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 "Kosowski, P." wg kryterium: Autor

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-14 z 14
    Tytuł:
    Opcje realne - alternatywne podejście do oceny opłacalności projektów inwestycyjnych w przemyśle naftowym
    Real options - an alternative approach to the estimation of profitability of investment projects in the petroleum industry
    Autorzy:
    Kosowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299173.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    opcje realne
    ocena efektywności inwestycji
    przemysł naftowy
    real options
    profitability estimation
    oil industry
    Opis:
    W artykule omówiono kwestie związane z wykorzystaniem do oceny efektywności inwestycji w przemyśle naftowym teorii opcji realnych. Przedstawiono przykład wyceny inwestycji za pomocą opcji realnych i skonfrontowano go z analizą przeprowadzoną z wykorzystaniem tradycyjnych metod. Podejmowania decyzji inwestycyjnych to trudne, skomplikowane i odpowiedzialne zadanie. Kadra zarządzająca musi zdecydować, czy i kiedy wykonać określony ruch biznesowy, który zazwyczaj jest trudny, lub nawet niemożliwy do odwrócenia, a w każdym z takich przypadków występuje duża niepewność odnośnie jego rezultatów. Decyzje te mają bezpośredni wpływ na przepływy pieniężne generowane przez przedsiębiorstwo. Tradycyjne metody oceny opłacalności projektów inwestycyjnych, oparte na zdyskontowanych przepływach pieniężnych, posiadają szereg wad, które utrudniają prawidłową wycenę inwestycji. Jedną z najważniejszych jest statyczność, czyli brak możliwości uwzględnienia zmian wynikających z procesu decyzyjnego w trakcie trwania inwestycji. Odpowiedzią na potrzebę wykorzystania lepszych metod oceny efektywności inwestycji jest, zyskująca w ostatnich latach coraz większe uznanie w światowej ekonomice naftowej, metoda wyceny opcji realnych. Dzięki temu proces decyzyjny ma charakter ciągły, co odpowiada sytuacji rzeczywistego zarządzania projektem inwestycyjnym w przemyśle naftowym.
    Paper discusses issues relating to the valuation of investment efficiency in the petroleum industry using a real options theory. The example of investment pricing using real options was depicted and it was confronted with the analysis executed with the use of traditional methods. Indicators commonly used to evaluate profitability of investment projects, based on a discounted cash flow method, have a few significant drawbacks, the most meaningful of which is staticity which means that any changes resulting from a decision process during the time of investment cannot be taken into consideration. In accordance with a methodology that is currently used, investment projects are analysed in a way that all the key decisions are made at the beginning and are irreversible. This approach assumes, that all the cash flows are specified and does not let the fact that during the time of investment there may appear new information, which could change its original form. What is also not analysed is the possibility of readjustment, due to staff managment's decisions, to the current market conditions, by expanding, speeding up/ slowing down, abandoning or changing an outline of the undertaking. In result, traditional methods of investment projects valuation may lead to taking wrong decisions, e.g. giving up an owned exploitation licence or untimely liquidation of boreholes, which seem to be unprofitable. Due to all the above-mentioned there appears the necessity of finding some other methods which would let one make real and adequate estimations about investments in a petroleum industry especially when it comes to unconventional resources extraction. One of the methods which has been recently getting more and more approval in a world petroleum economics, is a real options pricing method. A real option is a right (but not an obligation) to make a decision connected with an investment in a specified time or time interval. According to the method a static model of pricing using DCF is no longer used; an investment project is divided into a series of steps and after each one there is a range of possible investment decisions, technical and organizational issues and all the others called 'real options'. This lets one take many different varieties of modyfiying a strategy while pricing the project. This also makes it possible to react to the changing inner and outer situation and introducing new information while accomplishing the investment project. Owing to those, the decision process is a continuous operation, what is an actual vision of a real investment project management in the petroleum industry.
    Źródło:
    AGH Drilling, Oil, Gas; 2012, 29, 1; 217-228
    2299-4157
    2300-7052
    Pojawia się w:
    AGH Drilling, Oil, Gas
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wstępna ocena wpływu proponowanych zmian fiskalnych na opłacalność wydobycia gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych
    Preliminary assessment of the impact of the proposed changes in the taxation system on the profitability of unconventional gas production
    Autorzy:
    Kosowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/952461.pdf
    Data publikacji:
    2014
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    podatek węglowodorowy
    niekonwencjonalne złoża gazu ziemnego
    system podatkowy
    opłacalność inwestycji
    symulacja Monte Carlo
    hydrocarbon tax
    unconventional gas
    tax system
    profitability
    Monte Carlo simulation
    Opis:
    W artykule przedstawiono próbę wstępnej oceny wpływu nowych regulacji fiskalnych na opłacalność wydobycia niekonwencjonalnego gazu ziemnego. W Polsce od 1 stycznia 2016 r. wprowadzony zostanie nowy system obciążeń fiskalnych dla przedsiêbiorców zajmujących się eksploatacją węglowodorów, choć płatność tych podatków zostanie odroczona do 2020 roku. System będzie składał się z trzech podstawowych elementów: specjalnego podatku węglowodorowego, podatku od wydobycia niektórych kopalin oraz podatku dochodowego od osób prawnych. Ocenie poddano dwa warianty projektu wydobywczego: wariant I zakładający wydobycie w ciągu 6 lat 56 mln m3 gazu ziemnego i wariant II, w którym przez 20 lat wydobyte zostanie 100 mln m3 gazu. Na potrzeby analizy skonstruowano stochastyczny model ekonomiczny wykorzystujący metodę Monte Carlo. Rezultaty obliczeń pokazują, iż wpływ nowych regulacji podatkowych na opłacalność projektów wydobywczych będzie uzależniony od ich jakości. W przypadku wariantu I wpływ nowych uregulowań jest niewielki.W wariancie II, zakładającym większe wydobycie całkowite i dłuższy czas eksploatacji, negatywny wpływ nowych regulacji na efektywność ekonomiczną jest już wyraźny. Widoczny jest tutaj progresywny charakter zmian. Im bardziej udany jest projekt wydobywczy, tym większy wpływ nowego systemu obciążeń na jego opłacalność. Wwariancie I średnia wartość NPV dla nowych regulacji wzrosła o 1,65%, a w drugim spadła o 14,10%. W przypadku nominalnej wartości zapłaconych podatków średnia dla wariantu I spadła o 0,36%, a w wariancie II wzrosła aż o 66,16%.
