Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "Costs" wg kryterium: Wszystkie pola

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-15 z 45
Tytuł:
Koszty zmienne w kosztach wytwarzania węgla w kopalniach węgla kamiennego
Variable costs in costs of coal production in coal mines
Autorzy:
Gawlik, L.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/283681.pdf
Data publikacji:
2010
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
modele ekonometryczne
koszty zmienne
koszty wytworzenia węgla
kopalnie węgla kamiennego
econometric models
variable costs
cost of coal production
coal mine
Opis:
W artykule przedstawiono metodę szacowania kosztów zmiennych produkcji węgla, opartą na budowie modeli ekonometrycznych wiążących analizowany koszt z wielkością wydobycia. Podano uzasadnienie przyjętej postaci równania, którym bada się zależność kosztów od dwóch zmiennych objaśniających: wydobycia i czasu. Poddano analizie kopalnie Jastrzębskiej Spółki Węglowej S.A., w których badano serie danych miesięcznych za rok 2008 oraz za lata 2007 i 2008. Wyznaczono szereg modeli ekonometrycznych, na podstawie których określono udziały kosztów własnych w kosztach wytworzenia węgla oraz w kosztach własnych sprzedanego węgla. Zwrócono uwagę na niedoskonałości metody, proponując jednocześnie kierunek dalszych badań poprzez powiązanie układu kalkulacyjnego kosztów z układem rodzajowym.
The paper presents themethod of variable costs evaluation in costs of coal production. Themethod is based on construction of econometric models in which the dependence of analyzed costs item from coal production is seek. The rationale of the form of applied equation is given where the dependence of costs from two variables is investigated: production and time. The analysis was done for the mines of Jastrzebska Coal Company. The series of data investigated were the monthly data for 2008 year and for the 2007 and 2008 years. A number of econometric models have been validated and on their basis the shares of variable costs in costs of coal production and in costs of sold coal have been identified. The imperfections of the method is pointed out in the paper and the direction of further analyses is shown lying in interrelation of system of costing by products and system of costing by kinds of costs.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2010, 13, 2; 131-144
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Możliwości decyzyjne wynikające ze znajomości udziałów kosztów stałych i zmiennych w kosztach pozyskania węgla
Possibilities of decision making resulting from the knowledge about the shares of fixed and variable costs in costs of coal production
Autorzy:
Gawlik, L.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282734.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
koszty stałe
koszty zmienne
próg rentowności
stopień dźwigni operacyjnej
kopalnie węgla kamiennego
fixed costs
variable costs
break-even point
degree of operational leverage
hard coal mines
Opis:
W artykule podjęto temat praktycznego wykorzystania znajomooeci struktury kosztów produkcji węgla w podziale na koszty stałe i zmienne do podejmowania decyzji dotyczących skali produkcji w kopalniach. Podano przykłady takich decyzji, a rozwiązania poparto przykładami. Wiedza o wielkości i strukturze kosztów stałych i zmiennych pozwala na ocenę ekonomiczną kopalni. Takie wielkości jak BEP (próg rentownooeci) oraz DOL (stopień dźwigni operacyjnej) określają stan kopalni. Gdy kopalnia pracuje poniżej progu rentowności, przynosi straty. Wysoki stopień dźwigni operacyjnej wskazuje na wysoki potencjał do zmiany warunków funkcjonowania. Wzrost sprzedaży poprawia wyniki kopalni tym szybciej im wyższy jest jej stopień dźwigni operacyjnej. Obniżenie sprzedaży pogarsza wyniki kopalni o wyższym stopniu dźwigni operacyjnej w większym stopniu niż w kopalni o niskim stopniu dźwigni operacyjnej. Znajomość udziału kosztów zmiennych w kosztach produkcji i sprzedaży węgla pozwala ponadto na właoeciwe rozstrzygnięcia związane ze zmianą wielkości wydobycia węgla w kopalniach. W artykule omówiono sposoby obniżenia progu rentowności do wielkości sprzedaży w kopalniach nierentownych, z których najefektywniejszym jest obniżenie kosztów pozyskania węgla. Poruszono problem udzielania opustów cenowych. Podano warunki w jakich opust cenowy przynosi poprawę efektywności kopalni.
The paper deals with the knowledge about the structure of costs of coal production as concerns fixed and variable costs and its practical use in decision making in the range of production scale in coal mines. The examples of such decisions are given and the deductions are supported with examples. The knowledge about the quantity and structure of fixed and variable costs allows for economic evaluation of coal mines. Such parameters like BEP - (Break Even Point) and DOL - (Degree of Operational Leverage) describe the economic status of coal mine. If a mine operates below its break even point it generates losses. High degree of operational leverage indicates the high potential for the change of conditions in which a mines operates. Increase of the sale betters the results of mine the stronger the higher is its degree of operational leverage. Decrease of sale worsens the results of mine of higher degree of operational leverage more rapidly than of mine of low degree of operational leverage. Knowing the share of variable costs in costs of coal production and costs of sold coal allows also for appropriate decisions connected with the change of coal production in coal mines. The paper describes the ways of break even point decrease to the sale level in unprofitable coal mines, showing that decrease of costs of coal production is the most effective way. The issue of price deductions is also discussed. The conditions when the price deductions improve the effectiveness of coal mines are given.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2009, T. 12, z. 2/2; 117-129
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Koszty dostawy węgla kamiennego do wybranych użytkowników
The costs of hard coal supplies to selected users
Autorzy:
Stala-Szlugaj, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/952529.pdf
Data publikacji:
2015
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
węgiel kamienny
transport
kolej
elektrownie
koszty
costs
hard coal
railways
power plants
Opis:
W Polsce największym konsumentem węgla kamiennego jest energetyka zawodowa. W latach 2007–2013 jej udział w zużyciu ogółem wyniósł 53–56% (40,4–47,5 mln ton). Ze względu na duże zapotrzebowanie ze strony tego sektora do przewozu węgla najczęściej wykorzystywanym rodzajem transportu jest kolej. W artykule skupiono się na oszacowaniu kosztów dostawy węgla do elektrowni. Dla wybranych poziomów cen zużytego węgla w elektrowni (od 8,0 do 12,5 zł/GJ), oszacowano udział kosztów jego dostaw, dla kilku poziomów odległości transportowych (od 20 do 400 km). Stawki transportowe zaczerpnięto z taryfy PKP Cargo obowiązującej w 2014 roku. Ceny węgla oraz koszty jego transportu obliczono dla dwóch przykładowych kaloryczności: 21 i 23 MJ/kg (ok. 5000 i 5500 kcal/kg). Wyniki obliczeń zaprezentowano w dwuwymiarowych tabelach. Na przykład, przy cenie węgla kamiennego zużytego przez elektrownię rzędu 11 zł/GJ oraz zastosowaniu 60% rabatu przewozowego, udział kosztów transportu dla węgla o kaloryczności 21 MJ/kg (ok. 5000 kcal/kg) zmienia się od 7 do 20%, a dla kaloryczności 23 MJ/kg (ok. 5500 kcal/kg) – od 7 do 18%
In Poland, the largest consumer of hard coal is the energy sector. In the years 2007–2013 its share of the total domestic consumption amounted to 53–56% (40,4–47,5 million tons). Because of the high demand from the transport sector, the most frequently hard coal is transported by rail. The article focuses on assessing the cost of coal supply to power plants. For the selected price levels hard coal consumed by the power plant (from 8.0 to 12.5 zł/GJ) was estimated share of the costs of its deliveries for several levels of transport distances (from 20 to 400 km). Transport rates taken from PKP Cargo tariffs in force in 2014. Prices of coal and the transport costs are calculated for two exemplary calorific value: 21 and 23 MJ/kg (approx. 5,000 and 5,500 kcal/kg). The results of calculation are presented in two-dimensional tables. For example, when the price of hard coal consumed by the power plant is 11 zł/GJ, and the use of 60% discount of the transport, the share of coal transport a calorific value of 21 MJ/kg (approx. 5,000 kcal/kg) varies from 7 to 20% and the calorific value 23 MJ/kg (approx. 5,500 kcal/kg) – from 7 to 18%.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2015, 18, 2; 85-97
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Koszty i ceny węgla brunatnego w warunkach rynkowych
Costs and prices of lignite minning in market conditions
Autorzy:
Czopek, K.
