{"id":3900,"date":"2026-08-27T12:04:12","date_gmt":"2026-08-27T12:04:12","guid":{"rendered":"https:\/\/gwits.pl\/?p=3900"},"modified":"2026-09-07T11:27:01","modified_gmt":"2026-09-07T11:27:01","slug":"1065545gwits20260802","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/gwits.pl\/en\/1065545gwits20260802\/","title":{"rendered":"Analiza por\u00f3wnawcza koszt\u00f3w eksploatacji r\u00f3\u017cnych \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a \/ Comparative analysis of operating costs for various heat sources"},"content":{"rendered":"\n
\n\n\n\n

Pawe\u0142 Czarnecki1*<\/sup><\/em><\/p>\n\n\n\n

Afiliacja<\/summary>\n

1<\/sup> Biuro Audyt\u00f3w Energetycznych Sp. z o.o. Warszawa
* Kontakt \/ Correspondence: pczarnecki@bae.com.pl<\/a><\/p>\n<\/details>\n\n\n\n


DOI: 10.65545\/GWITS.2026.08.02<\/strong>, GWiTS 8\/2026, sierpie\u0144 2026<\/p>\n\n\n\n

Pobierz PDF<\/a> (Open Access)<\/p>\n\n\n\n

\n\n\n\n

Streszczenie:<\/strong>
W artykule wykonano analiz\u0119 por\u00f3wnawcz\u0105 koszt\u00f3w eksploatacji r\u00f3\u017cnych \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od ich wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci. Om\u00f3wiono koszty wyst\u0119puj\u0105ce w przedsi\u0119biorstwach ciep\u0142owniczych oraz elektrociep\u0142owniczych, spo\u015br\u00f3d kt\u00f3rych wybrane i poddane analizie zosta\u0142y koszty zmienne o najwi\u0119kszym udziale w ca\u0142kowitym koszcie prowadzenia przedsi\u0119biorstwa. Przeanalizowano przyk\u0142adowe charakterystyki sprawno\u015bci \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a i wyznaczono modele regresji wielomianowej, na podstawie kt\u00f3rych wyznaczono koszty eksploatacyjne. Opisano wp\u0142yw zmiennej sprawno\u015bci na koszt pracy danego \u017ar\u00f3d\u0142a ciep\u0142a i przedstawiono wnioski wynikaj\u0105ce z przeprowadzonej analizy.<\/p>\n\n\n\n

S\u0142owa kluczowe:<\/strong> koszty operacyjne \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a, koszty eksploatacyjne \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a, zmienna wydajno\u015b\u0107 \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a<\/em><\/p>\n\n\n\n

Abstract:
<\/strong>The article is a comparative analysis of operating costs for various heat sources depending on their relative load. The introduction describes costs in heating plants and CHP plants, dividing them into fixed and variable costs. Next, the variable costs that constitute the largest share of the total operating costs are selected and analysed in the following sections. This study demonstrates the efficiency characteristics of various heat sources and established polynomial regression models. Next, using these models, appropriate graphs of aggregate operational costs for each heat source are displayed and compared. In the final section, the impact of load-dependent efficiency on the total operating cost of a given heat source is described and conclusions drawn from the analysis are presented.<\/p>\n\n\n\n

Keywords: <\/strong>operating costs of heat sources, part-load behaviour of heat sources<\/em><\/p>\n\n\n\n

\n\n\n\n

1. Wst\u0119p<\/h3>\n\n\n\n

Wyznaczanie i analiza koszt\u00f3w operacyjnych wytwarzania ciep\u0142a sieciowego jest ekonomicznym komponentem zarz\u0105dzania ruchem jednostek wytw\u00f3rczych i dostawami ciep\u0142a w systemach zasilanych z miksu r\u00f3\u017cnych technologii wytwarzania ciep\u0142a. Stanowi r\u00f3wnie\u017c wa\u017cne kryterium wspierania decyzji o budowie, rozbudowie czy modernizacji \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a sieciowego. \u0179r\u00f3d\u0142a te wykorzystywane s\u0105 w ciep\u0142owniach, elektrociep\u0142owniach, elektrowniach zawodowych, czy w zak\u0142adach produkcyjnych. Wytworzone ciep\u0142o s\u0142u\u017cy do zaspokojenia zapotrzebowania odbiorc\u00f3w, do wytworzenia energii elektrycznej oraz do cel\u00f3w produkcyjnych.<\/p>\n\n\n\n

Koszty produkcji ciep\u0142a w koncesjonowanych przedsi\u0119biorstwach ciep\u0142owniczych na terenie Polski zosta\u0142y opisane w raporcie Urz\u0119du Regulacji Energetyki (URE) [8]. Badanie obejmuje dzia\u0142alno\u015b\u0107 przedsi\u0119biorstw w obszarze wytwarzania, przesy\u0142u, ystrybucji i obrotu ciep\u0142a. Wykonywane one s\u0105 co roku i pozwalaj\u0105 okre\u015bli\u0107 stan sektora ciep\u0142owniczego oraz dynamik\u0119 i tendencj\u0119 jego zmian. Dzi\u0119ki por\u00f3wnywaniu ze \u015brednimi wynikami z analizowanych 397 przedsi\u0119biorstw ciep\u0142owniczych badania te pomagaj\u0105 w identyfikacji obszar\u00f3w dzia\u0142alno\u015bci przedsi\u0119biorstw, kt\u00f3re wymagaj\u0105 poprawy efektywno\u015bci energetycznej. W tabeli 1 przedstawiono wykaz koszt\u00f3w przedsi\u0119biorstw ciep\u0142owniczych w Polsce zgodnie z raportem URE [8] oraz wyznaczono ich udzia\u0142y w ca\u0142kowitym koszcie prowadzenia przedsi\u0119biorstwa.<\/p>\n\n\n\n

Najwi\u0119kszy udzia\u0142 w kosztach zmiennych maj\u0105 koszty materia\u0142\u00f3w i energii. G\u0142\u00f3wnym kosztem jest zakup paliwa technologicznego wraz z jego transportem \u2013 to ponad 25,48% ca\u0142kowitego kosztu dzia\u0142alno\u015bci ciep\u0142owniczej w 2024 roku. Kolejny pod wzgl\u0119dem udzia\u0142u koszt zmienny to koszt zakupu energii elektrycznej na potrzeby w\u0142asne przedsi\u0119biorstwa \u2013 to 2,49%.<\/p>\n\n\n\n

W pozosta\u0142ych kosztach znajduj\u0105 si\u0119 koszty zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> z Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji (EU ETS). Systemem obj\u0119te s\u0105 ciep\u0142ownie i elektrociep\u0142ownie, kt\u00f3re posiadaj\u0105 instalacje spalania paliw o mocy nominalnej wi\u0119kszej 20 MW [27]. Wed\u0142ug informacji z KOBiZE [29] przedsi\u0119biorstwa ciep\u0142ownicze otrzymuj\u0105 przydzia\u0142y darmowych uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> \u2013 w 2024 roku otrzymywa\u0142y 30% darmowych uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> . Zgodnie z decyzj\u0105 podj\u0119t\u0105 6 marca 2025 r. na posiedzeniu Komitetu UE ds. Zmian Klimatu Polska otrzyma\u0142a dodatkow\u0105 pul\u0119 30% bezp\u0142atnych uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> dla ciep\u0142ownictwa do ko\u0144ca 2030 roku [15, 16].<\/p>\n\n\n\n

Na op\u0142aty za korzystanie ze \u015brodowiska sk\u0142adaj\u0105 si\u0119: emisja CO2<\/sub>, emisja py\u0142\u00f3w oraz innych substancji szkodliwych w spalinach, jednak\u017ce zak\u0142ada si\u0119, \u017ce g\u0142\u00f3wnym kosztem w op\u0142acie za korzystanie ze \u015brodowiska jest koszt emisji CO2<\/sub>.<\/p>\n\n\n\n

Tabela 1. Rodzaje koszt\u00f3w prowadzenia dzia\u0142alno\u015bci ciep\u0142owniczej w roku 2024 [8]
Table 1. Types of costs in heating and CHP plants in 2024 [8]<\/strong><\/p>\n\n\n\n

<\/th><\/th><\/th><\/tr><\/thead>
KOSZTY OG\u00d3\u0141EM dzia\u0142alno\u015bci ciep\u0142owniczej<\/td>42 250 572<\/td>100,00<\/td><\/tr>
w tym: koszty prowadzenia dzia\u0142alno\u015bci ciep\u0142owniczej<\/td>40 327 947<\/td>95,45<\/td><\/tr>
KOSZTY STA\u0141E:<\/td>13 601 387<\/td>32,19<\/td><\/tr>
amortyzacja<\/td>3 468 254<\/td>8,21<\/td><\/tr>
wynagrodzenia<\/td>2 946 759<\/td>6,97<\/td><\/tr>
\u015bwiadczenia na rzecz pracownik\u00f3w<\/td>734 097<\/td>1,74<\/td><\/tr>
materia\u0142y i energia<\/td>2 707 680<\/td>6,41<\/td><\/tr>
w tym: materia\u0142y do remont\u00f3w i konserwacji<\/td>202 164<\/td>0,48<\/td><\/tr>
us\u0142ugi obce<\/td>2 129 990<\/td>5,04<\/td><\/tr>
w tym: remonty<\/td>767 252<\/td>1,82<\/td><\/tr>
podatki i op\u0142aty<\/td>931 381<\/td>2,20<\/td><\/tr>
pozosta\u0142e koszty sta\u0142e<\/td>683 223<\/td>1,62<\/td><\/tr>
w tym: koszty dzier\u017cawy maj\u0105tku trwa\u0142ego<\/td>310 323<\/td>0,73<\/td><\/tr>
KOSZTY ZMIENNE:<\/td>26 726 560<\/td>63,26<\/td><\/tr>
materia\u0142y i energia<\/td>21 786 080<\/td>51,56<\/td><\/tr>
w tym: paliwo technologiczne (wraz z kosztami transportu)<\/td>10 764 092<\/td>25,48<\/td><\/tr>
energia elektryczna<\/td>1 049 927<\/td>2,49<\/td><\/tr>
us\u0142ugi obce<\/td>158 918<\/td>0,38<\/td><\/tr>
op\u0142aty za korzystanie ze \u015brodowiska<\/td>804 247<\/td>1,90<\/td><\/tr>
pozosta\u0142e koszty zmienne<\/td>3 977 313<\/td>9,41<\/td><\/tr>
w tym: inne koszty z dzia\u0142alno\u015bci ciep\u0142owniczej<\/td>1 922 625<\/td>4,55<\/td><\/tr>
pozosta\u0142e koszty operacyjne, koszty us\u0142ug dodatkowych i straty nadzwyczajne<\/td>925 084<\/td>2,19<\/td><\/tr>
KOSZTY FINANSOWE:<\/td>997 540<\/td>2,36<\/td><\/tr>
w tym: odsetki od kredyt\u00f3w bankowych<\/td>393 936<\/td>0,93<\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n

