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 "electricity prices" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-11 z 11
    Tytuł:
    Ceny energii elektrycznej w kontekście wdrożenia obligatoryjnego handlu na giełdzie energii
    Electricity prices: the obligatory trade via power exchange context
    Autorzy:
    Grudziński, Z.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/283046.pdf
    Data publikacji:
    2011
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    ceny energii elektrycznej
    giełda energii
    odbiorcy końcowi
    ceny energii w UE
    electricity prices
    power exchange
    final consumers
    electricity prices in EU
    Opis:
    W Polsce w ostatnim okresie wystąpiły istotne zmiany w strukturze sprzedaży energii elektrycznej. W wyniku wprowadzenia tzw. "obliga giełdowego" sposób ustalania cen na rynku energii elektrycznej stał się bardziej transparentny. Ten fakt oznaczał, że wszyscy wytwórcy mieli obowiązek sprzedaży przynajmniej 15% wyprodukowanej energii na giełdach towarowych lub na rynku regulowanym.W I kw. 2011 roku 57% kontraktów na sprzedaż energii była realizowana za pośrednictwem giełdy. Na TGE najdłużej funkcjonującym rynkiem jest Rynek Dnia Następnego. Rynek ten funkcjonuje od 30 czerwca 2000 roku i jest fizycznym rynkiem spot dla energii elektrycznej. Ceny na tym rynku są referencyjne (bazowymi dla innych kontraktów zawieranych na hurtowym rynku energii w Polsce).
    In the recent years the structure of electricity sales in Poland has changed significantly. As a result of the introduction of the obligatory sales of certain share of electricity via commodity exchange scheme, the electricity price creation process has become more transparent. In fact, all power producers are obliged to sell at least 15% of their production via commodity exchanges or on the regulated market. In the 1st quarter of 2011, 57% of contracts for electricity sales were made via the power exchange. The longest running market in the TGE is the Day-Ahead Market. This market is a physical spot market for electricity and has been functioning since the 3oth of June 2000. Prices in this market are the reference (base) prices for other contracts concluded in the Polish wholesale electricity market.
    Źródło:
    Polityka Energetyczna; 2011, 14, 2; 93-106
    1429-6675
    Pojawia się w:
    Polityka Energetyczna
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Deregulation of electricity market and drivers of demand for electrical energy in industry
    Autorzy:
    Bojnec, S.
    Papler, D.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/406681.pdf
    Data publikacji:
    2016
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
    Tematy:
    electricity prices
    market deregulation
    industrial users
    demand function
    Slovenia
    Opis:
    This paper investigates deregulation of electricity market focusing on electricity prices and drivers of demand for electrical energy in industry in Slovenia. The patterns in evolution of real electricity price developments and the three main components of the electricity price are calculated: liberalized market share for purchased electricity price, regulated infrastructure share for use of electricity network grids and mandatory state charges in the sale of electricity (duty, excise duty and value-added tax). To calculate the real value of electricity prices, producer price index of industrial commodities for electricity prices in industry is used as deflator and implicit deflator of gross domestic product for the size of the economy. In the empirical econometric part is used regression analysis for the amount electricity consumption in the industry depending on the real gross domestic product, direct and cross-price elasticity for natural gas prices in the industry. The results confirmed volatility in real electricity price developments with their increasing tendency and the increasing share of different taxes and state charges in the electricity prices for industry. Demand for electrical energy in industry is positively associated with gross domestic product and price of natural gas as substitute for electrical energy in industry use, and negatively associated with prices of electrical energy for industry.
    Źródło:
    Management and Production Engineering Review; 2016, 7, 3; 4-10
    2080-8208
    2082-1344
    Pojawia się w:
    Management and Production Engineering Review
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    The impact of the size of the training set on the predictive abilities of neural models on the example of the Day-Ahead Market System of TGE S.A.