Trzaskuś-Żak, B.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282736.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
koszty i ceny węgla brunatnego
warunki rynkowe dla węgla brunatnego
koszty wydobycia węgla brunatnego
regulacje cenowe w węglu brunatnym
costs and prices of lignite
lignite market conditions
costs of lignite exploitation
lignite prices regulations
Opis:
W artykule przedstawiono problem kosztów i cen węgla brunatnego w kontekście powiązania kopalni i elektrowni w warunkach rynkowych. Kopalnia nie ma wyboru odbiorcy swojego węgla bowiem jest nim skojarzona elektrownia zawodowa. Omówiono najważniejsze czynniki wpływające na koszty i ceny węgla. W przypadku kosztu wydobycia węgla największy wpływ na jego wartość ma współczynnik nadkładu do węgla. Przedstawiono ilustracyjny przykład tego wpływu oraz faktyczne wartości kosztu wydobycia węgla w polskich kopalniach. Zwrócono uwagę, że pozostałe czynniki geologiczne także wpływają na koszt wydobycia, podobnie jak przyjęte rozwiązania technologiczne oraz organizacyjno-zarządcze. Podkreślono, że cena energii elektrycznej ma również pośredni wpływ na cenę węgla brunatnego, bowiem wyższa cena energii elektrycznej to możliwość wyższej ceny za węgiel. Zwrócono szczególną uwagę na wpływ emisji CO2 na koszty energii elektrycznej, a pośrednio na ceny węgla brunatnego. Wobec znacznie mniejszych limitów od faktycznych potrzeb, elektrownie będą zmuszone dokupywać brakujące limity emisji CO2. Omówiono najważniejsze zamierzenia konieczne do zrealizowania zarówno w kopalni jak i elektrowni, aby łączny efekt był konkurencyjny na rynku. W przypadku kopalni chodzi głównie o zmniejszenie kosztu jednostkowego wydobycia masy, znacznie większego w Polsce w porównaniu z kopalniami niemieckimi. W przypadku elektrowni jest to możliwe przez modernizację bloków energetycznych, w wyniku czego obniżone zostaną koszty produkcji 1 MWźh. Modernizacja bloków doprowadzi do wzrostu ich sprawności, a zatem wspomniana poprawa efektywności ekonomicznej oraz bardzo liczące się ekologicznie obniżenie emisji CO2. W podsumowaniu artykułu podano przykład efektu końcowego wymienionych zamierzeń w kopalni i elektrowni, czyli jak mogą się kształtować ceny energii elektrycznej. Okazuje się, że będzie to energia konkurencyjna na aktualnym rynku energii.
This paper presents the problem of costs and prices of lignite with reference to the connection between lignite mining and electrical power stations in market conditions. Lignite mines can't choose the recipient of its lignite, because this is an electrical power station, which is associated with lignite mines. This article describes the main elements, which influence the costs and prices of lignite. Concerning exploitation cost the deciding factor having influence on its value is cover to lignite deposit factor. There is included the illustrated example of this influence and also the real value of exploitation cost in Polish lignite mines. The article discusses other geologic factors that influence the exploitation cost, as well as technological and organization-managerial solutions. Attention is also paid to the electric energy price which has the indirect impact on lignite price, because the more expensive the electric power is, the bigger possibility of higher lignite price takes place. This article is also concerned about the impact of CO2 emissions on energy costs, and finally on lignite prices. Facing significantly smaller limits from real needs, electric power stations will be forced to buy needed limits CO2 emission. The most important future steps necessary in lignite mines as well as in electric power stations are described to achieve a competitive effect in market conditions. In case of lignite mining it is needed to reduce the unit exploitation cost of mass, much more bigger in Poland than in German lignite mines. Concerning electric power stations it is possible to modernize energetic blocks to reduce the production costs of 1 MWźh. Energetic blocks modernization brings to increase of their capacity and will follow the mentioned improvement of economic effectiveness and very important decrease in CO2 emission. In the remarks an example of final result of described changes in lignite mines and electric power stations is included, with reference to the future level of the electric power prices. It occurs that lignite based electricity will be competitive energy on actual energy market.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2009, T. 12, z. 2/2; 77-89
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Próba oszacowania kosztów procesu podziemnego zgazowania węgla kamiennego
Attempt of estimating the costs of underground bituminous coal gasification
Autorzy:
Magda, R.
Franik, T.