2. Metodyka oblicze\u0144<\/h3>\n\n\n\n

Celem analizy by\u0142o wyznaczenie i por\u00f3wnanie koszt\u00f3w eksploatacyjnych r\u00f3\u017cnych \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a sieciowego w Polsce z uwzgl\u0119dnieniem ich wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci (obci\u0105\u017cenia). W analizie uwzgl\u0119dniono wy\u0142\u0105cznie koszty zmienne, do kt\u00f3rych zaliczono:<\/p>\n\n\n\n

    \n
  • koszt zakupu paliwa technologicznego, <\/li>\n\n\n\n
  • koszt zakupu energii elektrycznej na potrzeby w\u0142asne \u017ar\u00f3d\u0142a,<\/li>\n\n\n\n
  • koszt op\u0142at za korzystanie ze \u015brodowiska zwi\u0105zanych z emisj\u0105 CO\u2082<\/li>\n\n\n\n
  • koszt zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO\u2082 w ramach Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji (EU ETS) \u2013 je\u017celi wyst\u0119puj\u0105 oraz uwzgl\u0119dniono poziom darmowych przydzia\u0142\u00f3w.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n

    Analiza zosta\u0142a przeprowadzona dla nast\u0119puj\u0105cych technologii wytwarzania ciep\u0142a:<\/p>\n\n\n\n

      \n
    • kot\u0142\u00f3w opalanych w\u0119glem kamiennym, <\/li>\n\n\n\n
    • kot\u0142\u00f3w opalanych biomas\u0105, <\/li>\n\n\n\n
    • kot\u0142\u00f3w wsp\u00f3\u0142spalaj\u0105cych w\u0119giel kamienny i biomas\u0119, <\/li>\n\n\n\n
    • kot\u0142\u00f3w opalanych gazem ziemnym, <\/li>\n\n\n\n
    • kot\u0142\u00f3w opalanych biogazem, <\/li>\n\n\n\n
    • kot\u0142\u00f3w elektrycznych, <\/li>\n\n\n\n
    • jednostek kogeneracyjnych zasilanych gazem ziemnym, <\/li>\n\n\n\n
    • jednostek kogeneracyjnych zasilanych biogazem, <\/li>\n\n\n\n
    • jednostki gazowo-parowej pracuj\u0105cej w skojarzeniu.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n

      Dla ka\u017cdego rodzaju \u017ar\u00f3d\u0142a i paliwa okre\u015blono charakterystyk\u0119 sprawno\u015bci w funkcji roboczej wydajno\u015bci wzgl\u0119dnej. Wzgl\u0119dn\u0105 wydajno\u015b\u0107 zdefiniowano jako stosunek aktualnej mocy u\u017cytkowej \u017ar\u00f3d\u0142a do jego mocy znamionowej. W przypadku jednostek kogeneracyjnych analizowano sprawno\u015b\u0107 ca\u0142kowit\u0105 uwzgl\u0119dniaj\u0105c jednoczesn\u0105 produkcj\u0119 energii cieplnej i energii elektrycznej.<\/p>\n\n\n\n

      Charakterystyki sprawno\u015bci wyznaczono na podstawie danych producent\u00f3w, danych eksploatacyjnych oraz informacji literaturowych. Dla ka\u017cdej charakterystyki wykonano aproksymacj\u0119 za pomoc\u0105 modeli regresji wielomianowej, kt\u00f3re nast\u0119pnie wykorzystano do obliczenia sprawno\u015bci \u017ar\u00f3d\u0142a dla ca\u0142ego analizowanego zakresu wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci. Pozwoli\u0142o to wyznaczy\u0107 zmiany w zu\u017cyciu paliwa, emisji CO\u2082 oraz kosztach eksploatacyjnych w funkcji obci\u0105\u017cenia \u017ar\u00f3d\u0142a.<\/p>\n\n\n\n

      Koszt zakupu paliwa okre\u015blano wykorzystuj\u0105c \u015brednie ceny paliw obowi\u0105zuj\u0105ce w 2024 roku. W analogiczny spos\u00f3b wyznaczano koszty zakupu energii elektrycznej na potrzeby w\u0142asne urz\u0105dze\u0144.<\/p>\n\n\n\n

      Wielko\u015b\u0107 emisji CO\u2082 obliczano zgodnie z metodyk\u0105 KOBiZE, wykorzystuj\u0105c wska\u017aniki emisji przypisane do poszczeg\u00f3lnych paliw. Na tej podstawie wyznaczano op\u0142aty za korzystanie ze \u015brodowiska oraz koszty zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO\u2082 dla \u017ar\u00f3de\u0142 obj\u0119tych systemem EU ETS. Dla biomasy, biogazu oraz energii elektrycznej nie uwzgl\u0119dniano kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO\u2082.<\/p>\n\n\n\n

      Na podstawie opracowanych modeli wyznaczono przebiegi jednostkowych koszt\u00f3w eksploatacyjnych dla ca\u0142ego zakresu pracy analizowanych \u017ar\u00f3de\u0142. Uzyskane wyniki pos\u0142u\u017cy\u0142y do oceny wp\u0142ywu wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci, rodzaju paliwa, sprawno\u015bci energetycznej oraz koszt\u00f3w emisji CO\u2082 na ekonomik\u0119 wytwarzania ciep\u0142a sieciowego.<\/p>\n\n\n\n

      2.1. Sprawno\u015b\u0107 \u017ar\u00f3d\u0142a ciep\u0142a<\/h5>\n\n\n\n

      Obliczenia koszt\u00f3w eksploatacyjnych poszczeg\u00f3lnych \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a sieciowego opieraj\u0105 si\u0119 na ich charakterystykach sprawno\u015bci. Sprawno\u015bci \u017ar\u00f3de\u0142 mog\u0105 by\u0107 wyznaczone metod\u0105 bezpo\u015bredni\u0105 lub metod\u0105 po\u015bredni\u0105 [19]. Metoda bezpo\u015brednia to stosunek ciep\u0142a otrzymanego do ciep\u0142a dostarczonego. Oznacza to stosunek ilo\u015bci energii cieplnej otrzymanej w medium energetycznym (ciep\u0142ej wodzie lub parze) do ilo\u015bci energii dostarczonej do \u017ar\u00f3d\u0142a ciep\u0142a w paliwie. Zgodnie z nomenklatur\u0105 zawart\u0105 w ustawie o efektywno\u015bci energetycznej [33] ciep\u0142o otrzymane w ciep\u0142ej wodzie lub parze technologicznej okre\u015blane jest jako ciep\u0142o u\u017cytkowe Qu<\/sub> (inaczej energia u\u017cytkowa), a energia dostarczona do kot\u0142a w postaci paliwa jako energia finalna Qf<\/sub>. Sprawno\u015b\u0107 \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a metod\u0105 bezpo\u015bredni\u0105 wyznaczana jest wed\u0142ug wzoru [19]:<\/p>\n\n\n\n

      \u03b7<\/mi>b<\/mi>e<\/mi>z<\/mi>p<\/mi>o<\/mi>s<\/mi>\u02ca<\/mo><\/mover>r<\/mi>e<\/mi>d<\/mi>n<\/mi>i<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>Q<\/mi>u<\/mi><\/msub>Q<\/mi>f<\/mi><\/msub><\/mfrac>=<\/mo>m<\/mi>m<\/mi>e<\/mi>d<\/mi>i<\/mi>u<\/mi>m<\/mi><\/mrow><\/msub>\u2219<\/mo>(<\/mo>i<\/mi>2<\/mn><\/msub>\u2212<\/mo>i<\/mi>1<\/mn><\/msub>)<\/mo><\/mrow>m<\/mi>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub>\u2219<\/mo>W<\/mi>O<\/mi><\/mrow><\/mfrac><\/mspace>(<\/mo>1<\/mn>)<\/mo><\/mrow>\u03b7_{bezpo\u015brednia}=\\frac{Q_u}{Q_f} =\\frac{m_{medium}\u2219(i_2-i_1)}{m_{paliwa}\u2219WO} \\quad (1)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

      gdzie:
      \u03b7bezpo\u015brednia<\/sub> \u2013 sprawno\u015b\u0107 wyznaczona metod\u0105 bezpo\u015bredni\u0105
      Qu<\/sub> \u2013 energia u\u017cytkowa w medium energetycznego (ciep\u0142a woda, para technologiczna), MJ
      Qf<\/sub> \u2013 energia finalna w paliwie, MJ
      mmedium<\/sub> – masa otrzymanego medium energetycznego, t
      i2<\/sub> \u2013 entalpia medium energetycznego po dostarczeniu energii, MJ\/t
      i1<\/sub> – entalpia medium energetycznego przed dostarczeniem energii, MJ\/t
      mpaliwa<\/sub> \u2013 masa spalanego paliwa, t
      WO \u2013 warto\u015b\u0107 opa\u0142owa spalanego paliwa, MJ\/t<\/p>\n\n\n\n

      Metoda po\u015brednia (metoda strat ciep\u0142a) polega na okre\u015bleniu rodzaju i wielko\u015bci strat ciep\u0142a wyst\u0119puj\u0105cych w procesie spalania paliwa. Sprawno\u015b\u0107 metod\u0105 po\u015bredni\u0105 wyznaczana jest ze wzoru [19]:<\/p>\n\n\n\n

      \u03b7<\/mi>p<\/mi>o<\/mi>s<\/mi>\u02ca<\/mo><\/mover>r<\/mi>e<\/mi>d<\/mi>n<\/mi>i<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>100<\/mn>\u2212<\/mo>\u2211<\/mo>i<\/mi>=<\/mo>1<\/mn><\/mrow>n<\/mi><\/munderover><\/mrow>L<\/mi>i<\/mi><\/msub><\/mspace>(<\/mo>2<\/mn>)<\/mo><\/mrow>\u03b7_{po\u015brednia}=100-\u2211_{i=1}^n L_i \\quad (2)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

      gdzie:
      \u03b7po\u015brednia<\/sub> \u2013 sprawno\u015b\u0107 wyznaczona metod\u0105 po\u015bredni\u0105, %
      Li<\/sub> \u2013 r\u00f3\u017cne straty ciep\u0142a, %
      n \u2013 ilo\u015b\u0107 r\u00f3\u017cnych strat ciep\u0142a<\/p>\n\n\n\n

      Przyk\u0142adowe straty ciep\u0142a, kt\u00f3re mog\u0105 wyst\u0119powa\u0107 w kot\u0142ach to:<\/p>\n\n\n\n