    This article presents an initial attempt to assess the impact of new regulations impacting the system of taxation on the profitability of unconventional gas production. The new system of fiscal burdens for entrepreneurs involved in the exploitation of hydrocarbons in Poland will be introduced from 1 January 2015, but payment of these taxes will be deferred to 2020. This fiscal system will consist of three basic elements – a special hydrocarbon tax, natural gas production tax, and corporate income tax (CIT). Two variants of an investment project were assessed – variant I, duration time 6 years and total production of natural gas of 56 million cubic metres; and variant II, duration time 20 years and total production of 100 million cubic metres of natural gas. A stochastic economic model was constructed using the Monte Carlo simulation to conduct the analysis. Results of the assessment show that the impact of the new tax regulations on the profitability of unconventional gas production projects will depend on their quality. In the case of variant I, the impact of the new regulations is small. For variant II, where greater total production and duration time is assumed, the negative impact of the new regulations on economic efficiency is clearly visible. The progressive nature of the proposed changes is apparent; the more successful the production project, the greater the impact of the new tax system on its profitability. In variant I, the average net present value (NPV) for the new regulations increased by 1.65%, while for variant II it dropped by 14.10%. The nominal average value of the fiscal burden for variant I decreased by 0.36%, but for variant II increased by as much as 66.16%.
    Źródło:
    Polityka Energetyczna; 2014, 17, 3; 109-124
    1429-6675
    Pojawia się w:
    Polityka Energetyczna
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Perspektywy rozwoju sektora LNG w Rosji
    Prospects for the LNG sector in Russia
    Autorzy:
    Kosowska, K.
    Kosowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/394370.pdf
    Data publikacji:
    2016
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    Rosja
    LNG
    gaz ziemny
    eksport
    Russia
    natural gas
    exports
    Opis:
    Sektor energetyczny jest niezwykle ważnym elementem gospodarki Federacji Rosyjskiej, a eksport nośników energii był jednym z głównych czynników, które pozwoliły wyrwać się Rosji z objęć kryzysu i upadku lat dziewięćdziesiątych XX wieku. Wśród surowców energetycznych, eksportowanych przez Rosję, specyficzne miejsce zajmuje gaz ziemny, ponieważ jego transport wciąż odbywa się głównie za pomocą gazociągów, co czyni go mało elastycznym i uzależnia nie tylko odbiorców, ale również dostawców. Do niedawna nie istniał w związku z tymi ograniczeniami globalny rynek gazu ziemnego, a handel koncentrował się na rynkach krajowych, regionalnych oraz kontynentalnych. Sytuacja ta zaczęła się zmieniać wraz z gwałtownym rozwojem technologii LNG. Zmiany te są poważnym zagrożeniem dla Rosji, jako eksportera gazu ziemnego, ponieważ rozwój sektora LNG w tym kraju jest powolny, a dotychczasowi odbiorcy gazu starają się zdywersyfikować kierunki jego dostaw w celu zwiększenia swojego bezpieczeństwa energetycznego. Chociaż Rosja posiada 23% światowych rezerw gazu ziemnego, a rosyjska produkcja tego paliwa stanowi 20% globalnego wydobycia, to jej udział w globalnym rynku LNG w 2015 roku osiągnął poziom zaledwie 5%. Rosyjska strategia energetyczna zakłada wzrost tego wskaźnika w 2035 roku do 12%, a cel ten ma zostać osiągnięty dzięki pięciokrotnemu zwiększeniu produkcji LNG. Niemniej jednak, do chwili obecnej w Rosji uruchomiony został tylko jeden projekt gazu skroplonego, a pięć kolejnych znajduje się w fazie planowania. Większość z nich nastawiona będzie na rynek Azji Południowo-Wschodniej. Teoretycznie, gdyby wszystkie plany rosyjskich spółek LNG zostały zrealizowane, około 2020 roku rosyjski eksport LNG mógłby osiągnąć poziom prawie 70 mln ton rocznie. Jednakże już dziś wiadomo, że w 2020 roku rosyjskie moce produkcji LNG nie osiągną planowanych rozmiarów. Wynika to z szeregu trudności, wśród których należy wymienić: ogólne problemy polityczne i gospodarcze Rosji (w tym sankcje gospodarcze), niskie ceny ropy i gazu oraz brak odpowiednich technologii niezbędnych do budowy instalacji LNG.