Załucki, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282408.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
węgiel kamienny
zgazowanie podziemne
szacowanie kosztów
bituminous coal
underground coal gasification
estimating the costs
Opis:
W świecie trwają intensywne badania nad podziemnym zgazowaniem węgla. Również polskie ośrodki naukowo-badawcze i przemysłowe uczestniczą w badaniach nad opracowaniem technologii podziemnego zgazowania węgla na skalę przemysłową. Kontynuowane są prace badawczo-rozwojowe realizowane przez Konsorcjum Naukowo-Przemysłowe „Zgazowanie węgla”, finansowane przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju. Brak jest jednak opracowań pooewięconych ekonomicznym aspektom podziemnego zgazowania węgla w warunkach krajowych złóż węgla kamiennego. Wykorzystując dostępne źródła z literatury swiatowej można podjąć próbę oszacowania kosztów procesu podziemnego zgazowania węgla w warunkach polskich złóż węglowych. W pracy podjęto taką próbę korzystając ze sposobu ujęcia problematyki kosztów podziemnego zgazowania węgla zaczerpniętego z literatury światowej i uwzględniając dane wejsciowe charakterystyczne dla polskich warunków. Scharakteryzowano dwa zasadnicze schematy technologii podziemnego zgazowania węgla (CRIP i UCG), które mogą być wykorzystane w przyszłooeci do podziemnego zgazowania węgla w warunkach geologiczno-górniczych polskich zagłębi węglowych. Przyjęto podstawowe założenia dla modelu podziemnego zgazowania węgla, z których najważniejsze to założenie o produkcji gazu syntezowego w ilości zabezpieczającej jego dostawy do produkcji energii elektrycznej przez elektrownię o mocy 250 MW w ciągu 18 lat oraz założenie, że powierzchnia obszaru górniczego i jego zasoby są wystarczające dla zabezpieczenia wymaganej ilości gazu syntezowego, a miąższość pokładu przeznaczonego do zgazowania zawiera się w przedziale od 1 do 5 m. Przygotowano odpowiedni zestaw danych wejsciowych do obliczeń. Przykładowe obliczenia wykonano dla technologii CRIP, przy czym rozpatrywano dwa różne warianty zastosowania środka zgazowującego: pierwszy – z użyciem powietrza, drugi – z użyciem tlenu. W obu przypadkach określono nakłady kapitałowe oraz koszty operacyjne i utrzymania jako funkcję miąższości pokładu. Wyniki obliczeń zestawiono tabelarycznie i zinterpretowano graficznie. Z analizy wyników obliczeń wynika, że koszty stałe związane z nakładami kapitałowymi są dużo niższe od kosztów operacyjnych i utrzymania, a model zakładający zgazowanie tlenem jest tańszy od modelu zgazowania powietrzem. Zaproponowany sposób ujęcia kosztów procesu podziemnego zgazowania węgla może stanowić punkt wyjścia do budowy bardziej złożonego modelu.
Intensive investigations focused on underground coal gasification are conducted world-wide. Similarly Polish scientific and research centers as well as industrial companies are engaged in the investigations connected with development of underground coal gasification method which can be used on the industrial scale. These investigations are conducted by the Scientific-Industrial Consortium named “Coal Gasification” which is financed by the National Centre for Research and Development. There is some lack of bibliography focused on the economic aspects of underground coal gasification in the conditions of Polish bituminous coal deposits. However it is possible to estimate these costs basing on the world-wide literature and using the domestic input data. In the paper an attempt of estimating the costs of underground bituminous coal gasification is briefly described. Two main variants of giving access to the coal seam are taken into account. These variants can be considered as prospective for the geologic and mining conditions of Polish bituminous coal basins. For the first variant the CRIP technology can be used, for the second one – technology UCG. Base-case assumptions of the UCG model were undertaken, and among others the assumptions that syngas will be sufficient to power an air-fired 250 MW UCG CC plant for 18 years life-time of the project, that mining area is sufficient to provide an appropriate amount of coal for UCG process, that thickness of coal seams is between 1 and 5meters. An appropriate set of input data was prepared. Calculations were made for the variant taking into account CRIP technology as well as two scenarios – one of the air-fired UCG model, the second one – of oxygen-fired UCG model. Capital expenditures as well as annual operating and maintenance costs were calculated as a function of seam thickness for the both scenarios. Results of the calculations are presented in Tables and shown in Figures. Generally, the fixed costs connected with capital expenditures are of little importance than operating and maintenance costs. The results of calculations show that the oxygen-fired UCG model is cheaper than the air-fired UCG model. The model developed can be widened to a more complex model in a case of need.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2012, 15, 2; 71-85
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Koszty geologicznego składowania CO2
Costs of CO2 geological storage and an exemplary analysis for a given emitter
Autorzy:
Uliasz-Misiak, B.
Tarkowski, R.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/394602.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
składowanie CO2
wychwytywanie
koszty
projekt EU GeoCapacity
CO2 storage
capture
costs
EU GeoCapacity project
Opis:
Koszty geologicznego składowania CO2 obejmują trzy kluczowe elementy tej technologii: wychwytywanie (w tym sprężanie gazu), transport oraz składowanie. Uzależnione są od licznych czynników: ilości składowanego gazu, technologii wychwytywania, odległości źródła emisji od miejsca składowania, lokalizacji miejsca składowania, kosztów instalacji zatłaczania, charakterystyki zbiornika, zagospodarowania terenu i innych. Spośród trzech etapów wychwytywania, transportu i składowania, pierwszy z nich jest najbardziej kapitałochłonny. Wysokie koszty wychwytywania CO2 są dziś główną przeszkodą wprowadzenia geologicznego składowania dwutlenku węgla. Na podstawie literatury przedstawiono koszty wszystkich trzech etapów geologicznego składowania dwutlenku węgla. Scharakteryzowano koszty wychwytywania CO2 dla elektrowni i procesów przemysłowych, koszty sprężania i transportu, rurociągami i drogą morską, koszty składowania geologicznego oraz koszty całego systemu CCS (Carbon Dioxide and Storage). Podkreślono, że komercyjne działania związane z każdym z zasadniczych elementów CCS dostarczają podstaw dla oszacowania kosztów bieżących, jednak wielkość tych kosztów w przyszłości jest trudno przewidywalna. W ramach projektu EU GeoCapacity sporządzono model ekonomiczny dla przypadku składowania CO2 w strukturze Dzierżanowa z jednej z elektrociepłowni zlokalizowanej na terenie Warszawy. Rozważano jedno źródło emisji i jedno miejsce składowania dwutlenku węgla. Przy założeniu zatłaczania CO2 do struktury Dzierżanowa dwoma otworami z wydatkiem 1 Mt CO2/rok przez czas życia systemu sekwestracyjnego (30 lat) zostanie zatłoczone 51,98 Mt gazu. Antyklina zostanie wypełniona w 19,99% dwutlenkiem węgla. Największe oszacowane koszty związane są z wychwytywaniem dwutlenku węgla - 675 mln Euro, niższe ze sprężaniem - 61,27 mln Euro, ze składowaniem - 7,87 mln Euro, a najniższe z transportem - 2,24 mln Euro.