        \n
      • straty w gor\u0105cych suchych spalinach (ciep\u0142o w spalinach, kt\u00f3re maj\u0105 wy\u017csz\u0105 temperatur\u0119 od temperatury otoczenia i nie jest ono wykorzystywane),<\/li>\n\n\n\n
      • straty w parze, kt\u00f3ra powsta\u0142a z wodoru w paliwie i usuwana jest wraz ze spalinami (ciep\u0142o utajone),<\/li>\n\n\n\n
      • straty w parze, kt\u00f3ra powsta\u0142a z zawarto\u015bci wilgoci w paliwie oraz w powietrzu i usuwana jest wraz ze spalinami (ciep\u0142o utajone),<\/li>\n\n\n\n
      • straty w niepe\u0142nym spalaniu paliwa (zbyt ma\u0142a ilo\u015b\u0107 tlenu do spalania pe\u0142nego i powstaje tlenek w\u0119gla),<\/li>\n\n\n\n
      • straty w niespalonym w\u0119glu w popiele lotnym oraz w \u017cu\u017clu (w kot\u0142ach w\u0119glowych, biomasowych),<\/li>\n\n\n\n
      • straty na odsalaniu (ci\u0105g\u0142e odprowadzanie pewnej ilo\u015bci wody z kot\u0142a w celu zmniejszenia koncentracji soli w wodzie kot\u0142owej, du\u017ca zawarto\u015b\u0107 soli w wodzie kot\u0142owej mo\u017ce prowadzi\u0107 do pienienia si\u0119 wody) i odmulaniu wody kot\u0142owej (okresowe usuwanie wody z dna kot\u0142a, kt\u00f3ra mo\u017ce zawiera\u0107 cz\u0105stki sta\u0142e oraz szlam) [31],<\/li>\n\n\n\n
      • straty ciep\u0142a przez przenikanie ciep\u0142a przez \u015bcianki,<\/li>\n\n\n\n
      • straty ciep\u0142a przez promieniowanie.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n

        W przypadku jednostek kogeneracyjnych wyznacza si\u0119 sprawno\u015b\u0107 ca\u0142kowit\u0105 przez dodanie ilo\u015bci wytworzonej energii elektrycznej do licznika wzoru (2).<\/p>\n\n\n\n

        \u03b7<\/mi>c<\/mi>a<\/mi>\u0142<\/mtext>k<\/mi>o<\/mi>w<\/mi>i<\/mi>t<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>Q<\/mi>u<\/mi><\/msub>+<\/mo>E<\/mi>e<\/mi>l<\/mi><\/mrow><\/msub><\/mrow>Q<\/mi>f<\/mi><\/msub><\/mfrac><\/mspace>(<\/mo>3<\/mn>)<\/mo><\/mrow>\u03b7_{ca\u0142kowita}=\\frac{Q_u+E_{el}}{Q_f} \\quad (3) <\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        \u03b7ca\u0142kowita<\/sub> \u2013 sprawno\u015b\u0107 ca\u0142kowita
        Qu<\/sub> \u2013 energia cieplna u\u017cytkowa w medium energetycznego (ciep\u0142a woda, para technologiczna), MJ
        Eel<\/sub> \u2013 energia elektryczna wytworzona przez generator, MJ
        Qf<\/sub> \u2013 energia finalna w paliwie, MJ<\/p>\n\n\n\n

        2.2. Godzinowe zu\u017cycie paliwa<\/h5>\n\n\n\n

        Znaj\u0105c moc ciepln\u0105 u\u017cytkow\u0105 (oraz moc elektryczn\u0105 wytwarzan\u0105 w jednostkach kogeneracyjnych) \u017ar\u00f3d\u0142a oraz przekszta\u0142caj\u0105c wzory na sprawno\u015bci (1) i (3) mo\u017cna obliczy\u0107 moce cieplne w paliwie Pf. Przekszta\u0142caj\u0105c ponownie wzory (1) i (3) mo\u017cna obliczy\u0107 zu\u017cycie paliw w godzinie pracy \u017ar\u00f3d\u0142a, co zosta\u0142o przedstawione we wzorach (4) oraz (5)<\/p>\n\n\n\n

        Zu\u017cycie paliw sta\u0142ych w godzin\u0119:<\/p>\n\n\n\n

        m<\/mi>\u02d9<\/mo><\/mover>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>P<\/mi>f<\/mi><\/msub>\u2219<\/mo>3,6<\/mn><\/mrow>W<\/mi>O<\/mi><\/mrow><\/mfrac><\/mspace>(<\/mo>4<\/mn>)<\/mo><\/mrow>\\dot{m}_{paliwa}=\\frac{P_f\u22193,6}{WO} \\quad (4)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        mpaliwa<\/sub> \u2013 zu\u017cycie paliwa w godzin\u0119, t\/h
        Pf<\/sub> \u2013 moc cieplna w paliwie, MW
        WO \u2013 warto\u015b\u0107 opa\u0142owa spalanego paliwa, MJ\/kg<\/p>\n\n\n\n

        Zu\u017cycie paliw gazowych w godzin\u0119:<\/p>\n\n\n\n

        V<\/mi>\u02d9<\/mo><\/mover>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>P<\/mi>f<\/mi><\/msub>\u2219<\/mo>3,6<\/mn><\/mrow>W<\/mi>O<\/mi><\/mrow><\/mfrac><\/mspace>(<\/mo>5<\/mn>)<\/mo><\/mrow>\\dot{V}_{paliwa}=\\frac{P_f\u22193,6}{WO} \\quad (5)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        Vpaliwa<\/sub> \u2013 zu\u017cycie paliwa w godzin\u0119, m3<\/sup>\/h
        Pf<\/sub> \u2013 moc cieplna w paliwie, MW
        WO \u2013 warto\u015b\u0107 opa\u0142owa spalanego paliwa, MJ\/m3<\/sup><\/p>\n\n\n\n

        2.3. Emisja CO2<\/sub><\/h5>\n\n\n\n

        Godzinowa emisja CO2<\/sub> ze spalanego paliwa obliczana jest metodyk\u0105 standardow\u0105 opisan\u0105 w informacji og\u00f3lnej KOBiZE [21], zgodnie ze wzorem:<\/p>\n\n\n\n

        E<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn><\/msub><\/mrow><\/msub>=<\/mo>P<\/mi>f<\/mi><\/msub>\u2219<\/mo>0,0036<\/mn>\u2219<\/mo>W<\/mi>E<\/mi><\/mspace>(<\/mo>6<\/mn>)<\/mo><\/mrow>E_{CO_2}=P_f\u22190,0036\u2219WE \\quad (6)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        ECO2<\/sub> \u2013 emisja CO2<\/sub> ze spalanego paliwa, tCO2<\/sub>\/h
        Pf<\/sub> \u2013 moc cieplna w paliwie, MW
        WE \u2013 wska\u017anik emisji CO2<\/sub> dla danego paliwa, kg\/GJ<\/p>\n\n\n\n

        2.4. Koszt paliw i energii<\/h5>\n\n\n\n

        Koszt paliwa w\u0119glowego na godzinie pracy kot\u0142a w\u0119glowego wyznaczano z wzoru (8):<\/p>\n\n\n\n

        k<\/mi>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>w<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>m<\/mi>\u02d9<\/mo><\/mover>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>w<\/mi><\/mrow><\/msub>\u22c5<\/mo>C<\/mi>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>w<\/mi><\/mrow><\/msub><\/mspace>(<\/mo>7<\/mn>)<\/mo><\/mrow>k_{paliwa_-w}=\\dot{m}_{paliwa_-w} \\sdot C_{paliwa_-w} \\quad (7)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        kpaliwa_w<\/sub> \u2013 koszt paliwa w\u0119glowego, PLN\/h
        \u1e41paliwa_w<\/sub> \u2013 zu\u017cycie paliwa w\u0119glowego, t\/h
        Cpaliwa_w<\/sub> \u2013 cena w\u0119gla kamiennego, PLN\/t<\/p>\n\n\n\n

        Koszt zakupu gazu ziemnego na godzin\u0119 pracy kot\u0142a gazowego b\u0105d\u017a jednostki kogeneracyjnej zasilanej gazem ziemnym wyznaczano z wzoru (8):<\/p>\n\n\n\n

        k<\/mi>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>g<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>V<\/mi>\u02d9<\/mo><\/mover>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>g<\/mi><\/mrow><\/msub>\u22c5<\/mo>C<\/mi>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>g<\/mi><\/mrow><\/msub><\/mspace>(<\/mo>8<\/mn>)<\/mo><\/mrow>k_{paliwa_-g}=\\dot{V}_{paliwa_-g} \\sdot C_{paliwa_-g} \\quad (8)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        kpaliwa_g<\/sub> \u2013 koszt zakupu gazu ziemnego, PLN\/h
        Vpaliwa_g<\/sub> \u2013 zu\u017cycie gazu ziemnego, m3<\/sup>\/h
        Cpaliwa_g<\/sub> \u2013 cena gazu ziemnego, PLN\/m3<\/sup><\/p>\n\n\n\n

        Koszt pozosta\u0142ych paliw na godzin\u0119 pracy kot\u0142a \/ jednostki kogeneracyjnej wyznaczano ze wzoru (9):<\/p>\n\n\n\n

        k<\/mi>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>P<\/mi>f<\/mi><\/msub>\u2219<\/mo>3,6<\/mn>\u2219<\/mo>C<\/mi>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub><\/mspace>(<\/mo>9<\/mn>)<\/mo><\/mrow>k_{paliwa}=P_f\u22193,6\u2219C_{paliwa} \\quad (9)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        kpaliwa<\/sub> \u2013 koszt paliwa, PLN\/h
        Pf<\/sub> \u2013 moc cieplna w paliwie, MW
        Cpaliwa<\/sub> \u2013 cena paliwa, PLN\/GJ<\/p>\n\n\n\n

        Koszt zakupu energii elektrycznej na potrzeby w\u0142asne kot\u0142\u00f3w oraz do zasilania kot\u0142\u00f3w elektrycznych wyznaczano ze wzoru (10):<\/p>\n\n\n\n

        k<\/mi>e<\/mi>n<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>e<\/mi>l<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>P<\/mi>e<\/mi>l<\/mi><\/mrow><\/msub>\u2219<\/mo>C<\/mi>e<\/mi>n<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>e<\/mi>l<\/mi><\/mrow><\/msub><\/mspace>(<\/mo>10<\/mn>)<\/mo><\/mrow>k_{en_-el}=P_{el}\u2219C_{en_-el} \\quad (10)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        ken_el<\/sub> \u2013 koszt zakupu energii elektrycznej, PLN\/h
        Pel<\/sub> \u2013 moc elektryczna, MW
        Cen_el<\/sub> \u2013 cena energii elektrycznej, PLN\/MWh<\/p>\n\n\n\n

        2.5. Op\u0142aty za emisj\u0119 CO2<\/sub><\/h5>\n\n\n\n

        Koszt op\u0142at za korzystanie ze \u015brodowiska z emisji CO2<\/sub> wyznaczano ze wzoru (11)<\/p>\n\n\n\n

        k<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn><\/mrow><\/msub>=<\/mo>E<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn><\/mrow><\/msub>\u2219<\/mo>C<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn><\/mrow><\/msub><\/mspace>(<\/mo>11<\/mn>)<\/mo><\/mrow>k_{CO2}=E_{CO2}\u2219C_{CO2} \\quad (11)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        kCO2<\/sub> \u2013 koszt emisji CO2<\/sub>, PLN\/h
        ECO2<\/sub> \u2013 emisja CO2<\/sub>, tCO2<\/sub>\/h
        CCO2<\/sub> \u2013 cena za emisj\u0119 CO2<\/sub>, PLN\/tCO2<\/sub><\/p>\n\n\n\n