    The energy sector is an extremely important part of the economy of the Russian Federation, and the export of energy was one of the main factors that allowed Russia to get away from the crisis and fall of the 1990s. Among the raw materials exported by Russia, specific place is occupied by the natural gas because its transport is still mainly via pipelines. That process is inflexible and makes not only recipients but also providers dependent on each other. Until recently, the global market of natural gas have not existed, and the trade was focused on the domestic, regional and continental markets. This situation began to change along with the rapid development of LNG technology. These changes can be a serious threat to Russia, as the exporter of natural gas, because the development of the LNG sector in this country is slow, and existing gas customers are trying to diversify directions of its supply in order to increase its energy security. Although Russia has 23% of the world’s natural gas reserves, and a Russian production of this fuel represents 20% of the global production, its share of global LNG market in 2015, reached the level of just 5%. The Rus- sian energy strategy assumes an increase in this indicator in 2035 to 12%, and this objective is to be achieved through fivefold increase in production of LNG. However, up to now, there is only one operating LNG production plant in Russia, and further five are in the planning stages. Most of them will be focused on South-East Asian market. Theoretically, if all plans of Russian LNG companies were implemented, around 2020 Russian exports of LNG could reach a level of almost 70 million tonnes per year. However, today it is already known that Russian LNG production capacity do not reach the planned size in the year 2020. This is due to a number of difficulties and among them are: the political and economic problems of Russia (including economic sanctions), low oil and gas prices and the lack of appropriate technologies needed to build the LNG production plants
    Źródło:
    Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN; 2016, 95; 69-79
    2080-0819
    Pojawia się w:
    Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    System opodatkowania producentów ropy naftowej w Federacji Rosyjskiej i jego wpływ na rozwój sektora naftowego
    Taxation of oil producers in the Russian Federation and its influence on the development of the Russian Federation’s oil industry
    Autorzy:
    Kosowska, K.
    Kosowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/283708.pdf
    Data publikacji:
    2015
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    przemysł naftowy
    opodatkowanie
    Rosja
    NDPI
    cło eksportowe
    oil industry
    taxation
    Russia
    export duty
    fiscal system
    Opis:
    Jedną z metod regulacji państwowej najbardziej dochodowego sektora Rosji – naftowego – jest nadzór oraz kontrola nad systemem fiskalnym. Podstawowym podatkiem przy prowadzeniu działalności opartej na eksploatacji złóż jest podatek od wydobycia surowców mineralnych – NDPI. Dwunastoletnia praktyka stosowania NDPI pokazała, że obowiązujący system podatkowy nie jest w stanie sprostać bieżącym problemom sektora naftowego. Jest on nastawiony na konfiskatę bieżących przychodów, wygenerowanych dzięki sprzyjającej koniunkturze cenowej na rynkach światowych. Skala NDPI przez długi czas pozostawała płaska i nie uwzględniała unikalności parametrów poszczególnych złóż, a także stopnia ich wyeksploatowania. Dlatego system podatkowy obwarowano licznymi ulgami, mającymi na celu stymulowanie wydobycia z nowych złóż oraz tych o dużym stopniu wyeksploatowania. Pomimo wprowadzonych ulg, system podatkowy jest uzasadniony wyłącznie w odniesieniu do projektów, które nie wiążą się z poważnymi nakładami inwestycyjnymi. Lecz nie sprawdza się on przy realizacji kapitałochłonnych projektów w nowych regionach wydobywczych oraz na szelfach mórz północnych. Sytuacji w branży naftowej nie poprawi obowiązujący obecnie „manewr podatkowy” polegający na stopniowym obniżaniu ceł eksportowych i akcyzy kosztem podnoszenia podatku NDPI. Zainicjowane zmiany pozwolą na zwiększenie wpływów budżetowych z tytułu NDPI, lecz jednocześnie wpłyną na obniżenie dochodów podmiotów działających w sektorze, w szczególności tych firm, które mają duży udział w wydobyciu i przetwórstwie ropy. Obecna polityka podatkowa w sektorze naftowym nie bierze pod uwagę potrzeby stworzenia korzystnych warunków dla rozwoju branży, która bez odpowiedniego wsparcia ekonomicznego już w najbliższych latach zetknie się z deficytem inwestycji. Rosyjskie spółki naftowe pod koniec 2008 roku, na fali światowego kryzysu finansowego, zaczęły domagać się odejścia od NDPI, opartego na opodatkowaniu przychodów w stronę systemu, obierającego za podstawę opodatkowania zyski firm. Przy tym wysuwano żądanie zastosowania nowego systemu do wszystkich rodzajów złóż. W odpowiedzi na to, we wrześniu 2014 roku Ministerstwo Energetyki przygotowało propozycję zmian w opodatkowaniu sektora naftowego, opartego na NDD, podatku od wyniku finansowego, który za podstawę przyjmuje zysk operacyjny spółki pomniejszony o koszty inwestycyjne.