CO2 geological storage costs cover three key constituents of CCS technology: gas capture (and compression), transportation and storage. The costs depend on different factors as: gas amount, applied capture technology, distance between emission source and storage site, location of the storage site, injection installation costs, reservoir characteristics, land development plan and many others. Amongst the three stages: capture, transportation and storage, the first one is the most capital-intensive. Carbon dioxide capturing high costs hinder the most introducing geological storage of carbon dioxide. Basing on literature knowledge there were presented costs of all three stages of geological carbon dioxide storage. There were characterized costs of CO2 capture for power plants and other industrial processes, costs of compression and transportation, by pipelines and gas carriers, costs of geological storage and total costs of a CCS (Carbon Dioxide and Storage) system. It was stressed that commercial activities involving every principle CCS constituent bring base to estimate present costs, however forecasting on costs in future is mercurial. Within frames of the EU GeoCapacity Project there was elaborated an economic model of CO2 storage process within the Dzierżanowo structure for a combined heat and power plant of the Warsaw area. A single emission source was considered, as well as a single carbon dioxide storage location. Allowing CO2 injecting into the Dzierżanowo structure through two wells of productivity estimated at 1 Mt CO2 per year, for all the sequestration installation lifetime (30 years) 51.98 Mt of CO2 would be injected. The anticline would be filled with carbon dioxide in 19.99%. Top estimated costs involve carbon dioxide capturing 675 mln Euro, compression involves less 61.27 mln Euro, storage involves less 7.87 mln Euro, transportation involves the least 2.24mln Euro.
Źródło:
Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN; 2009, 75; 21-34
2080-0819
Pojawia się w:
Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Import węgla z Rosji do Polski z wykorzystaniem transportu kolejowego - próba oszacowania kosztów
Coal import from Russia to Poland using rail transport - the attempt of costs estimation
Autorzy:
Stala-Szlugaj, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282770.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
transport kolejowy
Rosja
import węgla
koszty
railway transport
Russia
coal import
costs
Opis:
W artykule przedstawiono podstawowe informacje dotyczące głównych rosyjskich kolejowych przewoźników węgla. Zaprezentowano rosyjskie koleje państwowe RŻD oraz innych prywatnych przewoźników kolejowych. Omówiono również wielkości przewozów kolejowych węgla kamiennego w Rosji w latach 2007-2009. W niniejszej publikacji podjęto próbę oszacowania kosztów hipotetycznego importu węgla z rosyjskich zagłębi węglowych do polskich kolejowych przejść granicznych. Polscy użytkownicy czy też handlowcy, za import rosyjskiego surowca do wybranych przejść granicznych w Polsce, w pierwszym kwartale 2009 musieliby zapłacić średnio od 56 do 69 USD/tonę (w przeliczeniu - od 204 do 252 zł/tonę). W drugim kwartale 2009 r. koszty importu rosyjskiego węgla kształtowałyby się na poziomie od 57 do 73 USD/tonę (w przeliczeniu - od 183 do 235 zł/tonę). W rozważanym hipotetycznym imporcie oszacowane ceny węgla odwzorowują rzeczywisty rynek eksportu rosyjskiego oraz rosyjskich przewozów kolejowych. Na ceny importowanego węgla znaczący wpływ mają przeliczniki walutowe (rubel/dolar, dolar/złoty) oraz wysokości kolejowych stawek przewozowych.
Paper presents basic information about main Russian railway carriers: Russian Railways (RZD) and other private railway carriers. Volume of hard coal railway transportation in Russia in the 2007-2009 years, has been also discussed. Author has made an attempt to assess the hypothetical import costs of Russian coal from Kuzbass basin to the Polish railway cross borders. Polish coal users or traders, while importing this coal, had to pay appr. 56-69 USD/t in the first quarter 2009 (i.e. in Polish zloty: 204-252 PLN/t). In the second quarter of 2009, import costs have been assessed at 57-73 USD/t, (i.e. 183-235 PLN/t). The estimated hypothetical coal import costs represent the conditions of Russian coal export market and Russian transportation. Import coal costs are also affected by rates of ruble to American dollar, Polish zloty to American dollar and the rates of rail transport.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2009, T. 12, z. 2/2; 555-564
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Wybrane problemy szacowania kosztów krańcowych i ustalania cen w górnictwie i energetyce
Marginal costs and pricing issues for fuel and power industries: selected problems
Autorzy:
Suwala, W.
Kaszyński, P.
Kamiński, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282442.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
koszty krańcowe
ceny nośników energii
modele
metody ekonometryczne
marginal costs
fuels and energy pricing
models
Opis:
Artykuł porusza problemy związane z rolą kosztów krańcowych w kształtowaniu cen przez przedsiębiorstwa sektorów górniczych i energetycznych. Rozróżnia się koszty krótko- i długoterminowe, które powinny służyć do ustalania cen. Koszty długoterminowe są dla analizowanych sektorów ważniejsze ze względu na poziom nakładów inwestycyjnych oraz długi okres zwrotu inwestycji. Artykuł w pierwszej części przybliża metody obliczania tych kosztów i dyskutuje możliwości ich szacowania na podstawie badań statystycznych - ekonometrycznych. Oszacowanie to bazuje na długookresowej analizie kosztów, uwzględniającej wszystkie nakłady ponoszone na funkcjonowanie, rozwój i utrzymanie mocy produkcyjnych przedsiębiorstwa. Metody statystyczne, polegające na tworzeniu krzywych kosztów na podstawie danych historycznych, choć dość powszechnie stosowane, mogą dać fałszywe wyniki wynikające przede wszystkim z nieliniowości krzywej kosztów i w konsekwencji błędnej interpretacji wyników. Koszty krańcowe - według teorii ekonomii - są podstawa do ustalania cen produktów. W związku z tym każde przedsiębiorstwo powinno być świadome ich poziomu. Te wskazówki teoretyczne nie są jednak potwierdzane praktyką, a przedsiębiorstwa ustalają ceny na zasadzie powiększania kosztów średnich o oczekiwany zysk. Oba te poglądy nie uzyskały jednak wystarczającego potwierdzenia, a zasady ustalania cen komplikują się wobec złożoności rynków paliw i energii elektrycznej. W artykule wskazano na czynniki determinujące złożoność formowania cen na bazie teorii ekonomii i obserwacji rynków. Przede wszystkim, zarówno dla paliw takich jak węgiel kamienny, jak i energii elektrycznej funkcjonuje wiele rynków, o różnych strukturach, a zatem i zasadach ustalania cen równowagi rynkowej. Teoria ekonomii wnosi tu pewne wskazówki, co przyczynia się do zmniejszenia stopnia niepewności. Artykuł jest dyskusją wybranych uwarunkowań procesów ustalania cen, natomiast nie wskazuje schematów ich ustalania, ponieważ złożoność i dynamika zmian na rynkach nie pozwala na zastosowanie nawet najbardziej rozbudowanych algorytmów.