        W przypadku, gdy dany kocio\u0142 lub jednostka kogeneracyjna obj\u0119ta by\u0142a Systemem Handlu Uprawnieniami do Emisji (EU ETS), dodatkowy koszt uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> wyznaczano ze wzoru (12):<\/p>\n\n\n\n

        k<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn>(<\/mo>E<\/mi>T<\/mi>S<\/mi>)<\/mo><\/mrow><\/msub>=<\/mo>0,7<\/mn>\u2219<\/mo>E<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn><\/mrow><\/msub>\u2219<\/mo>C<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn>(<\/mo>E<\/mi>T<\/mi>S<\/mi>)<\/mo><\/mrow><\/msub><\/mspace>(<\/mo>12<\/mn>)<\/mo><\/mrow>k_{CO2(ETS)}=0,7\u2219E_{CO2}\u2219C_{CO2(ETS)} \\quad (12)<\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        kCO2(ETS)<\/sub> \u2013 koszt emisji CO2<\/sub> z Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji, PLN\/h
        ECO2<\/sub> \u2013 emisja CO2<\/sub>, tCO2<\/sub>\/h
        CCO2(ETS)<\/sub> \u2013 cena uprawnie\u0144 za emisj\u0119 CO2<\/sub>, PLN\/tCO2<\/sub><\/p>\n\n\n\n

        2.6. \u0141\u0105czny koszt 1 MWh ciep\u0142a<\/h5>\n\n\n\n

        \u0141\u0105czny koszt wytworzenia 1 MWh ciep\u0142a wyznaczano ze wzoru (13):<\/p>\n\n\n\n

        K<\/mi>\u0141<\/mtext>\u0105<\/mtext>c<\/mi>z<\/mi>n<\/mi>y<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>k<\/mi>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub>+<\/mo>k<\/mi>e<\/mi>n<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>e<\/mi>l<\/mi><\/mrow><\/msub>+<\/mo>k<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn><\/mrow><\/msub>+<\/mo>k<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn>(<\/mo>E<\/mi>T<\/mi>S<\/mi>)<\/mo><\/mrow><\/msub><\/mrow>P<\/mi>u<\/mi>z<\/mi>\u02d9<\/mo><\/mover><\/mrow><\/msub><\/mfrac><\/mspace>(<\/mo>13<\/mn>)<\/mo><\/mrow>K_{\u0141\u0105czny}=\\frac{k_{paliwa}+k_{en_-el}+k_{CO2}+k_{CO2(ETS)}}{P_{u\u017c}} \\quad (13) <\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        K\u0141\u0105czny<\/sub> \u2013 \u0142\u0105czny koszt operacyjny za wytworzenie 1 MWh ciep\u0142a u\u017cytkowego, PLN\/MWh
        ki<\/sub> \u2013 koszty: zakupu paliwa, energii elektrycznej, op\u0142at za korzystanie ze \u015brodowiska, zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> (EU ETS), PLN\/h
        Pu\u017c<\/sub> \u2013 wytwarzana moc cieplna u\u017cytkowa, MW<\/p>\n\n\n\n

        W przypadku jednostek kogeneracyjnych \u0142\u0105czny koszt wyznaczano za wytworzenie 1 MWh \u0142\u0105cznie ciep\u0142a i energii elektrycznej wed\u0142ug wzoru (14):<\/p>\n\n\n\n

        K<\/mi>\u0141<\/mtext>\u0105<\/mtext>c<\/mi>z<\/mi>n<\/mi>y<\/mi><\/mrow><\/msub>=<\/mo>k<\/mi>p<\/mi>a<\/mi>l<\/mi>i<\/mi>w<\/mi>a<\/mi><\/mrow><\/msub>+<\/mo>k<\/mi>e<\/mi>n<\/mi>\u2212<\/mo><\/msub>e<\/mi>l<\/mi><\/mrow><\/msub>+<\/mo>k<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn><\/mrow><\/msub>+<\/mo>k<\/mi>C<\/mi>O<\/mi>2<\/mn>(<\/mo>E<\/mi>T<\/mi>S<\/mi>)<\/mo><\/mrow><\/msub><\/mrow>P<\/mi>u<\/mi>z<\/mi>\u02d9<\/mo><\/mover><\/mrow><\/msub>+<\/mo>P<\/mi>e<\/mi>l<\/mi><\/mrow><\/msub><\/mrow><\/mfrac><\/mspace>(<\/mo>14<\/mn>)<\/mo><\/mrow>K_{\u0141\u0105czny}=\\frac{k_{paliwa}+k_{en_-el}+k_{CO2}+k_{CO2(ETS)}}{P_{u\u017c}+P_{el}} \\quad (14) <\/annotation><\/semantics><\/math><\/div>\n\n\n\n

        gdzie:
        K\u0141\u0105czny<\/sub> \u2013 \u0142\u0105czny koszt operacyjny za wytworzenie 1 MWh \u0142\u0105cznie ciep\u0142a u\u017cytkowego i energii elektrycznej, PLN\/MWh
        ki<\/sub> \u2013 koszty: zakupu paliwa, energii elektrycznej, op\u0142at za korzystanie ze \u015brodowiska, zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> (EU ETS), PLN\/h
        Pu\u017c<\/sub> \u2013 wytwarzana moc cieplna u\u017cytkowa, MW
        Pel<\/sub> \u2013 wytwarzana moc elektryczna, MW<\/p>\n\n\n\n

        Zu\u017cycie paliwa oraz wielko\u015bci emisji CO2<\/sub> poszczeg\u00f3lnych kot\u0142\u00f3w i jednostek kogeneracyjnych zosta\u0142y obliczone na podstawie danych z KOBiZE z 2024 r. [7]. Dodatkowo niekt\u00f3re warto\u015bci opa\u0142owe przyj\u0119to zgodnie z informacjami w kartach katalogowych danego kot\u0142a \/ \u017ar\u00f3d\u0142a [13]. Analiza koszt\u00f3w operacyjnych opiera si\u0119 na \u015brednich rocznych cenach w 2024 r. [3, 4, 5, 6, 8, 9].<\/p>\n\n\n\n

        3. Charakterystyki sprawno\u015bci<\/h3>\n\n\n\n

        Charakterystyki przedstawiaj\u0105 zmian\u0119 sprawno\u015bci danego \u017ar\u00f3d\u0142a ciep\u0142a sieciowego w zale\u017cno\u015bci od jego wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci, w ca\u0142ym zakresie technicznie dost\u0119pnych wydajno\u015bci \u017ar\u00f3d\u0142a. Wzgl\u0119dna wydajno\u015b\u0107 to stosunek mocy \u017ar\u00f3d\u0142a ciep\u0142a w danym momencie do jego znamionowej mocy. Dla ka\u017cdej charakterystyki wyznaczano model regresji wielomianowej oraz wsp\u00f3\u0142czynnik determinacji, kt\u00f3ry okre\u015bla jako\u015b\u0107 dopasowania modelu.<\/p>\n\n\n\n

        Producenci podaj\u0105 warto\u015bci sprawno\u015bci wyznaczone z metody po\u015bredniej lub metody bezpo\u015bredniej. W obliczeniach mocy cieplnej finalnej \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a wykorzystywano warto\u015bci opa\u0142owe paliw niezale\u017cnie od tego, czy sprawno\u015bci by\u0142y wyznaczone metod\u0105 po\u015bredni\u0105, czy bezpo\u015bredni\u0105, poniewa\u017c wykorzystywane w obliczeniach koszt\u00f3w eksploatacyjnych wska\u017aniki emisji CO2<\/sub> z KOBiZE odpowiada\u0142y wy\u0142\u0105cznie podanej dla nich warto\u015bci opa\u0142owej [7].<\/p>\n\n\n\n

        Poni\u017cej przedstawiono charakterystyki sprawno\u015bci \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od obci\u0105\u017cenia. W przypadku niekt\u00f3rych \u017ar\u00f3de\u0142 wyznaczano r\u00f3wnie\u017c charakterystyki wzgl\u0119dnej mocy elektrycznej na potrzeby w\u0142asne. Jest to stosunek mocy elektrycznej pobieranej przez \u017ar\u00f3d\u0142o w danym momencie do znamionowej mocy elektrycznej urz\u0105dze\u0144 pomocniczych \u017ar\u00f3d\u0142a ciep\u0142a.<\/p>\n\n\n\n

        3.1. Kocio\u0142 w\u0119glowy WR<\/h5>\n\n\n\n

        Jako kocio\u0142 w\u0119glowy analizie poddano kocio\u0142 wodny rusztowy (WR) firmy Sefako S.A. Na podstawie danych producenta wyznaczono og\u00f3ln\u0105 charakterystyk\u0119 sprawno\u015bci (rys. 1) oraz charakterystyk\u0119 wzgl\u0119dnej mocy elektrycznej pobieranej na potrzeby w\u0142asne (rys. 2) Charakterystyk\u0119 podzielono na dwie cz\u0119\u015bci: do znamionowej wydajno\u015bci kot\u0142a oraz powy\u017cej tej warto\u015bci do maksymalnej wydajno\u015bci. Charakterystyka sprawno\u015bci kot\u0142a w\u0119glowego WR pokazuje, \u017ce najwy\u017csza sprawno\u015b\u0107 \u017ar\u00f3d\u0142a nie zawsze musi by\u0107 w jego znamionowej wydajno\u015bci.<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 1. Sprawno\u015b\u0107 produkcji ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a w\u0119glowego WR. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 1. Heat generation efficiency depending on the relative load for WR coal-fired boiler. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        \"\"
        Rys. 2. Wzgl\u0119dna moc elektryczna na potrzeby w\u0142asne w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a w\u0119glowego WR
        Fig. 2. Relative electricity consumption depending on the relative load for WR coal-fired boilers. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        3.2. Kocio\u0142 biomasowy<\/h5>\n\n\n\n

        Jako kocio\u0142 biomasowy do analizy przyj\u0119to kocio\u0142 wodny rusztowy z rusztem schodkowym, na pelet lub zr\u0119bki, o oznaczeniu KBs-12 firmy Sefako S.A. [10]. Charakterystyk\u0119 sprawno\u015bci przedstawia rys. 3, a charakterystyk\u0119 wzgl\u0119dnej mocy elektrycznej pobieranej na potrzeby w\u0142asne rys. 4.<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 3. Sprawno\u015b\u0107 produkcji ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a biomasowego KBs-12. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 3. Heat generation efficiency depending on the relative load for the KBs-12 boiler. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        \"\"
        Rys. 4. Wzgl\u0119dna mocy elektryczna na potrzeby w\u0142asne w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a bimasowego KBs-12. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 4. Relative electric power consumption depending on the relative load for the Kbs-12 boiler. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        3.3. Wsp\u00f3\u0142spalanie w\u0119gla i biomasy<\/h5>\n\n\n\n