    Autorzy:
    Ruciński, Dariusz
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2175162.pdf
    Data publikacji:
    2022
    Wydawca:
    Uniwersytet Przyrodniczo-Humanistyczny w Siedlcach
    Tematy:
    Day Ahead Market
    MATLAB environment
    Simulink environment
    neural modeling
    prediction time
    electricity prices
    Opis:
    The main object of the research was to examine the acceptable time horizon that could be predicted by previously learned models of the Day-Ahead Market (DAM) TGE S.A. system. The article contains the results of research on the predicting ability of different ANN models of the DAM TGE S.A. The research was conducted based on data covering the operation of the Polish stock exchange in the period from 2002 to 2019 (the first half of the year). The research was carried out based on the learned ANN models of the DAM system. Data were taken for examination covering the time from 2002 to 2019 (1st half of the year) and was divided into a different period, i.e., a month, a quarter, and a half-year., year, etc. The MSE, MAE, MAPE, and R2 were adopted as the criteria for assessing the ability of individual models to predict electricity prices. The research was carried out by successively expanding forecasting periods in a rolling manner. For example, for a half-year, prediction time intervals were increased from one week to month, two months, quarter, half-year, etc. results for a model representing a given period. A lot of interesting research results were obtained.
    Źródło:
    Studia Informatica : systems and information technology; 2022, 1(26); 5--22
    1731-2264
    Pojawia się w:
    Studia Informatica : systems and information technology
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Prediction capabilities of the LSTM and Perceptron models based on the Day-Ahead Market on the Polish Power Exchange S.A.
    Autorzy:
    Ruciński, Dariusz
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/27323577.pdf
    Data publikacji:
    2023
    Wydawca:
    Uniwersytet Przyrodniczo-Humanistyczny w Siedlcach
    Tematy:
    shallow networks
    deep networks
    Day-Ahead Market
    MATLAB
    Simulink environment
    neural modeling
    prediction time
    electricity prices
    Opis:
    The main purpose of the research was to examine the properties of models for two kinds of neural networks, a deep learning models in which the Long Short-Term Memory was chosen and shallow neural model in which the Perceptron Neural Network was chosen. The subject of the examination was the Day-Ahead Market system of PPE S.A. The article presents the learning results of both networks and the results of the predictive abilities of the models. The research was conducted based on data published on the Polish Stock Exchange for the 2018 year. The MATLAB environment was chosen as a tool for providing the examinations. The determination index (R2) and the mean square error (MSE) was adopted as the network evaluation criterion for the learning ability and for the prediction ability of both networks.
    Źródło:
    Studia Informatica : systems and information technology; 2023, 1(28); 69--82
    1731-2264
    Pojawia się w:
    Studia Informatica : systems and information technology
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wpływ polityki podatkowej państwa na ceny energii elektrycznej w krajach UE
    The impact of tax policy on electricity prices in the EU
    Autorzy:
    Mazurkiewicz, J.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/282336.pdf
    Data publikacji:
    2014
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    system podatkowy
    podatki ekologiczne
    ceny energii elektrycznej
    ekologiczna reforma podatkowa
    tax system
    environmental taxes
    electricity prices
    ecological tax reform
    Opis:
    Podatki ekologiczne obejmują grupę świadczeń pieniężnych na rzecz państwa, w których podstawą opodatkowania jest działanie wywierające udowodniony i negatywny wpływ na środowisko. Wramach tej definicji klasyfikowane są obciążenia nakładane na emisję zanieczyszczeń do środowiska, gospodarcze korzystanie ze środowiska oraz konsumpcję, w wyniku której powstają środowiskowe efekty zewnętrzne. Główną funkcję, jaką pełnią podatki ekologiczne, jest ograniczanie szkodliwego oddziaływania podmiotów gospodarczych na środowisko. Fakt opodatkowania energii i jej źródeł, a zatem dóbr, które nie posiadają substytutów lub ich substytucja wiąże się z ponoszeniem wysokich kosztów transakcyjnych sprawia, że podatki ekologiczne mogą również stawiæ stabilne źródło dochodów budżetowych. Artykuł stanowi analizę zmian zachodzących w systemach podatkowych krajów UE-27 w kontekście ich wpływu na ceny energii. Celem artykułu jest znalezienie odpowiedzi na pytanie, czy wprowadzane w okresie kryzysu gospodarczego reformy podatkowe stanowiły istotny czynnik kształujący zmiany poziomu cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych i przedsiębiorstw. Opracowanie składa się z trzech części. W pierwszej zaprezentowano istotę podatków ekologicznych oraz scharakteryzowano główne funkcje, jakie pełnią one we współczesnej gospodarce. W drugiej części dokonano oceny zmian w systemach podatkowych państw czlonkowskich w latach 2008–2013, aby następnie w części trzeciej zanalizować wpływ tych zmian dla poziomu cen energii elektrycznej w krajach członkowskich UE.