This paper deals with the role of marginal costs in the determination of prices in the mining and power generation industries. A distinction is made between short-term and long-term costs, which should be used accordingly to establish differentiated prices. The paper analyzes long-term costs for selected industries, as these are more important due to the level of investment and the long time it takes to realize a return on investments. The first part the article analyses the methods for calculating these costs and possibilities for their estimation based on statistical-econometric estimation. The marginal cost estimate is based on long-term analysis taking into account all expenditures incurred for the operation, development, and maintenance of the capacity of the companies. Though quite commonly used, statistical methods, estimating cost curves on the basis of historical data, may give false results arising primarily from the nonlinearities of the costs curve and consequently erroneously interpreted results. Marginal costs, according to economic theory, are the basis for determining the level of the prices of products; therefore, each company should be aware of their level. These theoretical guidelines, however, are not confirmed by practice. Many entrepreneurs markup their prices, i.e. fixing them on the basis of the average cost increased by expected profit. Both of these views, however, are not significantly acknowledged, and pricing rules are complicated by the complexity of the fuel and electricity markets. The paper indicates these factors as determined by the complexity of the formation of prices both on the basis of economic theory as well as observation of the real markets. First of all, for fuels – such as coal – and electric energy there are many markets with different structures and thus the pricing policy of market clearing. Economic theories propose some solutions which help to reduce the degree of uncertainty. This paper is essentially a review of selected pricing issues; however, it may not indicate the relevant algorithms. The complexity and the dynamics of change in markets do not permit the use of even the most sophisticated algorithms.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2012, 15, 4; 175-186
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Coal output and unit costs of mechanical treatment of particular coal grades
Wielkość produkcji a jednostkowe koszty przeróbki mechanicznej sortymentów węgla
Autorzy:
Głodzik, S.
Magda, R.
Woźny, T.
Jasiewicz, J.
Łukowski, A.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/216167.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
górnictwo
węgiel kamienny
koszt przeróbki
koszt jednostkowy
przeróbka mechaniczna
mining
hard coal
costs of mechanical treatment
Opis:
This study investigates the costs control of mechanical treatment of coal in a selected Polish colliery producing steam coal. Coal production data and coal treatment costs are compiled for the period of six subsequent months. The mechanical treatment plant in the investigated colliery is capable of handling more than ten types of graded coal, differing also in their calorific value. As not all grades need to be produced each month, the compilation covers the entire grade groups: coarse, medium and fine grade, as well as the total coal output. The analysis of costs of mechanical treatment in subsequent months and the amounts of produced coal yields the unit cost of treatment of an average tonne of coal each month. The data covering the mass of particular coal grades help us calculate the unit costs of mechanical treatment of each group of graded coal. The entire coal treatment costs each month have to be broken into particular coal grades. Nearly all grades in each group undergo identical processes (links) involved in the mechanical treatment (chain). Each subsequent link is ascribed a corresponding cost item. When more than one grade group passes through the process line, the treatment costs are divided according to the output mass of particular coal grades. If only one grade group is handled, the treatment costs are ascribed to the entire group. Summing the subsequent cost data for each grade group yields the total costs of mechanical treatment per a given grade group. Dividing by the number of tonnes of graded coal produced each month gives the unit costs of mechanical treatment for the entire group. Calculation data are summarised in a tabular and graphic form to reveal their variability intervals and to highlight the relationship between the unit costs of coal treatment and the production level in the given grade group.
Artykuł dotyczy zagadnienia kształtowania się kosztów przeróbki mechanicznej w wybranej, polskiej kopalni węgla kamiennego wydobywającej węgiel energetyczny. Za okres kolejnych sześciu miesięcy zebrano dane dotyczące kosztów przeróbki mechanicznej oraz ilości produkowanego węgla. W badanej kopalni zakład przeróbki mechanicznej może produkować do kilkunastu gatunków węgla handlowego w różnych sortymentach i klasach opałowych. Ponieważ nie w każdym miesiącu produkowano wszystkie gatunki, dlatego w zestawieniach połączono je, uwzględniając grupy sortymentów: grubych, średnich i miałowych oraz całą produkcję łącznie. Posiadając dane dotyczące kosztów przeróbki mechanicznej w kolejnych miesiącach oraz ilości produkowanego węgla, można obliczyć jednostkowy koszt przeróbki statystycznej tony węgla w każdym miesiącu. Z kolei dane zawierające masy produkowanych grup sortymentowych stwarzają możliwość wyliczenia jednostkowych kosztów przeróbki mechanicznej dla każdej grupy sortymentowej. Wymaga to uprzedniego rozdzielenia w każdym kolejnym miesiącu całej kwoty kosztów przeróbki na poszczególne grupy sortymentów. Praktycznie wszystkie sortymenty w każdej grupie przechodzą przez identyczne ogniwa w łańcuchu technologicznym przeróbki mechanicznej, a dla każdego kolejnego ogniwa przyporządkowane jest w kopalni odpowiednie stanowisko kosztów. O ile przez dane stanowisko przechodzi więcej niż jedna grupa sortymentowa, koszt tego stanowiska rozdziela się na poszczególne grupy proporcjonalnie do masy wychodów sortymentowych, jeśli zaś przechodzi tylko jedna grupa, cały koszt danego stanowiska przypisuje się tej grupie. Sumując kolejne pozycje stanowisk kosztów dla danej grupy sortymentowej uzyskuje się całkowity koszt przeróbki mechanicznej poniesiony na daną grupę i wobec tego po podzieleniu przez ilość ton wyprodukowanej w danym miesiącu grupy sortymentowej, uzyskuje się wielkość jednostkowego kosztu przeróbki mechanicznej dla danej grupy. Wyliczone wielkości zestawiono w tabeli i przedstawiono w formie rysunkowej, co pozwala łatwo prześledzić ich przedziały zmienności oraz zależność kosztów jednostkowych przeróbki od wielkości produkcji danej grupy sortymentowej.