        Jako \u017ar\u00f3d\u0142o ciep\u0142a sieciowego wsp\u00f3\u0142spalaj\u0105cego w\u0119giel i biomas\u0119 analizie poddano kocio\u0142 w\u0119glowy WR10. Dane przyj\u0119to z artyku\u0142u [24], kt\u00f3ry opisuje prac\u0119 kot\u0142a WR10 i bada wp\u0142yw wsp\u00f3\u0142spalania biomasy na jego sprawno\u015b\u0107. Na podstawie zamieszczonych sprawno\u015bci kot\u0142a WR10, zale\u017cnych od udzia\u0142u biomasy w spalanym paliwie, obliczano koszty operacyjne jego pracy dla udzia\u0142u biomasy: 35%, 45%, 60% oraz 70% (rys. 5\u20138).<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 5. Sprawno\u015b\u0107 produkcji ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a WR10 z udzia\u0142em biomasy 35%. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne.
        Fig. 5. Heat generation efficiency depending on the relative load for the WR10 boiler, 35% biomass share. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        \"\"
        Rys. 6. Sprawno\u015b\u0107 produkcji ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wydajno\u015bci kot\u0142a WR10 z udzia\u0142em biomasy 45%
        Fig. 6. Heat generation efficiency depending on the relative load for the WR10 boiler, 45% biomass share. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        \"\"
        Rys. 7. Sprawno\u015b\u0107 produkcji ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a WR10 z udzia\u0142em biomasy 60%. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 7. Heat generation efficiency depending on the relative load for the WR10 boiler, 60% biomass share. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        \"\"
        Rys. 8. Sprawno\u015b\u0107 produkcji ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a WR10 z udzia\u0142em biomasy 70%. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 8. Heat generation efficiency depending on the relative load for the WR10 boiler, 70% biomass share. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

        Przedstawione charakterystyki sprawno\u015bci kot\u0142a WR10 r\u00f3\u017cni\u0105 si\u0119 od siebie w zale\u017cno\u015bci od udzia\u0142u biomasy w spalanym paliwie. Im wi\u0119kszy udzia\u0142 biomasy, tym sprawno\u015b\u0107 si\u0119 zmniejsza.<\/p>\n\n\n\n

        3.4. Kocio\u0142 gazowy<\/h5>\n\n\n\n

        Do analizy przyj\u0119to kilka kot\u0142\u00f3w gazowych firm Viessmann Sp. z o.o. oraz LOOS Centrum Sp. z o.o. Wzgl\u0119dna moc elektryczna pobierana na potrzeby w\u0142asne zosta\u0142a przyj\u0119ta proporcjonalnie do wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a, poniewa\u017c takie informacje nie znajdowa\u0142y si\u0119 w kartach katalogowych kot\u0142\u00f3w. W przypadku kot\u0142\u00f3w gazowych, ich charakterystyka sprawno\u015bci nieznacznie si\u0119 zmienia w zale\u017cno\u015bci od wydajno\u015bci wzgl\u0119dnej (rys. 9).<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 9. Sprawno\u015b\u0107 produkcji ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a Vitomax HW typ M70. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 9.Heat generation efficiency depending on the relative load for the Vitomax HW type M70 boiler. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        3.5. Gazowy uk\u0142ad kogeneracyjny<\/h5>\n\n\n\n

        Jednostki kogeneracyjne przyj\u0119te do analizy to jednostki Quanto 2300 firmy TEDOM Poland Sp. z o.o. Analizowane jednostki mog\u0105 by\u0107 zasilane gazem ziemnym oraz biogazem. Opracowano charakterystyki sprawno\u015bci ca\u0142kowitej jednostek Quanto 2300 zasilanych gazem ziemnym (rys. 11) oraz biogazem (rys. 10).<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 10. Sprawno\u015b\u0107 ca\u0142kowita w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci jednostki biogazowej Quanto 2300. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 10. Total efficiency depending on the relative load for the biogas CHP unit Quanto 2300. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        \"\"
        Rys. 11. Sprawno\u015b\u0107 ca\u0142kowita w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci jednostki gazowej Quanto 2300. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 11. Total efficiency depending on the relative load for the gas CHP unit Quanto 2300. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        3.6. Gazowo-parowy uk\u0142ad kogeneracyjny<\/h5>\n\n\n\n

        Dodatkowo przeanalizowano uk\u0142ad kogeneracyjny w elektrociep\u0142owni Vuosaari B w Finlandii na podstawie danych przedstawionych w pracy magisterskiej o optymalizacji systemu ciep\u0142owniczego w Finlandii [20, 22]. Elektrociep\u0142ownia Vuosaari B zasilana jest uk\u0142adem gazowo-parowym.<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 12. Sprawno\u015b\u0107 ca\u0142kowita w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci jednostki gazowo-parowej z elektrociep\u0142owni Vuosaari B. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 12. Total efficiency depending on the relative load for the combined-cycle unit in power plant Vuosaari B. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

        4. Koszty operacyjne<\/h3>\n\n\n\n

        Na podstawie oblicze\u0144 z wykorzystaniem danych producent\u00f3w oraz literaturowych wyznaczono \u0142\u0105czne koszty operacyjne produkcji ciep\u0142a sieciowego w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci danego \u017ar\u00f3d\u0142a. Dla wszystkich analizowanych \u017ar\u00f3de\u0142 wyznaczano koszt wytworzenia 1 MWh ciep\u0142a sieciowego. Zgodnie z za\u0142o\u017ceniami w niekt\u00f3rych przypadkach obliczano koszty operacyjne z uwzgl\u0119dnieniem kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> lub bez uwzgl\u0119dnienia tego kosztu.<\/p>\n\n\n\n

        4.1. Kocio\u0142 w\u0119glowy WR<\/h5>\n\n\n\n

        Dla kot\u0142a WR8 obliczono dwa warianty (z i bez ETS), poniewa\u017c moc kot\u0142a jest mniejsza ni\u017c 20 MW i mo\u017cliwa jest sytuacja, w kt\u00f3rej \u0142\u0105czna moc zainstalowana w ciep\u0142owni r\u00f3wnie\u017c b\u0119dzie mniejsza ni\u017c 20 MW \u2013 w\u00f3wczas ciep\u0142ownia nie ponosi kosztu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>. Najwi\u0119kszy \u0142\u0105czny koszt operacyjny wyst\u0119puje dla wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci 20%. Z uwzgl\u0119dnieniem ETS wynosi 204,85 PLN\/MWh, a bez ETS wynosi 124,46 PLN\/MWh. Uprawnienia do emisji CO2<\/sub> dla analizowanego kot\u0142a w\u0119glowego mog\u0105 zwi\u0119kszy\u0107 \u0142\u0105czny koszt operacyjny wyprodukowania 1 MWh ciep\u0142a nawet o 65%. Charakterystyka kot\u0142a sprawia, \u017ce r\u00f3\u017cnica pomi\u0119dzy najwi\u0119kszym i najmniejszym \u0142\u0105cznym kosztem operacyjnym wynosi 15,06 PLN\/MWh w przypadku wariantu z uwzgl\u0119dnieniem uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> i 9,43 PLN\/MWh dla wariantu bez uwzgl\u0119dnienia tego kosztu.<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 13. Koszt operacyjny 1 MWh ciep\u0142a z kot\u0142a w\u0119glowego WR8 bez i z uwzgl\u0119dnieniem kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 13. Total operating cost per 1 MWh of heat for the WR8 coalfired boiler excluding and including the cost of CO2<\/sub> emission. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        4.2. Kocio\u0142 biomasowy<\/h5>\n\n\n\n

        Kot\u0142y biomasowe nie s\u0105 obj\u0119te Systemem Handlu Uprawnieniami do Emisji [7, 27], dlatego nie zosta\u0142 uj\u0119ty koszt zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>. Jednak\u017ce spalaniu biomasy towarzyszy emisja CO2 i nale\u017cy za ni\u0105 ui\u015bci\u0107 op\u0142at\u0119 za korzystanie ze \u015brodowiska. R\u00f3\u017cnica pomi\u0119dzy najwi\u0119kszym i najmniejszym kosztem operacyjnym wynosi 4,46 PLN\/MWh. Najwi\u0119kszy koszt eksploatacyjny wyni\u00f3s\u0142 147,63 PLN\/MWh dla wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci 40%, a najmniejszy wyni\u00f3s\u0142 143,17 PLN\/ MWh dla wydajno\u015bci znamionowej. Ta ma\u0142a r\u00f3\u017cnica wynika z ma\u0142ej zmienno\u015bci sprawno\u015bci analizowanego kot\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci.<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 14. \u0141\u0105czny koszt operacyjny 1 MWh ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a biomasowego KBs-12. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 14. Total operating cost per 1 MWh of heat depending on the relative load for the KBs-12 biomass boiler. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        4.3. Wsp\u00f3\u0142spalanie w\u0119gla i biomasy<\/h5>\n\n\n\n

        Koszt wytwarzania 1 MWh ciep\u0142a w \u017ar\u00f3dle wsp\u00f3\u0142spalaj\u0105ce w\u0119giel i biomas\u0119 wyznaczona dla kot\u0142a WR 10. Analizowano rosn\u0105ce udzia\u0142y biomasy w strumieniu spalanego paliwa. R\u00f3\u017cnica pomi\u0119dzy najwi\u0119kszym i najmniejszym kosztem operacyjnym mo\u017ce wynosi\u0107 nawet 90,76 PLN\/MWh (w przypadku udzia\u0142u biomasy 35%).<\/p>\n\n\n\n

        Wsp\u00f3\u0142spalanie biomasy z w\u0119glem kamiennym obni\u017ca koszt zwi\u0105zany z zakupem uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>. Jednak dodaj\u0105c biomas\u0119 o mniejszej warto\u015bci opa\u0142owej ni\u017c w\u0119giel kamienny, obni\u017ca si\u0119 sprawno\u015b\u0107 kot\u0142a. Mniejsza sprawno\u015b\u0107 kot\u0142a powoduje wi\u0119ksze zu\u017cycie paliwa, co zwi\u0119ksza koszt zakupu paliwa. Zastosowanie biomasy mo\u017ce obni\u017cy\u0107 ostateczny koszt operacyjny kot\u0142a WR10. Trudno jednoznacznie stwierdzi\u0107, jaki udzia\u0142 biomasy powinien by\u0107 stosowany do obni\u017cania \u0142\u0105cznego kosztu operacyjnego. W przypadku udzia\u0142u biomasy 35% oraz 45%, koszty operacyjne dla r\u00f3\u017cnej wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci nie r\u00f3\u017cni\u0105 si\u0119 znacz\u0105co od siebie. Zwi\u0119kszenie udzia\u0142u do 60% spowodowa\u0142o zwi\u0119kszenie \u0142\u0105cznych koszt\u00f3w operacyjnych, lecz przy zwi\u0119kszeniu udzia\u0142u biomasy do 70% \u0142\u0105czne koszty eksploatacyjne uleg\u0142y obni\u017ceniu do najni\u017cszych warto\u015bci spo\u015br\u00f3d badanych przypadk\u00f3w.<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 15. \u0141\u0105czny koszt operacyjny 1 MWh ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci kot\u0142a WR10 dla r\u00f3\u017cnych udzia\u0142\u00f3w biomasy. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 15. Total operating cost per 1 MWh of heat for the WR10 boiler at various biomass shares. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        4.4. Kocio\u0142 gazowy<\/h5>\n\n\n\n

        Obliczenia dla kot\u0142a gazowego Vitomax HW typ M70 r\u00f3wnie\u017c wykonano w dw\u00f3ch wariantach \u2013 z uwzgl\u0119dnieniem i bez op\u0142at za emisj\u0119, poniewa\u017c moc znamionowa tego kot\u0142a wynosi\u0142a mniej ni\u017c 20 MW.<\/p>\n\n\n\n