    Environmental taxes constitute the payments to the state budget where the tax base is comprised of activities harmful to the environment. Taxes on emissions, economic use of the environment, as well as on consumption resulting in negative externalities are classified within the framework of this definition. The main purpose of environmental taxes is to reduce the negative impact upon the environment. However, due to the fact that energy and energy sources are non-substitutable goods, or their substitution requires high transaction costs, environmental taxes may form a stable source of budget revenues. This paper presents the changes to the tax systems in the EU-27 and their influence on electricity prices. Themain objective is to examine if the taxmodifications are driving the dynamics of the changes in electricity prices for domestic consumers and industry. The study consists of three essential parts. The first presents the issue of environmental taxes and characterizes the main function they perform in contemporary economics. The second part is an assessment of modifications to the tax systems in the EU-27 between 2008 and 2013. This then provides the basis for analyzing the relation between environmental taxes and electricity prices in the EU Member States in the third part of the paper.
    Źródło:
    Polityka Energetyczna; 2014, 17, 3; 295-308
    1429-6675
    Pojawia się w:
    Polityka Energetyczna
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wpływ kosztów paliwowych oraz cen pozwoleń na emisję CO2 na ceny rynkowe energii elektrycznej : zastosowanie modelu WILMAR
    The impact of fuel costs and CO2 emissions permit prices on the electricity prices : application of the WILMAR model
    Autorzy:
    Kamiński, J.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/282589.pdf
    Data publikacji:
    2010
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    model optymalizacyjny
    koszty paliwowe
    ceny pozwoleń na emisję CO2
    ceny energii elektrycznej
    optimisation model
    fuel costs
    CO2 emissions permit prices
    electricity prices
    Opis:
    W artykule przedstawiono analizę wpływu kosztów paliwowych oraz cen pozwoleń na emisję CO2 na ceny rynkowe energii elektrycznej. W badaniach wykorzystano model optymalizacyjny WILMAR, umożliwiający analizę ilościową zjawisk zachodzących w systemie elektroenergetycznym. Obliczenia przeprowadzono dla pięciu scenariuszy badawczych zakładających różne poziomy cen pierwotnych nośników energii oraz cen pozwoleń na emisję CO2. Zwiększenie cen pozwoleń (podobnie jak wzrost kosztów paliwowych) skutkuje nie tylko wzrostem cen energii elektrycznej, ale również wpływa na zmianę obciążenia linii przesyłowych między regionami. Wynika to ze zwiększonej produkcji energii w elektrowniach gazowych i wzrostu eksportu do regionów, gdzie produkcja oparta jest na węglu. Przeprowadzona analiza wskazuje ponadto, że model WILMAR poprawnie odpowiada na zadane wymuszenia, co potwierdza jego użyteczność w analizach dotyczących sektora energetycznego.
    The paper presents an analysis of the impact of fuel costs andCO2 emissions permit prices on electricity prices. An optimisation model (WILMAR) was employed for the quantitative analysis. The model was run under five different scenarios. In these scenarios the fuel prices and the CO2 emissions permit prices were changed. An increase in the CO2 emissions permit prices (similarly to the increase in the fuel prices) not only increased the electricity prices, but also influenced significantly the transmission of electricity between selected regions. This is mostly caused by increased electricity production in gas power plants and export of this electricity to the coal-based regions. Furthermore, this analysis indicates that the WILMAR model adequately responses to the change in the values of selected parameters, therefore may be recommended for further analyses concerning the power sector.