    One of the methods of state regulation of the most profitable sector of the Russian Federation’s economy – the petroleum industry – is supervision and the fiscal system. The primary tax on extraction of mineral resources is the NDPI tax. A 12-year-old practice of the current tax system has shown that the NDPI is not able to cope with the current problems of the petroleum sector. It is focused on the confiscation of current revenues, generated by favourable prices on world markets. The NDPI’s scale remained constant over a long period of time and did not take individual parameters of fields, as well as their depletion stage into account. Therefore, the tax system was hedged around with many allowances, aimed at stimulating the exploration of new and mature fields. Despite that, the tax system is friendly only for projects that do not involve significant capital investments. This does not work, however, when it comes to capital-intensive projects in new regions as well as on the northern seas shelves. The situation in the oil industry will not be improved by the “tax manoeuvre” which is based on the gradual lowering of export duties and excise duties and the simultaneous increasing of the NDPI tax. This will enable the increase of budgetary revenues, but at the same time it will reduce the income of companies operating in the oil industry, in particular those companies that are heavily involved in crude oil production and processing. The current tax policy does not take into account the need to create favourable conditions for the development of the oil industry, which in the next few years may face a serious investment deficit. At the end of 2008, on the wave of the global financial crisis, Russian oil companies began to demand a departure from the NDPI tax, based on the taxation of income, and the selection of an alternative manner: the taxation of profits. In response to this, in September 2014, the Ministry of Energy drew up a proposal for changes of the oil industry’s taxation. That proposal is based on the NDD tax, which takes the company’s operating profit minus the capital costs as a basis.
    Źródło:
    Polityka Energetyczna; 2015, 18, 3; 115-130
    1429-6675
    Pojawia się w:
    Polityka Energetyczna
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Ocena rentowności stacji regazyfikacji oraz wyznaczanie minimalnej ceny za LNG z wykorzystaniem symulacji Monte Carlo
    The profitability analysis of the small LNG regasification plant and calculating a minimum price for regasified natural gas using Monte Carlo simulation
    Autorzy:
    Kosowski, P.
    Wielgus, G.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299092.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    symulacja Monte Carlo
    LNG
    opłacalność ekonomiczna
    Monte Carlo simulation
    economic profitability
    Opis:
    W artykule omówiono kwestie związane z budową stacji regazyfikacji LNG w małej skali, przeznaczonych do zasilania gazem ziemnym odbiorców na terenach niezgazyfikowanych. Wykorzystanie gazu ziemnego w technologii LNG otwiera przed branżą gazowniczą nowe perspektywy i umożliwia m.in. łatwe i nie wymagające dużych nakładów inwestycyjnych wyjście z ofertą sprzedaży paliwa gazowego do klientów dotychczas znajdujących się poza zasięgiem sieci gazowej. Budowa i eksploatacja stacji regazyfikacji wymaga jednak przeprowadzenia na etapie planowania odpowiedniej analizy rentowności, która będzie w stanie uwzględnić ryzyko związane z tego typu działalnością. Autorzy przedstawili nakłady inwestycyjne oraz koszty funkcjonowania niewielkich stacji regazyfikacji, a także analizę ich rentowności z wykorzystaniem symulacji Monte Carlo. Wykorzystanie tego typu symulacji jest zasadne, ponieważ w rzeczywistości niezwykle rzadko wartości prognozowane podczas przygotowania inwestycji dokładnie odpowiadają wartościom rzeczywistym. W odniesieniu do budowy stacji regazyfikacji istotną niewiadomą pozostaje koszt jej budowy, ponieważ ze względu na niewielki rynek istnieje duże ryzyko wystąpienia znaczących różnic pomiędzy cenami ofertowymi i przetargowymi. Niełatwe jest również dokładne określenie poziomu kosztów funkcjonowania stacji regazyfikacji. Dzięki wykorzystaniu symulacji Monte Carlo, zamiast pojedynczego wyniku, otrzymujemy zbiór rezultatów, który można przedstawić w postaci histogramu i dystrybuanty oraz opisać szeregiem miar statystycznych, co pozwala na bardziej złożoną analizę problemu. W artykule zaprezentowano również metodę wyznaczania minimalnej ceny za paliwo gazowe, zapewniającej osiągniecie założonej przez inwestora stopy zwrotu.
    The paper discuses issues related to the construction of the small LNG regasification plants. The use of the natural gas in LNG technology opens up new prospects for gas industry and allows it to gain new customers located outside the gas network. However, the appropriate profitability analysis is required to conduct before construction and putting such plant into operation. The authors present capital and operating costs of the small scale LNG regasification plant, as well as the profitability analysis using Monte Carlo simulation. The use of this type of simulation is justified because first assumptions very rarely correspond exactly to actual values. In the case of regasification plant it is difficult to determine precisely the capital and operating costs. Thanks to the use of the Monte Carlo simulation we receive a set of results, which may be present in the form of the histograph and described by statistical measures. It enables managers to carry out the more complex problem analysis. The article also presents the method of setting the minimum price for regasified natural gas, providing the expected rate of return.
    Źródło:
    AGH Drilling, Oil, Gas; 2012, 29, 1; 229-239
    2299-4157
    2300-7052
    Pojawia się w:
    AGH Drilling, Oil, Gas
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wpływ stopnia wykorzystania podziemnego magazynu gazu na jego efektywność ekonomiczną
    Influence of an underground gas storage on its economic efficiency
    Autorzy:
    Kosowski, P.