        Widoczny jest wyra\u017any wp\u0142yw kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> na ostateczny koszt pracy kot\u0142a gazowego \u2013 mi\u0119dzy 381,79 a 338,93 PLN\/MWh. Uprawnienia do emisji CO2<\/sub> mog\u0105 zwi\u0119kszy\u0107 koszt operacyjny nawet o 13%. Kot\u0142y gazowe charakteryzuj\u0105 si\u0119 niskim wska\u017anikiem emisji CO2<\/sub>, zatem koszt zakupu uprawnie\u0144 do emisji mniej wp\u0142ywa na ostateczny koszt operacyjny ni\u017c dla kot\u0142\u00f3w w\u0119glowych.<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 16. \u0141\u0105czny koszt operacyjny 1 MWh z kot\u0142a Vitomax HW typ M70 ciep\u0142a bez oraz z uwzgl\u0119dnieniem koszt\u00f3w zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 16. Total operating cost per 1 MWh of heat for the Vitomax HW type M70 boiler including and excluding the cost of purchasing CO2<\/sub> emission. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
        \"\"
        Rys. 17. \u0141\u0105czny koszt operacyjny 1 MWh ciep\u0142a z analizowanych kot\u0142\u00f3w gazowych i biogazowych. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 17. Total operating cost per 1 MWh of heat for the analysed gas and biogas boilers. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

        Analizie poddano kilka modeli kot\u0142a (rys. 17). Dla wszystkich analizowanych kot\u0142\u00f3w gazowych r\u00f3\u017cnica pomi\u0119dzy najwi\u0119kszym i najmniejszym \u0142\u0105cznym kosztem operacyjnym jest niewielka i wynosi maksymalnie 17,75 PLN\/MWh. Wynika to z charakterystyk sprawno\u015bci kot\u0142\u00f3w. W ca\u0142ym przedziale wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci w kt\u00f3rej mog\u0105 pracowa\u0107, ich sprawno\u015b\u0107 zmienia si\u0119 maksymalnie o 5 p.p.<\/p>\n\n\n\n

        W przypadku zasilania biometanem nie uwzgl\u0119dniano kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>, poniewa\u017c spalanie biogazu nie jest obj\u0119te Systemem Handlu Uprawnieniami do Emisji [7, 27]. G\u0142\u00f3wnym kosztem operacyjnym jest koszt zakupu paliwa. Ceny nieoczyszczonego biogazu nie s\u0105 wysokie, mog\u0105 wynosi\u0107 ok. 17,91 PLN\/GJ [8], jednak\u017ce jego oczyszczenie do biometanu zwi\u0119ksza jego cen\u0119 nawet do 538 PLN\/MWh [5], co jest wi\u0119ksz\u0105 warto\u015bci\u0105 od \u015bredniej ceny gazu ziemnego na rynku (cena z raportu URE 3,05 PLN\/m3<\/sup> [8], uwzgl\u0119dniaj\u0105c warto\u015b\u0107 opa\u0142ow\u0105 gazu ziemnego z KOBiZE za 2024 r., cena gazu ziemnego wynosi\u0142a 83,42 PLN\/GJ lub 300,31 PLN\/MWh). Koszt biometanu sprawia, \u017ce produkcja energii cieplnej z tego paliwa jest najdro\u017csza z przedstawionych w tym rozdziale kot\u0142\u00f3w gazowych, mimo \u017ce nie uwzgl\u0119dnia si\u0119 kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>.<\/p>\n\n\n\n

        Modele kot\u0142a, kt\u00f3re by\u0142y wyposa\u017cone w ekonomizery, maj\u0105 najmniejsze \u0142\u0105czne koszty wytwarzania energii cieplnej. Ekonomizery pozwalaj\u0105 na odzyskanie ciep\u0142a ze spalin kot\u0142\u00f3w, co podwy\u017csza ich sprawno\u015b\u0107.<\/p>\n\n\n\n

        Za pomoc\u0105 wykres\u00f3w koszt\u00f3w operacyjnych ciep\u0142ownie mog\u0105 przeprowadzi\u0107 analiz\u0119, czy op\u0142acalne b\u0119dzie zakupienie dro\u017cszego kot\u0142a z ekonomizerem o ni\u017cszym \u0142\u0105cznym koszcie operacyjnym.<\/p>\n\n\n\n

        4.5. Kocio\u0142 elektryczny<\/h5>\n\n\n\n

        Poddano r\u00f3wnie\u017c analizie kocio\u0142 wodny elektryczny firmy LOOS Centrum Sp. z o.o. Jest to kocio\u0142 LOOS BOSCH ELHB. Wed\u0142ug informacji od producenta kocio\u0142 ten ma sprawno\u015b\u0107 znamionow\u0105 w ca\u0142ym zakresie jego mo\u017cliwej wydajno\u015bci \u2013 jest to og\u00f3lna w\u0142a\u015bciwo\u015b\u0107 kot\u0142\u00f3w elektrodowych. Wed\u0142ug informacji z karty katalogowej kot\u0142a ELHB, jego sprawno\u015b\u0107 wynosi do 99,6% [12].<\/p>\n\n\n\n

        Wykonano dodatkow\u0105 analiz\u0119 zale\u017cno\u015bci koszt\u00f3w operacyjnych wytworzenia 1 MWh ciep\u0142a od zmiennej ceny energii elektrycznej w ci\u0105gu doby. Wybrano \u015bredniowa\u017cone ceny godzinowe energii elektrycznej z dnia 08.04.2026 r. z Rynku Dnia Nast\u0119pnego TGE [3]. \u015aredniowa\u017cone ceny godzinowe energii elektrycznej przedstawiono w tabeli poni\u017cej.<\/p>\n\n\n\n

        Tabela 2. \u015aredniowa\u017cone ceny godzinowe energii elektrycznej [3]
        Table 2. Average of weighted hourly electricity prices [3]<\/strong><\/p>\n\n\n\n

        Godzina<\/td>\u015aredniowa\u017cona cena godzinowa energii elektrycznej [PLN\/MWh]<\/td><\/tr><\/thead>
        00:00<\/td>468,13<\/td><\/tr>
        01:00<\/td>443,16<\/td><\/tr>
        02:00<\/td>444,75<\/td><\/tr>
        03:00<\/td>452,08<\/td><\/tr>
        04:00<\/td>466,35<\/td><\/tr>
        05:00<\/td>496,60<\/td><\/tr>
        06:00<\/td>610,92<\/td><\/tr>
        07:00<\/td>629,78<\/td><\/tr>
        08:00<\/td>511,48<\/td><\/tr>
        09:00<\/td>388,95<\/td><\/tr>
        10:00<\/td>176,00<\/td><\/tr>
        11:00<\/td>7,96<\/td><\/tr>
        12:00<\/td>7,74<\/td><\/tr>
        13:00<\/td>1,47<\/td><\/tr>
        14:00<\/td>2,58<\/td><\/tr>
        15:00<\/td>8,17<\/td><\/tr>
        16:00<\/td>165,71<\/td><\/tr>
        17:00<\/td>443,86<\/td><\/tr>
        18:00<\/td>556,36<\/td><\/tr>
        19:00<\/td>706,39<\/td><\/tr>
        20:00<\/td>733,68<\/td><\/tr>
        21:00<\/td>548,18<\/td><\/tr>
        22:00<\/td>513,51<\/td><\/tr>
        23:00<\/td>451,32<\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n
        \"\"
        Rys. 18. \u0141\u0105czny koszt operacyjny 1 MWh ciep\u0142a w danej godzinie doby z kot\u0142a LOOS BOSCH typ ELH. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 18. Total operating cost per 1 MWh of heat over 24-hour period for the LOOS BOSCH type ELHB boiler. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

        Kocio\u0142 zasilany energi\u0105 elektryczn\u0105 nie emituje bezpo\u015brednio CO2<\/sub>, zatem nie ponosi si\u0119 koszt\u00f3w za korzystanie ze \u015brodowiska oraz koszt\u00f3w zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>. Op\u0142aty te s\u0105 zawarte w cenie energii elektrycznej kupowanej z sieci elektroenergetycznej.<\/p>\n\n\n\n

        Przyjmuj\u0105c do oblicze\u0144 zmienne ceny energii elektrycznej r\u00f3\u017cnica mi\u0119dzy najwi\u0119kszym i najmniejszym kosztem operacyjnym wynosi 721,58 PLN\/MWh. Na podstawie obliczonych koszt\u00f3w operacyjnych, uruchamianie analizowanego kot\u0142a by\u0142oby op\u0142acalne tylko w godzinach od 10:00 do godziny 16:00, poniewa\u017c ceny wyprodukowania 1 MWh by\u0142y ni\u017csze ni\u017c dla wcze\u015bniej przedstawionych kot\u0142\u00f3w. Mog\u0142oby si\u0119 zdarzy\u0107, \u017ce w innym dniu nie by\u0142oby \u017cadnej godziny, w kt\u00f3rej op\u0142acalne by\u0142oby uruchomienie kot\u0142a.<\/p>\n\n\n\n

        Ze wzgl\u0119du na zmienne ceny energii elektrycznej oraz jej wysok\u0105 \u015bredni\u0105 cen\u0119, kot\u0142y zasilane energi\u0105 elektryczn\u0105 nie powinny by\u0107 stosowane jako podstawowe \u017ar\u00f3d\u0142o ciep\u0142a sieciowego. Dobrym zastosowaniem takich kot\u0142\u00f3w jest wykorzystywanie okres\u00f3w z bardzo niskimi cenami energii do wytwarzania taniego ciep\u0142a. Je\u015bli du\u017ca ilo\u015b\u0107 ciep\u0142a nie jest potrzebna w okresach niskich cen energii elektrycznej, to mo\u017cna j\u0105 magazynowa\u0107 i wykorzystywa\u0107 w okresach wi\u0119kszego zapotrzebowania.<\/p>\n\n\n\n

        4.6. Gazowy uk\u0142ad kogeneracyjny<\/h5>\n\n\n\n

        Analizowano kogenerator gazowy zasilany gazem ziemnym i biogazem. Jednostki biogazowe nie s\u0105 obj\u0119te Systemem Handlu Uprawnieniami do Emisji niezale\u017cnie od mocy znamionowej [7, 27], zatem w analizie nie uwzgl\u0119dniano kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>.<\/p>\n\n\n\n