    Źródło:
    Polityka Energetyczna; 2010, 13, 1; 67-79
    1429-6675
    Pojawia się w:
    Polityka Energetyczna
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Niepewność cen i kosztów technologii wytwarzania energii elektrycznej w analizach projektów inwestycyjnych
    Uncertainty of price and cost of electricity in analyses of investment projects
    Autorzy:
    Sowiński, J.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/283575.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    elektrownia
    technologie energetyczne
    inwestycje
    niepewność
    cena energii elektrycznej
    koszt wytwarzania energii elektrycznej
    power plant
    technology of power generation
    investment
    uncertainty
    electricity prices
    cost of electricity
    Opis:
    Celem artykułu jest analiza problemu uwzględniania niepewności w decyzyjnych modelach inwestycji w elektroenergetyce, wykorzystujących metodyke real options approach. Miarą niepewności w modelach jest odchylenie standardowe względnych zmian przychodów. Przychody zależą od wielu czynników, a najistotniejszymi są: cena energii elektrycznej na hurtowym rynku energii, koszt wytwarzania oraz wolumen sprzedawanej energii elektrycznej. Założono, że czas wykorzystania mocy zainstalowanej przykładowych technologii wytwarzania energii elektrycznej jest wielkością zdeterminowaną. Szczegółowo opisano kształtowanie się ceny energii elektrycznej i kosztów jej wytwarzania. Dodatkowo przeanalizowano wpływ cen paliw na koszt wytwarzania energii elektrycznej. Zbudowano bazę danych cen paliw i cen energii elektrycznej w przedziale od czerwca 2007 do stycznia 2011 na podstawie danych World Bank, International Monetary Fund, NYMEX – CME Group, globalCOAL i ARE S.A. Zaprezentowane wielkości to cena energii elektrycznej na hurtowym rynku energii w Polsce, cena uranu (U3O8) na rynku światowym, średnia cena ropy naftowej na rynku owiatowym, cena rosyjskiego gazu na rynku niemieckim oraz cena australijskiego wegla energetycznego na rynku europejskim. Na tej podstawie wyznaczono wartości odchylenia standardowego przychodów dla przykładowych technologii wytwarzania energii elektrycznej: konwencjonalnej elektrowni spalającej wegiel kamienny, elektrowni jądrowej, elektrowni gazowo-parowej i spalającej ciężki olej opałowy. W dotychczasowych publikacjach brak było wskazówek, w jaki sposób interpretowaa miare niepewnooci, jaką jest wartość odchylenia standardowego względnych zmian przychodu. Na podstawie obliczeń sformułowano wnioski dotyczące przyjmowania miary niepewności dla scenariuszy prognozowania długoterminowego, niezbędnego w analizie inwestycji w elektroenergetyce.
    The purpose of this paper is an analysis of the uncertainty in decision-making models of investment. The models use the real options approach. The uncertainty measure in the models is the standard deviation of the relative variability of revenue. The revenue depends on many factors, but the most important are: electricity price on the energy market, cost of electricity, and quantity of electricity for sale per year. It is assumed that the capacity factor (the percentage of maximum output generated in an average year) is determined for selected technologies of electricity generation. The variability of price and cost of electricity is described in detail. Additionally, the influence of fuel prices on the cost of electricity is analyzed. The database of fuel and electricity prices is created using data from the World Bank, International Monetary Fund, NYMEX – CME Group, globalCOAL, and ARE S.A. The time series contain data from 2007 to 2011. Collected data include the following variables: electricity price in Poland, uranium (U3O8 ) monthly price in US dollars per pound, monthly price of crude oil (petroleum) in US dollars per barrel, Russian natural gas border price in Germany in US dollars per thousands of cubic meters, and Australian thermal coal in US dollars per metric tonne. Using the database, the values of the standard deviation of revenue for selected power plants, e.g. hard coal power plant, nuclear power plant, combined cycle gas turbine, and power plant with diesel engines, is estimated. In previous publications there were no hints as to how the uncertainty measure should be interpreted. On the basis of the calculation, certain conclusions are formulated. As a result, decision makers may gain some insight into how to estimate uncertainty measure values in long-term forecasting scenarios of power sector investment analysis.
    Źródło:
    Polityka Energetyczna; 2012, 15, 3; 305-319
    1429-6675
    Pojawia się w:
    Polityka Energetyczna
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Rynek energii elektrycznej w Polsce. Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i prognozy cen energii elektrycznej
    Poland’s electricity market. Forecasts of demand for electricity and of electricity prices
    Autorzy:
    Rosicki, Remigiusz
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/619822.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Uniwersytet im. Adama Mickiewicza w Poznaniu
    Tematy:
    electricity
    electricity market
    electricity sector
    forecasts of the demand for electricity
    forecasts of electricity prices
    energia elektryczna
    rynek energii elektrycznej
    sektor energii elektrycznej
    prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną
    prognozy cen energii elektrycznej
    Opis:
    The subject of this paper is an analysis of the electricity market in Poland. The period of 2008–2015 came under close scrutiny, whereby emphasis was laid on the trends in electricity generation and demand, while taking into account the country’s economic development. In addition, the text mentions the forecasted demand for electricity in 2030, and electricity prices. As regards electricity prices, both qualitative and quantitative forecasts have been presented. In the latter case, the results of the author’s own forecast have been presented; these were obtained with the aid of selected methods applied for the analysis of the dynamics of economic phenomena (the exponential and linear trend models). In order to make the research problem more specific, the text addresses the following research questions: (1) Is it possible to point out any special characteristics of the structure and operation of the electricity market in Poland? (2) Is it possible to point out a characteristic trend in the changes in demand for electricity in Poland? (3) Is it possible to point out a characteristic trend inthe changes in electricity prices in Poland?