    Rychlicki, S.
    Stopa, J.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/300167.pdf
    Data publikacji:
    2008
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    podziemne magazyny gazu
    efektywność ekonomiczna
    rynek gazu ziemnego
    underground gas storage
    economic efficiency
    oil market
    Opis:
    W artykule zaprezentowano zagadnienia związane z ekonomiką podziemnego magazynowania gazu. Zmiany na rynku gazowym spowodowane liberalizacją, forsowaną przez Unię Europejską, wymagają nowego spojrzenia na kwestie podziemnego magazynowania gazu, a zwłaszcza na jego efektywność ekonomiczną. Nieuniknione powstanie wolnego i konkurencyjnego rynku usług magazynowania wymaga poznania przez operatorów instalacji magazynowych kluczowych czynników, wpływających na osiągane wyniki ekonomiczne. W artykule przedstawiono analizę wpływu stopnia wykorzystania magazynu na jego efektywność ekonomiczną oraz na minimalną cenę za magazynowanie gazu ziemnego, zapewniającą założoną przez operatora stopę zwrotu. Obliczenia zostały przeprowadzone dla przykładowego podziemnego magazynu gazu, z wykorzystaniem stworzonych przez autorów modeli finansowych.
    Issues related with economics of underground gas storing are presented in the paper. Changes in the gas market caused by liberalization policy promoted by the European Union require taking a new look on underground gas storing issues, especially economic efficiency. Inevitable formation of free and competitive market of storing services makes the operators learn the key elements of the storing installations influencing the achieved economic results. The influence of the degree of gas storage utilization on its economic efficiency and minimum price for natural gas storing services (providing the assumed return rate) is analyzed in the paper. The calculations were made for an exemplary gas storage, with the use of financial models worked out by the authors.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2008, 25, 2; 397-404
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Analiza kosztów separacji CO2 ze spalin w związku z możliwością jego podziemnego składowania
    Cost analysis of CO2 separation from exhaust gases to be stored underground
    Autorzy:
    Kosowski, P.
    Rychlicki, S.
    Stopa, J.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299477.pdf
    Data publikacji:
    2005
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    separacja dwutlenku węgla
    spalanie węgla
    spaliny
    elektrownie
    składowanie podziemne
    CO2 separation
    carbon combustion
    gases
    underground storing
    Opis:
    W artykule przedstawiono problem kosztów separacji dwutlenku węgla ze spalin pochodzących z elektrowni opalanych węglem, w celu jego późniejszego podziemnego składowania. Zaprezentowano porównanie kosztów separacji dla różnych technologii spalania węgla - w kotłach pyłowych oraz w bloku gazowo-parowym ze zintegrowanym zgazowaniem węgla. Przedstawiono również niektóre szacunkowe koszty związane z podziemnym składowaniem CO2.
    In this article authors present the problem of estimating the cost of carbon dioxide separation. This problem is connected with the Kyoto Protocol regulations and limits of greenhouse gases emission. This article shows the costs of two technologies of carbon combustion for electricity generation: Pulverized Coal (PC) combustion and Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) combustion. Some economical aspects to the geological sequestration are also mentioned.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2005, 22, 1; 205-210
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Transakcje "spot" i "futures" na rynku ropy naftowej
    Transactions "spot" and "futures" at the oil market
    Autorzy:
    Kosowski, P.
    Rychlicki, S.
    Stopa, J.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/300175.pdf
    Data publikacji:
    2008
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    ropa naftowa
    cena
    rynek ropy
    kontrakt "future"
    kontrakt "spot"
    oil
    price
    oil market
    "future" contract
    "spot" contract
    Opis:
    W artykule przedstawiono historię światowych cen ropy naftowej oraz omówiono główne czynniki gospodarcze i polityczne, wpływające na notowanie tego surowca. Do końca lat siedemdziesiątych XX wieku ceny ropy były determinowane głównie przez kontrakty długoterminowe pomiędzy producentami ropy naftowej a międzynarodowymi koncernami naftowymi. Rynek ropy naftowej zaczął się zmieniać, gdy produkcja krajów nie należących do OPEC po raz pierwszy przekroczyła produkcję krajów OPEC, co nastąpiło w 1982 roku. Pod koniec 1982 r. niemal połowa transakcji na międzynarodowym rynku ropy naftowej odbywała się na rynku "spot". Ponieważ ceny na rynkach "spot" były oparte na krótkoterminowych fundamentach, znaczne fluktuacje cen ropy naftowej zaczęły być normą. Aby zabezpieczyć się przed wahaniami cen uczestnicy rynku rozpoczęli kupowanie instrumentów pochodnych, takich jak kontrakty "futures". W artykule scharakteryzowano relacje pomiędzy sprzedażą na rynku "spot" a kontraktami terminowymi "futures" w okresie pomiędzy 1990 a 2008.