        Dla analizowanych jednostek gazowych i biogazowych Quanto r\u00f3\u017cnica pomi\u0119dzy najwi\u0119kszym i najmniejszym \u0142\u0105cznym kosztem operacyjnym jest niewielka i wynosi maksymalnie 3,52 PLN\/MWh (jednostka na gaz ziemny). Wynika to z charakterystyk sprawno\u015bci ca\u0142kowitej jednostek. W ca\u0142ym przedziale wydajno\u015bci wzgl\u0119dnej, w kt\u00f3rej mog\u0105 pracowa\u0107, ich sprawno\u015b\u0107 ca\u0142kowita zmienia si\u0119 maksymalnie o 1 p.p. Zatem wp\u0142yw zmiennej charakterystyki sprawno\u015bci analizowanych jednostek na \u0142\u0105czny koszt eksploatacyjny jest niewielki. Wi\u0119ksza r\u00f3\u017cnica wyst\u0119puje dla du\u017cej jednostki gazowo-parowej i wynosi 103,98 PLN\/MWh. Jednostka ta ma wi\u0119kszy zakres pracy i dla minimalnej wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci 30% sprawno\u015b\u0107 ca\u0142kowita wynosi 71,74%, co przek\u0142ada si\u0119 na zwi\u0119kszony \u0142\u0105czny koszt operacyjny 473,07 PLN\/MWh.<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 19. \u0141\u0105czny koszt operacyjny 1 MWh ciep\u0142a i energii elektr. w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci jednostki biogazowej Quanto 2300 i gazowej Quanto 2300. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 19. Total operating cost per 1 MWh of heat and electrical energy for gas and biogas CHP units depending on the relative output. Source: authors\u2019 own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

        Zmiana paliwa wp\u0142ywa na \u0142\u0105czny koszt operacyjny analizowanej jednostki. Sprawno\u015bci ca\u0142kowite jednostki zasilanej gazem s\u0105 wi\u0119ksze ni\u017c dla biogazu, ale jednostka biogazowa nie ponosi kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> oraz cena paliwa biogazowego jest znacznie ni\u017csza. \u015arednia cena biogazu w 2024 r. [8] wynosi\u0142a 17,91 PLN\/GJ, a gazu ziemnego wysokometanowego wynosi\u0142a 3,05 PLN\/m3<\/sup> [8]. Uwzgl\u0119dniaj\u0105c warto\u015b\u0107 opa\u0142ow\u0105 gazu ziemnego z KOBiZE za 2024 r., cena gazu ziemnego wynosi\u0142a 83,42 PLN\/GJ. Te czynniki sprawi\u0142y, \u017ce koszt pracy jednostki Quanto 2300 na gaz ziemny jest 502% wi\u0119kszy ni\u017c jednostki na biogaz.<\/p>\n\n\n\n

        4.7. Gazowo-parowy uk\u0142ad kogeneracyjny<\/h5>\n\n\n\n

        Dla jednostki gazowo-parowej r\u00f3\u017cnica mi\u0119dzy najwy\u017cszym i najni\u017cszym kosztem wytworzenia 1MWh wynosi 103,98 PLN\/ MWh. Jednostka ta ma wi\u0119kszy zakres pracy i dla minimalnej wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci 30 % sprawno\u015b\u0107 ca\u0142kowita wynosi 71,74 %, co przek\u0142ada si\u0119 na zwi\u0119kszony \u0142\u0105czny koszt operacyjny 473,07 PLN\/MWh. W przypadku du\u017cej jednostki gazowo-parowej zmienna charakterystyka sprawno\u015bci ca\u0142kowitej ma znaczny wp\u0142yw na ko\u0144cowy koszt operacyjny.<\/p>\n\n\n\n

        \"\"
        Rys. 20. \u0141\u0105czny koszt operacyjny 1 MWh ciep\u0142a i energii elektr. w zale\u017cno\u015bci od wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci jednostki gazowo-parowej z elektrociep\u0142owni Vuosaari B. \u0179r\u00f3d\u0142o: opracowanie w\u0142asne
        Fig. 20. Total operating cost per 1 MWh of heat and electrical energy for the combined-cycle unit in power plant Vuosaari B. Source: author\u2019s own study<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

        5. Wnioski<\/h3>\n\n\n\n

        Przeprowadzenie analizy koszt\u00f3w operacyjnych \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a w zale\u017cno\u015bci od ich wzgl\u0119dnej wydajno\u015bci pokaza\u0142o, \u017ce ka\u017cde \u017ar\u00f3d\u0142o reagowa\u0142o inaczej na zmieniaj\u0105c\u0105 si\u0119 wydajno\u015b\u0107. R\u00f3\u017cnica mi\u0119dzy najwi\u0119kszym a najmniejszym \u0142\u0105cznym kosztem operacyjnym wynios\u0142a od 0,72 PLN\/MWh (jednostka biogazowa) do nawet 103,98 PLN\/MWh (jednostka gazowo-parowa). R\u00f3\u017cnica ta zale\u017cy g\u0142\u00f3wnie od charakterystyki sprawno\u015bci danego \u017ar\u00f3d\u0142a. W punkcie pracy o najwy\u017cszej sprawno\u015bci \u0142\u0105czny koszt operacyjny by\u0142 najmniejszy. Sprawia to, \u017ce w niekt\u00f3rych kot\u0142ach najbardziej op\u0142acalna praca nie b\u0119dzie w ich znamionowej wydajno\u015bci.<\/p>\n\n\n\n

        Na wielko\u015b\u0107 r\u00f3\u017cnicy pomi\u0119dzy najwi\u0119kszym i najmniejszym \u0142\u0105cznym kosztem operacyjnym danego \u017ar\u00f3d\u0142a maj\u0105 wp\u0142yw g\u0142\u00f3wnie cena paliwa oraz wielko\u015b\u0107 emisji i koszt zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>.<\/p>\n\n\n\n

        Podobne analizy koszt\u00f3w operacyjnych \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a mog\u0105 by\u0107 przydatne w przedsi\u0119biorstwach ciep\u0142owniczych do okre\u015blenia, kt\u00f3re z dost\u0119pnych \u017ar\u00f3de\u0142 powinno by\u0107 uruchomione w zale\u017cno\u015bci od danego zapotrzebowania na ciep\u0142o w sieci ciep\u0142owniczej. Kolejnym zastosowaniem mo\u017ce by\u0107 proces zakupu nowego \u017ar\u00f3d\u0142a i wyb\u00f3r, kt\u00f3ry kocio\u0142\/ jednostka kogeneracyjna b\u0119dzie ta\u0144sza w eksploatacji. Mo\u017cna wtedy dopasowa\u0107 dane \u017ar\u00f3d\u0142o do rocznego profilu zapotrzebowania na ciep\u0142o z danych historycznych ciep\u0142owni.<\/p>\n\n\n\n

        Znaj\u0105c tylko znamionow\u0105 sprawno\u015b\u0107 wytwarzania energii cieplnej, mo\u017cna b\u0142\u0119dnie oceni\u0107 \u015bredni \u0142\u0105czny koszt operacyjny, poniewa\u017c w zak\u0142adzie ciep\u0142owniczym wybrana jednostka mog\u0142aby przyk\u0142adowo pracowa\u0107 \u015brednio ze wzgl\u0119dn\u0105 wydajno\u015bci\u0105 80%, co mog\u0142oby zwi\u0119kszy\u0107 lub te\u017c zmniejszy\u0107 jego \u015bredni \u0142\u0105czny koszt operacyjny tak, jak by\u0142o to przedstawione w wykonanej analizie.<\/p>\n\n\n\n

        Dodatkowo przeprowadzona analiza pokazuje jak du\u017cy wp\u0142yw na koszty operacyjne \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a ma cena stosowanego paliwa. Wysoka cena gazu ziemnego powoduje, \u017ce pomimo wysokiej sprawno\u015bci kot\u0142\u00f3w gazowych i niskiego wska\u017anika emisji CO2<\/sub>, jego \u0142\u0105czny koszt operacyjny mo\u017ce by\u0107 ponad dwa razy wi\u0119kszy ni\u017c kot\u0142a zasilanego w\u0119glem kamiennym. Wp\u0142yw ceny paliwa widoczny by\u0142 r\u00f3wnie\u017c w przypadku, gdy ten sam kocio\u0142 zasilany m\u00f3g\u0142 by\u0107 gazem ziemnym lub biometanem. Charakterystyka sprawno\u015bci kot\u0142a si\u0119 nie zmienia\u0142a, ale przez wysok\u0105 cen\u0119 biometanu \u0142\u0105czny koszt pracy kot\u0142a na tym paliwie by\u0142 ok. 1,5 razy wi\u0119kszy od pracy kot\u0142a na gazie ziemnym.<\/p>\n\n\n\n

        Wp\u0142yw ceny energii elektrycznej zasilaj\u0105cej dane \u017ar\u00f3d\u0142o ciep\u0142a na \u0142\u0105czny koszt operacyjny by\u0142 znacz\u0105cy tylko w wypadku kot\u0142a zasilanego energi\u0105 elektryczn\u0105. Cena energii elektrycznej na gie\u0142dzie mo\u017ce si\u0119 drastycznie zmienia\u0107 \u2013 mo\u017ce by\u0107 najdro\u017cszym \u017ar\u00f3d\u0142em zasilania w godzinach szczytowego zapotrzebowania na energi\u0119 elektryczn\u0105, ale te\u017c mo\u017ce osi\u0105ga\u0107 warto\u015bci bliskie 0 PLN\/MWh. Takie wahania ceny energii elektrycznej powodowa\u0142y, \u017ce przedstawiony kocio\u0142 elektrodowy m\u00f3g\u0142 by\u0107 najdro\u017cszym z analizowanych \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a, z \u0142\u0105cznym kosztem operacyjnym 751,02 PLN\/MWh lub najta\u0144szym z \u0142\u0105cznym kosztem operacyjnym 1,51 PLN\/MWh.<\/p>\n\n\n\n

        Na podstawie uzyskanych wynik\u00f3w wykazano r\u00f3\u017cny wp\u0142yw kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> w zale\u017cno\u015bci od wykorzystywanego paliwa. Kot\u0142y na biomas\u0119, biogaz oraz energi\u0119 elektryczn\u0105 nie ponosz\u0105 tego kosztu. Najwi\u0119kszy wp\u0142yw kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> na ca\u0142kowity koszt operacyjny \u017ar\u00f3d\u0142a ciep\u0142a ustalono w przypadku kot\u0142\u00f3w zasilanych w\u0119glem kamiennym. W\u0119giel kamienny ma wysoki wska\u017anik emisji, przez co koszt zakupu uprawnie\u0144 do emisji stanowi\u0142 prawie 40% ca\u0142ego kosztu operacyjnego. W przypadku kot\u0142\u00f3w zasilanych gazem ziemnym oraz jednostek kogeneracyjnych zasilanych gazem ziemnym udzia\u0142 kosztu zakupu uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> wynosi\u0142 ok. 11%.
        Biomasa, np. drewno opa\u0142owe, r\u00f3wnie\u017c posiada wysoki wska\u017anik emisji CO2<\/sub> (nawet wy\u017cszy ni\u017c w\u0119giel kamienny), jednak\u017ce jest ona traktowana jako Odnawialne \u0179r\u00f3d\u0142o Energii, przez co emisje ze spalania tego paliwa nie s\u0105 obj\u0119te Systemem Handlu Uprawnieniami do Emisji.<\/p>\n\n\n\n