    Przedmiotem analizy w tekście jest charakterystyka funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Polsce. Bardziej szczegółowej analizie poddano lata 2008–2015; położono w niej nacisk na trendy w produkcji i zapotrzebowaniu na energię elektryczną, przy uwzględnieniu rozwoju gospodarczego kraju. Ponadto w tekście uwzględniono prognozy w zakresie zapotrzebowania na energię elektryczną na 2030 r. i prognozy cen na energię elektryczną. W przypadku prognoz cen na energię elektryczną zaprezentowano zarówno prognozę jakościową, jak i ilościową. W ostatnim przypadku zaprezentowano wyniki z własnej prognozy, które uzyskano za pomocą zastosowanych wybranych metod analizy dynamiki zjawisk ekonomicznych (model wykładniczy i model liniowy trendu). W związku z koniecznością uszczegółowienia problemu badawczego w tekścieprzedstawiono następujące pytania badawcze: (1)Czy można wykazać specyficzne cechy, które charakteryzowałyby strukturę i funkcjonowanie rynku energii elektrycznej w Polsce? (2) Czy można wskazać charakterystyczny trend w zakresie zmian zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce? (3) Czy można wskazać charakterystyczny trend w zakresie zmian cen energii elektrycznej w Polsce?
    Źródło:
    Środkowoeuropejskie Studia Polityczne; 2018, 1; 142-165
    1731-7517
    Pojawia się w:
    Środkowoeuropejskie Studia Polityczne
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Ceny energii elektrycznej na rynku krajowym
    Electricity prices on the domestic market
    Autorzy:
    Grudziński, Zbigniew
    Stala-Szlugaj, Katarzyna
    Ozga-Blaschke, Urszula
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2204794.pdf
    Data publikacji:
    2023
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    energia elektryczna
    ceny
    TGE
    electricity
    prices
    Opis:
    W roku 2021 po raz siódmy (od 2000 r.) bilans krajowej produkcji i zużycia energii elektrycznej był ujemny, przy czym różnica (–887 GWh) była niewielka w porównaniu z rokiem wcześniejszym (–13,3 TWh), dzięki znacznemu wzrostowi produkcji na poziomie 13,6%. W ostatnim okresie także nastąpiła zmiana relacji cenowych pomiędzy Polską i krajami sąsiednimi. Duży wzrost cen gazu spowodował, że produkcja energii z węgla kamiennego stała się bardziej rentowna. W 2022 r. ta sytuacja się jeszcze bardziej pogłębiła. W efekcie import energii do Polski ulegał stopniowemu ograniczeniu, rósł natomiast eksport. Sprzedaż i zakup energii elektrycznej na polskim rynku energii odbywa się przede wszystkim na giełdzie energii prowadzonej przez TGE SA w formie standardowych transakcji lub kontraktów. Najważniejszymi cenami na TGE są ceny notowane na RDN. Ceny z tego parkietu są traktowane jako referencyjne do wyceny innych kontraktów. Cena BASE na RDN ukształtowała się w roku 2021 na poziomie 401 zł/MWh. Ceny miesięczne w całym roku były w tendencji rosnącej. Wzrost bardzo przyspieszył w końcówce roku. W 2022 roku w sierpniu na RDN ceny osiągnęły poziom 1390 zł/MWh. Średnia cena uprawnień do emisji CO2 EUA z giełd ICE i EEX w 2021 r. była ponad dwukrotnie wyższa niż w 2020 r. i wyniosła 53,4 EUR (w 2020 r. – 24,7 EUR). W 2021 r. uprawnienia do emisji CO2 zyskały na wartości ok. 146%. Po ośmiu miesiącach 2022 r. ceny uprawnień do emisji wyniosły około 84 EUR a maksymalne ceny sięgały 95 EUR w notowaniach dziennych. W wyniku przeprowadzonej symulacji CDS określono przy jakich parametrach zewnętrznych takich, jak cena węgla, ceny uprawnień do emisji produkcja energii elektrycznej w Polsce jest opłacalna w zależności od sprawności.