    The history of world's oil prices is outlines and the main economic and political factors influencing oil prices are discussed in the paper. By the close of 1970s the oil prices were mainly determined by long term contracts drawn between oil producers and international petroleum concerns. Oil market started to change when the production of countries non-OPEC members for the first time exceeded OPEC countries production in 1982. By the end of 1982 nearly half of transactions on the oil market took place at the "spot" market. The oil prices at the "spot" markets were short-term based, the fluctuation of oil prices became a standard. To avoid such oscillations, the market participants started buying derivative instruments, i.e. "futures" contracts. The relations between sales at the "spot" market and the "futures" contracts in the period 1990 and 2008 were characterized.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2008, 25, 2; 389-396
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Prognoza ekonomiki podziemnego magazynowania gazu w Polsce
    Forecast of economics of underground gas storages in Poland
    Autorzy:
    Stopa, J.
    Rychlicki, S.
    Kosowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299953.pdf
    Data publikacji:
    2007
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    ekonomika
    podziemne magazyny gazu
    cena gazu ziemnego
    economics
    underground gas storage
    gas prices
    Opis:
    W artykule zaprezentowano zagadnienia związane z ekonomiką podziemnego magazynowania gazu w Polsce na tle sytuacji w Europie. Podstawowym rozpatrywanym zagadnieniem są taryfy za komercyjne magazynowanie gazu ziemnego. Tego typu działalność nie jest obecnie w Polsce prowadzona, ale w przypadku zwiększenia dostępnych pojemności magazynowych oraz wejścia na rynek podmiotów konkurujących z PGNiG S. A. w zakresie dystrybucji gazu ziemnego, tego typu usługi będą musiały być wprowadzone. W artykule przedstawiono wybrane taryfy obowiązujące w krajach europejskich oraz przedstawiono wariantowe prognozy komercyjnych taryf dla warunków polskich, w zależności od przyjętych założeń ekonomicznych i technicznych. Wyniki obliczeń pokazują, że wysokość opłat za PMG w Polsce mogłaby być konkurencyjna w stosunku do stawek obowiązujących w Europie Zachodniej.
    Issues related with economics of underground gas storages in Poland are presented in view of the situation in Europe. The basic analyzed topic is prices of commercial gas storing. This type of activity is not presently carried out in Poland, though it might be if the available storing space was increased, and competition of Polish Oil and Gas Company came on market. Selected prices in some Europe's countries are presented, whereas the variants of forecast commercial prices are given in view of the economic and technical assumptions. The results of calculations reveal that the prices of UGS in Poland could be competitive in relation to the West European prices.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2007, 24, 1; 487-493
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Uwarunkowania techniczne i ekonomiczne sekwestracji CO2 w złożu ropy naftowej
    Technical and economical considerations of CO2 sequestration in oil field
    Autorzy:
    Stopa, J.
    Wojnarowski, P.
    Kosowski, P.
    Pyrzak, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299832.pdf
    Data publikacji:
    2011
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    złoża ropy naftowej
    geologiczna sekwestracja CO2
    metody EOR
    symulacja numeryczna
    analiza ekonomiczna
    oil field
    geological sequestration of CO2
    EOR methods
    numerical simulations
    economical analysis
    Opis:
    Proces sekwestracji geologicznej CO2 wiąże się z kosztami wynikającymi z separacji i zatłaczania ditlenku węgla, co czyni tę technologię w pewnych sytuacjach nieopłacalną. Rozwiązaniem może być połączenie tego procesu z zaawansowanymi metodami wydobycia ropy naftowej. W większości złóż tylko niewielka część ropy zostaje wydobyta standardowymi metodami eksploatacji, przeważająca część zasobów nadal pozostaje uwięziona w złożu. Wieloletnie doświadczenie pokazuje, że zatłaczanie CO2 do częściowo wyeksploatowanych złóż ropy naftowej może zwiększyć wydobycie, wpływając w ten sposób na opłacalność inwestycji. W artykule przedstawiono ocenę efektywności oraz analizę ekonomiczną procesu sekwestracji CO2 w jednym z karpackich złóż ropy naftowej z wykorzystaniem symulacji numerycznej. Wyniki wariantowych symulacji eksploatacji złoża wskazują, że proces zatłaczania CO2 z jednoczesnym jego składowaniem powoduje zwiększenie wydobycia ropy naftowej. Należy jednak podkreślić, że brak jest prostej zależności między ilością zatłoczonego CO2 a zwiększeniem wydobycia, a proces ten prowadzony na dużą skalę może powodować zagrożenia dla dalszej eksploatacji i sprawdza się przede wszystkim na dużych obiektach. W związku z tym planowanie takich rozwiązań musi uwzględniać zarówno oceny ekonomiczne, jak i techniczne procesu.
    Geological sequestration of CO2 generates costs connected with gas separation and injection, which in some situations makes this process unprofitable. Solution in this situation can be connection of this process with enhanced oil recovery. In majority oil fields only small part of oil is produced witch standard methods of exploitation. Experience from developed projects shows that CO2 injection into partially depleted reservoir can increase oil production making this process cost-effective. In this work technical and economical efficiency analysis of CO2 injection into Carpathian oil field was presented. Numerical simulation of production was developed. Results of multi variant simulations shows, that CO2 sequestration increase oil production, but there is no simply correlation between amount of injected gas and production increment. Capacity of typical Polish Carpathian oil fields is not sufficient for power plant emission. For this kind of process more suitable are large reservoirs, which guarantee stable injection during power plant lifecycle.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2011, 28, 3; 533-541
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Ocena efektywności zabiegów intensyfikacji wydobycia w odwiertach eksploatacyjnych
    Evaluation of efficiency of enhancement procedures in production wells
    Autorzy:
    Stopa, J.
