiałów energii
pomocniczych, usługi obce, pozostałe koszty
Koszty zmienne (koszty surowców podstawowych,
paliwa energia itp.,Częściowo: koszty materiałów
materiałów energi pomocniczych, usługi obce
pozostałe koszty.

Oprócz kosztów operacyjnych możemy ponieść koszty
finansowe {np. od zaciągniętych kredytów) Istnieją
jeszcze koszty które nie sa kosztami
koniecznym do uzyskania przychodu. Sa to np. koszty
darowizn. Istota jest, ze do dyspozycji mamy rożne
technologie, bardzo zróżnicowane pod względem
struktury kosztów.
s- wielkość sprzedaży
TC-koszt całkowity (total cost)
TFC - całkowity koszt stały (totka fixed cost)
TVC - całkowity koszt zmienny (totalvariable cost)
AVC -jednostkowy koszt zmienny (avarage variable
cost)
ATC -jednostkowy koszt stały (avarage total cost)
MC - koszt krańcowy (marginal cost)
TR - przychód
TI - dochód
P - cena
BEP - punkt krytyczny
TC=TAC-TVC
AVC=TVC/s
MC=dTC/ds.=dTVC/ds
AVC=const =>MC=AVC=TVC/s
TR=p*s
BEP:TC(s=BEP)=TR(s=BEP), TI(BEP)=TR-TC=0
MC- o ilde zmienia sie kosz
pro**cja=spriedai i - prtzy wzroście produkt? koszty stale
rie rosną propcłcjorahie
Zrodla szczytowe - {elektrownie szczytowo - pompowe,
elektrownie gazowe,
rezerwy elektrowniach cieplnych i wodnych
przepływowych)
Ź

ródła podszczytowe - Elektrownie cieplne o niższej

sprawności
Ź

ródła podstawowe - elektrownie jądrowe,

wysokosprawne El. Węglowe,
elektrownie gazowo parowe, elektrownie wiatrowe, elekt
wodno
przepływowe, elekterocieplownie z turbinami
przeciwpreznymi
Dla obciążeń ciepłowniczych źródła można również
podzielić na podstawowe,
podszczytowe i szczytowe. Źródłami szczytowymi mogą
być np. kotły
o lejowe) drogie w eksploatacji, lae paliwo bez mocy
zamówionej i tania
konserwacja).
Rodzaje działalności przedsiębiorstw energetycznych:
-wydobycie
-wytwarzanie (przetwarzanie)
-przesył (transport)
- magazynowanie -dystrybucja (rozdział)
-obrót
Kopalnie:
-podziemne
-odkrywkowe
-powierzchniowe
-odwierty szybowe(morskie i lądowe)
- zpodzziemna konwersja paliwa (np. lupek bitumicznych
na węglowodory ciekle lub na paliwo gazowe)

węgieł kamienny- kopalnie szybowe, odkrywkowe
brunatny - odkrywkowe, istnieją także odkrywkowe
torf- odkrywkowe
gaz ziemny - szyby
uran – podziemne

Wytwarzanie użytecznego nośnika energii na bazie
nośników pierwotnych lub innych nośników
użytecznych:
-wytwarzanie energii elekt
-wytwarzanie nośników ciepła (gorąca woda lub para)
-rafinacja ropy naft i produkcja benzyny i ropy
-wzbogacanie węgla kamiennego
-produkcja koksu i gazu koksowniczego
zgazowanie węgla i produkcja gazu miejskiego
wzbogacanie uranu
Przesył i transport:
Usługa ograniczona do przeniesienia nośnika energii z
jednego miejsca w inne, zwykle na duże odległości:
-przesył kablowy energii elektr, sieci napowietrzne i
kablowe WN
-ptrzesyl rurociągowy gazu, ropy naft, i paliw płynnych,
gorącej wody (kilkadziesiąt km) i pary(kilka km)
- transport kolejowy lub kołowy paliwa stale i ciekle w
cysternach
Infrastruktura sieciowa - sieci WN i rurociągi nie sa
dublowane(wysokie nakłady inwestycyjne) Siec
funkcjonuje w warunkach charakterystycznych dla
monopolu i może być wykorzystana do ograniczenia
dostępu do odbiorcy łub wytwórcy
Magazynowanie:
-magazynowanie paliw ciekłych - ziomiki paliwowe
-magazynowanie gazu- magazyny strategiczne
(podziemne) i operacyjne połączone z działalnością
wytwórcy
-magazynowanie węgla - zwykle pooczone z
działalnością wytwórcy
Dystrybucja - rozdział nośników energii dostarczonych
do odbiorców i zapewnieniewarunkow technicznych
dostawy nośnika energii w określone przez odbiorcę
Miejsce, w określonej ilości i jakości