Źródło:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2009, 25, 4; 51-59
0860-0953
Pojawia się w:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Metodyka i założenia wyceny kosztów zewnętrznych powodowanych przez planowane elektrownie wykorzystujące złoża węgla brunatnego Legnica i Gubin
The methodology and assumptions of the valuation of external costs caused by the planned power plants using lignite in Legnica and Gubin
Autorzy:
Kudełko, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282546.pdf
Data publikacji:
2013
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
koszty zewnętrzne
sektor energetyczny
węgiel brunatny
external costs
energy sector
Opis:
W artykule przedstawiono ogólne założenia metodyki ExternE szacowania kosztów zewnętrznych powodowanych przez punktowe źródła emisji zanieczyszczeń gazowych, w tym elektrownie. Podano definicję kosztów zewnętrznych, scharakteryzowano kategorie niekorzystnego oddziaływania emisji zanieczyszczeń gazowych, takie jak: zdrowie ludzkie, szkody materiałowe, szkody w zbiorach rolnych, utrata bioróżnorodności. Opisano procedurę szacowania kosztów zewnętrznych, w tym emisję, sposób jej rozprzestrzeniania, jej wpływ na komponenty środowiska oraz ich monetarną wartość. Ponadto przedstawiono założenia wyceny monetarnej kosztów zewnętrznych powodowanych przez projektowane elektrownie wykorzystujące złoża węgla brunatnego Legnica i Gubin. Plany rozwoju wydobycia węgla brunatnego dla tych kompleksów złożowych zaczerpnięto z projektu Foresight koordynowanego przez Instytut Poltegor. Scharakteryzowano parametry techniczno-emisyjne projektowanych elektrowni, które stanowią wsad informacyjny do modelu EcoSense Web V 1.3, podstawowego narzędzia wykorzystywanego w tego typu badaniach. Na podstawie tych danych i za pomocą tego modelu przeprowadzony zostanie szacunek kosztów zewnętrznych powodowanych przez planowane elektrownie. Wyniki zostaną porównane z podanymi w artykule szacunkami kosztów tzw. technologii referencyjnych, pochodzącymi z projektu NEEDS.
This paper presents the general assumptions of ExternE methodology for estimating external costs caused by point sources of air emissions, including power plants. It defines the external costs, the categories of adverse effects of air pollutants, and the procedure for estimation of external costs including emissions, dispersion, impact, and monetary valuation. In addition, the paper presents the assumptions of the monetary valuation of external costs caused by the planned lignite power plants Legnica and Gubin. Technical parameters of these plants are the input for the EcosenseWeb 1.3 model, the basic tool used in this type of research. The estimation of external costs caused by the planned power plants was performed using the model and data presented. The results are compared with the estimations of reference power plants derived from the NEEDS project.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2013, 16, 1; 23-37
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analiza kosztów w układzie stanowiskowym na przykładzie Zakładów Górniczych KGHM Polska Miedź SA
Cost analysis by positions on the example of the KGHM Polska Miedź SA mining plants
Autorzy:
Bajus, Anna
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/394534.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
górnictwo rud miedzi
struktura organizacyjna
rachunkowość zarządcza
rozliczanie kosztów
układ stanowiskowy kosztów
copper mining
organizational structure
management accounting
costs settlement
costs by position
Opis:
Zagadnienia stanowiące przedmiot badań w niniejszym opracowaniu odnoszą się głównie do kosztów prezentowanych w układzie stanowiskowym. W artykule na przykładzie zakładów górniczych KGHM Polska Miedź SA (trzech kopalń), przedstawiono analizę struktury stanowiskowej i kalkulacyjnej kosztów, robót technologicznych, rozliczania kosztów oraz zależności pomiędzy oddziałami i kopalniami. Porównania kosztów dokonano także z perspektywy struktury organizacyjnej. Podkreślono znaczenie miejsca powstawania kosztów, ewidencji i rozliczania kosztów w systemie ewidencyjno-księgowym SAPR3. W wyniku przeprowadzonych badań dokonano analizy porównawczej pomiędzy układami kosztów robót technologicznych w technicznym koszcie wytworzenia. W rezultacie przeprowadzonej analizy ustalono, że w latach 2000–2017 struktura kosztów wg układu stanowiskowego ulegała zmianom. Na zmiany wpływ miały warunki organizacyjno-techniczne oraz geologiczno-górnicze. Analiza kosztów pozwala wskazać kierunki doskonalenia działalności podmiotu w przyszłości. Podstawowa działalność operacyjna zakładów górniczych koncentruje się na wydobyciu. Ze względu na wydobycie miedzi w obszarach koncesyjnych podjęto również próbę odpowiedzi na pytanie dotyczące znaczenia ponoszonych kosztów w zakładach górniczych KGHM Polska Miedź SA.
The issues discussed in the study mainly relate to the costs presented by the structure of positions.This study, on the example of the KGHM Polska Miedź SA mining company (three mining plants), examines the position and cost calculation structure relating to technological works, cost settlement and receivables between branches and mining plants. Cost comparisons were also carried out from the perspective of the organizational structure. The cost centers, registration and settlement of costs in the accounting records, i.e. SAPR3 were highlighted. In the course of the examination, acomparative analysis was carried out aimed at determination of common features and differences between the cost of technological works by their function in the technical cost of manufacturing. As aresult of the analysis, it was determined that in the years 2000–2017, the cost structure based on the position function underwent changes. The changes occurred as aresult of organizational and technical and geological and mining conditions. The cost analysis allows to identify the directions of specialization of the entity in the future. The basic operating activity of the mines concentrates on extraction. Due to copper extraction in the concession areas, the analysis was to evaluate the costs incurred in the KGHM Polska Miedź SA mining plants.
Źródło:
Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN; 2019, 109; 149-171
2080-0819
Pojawia się w:
Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
The case of two-component revenue while determining boundary values in the Costs-Volume-Profit (CVP) Analysis
Przypadek dwuskładnikowego przychodu przy wyznaczaniu wielkości granicznych w metodzie CVP (Costs-Volume-Profit Analysis)
Autorzy:
Trzaskuś-Żak, B.