    Rychlicki, S.
    Wojnarowski, P.
    Kosowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/300241.pdf
    Data publikacji:
    2006
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    intensyfikacja wydobycia
    odwierty eksploatacyjne
    enhancement procedures
    drilling wells
    Opis:
    Zabiegi intensyfikacji wydobycia wpływają znacząco na własności fizyczne strefy przyodwiertowej, zwiększając przez to produktywność odwiertu. Efektywność takich zabiegów ocenić można przez analizę podstawowych parametrów eksploatacyjnych oraz porównanie zdolności produkcyjnej przed zabiegiem i po nim. W większości przypadków zabiegi te oceniane są jako pozytywne, jako że znacząco wpływają na wydobycie z odwiertów. Jednakże uwzględnienie czynnika ekonomicznego oraz czasu trwania efektu zwiększenia produktywności może zmienić te oceny. Wynika stąd konieczność gromadzenia i analizy dodatkowych danych eksploatacyjnych. W artykule dokonano przykładowych ocen efektywności zabiegów intensyfikacyjnych z uwzględnieniem wymienionych czynników oraz określono progi opłacalności ekonomicznej
    Enhancement procedures significantly influence the physical properties of the near-hole zone, thus increasing its productivity. The efficiency of such procedures can be evaluated by analyzing basic exploitation parameters and comparing them with productivity before and after the enhancement. In a majority of cases, these procedures are assessed as positive, significantly improving the productivity of wells. However, the economic factor may change the final evaluation. Hence a conclusion that additional exploitation data should be gathered and analysed. Exemplary assessments of enhancement efficiency are presented. The above mentioned factors were accounted for and economic profitability established
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2006, 23, 1; 431-440
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Ocena społecznej akceptacji przemysłu naftowego w Polsce
    Assessment of social acceptance of oil industry in Poland
    Autorzy:
    Rychlicki, S.
    Kosowski, P.
    Wartak, J.
    Solecki, M.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/283044.pdf
    Data publikacji:
    2016
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    przemysł naftowy
    ankieta
    ocena społeczna
    akceptacja społeczna
    CO2-EOR
    Polska
    oil industry
    survey
    social assessment
    social acceptance
    Polska
    Opis:
    W artykule przedstawiono wyniki badań ankietowych przeprowadzonych w celu poznania oceny społecznej akceptacji przemysłu naftowego w Polsce. Ankieta została przeprowadzona w południowej części województwa podkarpackiego (w Krośnie, Jedliczu i Rymanowie), gdzie od wielu lat funkcjonuje przemysł naftowy. Zbadano ogólny stan wiedzy respondentów w zakresie zagadnień związanych z przemysłem naftowym. Ocenie poddano odbiór społeczny wpływu działań przemysłu naftowego na życie ludzi oraz na środowisko przyrodnicze. Istniejące w obrębie badań złoża ropy naftowej i gazu ziemnego brane są pod uwagę przy możliwości intensyfikacji wydobycia ropy naftowej poprzez zatłaczanie dwutlenku węgla (CO2-EOR) z jednoczesną jego sekwestracją w złożu (CCS). W związku z powyższym, szczególną uwagę zwrócono na postrzeganie oraz akceptację przez społeczność lokalną wspomnianych technologii. Zaobserwowano, że badana społeczność w znacznej części deklaruje brak wiedzy w obrębie poruszanych zagadnień. Brak akceptacji społecznej w dużej mierze wynika z obawy przed nieznanym i może prowadzić do utrudnień w realizacji nowych inwestycji związanych z działalnością przemysłu naftowego. W związku z tym stwierdzono, że edukacja społeczeństwa w zakresie wspomnianej tematyki jest konieczna, ponieważ ma bezpośredni wpływ na postrzeganie oraz akceptację działań prowadzonych przez przemysł naftowy.
    The article presents the results of a survey carried out in the framework of the project MUSE in order to examine the assessment of social acceptance of the oil industry in Poland. The survey was conducted in the part of southern Sub-Carpathian region (in Krosno, Jedlicz and Rymanów), where the oil industry has been operating for many years. The respondents’ knowledge on issues related to the oil industry was exmained. Public perception of the impact of the oil industry on the lives of people and the environment was evaluated. Oil and natural gas fields existing within the field of research were taken into consideration when the possibility of enhancing oil recovery by injecting carbon dioxide (CO2-EOR) with its simultaneous sequence in the bed was concerned (CCS). Therefore, special attention was paid to social perception and acceptance of the above mentioned technologies. It has been observed that respondents of the survey largely declare a lack of knowledge on the issues discussed. The lack of social acceptance is largely due to the fear of the unknown and can lead to the appearance of difficulties in the implementation of new projects related to the activities of the oil industry. Therefore, it was found that it is necessary to educate the public on the subject, because it has a direct impact on the perception and acceptance of the activities of the oil industry.
    Źródło:
    Polityka Energetyczna; 2016, 19, 3; 133-145
    1429-6675
    Pojawia się w:
    Polityka Energetyczna
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Możliwości zwiększenia wydobycia ropy naftowej w Polsce z zastosowaniem zaawansowanych technologii
    Possibilities of production increases from Polish oil fields through the application of advanced technologies
    Autorzy:
    Wojnarowski, P.