    In 2021, for the seventh time (since 2000), the balance of domestic electricity production and consumption was negative, with the difference (–887 GWh) being small compared to the previous year (–13.3 TWh), thanks to a significant 13.6% increase in production. There has also been a recent change in the price relationship between Poland and neighbouring countries. The large increase in gas prices has made coal-fired power generation more profitable. In 2022, this situation has further intensified. As a result, energy imports to Poland were gradually reduced, while exports increased. The sale and purchase of electricity on the Polish energy market takes place primarily on the energy exchange operated by TGE SA in the form of standard transactions or contracts. The most important prices on the POLPX are those quoted on the DAM. Prices from this trading floor are treated as reference for the pricing of other contracts. The BASE price on the DAM was at 401 PLN/MWh in 2021. Monthly prices were on an upward trend throughout the year. The increase accelerated greatly at the end of the year. In 2022, prices reached 1,390 PLN/MWh on the DAM in August. The average price of CO2 EUA allowances from the ICE and EEX exchanges in 2021 was more than twice as high as in 2020, at EUR 53.4 (EUR 24.7 in 2020). In 2021, CO2 EUAs gained in value by approximately 146%. After eight months of 2022, emission allowance prices were around EUR 84 and maximum prices reached EUR 95 in daily quotations. As a result of the CDS simulation, it was determined at which external parameters, such as the price of coal and the price of emission allowances, the production of electricity in Poland is profitable according to efficiency.
    Źródło:
    Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN; 2023, 111; 81--94
    2080-0819
    Pojawia się w:
    Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Dlaczego odnawialne źrodła energii nie wystarczą dla Polski
    Why Renewable Energy Sources are not sufficient for Poland
    Autorzy:
    Strupczewski, A.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/214652.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Instytut Chemii i Techniki Jądrowej
    Tematy:
    subsydia dla OZE
    zahamowania rozwoju OZE
    przerwy w pracy wiatraków i paneli słonecznych w Niemczech
    wpływ OZE na ceny elektryczności
    subsidies for renewable energy sources REN
    stopping REN development due to the lack of subsidies
    intermittent operation of wind and solar power in Germany
    REN development impact on electricity prices
    Opis:
    Wbrew twierdzeniom aktywistów przedstawiających energetykę wiatrową i słoneczną jako najtańsze źródła energii elektrycznej, bez dużych subsydiów ich rozwój ustaje, gdy tylko przerywane są dopłaty ustalane przez władze państwowe. Widać to dobrze na przykładach z USA i z Wielkiej Brytanii. W wielu krajach jak Hiszpania, Włochy, Grecja, Czechy i Słowacja względy finansowe zmusiły ich rządy do redukcji subsydiów, co spowodowało drastyczne zahamowanie budowy nowych instalacji OZE. Głównym powodem wysokich cen energii z OZE jest ich przerywany charakter pracy. Widać to najlepiej na przykładzie Niemiec, gdzie brak energii z wiatru i słońca trwa nieraz po 5-6 dni i nocy. W efekcie Niemcy dokładają do OZE rocznie 25-26 mld euro, ceny energii elektrycznej są niemal dwukrotnie wyższe niż we Francji bazującej na energii jądrowej, a emisje CO2 wcale nie maleją. W Polsce, mającej warunki wiatrowe i słoneczne gorsze niż Niemcy, OZE nie są dobrą drogą do rozwoju elektroenergetyki.
    Although green activists claim that the wind and the sun are the cheapest sources of electricity, their development stops whenever the states stop paying large subsidies for renewable energy sources (REN).This is clearly shown on the examples from the USA and UK. Heavy financial burdens become too much for many countries, and Spain, Italy, Greece, Czech and Slovak Republics have been forced to drastically reduce or even stop subsidies for REN, which resulted in stopping construction of new REN installations. The main reason for high price of energy from REN is the intermittent character of their operation. This is best seen on the example of Germany, where the lack of electricity production from wind and solar installations can last for four or five consecutive days and nights. In the result, Germany pays 25-26 billion euro every year to REN developers and the electricity prices paid by individual users are nearly twice higher than in France, which bases its power industry on nuclear reactors. And all German efforts do not bring down CO2 emissions. In Poland, where wind and solar conditions are worse than in Germany, choosing REN would not be a good solution for the power industry development.