Koszty w strukturze rodzajowej przedsiębiorstwa
energetycznego:
energetycznego - kpalnie węgla brunatnego, B -
elektrownia kondensacyjna
1. amortyzacja - prawo naliczania w bieżąca koszty
operacyjne czesci poniesionych wcześniej wydatków
inwestycyjnych - stopa amortyzacji powinna odpowiadać

czasowi użytkowania środka trwałego A= 7-8%, B=l3-
19%
2.zuzycie materiałów materiałów energii A=25-32%,
B=44-49% ( w tym energia elektryczna A=7-15%, B=38-
46%)
3.usługi obce A=7-9%, B=5-l 1%
4podatki i opłaty A=8-9%, B=16-21%
5koszty pracy, wynagrodzenie A=30-37%,B=6-8%,
ubezpieczenia społeczne i inne świadczenia A=10-12%,
B=2-3%
6 pozostałe koszty rodzajowe A=2%, B-1%

Podział kosztów.
1.-koszty zmienne A—14-18%, B=15-50%(bez akcyzy)
-koszty stale A-82-86%, B=36-11%
2.-koszty bezpośrednie
-koszty pośrednie

Struktura kosztów w dystrybucji i obrocie energia
elektryczna łącznie:
-zakup energi i usług podstawowych 73%
-amortyzacja 7%
-usługi obce 6%
-podatki i opłaty 3%
-koszty pracy 9%
- pozostałe koszty 2%
- koszty zmienne 92-98%
-koszty stale 2-8%
Udział dystrybucji i obrotu w końcowej cenie energii
elektrycznej przekracza dzisiaj 40%, udział; ten powinien
być ograniczony do 20-25%

Struktura kosztów w przesyle, dystrybucj i obrocie
ciepłem sieciowym:
-zakup ciepła 72% -amortyzacja 9% -usługi obce 0,5% -
materiały 4% -koszty pracy 8,5% -pozostałe koszty 6%

Koszty stale: (amortyzacja, podatki i opłaty,
wynagrodzenia i pochodne)
Szczytowe apotrzebowanie mocy w systemie
elektroenergetycznym: 23-24GW- zima, l6-17Gw-lato
Możliwości zwiększania zysków: -zwiększenie ilości
sprzedaży -zwiększyć cenę
- zmniejszenie kosztów
Operacje stosowane w celu ograniczenia różnorodności
poboru mocy:
- ograniczenie szczytowego poboru mocy -zwiększenie
poboru mocy w dolinach -wyrównanie obciążeń -
ograniczenie poboru energii -zwiększenie
zapotrzebowania na energie

DSM - demand side management, zarządzanie popytem
SSmn - suplay side management, zarzadznie podaza
Aktywne zarządzanie obciążeniem -połączenie
powyższych metod. Programy
DSM sa nakierowane głownie na ograniczenie popytu.
Metody te zaczęto
stosować w latach 8O-tych w USA

Oczekiwane efekty fizyczne przy zastosowaniu DSM:
- unikanie inwestycji w instalacje przetwarzania przesyłu
lub w sieci dystrybucyjne,
- zwiększenie sprzedaży energii
- zwiększenie przeciętnego obciążenia instalacji
energetycznych(poprawa ich
wykorzystania) -zmniejszenie zużycia energii

Metody wdrażania DSM:
- metody techniczne:
a) zastostosowanie urządzeń energooszczędnych: -zrodla
ś

wiatła (CEL.lampy sodowe) -wysokosprawne napędy

elektryczne -energooszczędne odbiorniki TV i monitory -
energooszczędne urzadzdenia chłodnicze -budynki o
podwyższonej izolacyjności -rekuperacja ciepła w
systemach wentylacji -kuchenki mikrofalowe
-akumulacja ciepła energii kinetycznej lub potencjalnej
b) sterowanie praca odbiorników
-zdalne serowanie praca odbiorników oparte na łączności
dwukierunkowej
-zdalne sterowanie zasilaniem urządzeń
klimatyzacyjnych
- przerwy w zasilaniu odbiorców
-metody oddziaływania na odbiorców
-informacja
-rabaty udzielane odbiorcom energii na zakupy urządzeń
energooszczędnych
(lub nowych odbiorników elektr)
-niskoprocentowe pożyczki na zakup urządzeń
-rabaty udzielane odbiorcom energii w ramach rozliczeń
a pobór energii
-taryfy strefowe
-taryfy za dostawy przerywane
-taryfy „czasu bieżącego"
-inne plany taryfowe
-uregulowania prawne
Ograniczenia w stosowaniu DSM:
-relacje pomiędzy nakładami inwestycyjnymi i kosztami
energii -możliwość kształtowania taryf z uwzględnieniem
efektów DSM i w sposób , zapewniający odpowiedni
czas zwrotu nakładów i kosztów programu
DSM(odbiorcy lub przedsiębiorcy) w szczególności:
a) rozdzielenie pomiędzy przychodami i dochodami
przedsiębiorstwa dystrybucyjnego - uwzględnieni
realizacji programów DSM w uznawanych stopach
zwrotuzainwestowanego kapitału
b) ustalenie podmiotów odpowiedzialnych