Czopek, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/217062.pdf
Data publikacji:
2011
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
metoda CVP
próg rentowności
wielkość graniczna
cena
CVP method
sale revenue
break-even point
boundary values
price
Opis:
The article presents an analysis of a new approach to determining boundary values, that is: boundary sale volume, boundary sale value, boundary sale price, boundary fixed costs and boundary variable unit cost, taking into account two-component sale revenue. Fixed and variable component of revenue results from specificity in price calculation by gas distribution enterprises. The price consists of fixed part (standing charges) and variable part dependent on sale volume. This particular situation is observed in power and telecommunication industries, that is distribution of gas and power and delivery of telecommunication services. Taking into account the specificity of sectors listed above it is possible to use the proposed method for estimation of a boundary values. In the gas distribution business the value of revenue is dependent on valid gas tariffs. The new developed method for construction of gas tariffs. This is very important issue because the construction of tariffs depends on whole revenue, that is mean, fixed and variable parts of revenue. According to this new method, it is possible to estimate the situation of a gas company, economic marginal volumes, marginal safety factors, costs and sale revenue (fixed and variable parts of them), mark out the weak points of gas companies activity, point out their reasons and the ways or directions of improving current situation. The break-even point, determined by method used in practice by gas distribution companies, is changing (growing) with a volume of gas sale while the new method lets avoid this situation and gives more precise result. It means that using previous method for calculation of a break-even point gives the illusion of lower value of safety margin, than it is in fact taking into account profitable enterprise activity. In the case of unprofitable company activity the break-even point calculated using current method is lower than this computed by new method resulting in an underestimation of unprofitable enterprise activity. Summarizing, the designation of marginal volumes by using proposed method lead to more precise choices of management of prices and costs in gas companies.
Artykuł przedstawia analizę nowego podejścia do wyznaczania wielkości granicznych, to znaczy: granicznej wielkości sprzedaży, granicznej wartości sprzedaży, granicznej ceny, granicznych kosztów stałych i granicznego kosztu jednostkowego zmiennego, przy uwzględnieniu przychodu dwuskładnikowego. Stały i zmienny składnik przychodu wynika ze specyfiki w naliczaniu ceny przez przedsiębiorstwa dystrybucji gazu, która składa się ze stałej części (abonamentowej) i części zmiennej zależnej od wielkości sprzedaży. Ta szczególna sytuacja ma miejsce w sektorze energetycznym i telekomunikacyjnym, czyli dystrybucji gazu i energii elektrycznej, jak również w dystrybucji usług telekomunikacyjnych. Uwzględniając specyfikę wymienionych sektorów gospodarki można stosować zaproponowaną w niniejszym artykule metodę do wyznaczania wielkości granicznych. W przypadku dystrybucji gazu, o wielkości przychodu w znaczący sposób decyduje obowiązująca taryfa. Opracowaną metodę wykorzystać można przy tworzeniu taryf sprzedaży gazu w przedsiębiorstwie gazowniczym. Jest to istotne ze względu na fakt, że od konstrukcji wewnętrznej taryfy zależy przychód całkowity, ale również jego składowe, czyli przychód stały i zmienny. Stosując zaproponowaną metodę można ocenić sytuację przedsiębiorstwa, wyznaczyć wielkości graniczne, marginesy bezpieczeństwa, a także koszty i przychody (stałe i zmienne), wyodrębnić słabe punkty jego funkcjonowania, zbadać ich przyczyny, a także kierunki i sposoby poprawy istniejącej sytuacji. Próg rentowności liczony metodą stosowaną w praktyce spółek dystrybucyjnych zmienia się wraz ze wzrostem sprzedaży gazu, natomiast przedstawiona nowa metoda pozwala uniknąć tej sytuacji i daje wynik bardziej precyzyjny. Oznacza to, że stosowanie dotychczasowej metody obliczania progu rentowności daje złudzenie mniejszego marginesu bezpieczeństwa niż to ma miejsce w rzeczywistości, biorąc pod uwagę rentowną działalność. W przypadku nierentownej działalności spółki, próg rentowności liczony według dotychczasowej metody jest mniejszy od wyznaczanego według proponowanej metody, co skutkuje zaniżeniem nierentownej działalności. Reasumując można stwierdzić, że wyznaczanie wartości wielkości granicznych za pomocą proponowanej metody pozwala na dobór bardziej precyzyjnej strategii zarządzania cenami i kosztami w przedsiębiorstwach gazowniczych.
Źródło:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2011, 27, 4; 59-70
0860-0953
Pojawia się w:
Gospodarka Surowcami Mineralnymi
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Zagrożenie metanowe oraz studium kosztów profilaktyki metanowej w latach 2012–2015 na przykładzie wybranych kopalń
Methane hazard and a study of its prevention costs in 2012–2015 on the example of selected mines
Autorzy:
Potoczek, H.
Bojarski, P.
Kloc, L.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/394810.pdf
Data publikacji:
2017
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
metan
zagrożenie metanowe
koszty profilaktyki metanowej
methane
methane hazard
costs of prevention of methane
Opis:
Metan towarzyszy większości złóż węgla. Zagrożenie metanowe to występowanie nadmiernych zawartości tego gazu w wyrobiskach górniczych. Stanowi to źródło poważnego zagrożenia bezpieczeństwa i ciągłości ruchu kopalni. Mieszanina powietrza z metanem, w zależności od jego stężenia, ma właściwości palne lub wybuchowe. W Polskiej Grupie Górniczej sp. z o.o. tylko KWK Piast-Ziemowit jest kopalnią niemetanową. W 2015 roku z pokładów metanowych pochodziło 66,4% węgla wydobytego w kopalniach byłej Kompanii Węglowej S.A. Najbardziej skuteczną, ale i bardzo kosztowną metodą obniżenia zagrożenia metanowego jest odmetanowanie górotworu. Koszty ponoszone na profilaktykę i zwalczanie zagrożenia metanowego obciążają koszty wydobycia węgla. Dlatego też wydajność odmetanowania w kopalniach Polskiej Grupy Górniczej sp. z o.o. dostosowana jest do skali zagrożenia metanowego. W artykule przedstawiono analizę kosztów profilaktyki metanowej dla kopalń o różnej metanowości bezwzględnej.