    Stopa, J
    Janiga, D.
    Kosowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/283176.pdf
    Data publikacji:
    2015
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    niekonwencjonalne złoża ropy naftowej
    metody EOR
    szczelinowanie hydrauliczne
    unconventional oil reservoirs
    EOR methods
    hydraulic fracturing
    Opis:
    Przyszłe działania krajowego przemysłu naftowego, w obliczu malejącej ilości nowych, konwencjonalnych odkryć, powinny koncentrować się na dwóch możliwych ścieżkach rozwoju: zwiększeniu produkcji z dotychczas eksploatowanych złóż dzięki zastosowaniu zaawansowanych metod wydobycia oraz rozpoczęciu eksploatacji ze złóż niekonwencjonalnych. Oba te kierunki rozwoju wymagają znacznych nakładów finansowych, a opłacalność realizowanych w ich ramach projektów inwestycyjnych uzależniona jest od warunków makroekonomicznych, w tym szczególnie cen ropy i gazu ziemnego. W niniejszej pracy przedstawiono analizę możliwości aplikacji zaawansowanych metod udostępnienia i wydobycia z polskich złóż ropy naftowej. Zaprezentowano również możliwości zastosowania wybranych metod wydobycia z niekonwencjonalnego złoża ropy. Wyniki analizy pokazują, iż w warunkach polskich najszersze zastosowanie, jeśli chodzi o metody zaawansowane, znaleźć może zatłaczanie gazów w warunkach mieszania, a wśród nich zatłaczanie CO2. Dla złóż niekonwencjonalnych korzystnym rozwiązaniem może być zastosowanie wierceń kierunkowych połączonych z wieloetapowym szczelinowaniem hydraulicznym.
    The development of the domestic oil industry, faced with the declining number of new conventional discoveries, should focus on two possible paths: increasing production from currently operated fields through the use of advanced methods of extraction or the start of production from unconventional reservoirs. Both of these ways require substantial capital expenditures, and their profitability heavily depends on macroeconomic conditions, especially the price of crude oil and natural gas. This paper analyses the possibility of the application of advanced recovery methods which are applicable to Polish oil reservoirs. It also shows the applicability of selected methods for the extraction of unconventional oil. The results show that under Polish conditions, when it comes to conventional reservoirs, the widest prospects can be found for gas injection in mixing conditions, among them especially CO2 injection. In the case of unconventional reservoirs, the preferred solution may be the application of directional drilling combined with multi-stage hydraulic fracturing.
    Źródło:
    Polityka Energetyczna; 2015, 18, 4; 19-28
    1429-6675
    Pojawia się w:
    Polityka Energetyczna
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Zastosowanie odwiertów rozgałęzionych w eksploatacji złóż ropy i gazu
    Use of multilateral wells on oil and gas exploitation
    Autorzy:
    Stopa, J.
    Rychlicki, S.
    Wojnarowski, P.
    Kosowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299744.pdf
    Data publikacji:
    2007
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    odwierty multilateralne
    symulacja numeryczna
    eksploatacja ropy
    eksploatacja gazu
    multilateral well
    numerical simulations
    oil exploitation
    gas exploitation
    Opis:
    Zastosowanie odwiertów rozgałęzionych w porównaniu z konwencjonalnymi odwiertami prowadzić może do szeregu korzyści takich jak: możliwość zwiększenia zasobów poprzez udostępnienie partii złoża nie objętych dotychczasową eksploatacją, przyśpieszenie wydobycia, zmniejszenie kosztów ponoszonych w trakcie realizacji projektu wydobywczego dzięki wykorzystaniu wspólnego odcinka pionowego dla wielu gałęzi poziomych lub nachylonych. Stosowanie takich systemów wiąże się jednak ze wzrostem nakładów. Jednakże dzięki wysokiej cenie ropy naftowej oraz wysokiej efektywności, odwierty tego typu mogą stanowić atrakcyjną alternatywę udostępnienia złóż. W pracy przeprowadzono ocenę efektywności technicznej i ekonomicznej zastosowania odwiertów rozgałęzionych na przykładowych złożach ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce. Przeprowadzono wariantowe symulacje numeryczne pracy odwiertów w celu określenia wpływu konfiguracji odwiertów na ich produktywność. Wg wyników symulacji, zastosowanie odwiertów rozgałęzionych wpłynęło na znaczące zwiększenie wydobycia zarówno w przypadku złoża ropy naftowej jak i gazu ziemnego zapewniając ponadto objęcie równomierną eksploatacją dużej części złoża.
    Multilateral wells in comparison with traditional, vertical wells may bring many benefits like: increase of the reserves, significant increase of production, decrease of operational and capital costs and higher profits. But on the other hand one multilateral well requires substantially higher capital costs than single vertical well and such wells are more risky and more technically complicated. In this paper authors present evaluation of technical and economic efficiency of multilateral wells applied to exemplary oil and natural gas fields in Poland. Variant, numerical simulations were conducted in order to evaluate productivity of multilateral and vertical wells and their results were used in economic estimation.
    Źródło:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz; 2007, 24, 2; 869-876
    1507-0042
    Pojawia się w:
    Wiertnictwo, Nafta, Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-14 z 14

      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