    Źródło:
    Postępy Techniki Jądrowej; 2018, 3; 18-24
    0551-6846
    Pojawia się w:
    Postępy Techniki Jądrowej
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Podstawy metodyczne wskaźnikowej oceny siły rynkowej w sektorze elektroenergetycznym
    Methodical basis of the index-based market power analysis in the power sector
    Autorzy:
    Kamiński, J.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/282461.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    sektor wytwarzania energii elektrycznej
    rynek energii elektrycznej
    ceny
    power generation industry
    electricity market
    prices
    Opis:
    Złozone zależności i interakcje wynikające z charakterystyki sektora elektroenergetycznego oraz mechanizmów wykorzystywania siły rynkowej w tym sektorze powodują konieczność jego monitorowania z zastosowaniem odpowiedniego aparatu badawczego. W praktyce wyróżnić można dwa podstawowe nurty badań, tzn. opierające sie na metodach wskaźnikowych oraz metodach modelowania matematycznego. Celem artykułu jest aktualizacja podejmowanych we wcześniejszych publikacjach analiz podstaw metodycznych badan siły rynkowej w sektorze elektroenergetycznym. Dwie podstawowe grupy mierników służących do oceny potencjału siły rynkowej w sektorze elektroenergetycznym to: (i) strukturalne oraz (ii) behawioralne. W zakresie metod strukturalnych analizowano: wskaYnik koncentracji najwiekszego oraz trzech lub czterech najwiekszych producentów energii elektrycznej, wskaźnik liczby przedsiębiorstw o co najmniej 5% udziale rynkowym, wskaźnik Herfindahla-Hirschmana (HHI) oraz wskaźnik entropii. Natomiast z grupy wskaźników behawioralnych analizowano stosowany najczeociej w tego typu badaniach wskaźnik Lernera. Ponieważ kazdy ze wskaźników wykorzystywanych do oceny potencjału siły rynkowej ma specyficzne cechy stanowiące o jego przydatności analitycznej, stąd w ocenie autora wszelkie analizy opierające sie na metodach wskaźnikowych nie powinny zawężać się do wyboru jednego z nich. Rzetelne wnioskowanie na podstawie analizy wskaźnikowej możliwe jest tylko wtedy, gdy zostanie ona przeprowadzona na podstawie grupy wskaźników uzupełniających sie pod wzgledem możliwooci merytorycznego wnioskowania.
    Complex relationships and interactions caused by the specific characteristics of the power industry and the mechanisms of market power exercised in this industry result in the need to monitor the situation in the power market through employment of the appropriate research apparatus. In practice, two main approaches to market power analysis are distinguished – index-based analysis and computable mathematical model-based analysis. This article aims to update the research undertaken in earlier publications on the methodical grounds of index-based analysis of market power in the power industry. In principle, two main groups of indices are used to assess the potential for market power in the power industry, i.e. (i) structural indices and (ii) behavioural indices. As far as the structural indicators are concerned, the following indices were analysed: the concentration ratio of the largest and the three largest power producers, the index of the number of power companies with at least 5% market share, the Herfindahl-Hirschman Index (HHI), and entropy. In the case of behavioural indicators, the index most commonly used in such studies, the Lerner Index, was analysed. Owing to the fact that each of the indices used for estimating the potential for market power has specific individual features which determine its analytical usefulness, in the author’s view, any analysis based on this approach should not be limited to the selection of only one indicator. The soundness of results and quality policy recommendations that could be drawn from index-based analysis strongly depend on the range of a complementary set of indicators. The article also highlights the role of the President of the Energy Regulatory Office and the President of the Office of Competition and Consumer Protection, who should monitor and actively respond to any attempt to exercise market power in the power industry.
    Źródło:
    Polityka Energetyczna; 2012, 15, 3; 65-76
    1429-6675
    Pojawia się w:
    Polityka Energetyczna
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-11 z 11

      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