        Z przeprowadzonej analizy wp\u0142ywu udzia\u0142u biomasy we wsp\u00f3\u0142spalaniu z w\u0119glem kamiennym na koszt operacyjny kot\u0142a zauwa\u017cono, \u017ce dodaj\u0105c biomas\u0119 do kot\u0142a w\u0119glowego, mo\u017cna obni\u017cy\u0107 koszty zwi\u0105zane z zakupem uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub>. Dodanie biomasy powodowa\u0142o obni\u017cenie sprawno\u015bci kot\u0142a, przez co spalana by\u0142a wi\u0119ksza ilo\u015b\u0107 paliwa, jednak oszcz\u0119dno\u015b\u0107 koszt\u00f3w zwi\u0105zanych z zakupem uprawnie\u0144 do emisji by\u0142a wi\u0119ksza ni\u017c wzrost kosztu zakupu wi\u0119kszej ilo\u015bci paliwa. Wa\u017cne jest dobranie odpowiedniego udzia\u0142u biomasy w spalanym paliwie, by \u0142\u0105czne koszty eksploatacyjne by\u0142y jak najmniejsze.<\/p>\n\n\n\n

        6. Literatura<\/h3>\n\n\n\n

        [1] Ciu\u0142a, J., Generowicz, A., Gaska, K., & Gronba-Chy\u0142a, A. (2022). Efficiency Analysis of the Generation of Energy in a Biogas CHP System and its Management in a Waste Landfill \u2013 Case Study. Journal of Ecological Engineering, 23(7), 143\u2013156. https:\/\/doi.org\/10.12911\/22998993\/149609<\/a><\/p>\n\n\n\n

        [2] Czarnecki, P. (2026). Analiza por\u00f3wnawcza koszt\u00f3w eksploatacji r\u00f3\u017cnych \u017ar\u00f3de\u0142 ciep\u0142a [Praca magisterska], Politechnika Warszawska<\/p>\n\n\n\n

        [3] Towarowa Gie\u0142da Energii. (2026). Dane statystyczne. https:\/\/www.tge.pl\/dane-statystyczne (dost\u0119p: 03.05.2026) [4] Dane dotycz\u0105ce ceny uprawnie\u0144 do emisji CO2<\/sub> w 2024 r., strona internetowa energy instrat, https:\/\/energy.instrat.pl\/ceny\/eu-ets<\/a> (dost\u0119p 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [5] Ministerstwo Klimatu i \u015arodowiska. (2026). Og\u0142oszenie rozporz\u0105dzenia Ministra Klimatu i \u015arodowiska w sprawie ceny referencyjnej dla biometanu https:\/\/www.gov.pl\/web\/klimat\/ogloszenie-rozporzadzenia-ministra-klimatu-i-srodowiska-w-sprawie-ceny-referencyjnej-dla-biometanu<\/a>  (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [6] Narodowy Bank Polski. (2026). Archiwum kurs\u00f3w \u2013 tabela A. https:\/\/nbp.pl\/statystyka-i-sprawozdawczosc\/kursy\/archiwum-tabela-a-csv-xls<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [7] Krajowy O\u015brodek Bilansowania i Zarz\u0105dzania Emisjami. (2021). Warto\u015bci opa\u0142owe (WO) i wska\u017aniki emisji CO\u2082 (WE) w roku 2021 do raportowania w ramach Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji. https:\/\/www.kobize.pl\/pl\/article\/monitorowanie-raportowanie-weryfikacja-emisji\/id\/318\/tabele-wo-i-we<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [8] Urz\u0105d Regulacji Energetyki. (2025). Energetyka cieplna w liczbach 2024. https:\/\/www.ure.gov.pl\/pl\/cieplo\/energetyka-cieplna-w-l<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [9] Obwieszczenie Ministra Klimatu i \u015arodowiska z dnia 4 sierpnia 2023 r. w sprawie wysoko\u015bci stawek op\u0142at za korzystanie ze \u015brodowiska na rok 2024 (M.P. 2023, poz. 914).<\/p>\n\n\n\n

        [10] SEFAKO S.A. (b.d.). Kot\u0142y KBs \u2013 dane techniczne. https:\/\/sefako.pl\/oferta\/produkcja-kotlow-i-elementow-kotlowych,217\/kbs<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [11] Viessmann Sp. z o.o. (b.d.). Dane techniczne kot\u0142\u00f3w \u2013 karty katalogowe. https:\/\/vibooks.viessmann-climatesolutions.com\/pl\/pl<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [12] LOOS Centrum Sp. z o.o. (b.d.). Dane techniczne kot\u0142\u00f3w [Karty katalogowe producenta]<\/p>\n\n\n\n

        [13] TEDOM Poland Sp. z o.o. (b.d.). Dane techniczne jednostek kogeneracyjnych [Karty katalogowe producenta]<\/p>\n\n\n\n

        [14] SEFAKO S.A. (b.d.). Dane techniczne kot\u0142\u00f3w na w\u0119giel kamienny WR oraz kot\u0142a biomasowego KBs [Charakterystyki sprawno\u015bci kot\u0142\u00f3w przekazane przez producenta]<\/p>\n\n\n\n

        [15] Ministerstwo Klimatu i \u015arodowiska. (2025). Darmowe uprawnienia do emisji CO\u2082 dla ciep\u0142ownictwa https:\/\/www.gov.pl\/web\/klimat\/darmowe-uprawnienia-do-emisji-co2-dla-cieplownictwa2<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [16] CIRE. (b.d.). Darmowe uprawnienia do emisji CO\u2082 dla ciep\u0142ownictwa. https:\/\/www.cire.pl\/artykuly\/serwis-informacyjny-cire-24\/darmowe-uprawnienia-do-emisji-co2-dla-cieplownictwa<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [17] Ga\u0142ek, R., Gil, P., Szewczyk, M., & Wola\u0144czyk, F. (2018). Efficiency of micro combined heat and power unit in real conditions. Zeszyty Naukowe Politechniki Rzeszowskiej. Mechanika, 35(90), 453\u2013463. https:\/\/doi.org\/10.7862\/rm.2018.39<\/a><\/p>\n\n\n\n

        [18] G\u0142adysz P., \u015awierzewski M., (2017). Environmental and economic assessment of a biomass-based cogeneration plant: Polish case study. MAZOWSZE Studia Regionalne, (22), 97-114. https:\/\/doi.org\/10.21858\/msr.22.07<\/a><\/p>\n\n\n\n

        [19] Srinivas, G. T., Kumar, D. R., Mohan, P. V. V. M., & Rao, B. N. (2017). Efficiency of a coal fired boiler in a typical thermal power plant. American Journal of Mechanical and Industrial Engineering, 2(1), 32\u201336. https:\/\/doi.org\/10.11648\/j.ajmie.20170201.15<\/a><\/p>\n\n\n\n

        [20] Hopkins, S. D. (2013). Modeling and multi-objective optimization of the Helsinki district heating system and establishing the basis for modeling the Finnish power network (Doctoral dissertation, Virginia Tech).<\/p>\n\n\n\n

        [21] Krajowy O\u015brodek Bilansowania i Zarz\u0105dzania Emisjami. (b.d.). Informacja og\u00f3lna dotycz\u0105ca monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji https:\/\/www.kobize.pl\/pl\/article\/monitorowanie-raportowanie-weryfikacja-emisji\/id\/317\/informacja-ogolna<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [22] Kehlhofer, R., Rukes, B., Hannemann, F., & Stirnimann, F. (2009). Combined-cycle gas & steam turbine power plants (3rd ed.). PennWell.<\/p>\n\n\n\n

        [23] Mikulandric, R., Kraja\u010di\u0107, G., Dui\u0107, N., Khavin, G., Lund, H., & Mathiesen, B. V. (2015). Performance Analysis of a Hybrid District Heating System: a Case Study of a Small Town in Croatia. Journal of Sustainable Development of Energy Water and Environment Systems, 3(3), 282\u2013302. https:\/\/doi.org\/10.13044\/j.sdewes.2015.03.0022<\/a><\/p>\n\n\n\n

        [24] Nowak, K., & Rabczak, S. (2021). Co-Combustion of Biomass with Coal in Grate Water Boilers at Low Load Boiler Operation. Energies, 14(9), 2520. https:\/\/doi.org\/10.3390\/en14092520<\/a><\/p>\n\n\n\n

        [25] Nussbaumer, T., Thalmann, S., Jenni, A., & K\u00f6del, J. (2020). Handbook on planning of district heating networks. QM Fernw\u00e4rme and EnergieSchweiz.<\/p>\n\n\n\n

        [26] Obwieszczenie Marsza\u0142ka Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 22 maja 2025 r. w sprawie og\u0142oszenia jednolitego tekstu ustawy o efektywno\u015bci energetycznej (Dz.U. 2025 poz. 711)<\/p>\n\n\n\n

        [27] Obwieszczenie Marsza\u0142ka Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 7 listopada 2025 r. w sprawie og\u0142oszenia jednolitego tekstu ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gaz\u00f3w cieplarnianych (Dz.U. 2025 poz. 1685)<\/p>\n\n\n\n

        [28] Pajak, S. (2014). Parametry eksploatacyjne uk\u0142ad\u00f3w kogeneracyjnych opartych na silnikach gazowych\u2014Deklaracje a rzeczywistosc. Nowa Energia, (2-3\/2014).<\/p>\n\n\n\n

        [29] Krajowy O\u015brodek Bilansowania i Zarz\u0105dzania Emisjami. (2014). Przydzia\u0142y uprawnie\u0144 \u2013 instalacje. Informacja og\u00f3lna https:\/\/www.kobize.pl\/pl\/article\/przydzialy-uprawnien-instalacje\/id\/353\/informacja-ogolna<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        (do[30] Suntoro, D., Sinaga, P., Yudanto, R. C., & Faridha. (2022). Energy efficiency and energy saving potential analysis of biomass boiler at the PT Greenfields Indonesia Milk Processing Plant. IOP Conference Series Earth and Environmental Science, 1034(1), 012012. https:\/\/doi.org\/10.1088\/17551315\/1034\/1\/012012<\/a><\/p>\n\n\n\n

        [31] Sza\u0142ucki, K. (b.d.). Metodyka oblicze\u0144 op\u0142acalno\u015bci zastosowania systemu odzysku ciep\u0142a zawartego w odsolinach odprowadzanych z kot\u0142a parowego. Systemy Pary i Kondensatu. https:\/\/www.szalucki.pl\/2014\/ARTYKULY\/Odzysk_ciepla_odsolin.pdf<\/a> (dost\u0119p: 03.05.2026)<\/p>\n\n\n\n

        [32] Tic, W. J., & Guzia\u0142owska-Tic, J. (2021). The Cost-Efficiency Analysis of a system for improving Fine-Coal combustion efficiency of power plant boilers. Energies, 14(14), 4295. https:\/\/doi.org\/10.3390\/en14144295<\/a><\/p>\n\n\n\n

        [33] Ustawa z dnia 20 maja 2016 r. o efektywno\u015bci energetycznej (Dz.U. 2016 poz. 831)<\/p>\n\n\n\n

        \n\n\n\n

        <\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

        Pawe\u0142 Czarnecki, GWiTS 8\/2026<\/div>\n

        …<\/a><\/p>","protected":false},"author":3,"featured_media":0,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[17],"tags":[102],"class_list":["post-3900","post","type-post","status-publish","format-standard","category-wszystkie_artykuly","tag-8-2026"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/3900","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/users\/3"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=3900"}],"version-history":[{"count":26,"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/3900\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":3946,"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/3900\/revisions\/3946"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=3900"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=3900"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/gwits.pl\/en\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=3900"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}