Methane is accompanied by most of the coal deposits. The methane hazard is excessive content of this gas in the mining excavations. This is a source of high risk security and continuity of the mine. The Piast–Ziemowit is the only non-methane mine in the Polish Mining Group. In 2015, 66,4% of the coal mined in Kompania Węglowa S.A. mines comes from methane coal seams. Methane drainage is the most effective but very costly method of combating methane hazard. The costs of prevention and eradication of methane hazard is charged to the costs of coal mining. Therefore, performance of methane drainage in the mines of the Polish Mining Group is adapted to the scale of the methane hazard. The article presents an analysis of the costs of prevention of methane hazard for mines with different absolute methane and its impact on the level of these costs.
Źródło:
Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN; 2017, 99; 143-158
2080-0819
Pojawia się w:
Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Szacunek kosztów zewnętrznych powodowanych przez planowane elektrownie wykorzystujące złoża węgla brunatnego Legnica i Gubin oraz krajowy sektor energetyczny
Valuation of external costs caused by the planned power plants using lignite in Legnica and Gubin and domestic power sector
Autorzy:
Kudełko, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/283526.pdf
Data publikacji:
2013
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
koszty zewnętrzne
elektrownie opalane węglem brunatnym
sektor energetyczny
external costs
lignite power plants
energy sector
Opis:
W artykule przedstawiono wyniki modelu EcoSenseWeb V 1.3 szacowania kosztów zewnętrznych powodowanych przez projektowane elektrownie wykorzystujące złoża węgla brunatnego Legnica i Gubin. Obliczenia przeprowadzono dla trzech rozważanych typów elektrowni, istotnie różniących się wskaźnikami emisyjnymi. Wysokości kosztów zewnętrznych – w mln Euro/rok oraz cEuro/kWh – zostały wyliczone dla dwóch przypadków: na całym obszarze rozprzestrzeniania się zanieczyszczeń oraz tylko dla Polski. Podkreślono, że w strukturze kosztów dominują koszty zdrowotne oraz koszty związane z globalnym ociepleniem. Dużo mniejszy zakres kosztów można zauważyć w przypadku zniszczeń materiałowych, ubytków plonów i strat bioróżnorodności. W przypadku elektrowni konwencjonalnej typu PC, bez instalacji CCS, poziom kosztów zewnętrznych wyniósłby około 5mld zł rocznie. Zastosowanie tej samej technologii, jednak przy zachowaniu wyższych standardów emisyjnych oznacza koszty rzędu 3,8 mld zł rocznie. Natomiast zastosowanie technologii typu oxy-fuel pozwala zminimalizować niekorzystny wpływ zanieczyszczeń gazowych do poziomu około 0,8 mld zł/rok. Całkowite koszty zewnętrzne powodowane przez krajowy sektor energetyczny wynoszą około 30 mld zł/rok, czyli około 2,1% krajowego PKB z roku 2010. Zaznaczono, że choć wyniki niniejszego artykułu nie są wystarczające dla jednoznacznej oceny zasadności budowy kompleksów węglowo-energetycznych w rejonie Legnicy i Gubina, jednak stanowią ważny punkt odniesienia do oceny tych i innych inwestycji energetycznych.
This paper presents the results of the EcoSenseWeb V 1.3 model for estimating external costs caused by the planned lignite power plants in Legnica and Gubin. Calculations were completed for three types of power plants which are characterized by significantly different emissions indicators. External costs – in million Euro/year and cEuro/kWh – are presented for two cases: for the whole area affected by the emissions and for Poland only. It was stressed that the cost of health impacts and global warming effects are most important. A much smaller range can be seen in the case of material damage, loss of crops and loss of biodiversity. In the case of a conventional PC power plant without CCS the level of external costs would be around 5 billon z³ per year. Using of the same technology, but maintaining higher environmental standards, causes 3.8 billion z³ per year. However, use of oxy-fuel technology can minimize the adverse impact of gaseous pollutants to a level of about 0.8 billion z³ per year. Total external costs caused by the Polish energy sector amounts to approximately 30 billion z³ per year, which means about 2.1% of the national GDP in 2010. It was noted that although the results presented in the article are not sufficient for the ultimate assessment of building the energy complexes in the region of Legnica and Gubin, however they could be a reference for assessment of these and other energy investments.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2013, 16, 2; 67-84
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Estymacja kosztów wytwarzania produktów konwersji węgla
Estimation of operation and maintenance costs for coal conversion products
Autorzy:
Zapart, L.
Ściążko, M.
Dreszer, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282761.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
koszty wytwarzania
konwersja węgla
zgazowanie
poligeneracja
paliwa ciekłe
wodór
metanol
usuwanie CO2
transport i magazynowanie CO2
production costs
coal conversion
gasification
polygeneration
liquid fuels
hydrogen
methanol
carbon capture and storage (CCS)
Opis:
Wybór opcji technologii konwersji węgla ukierunkowanej na wytwarzanie energii elektrycznej, wodoru, metanolu oraz paliw płynnych zasadniczo musi być związany z jego zgazowaniem. W pracy przedstawiono metody oraz wyniki szacowania kosztów eksploatacji instalacji dla wybranych układów technologicznych, z uwzględnieniem kosztów usuwania, transportu i magazynowania dwutlenku węgla a także kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2. Koszty eksploatacyjne instalacji obejmują: koszty operacyjne niepaliwowe (stałe i zmienne), koszty kapitałowe, koszty węgla, koszty transportu, składowania i monitoringu CO2. Estymacja kosztów została przeprowadzona z dokładnością jak dla studium przedrealizacyjnego (pre-feasibility), tj. š 30 %. Rachunek kosztów sporządzono dla dwóch scenariuszy: a) scenariusz 1 - przewidujący, w świetle prognozowanych zmian dotyczących praw do emisji CO2, zakup 100 % uprawnień do emisji dwutlenku węgla; b) scenariusz 2 - przewidujący budowę instalacji usuwania, transportu i składowania CO2.
Selection of coal processing technological option for power generation, hydrogen, methanol or liquid fuels production can be generally connected with coal gasification. Algorithms and capital investment cost estimations for chosen plant configurations are presented in the paper taking into account CCS costs. Production costs include: fixed and variable operating costs, capital costs, fuel costs, CO2 transport, storage and monitoring costs. The cost estimates are carried with an accuracy of š30 percent, consistent with the pre-feasibility study level. The cost estimates was prepared as with and without CO2 capture.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2009, T. 12, z. 2/2; 645-657
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Wyświetlanie 1-15 z 45

Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies