AUDYT EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ INSTALACJI OŚWIETLENIA Targowiska na działkach nr 552,553,554,555,556,557 ul. Juliusza Słowackiego, 06-445 Strzegowo Data zakończenia pracy: kwiecień 2017 roku Wykonawca: mgr inż. Jerzy Wiater uprawnienia budowlane nr UANB-II-7342/48/90
KARTA AUDYTU EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ Data wykonania 20.04.2017 Podstawowe informacje dotyczące przedsięwzięcia służącego poprawie efektywności energetycznej Przedsięwzięcie służące poprawie efektywności energetycznej: Opis przedsięwzięcia służącego poprawie efektywności energetycznej (max. 250 znaków): Dane podmiotu lub podmiotu upoważnionego (numer PESEL albo nazwa), u którego zostanie zrealizowane przedsięwzięcie służące poprawie efektywności energetycznej lub przedsięwzięcie takie zostało zrealizowane: Data rozpoczęcia przedsięwzięcia służącego poprawie efektywności energetycznej albo planowana data rozpoczęcia tego przedsięwzięcia*: Wymiana źródeł światła oświetlenia wewnętrznego Wymiana źródeł światła i części opraw oświetlenia ogólnego na wykorzystujące LED, montaż instalacji fotowoltaicznej. Gmina Strzegowo Planowana data zakończenia przedsięwzięcia służącego poprawie efektywności energetycznej*: Data zakończenia przedsięwzięcia służącego poprawie efektywności energetycznej**: 2017 2018 10 Parametry przedsięwzięcia służącego poprawie efektywności energetycznej (na podstawie audytu efektywności energetycznej) Średnioroczna oszczędność energii finalnej: Średnioroczna oszczędność energii pierwotnej: Szacowana wielkość redukcji emisji CO 2***: Dane sporządzającego audyt efektywności energetycznej Imię i nazwisko: Nr uprawnienia: Nr telefonu: Podpis: Jerzy Wiater 11170 [kwh/rok] 0,96 [toe/rok] 33510 [kwh/rok] 2,88 [toe/rok] 9,0 [ton/rok] UANB-II-7342/48/90 Wyrażony w latach kalendarzowych okres uzyskiwania oszczędności energii: *W przypadku przedsięwzięcia służącego poprawie efektywności energetycznej jeszcze niezrealizowanego. ** W przypadku przedsięwzięcia służącego poprawie efektywności energetycznej już zrealizowanego. ***Na podstawie wskaźników emisji CO 2 zawartych w tabeli nr 2 w załączniku nr 1 do rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 12 września 2008 r. w sprawie sposobu monitorowania wielkości emisji substancji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (Dz. U. Nr 183, poz. 1142) oraz publikowanych przez Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami do raportowania w ramach Wspólnotowego Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji za dany rok.
1. Dokumenty i dane źródłowe wykorzystywane przy opracowaniu audytu oraz wytyczne i uwagi inwestora 1.1.Dokumentacja projektowa: P.T. Instalacji elektrycznych wewnętrznych oraz oświetlenia zewnętrznego 1.2.Inne dokumenty: 1. Ustawa z dnia 21.11.2008 r. o wspieraniu termomodernizacji i remontów Dz. U. Nr. 223, poz.1459 2. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 10.08.2012 r. w sprawie szczegółowego zakresu i form audytu energetycznego oraz części audytu remontowego, wzorów kart audytów, a także oceny opłacalności przedsięwzięcia termomodernizacyjnego-dz. u. 2012 Nr 0 poz. 962 3. Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12.04.2002 r. w sprawie warunków technicznych jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie- Dz. U. Nr 75 poz. 690 z późn. zm. 4. Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 06.11 2008 r. w sprawie metodologii obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku stanowiącej samodzielną całość techniczno-użytkową oraz sposobu sporządzania i wzorów i świadectw ich charakterystyki energetycznej Dz. U. Nr 201 poz. 1240 5. Polska Norma PN-EN 12464-I:2004 Światło i oświetlenie. Oświetlenie miejsca pracy. Część I. Miejsca pracy we wnętrzach. 6. Polska Norma PN-IEC 60364-5-559:2003. Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Dobór i montaż wyposażenie elektrycznego. Inne wyposażenie. Oprawy oświetleniowe i instalacje oświetleniowe. 7. Kopie faktur za energię elektryczną 1.3. Osoby udzielające informacji: Pracownicy urzędu gminy Strzegowo 1.4. Data wizji lokalnej: Kwiecień 2017. 1.5. Wytyczne, sugestie, ograniczenia i uwagi inwestora (zleceniodawcy) obniżenie kosztów oświetlenia wnętrz budynku, uzyskanie dotacji lub pożyczki na wykonanie działań modernizacyjnych ze środków RPO lub podobnych 1.6.Zadeklarowany maksymalny wkład własny na pokrycie kosztów modernizacji instalacji elektrycznej. Inwestor zamierza pozyskać dofinansowanie w maksymalnej możliwej wielkości w formie dotacji lub pożyczki. 2. Inwentaryzacja instalacji elektrycznej budynku
2.1. Opis techniczny podstawowych elementów budynku Przedmiotem opracowania są instalacje oświetlenia wewnętrznego w dwóch wiatach, budynku zaplecza, instalacja oświetlenia zewnętrznego terenu targowiska oraz instalacja elektrycznego ogrzewania i przygotowania c.w.u. w elektrycznym podgrzewaczu w budynku zaplecza. W wiatach występuje oświetlenie naturalne oraz sztuczne realizowane głównie poprzez oprawy ze źródłami światła w postaci świetlówek o mocy 58 W oraz oprawy LED 45 i 26 W. 2.2. Zestawienie danych dotyczących zastosowanego oświetlenia oraz zapotrzebowania na energię do celów c.w.u. i ogrzewania budynku zaplecza. Łącznie zinwentaryzowano 170 punktów świetlnych, w tym istniejące 44 oprawy wykorzystujące jako źródło światła świetlówki o mocy 2*58 W i 6 opraw LED 10 W oraz projektowane: 44 oprawy LED o mocy 45 W, 66 opraw LED o mocy 26 W i 10 opraw oświetlenia zewnętrznego LED o mocy 153 W. Zainstalowaną moc oświetleniową określono na 10390 W. Zapotrzebowanie na energię do ogrzewania budynku zaplecza określono na podstawie zużycia energii na ogrzewanie w roku 2015 w wysokości 3030 kwh, zapotrzebowanie na c.w.u. obliczono przyjmując ilość osób w liczbie 20, czas korzystania z c.w.u. 80 dób/rok ( zaplecze jest wykorzystywane tylko okresowo ), średnie zużycie 2 dm3/(j.o.*doba), energię końcową potrzebną do podgrzania 1dm3 wody 0,0525 kwh oraz wynikową sprawność systemu c.w.u. 0,768 co daje : 20*80*2*0,0525/0,768=219 kwh. 3. Propozycja działań zmierzających do ograniczenia kosztów związanych ze zużyciem energii elektrycznej na potrzeby oświetlenia. 3.1. Określenie zakresu rzeczowego robót Istniejące oświetlenie wewnętrzne w pierwszej hali charakteryzuje się małą funkcjonalnością, sporą awaryjnością i energochłonnością, w związku z powyższym proponuje się jego wymianę na nowoczesne wykorzystujące LED, spełniające kryteria polskich i europejskich norm oświetlenia. Projektowane oświetlenia w drugiej hali oraz oprawy zewnętrzne nie wymagają zmiany. W niniejszym opracowaniu kierując się faktem, że w wyniku modernizacji instalacji oświetlenia znacząco spadnie jego moc a co za tym idzie obciążenie instalacji ograniczono się jedynie do analizy wymiany punktów świetlnych bez uwzględnienia wymiany przewodów, włączników, tablic elektrycznych i zabezpieczeń. Instalacja ogrzewania, instalacja c.w.u. oraz oświetlenia w budynku zaplecza nie jest przewidziana do modernizacji. 3.2. Określenie mocy oświetlenia przewidzianego do wymiany po realizacji zadania Aktualnie istniejące i zaprojektowane oprawy oświetlenia wewnętrznego zapewniają właściwy poziom oświetlenia a generowany przez nie strumień świetlny wynosi : - świetlówka : 5104 x 80 lm/w=408320 lm
Łącznie: 408320 lm Moc planowanych do zamontowania źródeł światła w postaci LED wyniesie : 408320 lm / 100 lm/w = 4083,2 W 3.3. Określenie kosztów realizacji wymiany opraw Do obliczeń przyjęto następujące ceny jednostkowe na podstawie analizy ofert firm produkujących osprzęt elektryczny wywodzących się z Unii Europejskiej oraz kosztów dostawy i wymiany: śr dla opraw wewnętrznych średni koszt zamiany źródeł światła na diody LED o następujących parametrach: minimum 100 Lm/W, minimum IP 65, temperatura barwowa 3000 K, CRI>80, trwałość źródła LED minimum 50 000h przy stabilności źródła światła minimum 70% dla temperatury pracy 25 stopni Celsjusza wynosi : 2,5 brutto za 1 WAT mocy źródła światła. Łączny koszt zamiany źródeł światła oświetlenia ogólnego w budynku wyniesie: N = 4083,2 х 2,5= 10 208 zł 3.4.Określenie szacunkowych oszczędności w wyniku realizacji zadania Z uwagi na brak usprawnień wpływających na zmniejszenie zużycia energii wskutek: obniżenia natężenia oświetlenia do poziomu wymaganego, uwzględnienia nieobecności użytkowników w miejscu pracy oraz wykorzystania światła dziennego w oświetleniu zamieszczone w Rozporządzeniu Ministra Infrastruktury z dnia 06.11.2008 r. w sprawie metodologii obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku stanowiącej samodzielną całość techniczno-użytkową oraz sposobu sporządzania i wzorów świadectw ich charakterystyki energetycznej wzory nr 2.43.i 2.44 można uprosić do postaci: Δ Eel =PN1el X t0lel PN2el X t02el, gdzie: Δ Eel szacunkowe oszczędności zużycia energii oświetlenia, MWh/rok P0lel, P02el moc jednostkowa opraw oświetlenia podstawowego wbudowanego w danym wnętrzu budynku użyteczności publicznej przyjmowana na podstawie projektu oświetlenia budynku lub na podstawie 180a przepisów techniczno-budowlanych, MW t0lel, t02el uśredniony czas użytkowania oświetlenia w ciągu roku, h/rok. Uśredniony czas użytkowania oświetlenia wewnętrznego w ciągu roku dla budynku ustalono na podstawie informacji przekazanych przez inwestora na 364 h/rok, dla oświetlenia zewnętrznego 4126 h/rok.
Δ Eel = ( 5104 х 364 4083,2 х 364) х 10-6 = 0,37 MWh/rok Roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną obecnie ( oświetlenie wewnętrzne i zewnętrzne, ogrzewanie oraz c.w.u. łącznie ) : ( (3694+5104)*364+1530*4126 +3030000+219000 ) х 10-6 = 12,76 MWh/rok Roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną po modernizacji oświetlenia : 12,76-0,37 = 12,39 MWh/rok W celu określenia przewidywanych rocznych oszczędności kosztów energii oświetlenia w budynku po zamianie opraw należy skorzystać ze wzoru: ΔOel = Δ Eel х Oz, gdzie: Oz średnioroczna cena energii elektrycznej, zł/mwh. Średnioroczna cena energii elektrycznej brutto ustalona została w wysokości 561 zł/mwh, na postawie analizy faktur za dostawę energii dostarczonych przez Zamawiającego. ΔOel = 0,37*561 = 240,9 zł/rok 3.5 Instalacja fotowoltaiczna W wyniku analizy wielkości zużycia oraz związanych z tym kosztów energii elektrycznej ustalono : - że opłacalne będzie zainstalowanie paneli fotowoltaicznych - że optymalnym rozwiązaniem ze względu na charakter budynku i sposobu wykorzystania energii elektrycznej w budynku będzie zastosowanie instalacji fotowoltaicznej o mocy 12 kwp z wykorzystaniem paneli polikrystalicznych o mocy 250 Wp co daje 48 elementów o ogólnej powierzchni ok. 82 m2. Instalacja powinna być wykonana w opcji on-grid bez akumulatorów i z możliwością przekazania nadwyżki energii do sieci. Uwaga: panele należy zamontować w taki sposób żeby zapewnić im maksymalny poziom oświetlenia a także, żeby uniknąć okresowego zacieniania w ciągu dnia przez elementy budynku lub otoczenia. Koszt wykonania instalacji : -panele fotowoltaiczne : 48 modułów 260 Wp : 40000,- -konstrukcja wsporcza, inwerter, rozłączniki, bezpieczniki, instalacja odgromowa, okablowanie : 16 000,- -robocizna : 10000,- Łącznie : 66 000,- zł
Średni roczny uzysk energetyczny z instalacji o mocy 11 kwp dla rejonu Strzegowa: 12*900=10800,- kwh co daje oszczędność kosztów : 10800 * 0,561= 6 058,8 zł/rok 3.5.1 Konstrukcja systemu fotowoltaicznego. 3.5.2 Moduły fotowoltaiczne Projektowany system fotowoltaiczny o łącznej mocy 11 kwp składa się z modułów fotowoltaicznych o mocy min. 250 Wp. Parametr Wartość Typ modułu polikrystaliczny Moc nominalna modułu 250 Wp Tolerancja mocy -0/+5% Współczynnik temperaturowy mocy Max.: -0,45%/K Rama modułu Aluminium anodowane Waga modułu Max. 19 kg Wysokość modułu [mm] Max. 1640 Szerokość modułu [mm] Max. 992 Tabela 1. Parametry techniczne modułu fotowoltaicznego Parametry równoważności modułów fotowoltaicznych: Typ moduły- polikrystaliczny Minimalna moc modułu 250Wp Minimalna sprawność modułu 15% Tolerancja mocy - -0/+5% Podane parametry określono przy standardowych warunkach testu: napromieniowanie 1000w/m2, temperatura ogniw 25ºC i współczynnik masy powietrza AM 1,5 Maksymalny współczynnik temperaturowy mocy -0,45%/K Rama modułu- aluminium anodowane Pokrycie modułu- konstrukcja szkło/szkło o grubości min. 2/2mm Gwarancja wydajności mocy producenta po: 10 latach min. 92% mocy znamionowej 25 latach min. 83% mocy znamionowej Maksymalna waga modułu: 19 kg
Maksymalne wymiary modułu: 1640/992/40mm Minimalna wytrzymałość mechaniczna na obciążenia od śniegu: 5400Pa Minimalna wytrzymałość mechaniczna na parcie i ssanie wiatru: 2400Pa. 5.3 Inwerter Urządzeniem odpowiedzialnym za współprace z generatorami będzie beztransformatorowy falownik (inwerter) trójfazowy. Falownik powinien charakteryzować się wysokim współczynnikiem sprawności, posiadać wysoką klasę ochrony IP 65, przystosowane do instalacji wewnętrznych i zewnętrznych. Obudowa np. aluminiowa powinna zapewniać długotrwałą ochronę przed wilgocią i korozją. Inwerter należy zlokalizować jak najbliżej rozdzielni głównej. Inwerter należy zainstalować zgodnie z wytycznymi instrukcji montażowej zwracając w szczególności uwagę na odległości od sąsiednich urządzeń. PARAMETRY WARTOŚĆ MINIMALNA Strona DC Moc maksymalna DC dla eksploatacji ze zrównoważonym wejściem DC 50/50% 15 kw Maksymalne napięcie DC 1000 V Min. napięcie wejściowe/napięcie inicjacji 200V/250V Liczba niezależnych wejść MPP 2 MPP Strona AC Maksymalna moc pozorna 15 kva 230V ± 20%/ 400V ± 20% Zakres napięcia 3 fazy + PE lub 3 fazy + N+ PE Prąd znamionowy 35 A Sprawność/sprawność EU 98,4%/98,1% Zakres częstotliowści 50/60 Hz ± 5 Hz zakres regulacji współczynnika mocy 0,8 poj.0,8 ind. THD <3% przy znamionowej mocy pozornej Ochrona Stopień ochrony IP65 Klasa bezpieczeństwa I Rozłącznik DC TAK Monitoring doziemień/monitoring sieci TAK/TAK Ochronnik przepięciowy DC TAK Dane mechaniczne Możliwość instalacji wewnątrz i na zewnątrz budynku TAK Waga 50 kg Temperatura pracy od -25 C do +60 C Sposób chłodzenia wentylatory Interfejs komunikacyjny RS485 TAK CE, VDE0126-1-1/A1, UTE C15-712-1, EN Certyfikaty i dopuszczenia 50438 2013, ICE 62109-1/-2 Po zainstalowaniu inwertera należy go połączyć z instalacją wyrównawczą budynku.
3.5.4 System ograniczania eksportu energii do sieci oraz monitoringu instalacji fotowoltaicznej W projektowanej instalacji fotowoltaicznej przewidziano wdrożenie systemu ograniczania eksportu energii z systemu fotowoltaicznego do sieci z dokładnością do ustalonej wartości procentowej np. 70%, 60%, 0%, w tym również wartości procentowej mocy przyłączeniowej. Przewidziano wdrożenie ograniczenia realizowanego z uwzględnieniem wielkości konsumpcji budynku, opomiarowanej przy użyciu dedykowanego miernika. Do monitorowania ilości wyprodukowanej energii oraz wizualizacji pracy instalacji fotowoltaicznej należy zastosować moduł, połączony i współpracujący z zainstalowanym inwerterem. Komunikator powinien cechować się wysoką jakością węzła komunikacyjnego. Podstawowe funkcje systemu monitorującego: stałe zbieranie danych z falownika po stronie systemu; informowanie o statusie instalacji w danym momencie; możliwość śledzenia na żywo wydajności instalacji PV; wielofunkcyjny, efektywny rejestrator danych z opcją wyświetlania, archiwizowania i przetwarzania danych. Moduł komunikacyjny należy połączyć z falownikiem za pomocą złącza lub poprzez sieć internetową. Prezentacja danych przekazanych z modułu komunikacyjnego w formie tabeli danych jak i w postaci diagramów powinna następować za pośrednictwem wbudowanego wyświetlacza lub tabletu o parametrach minimalnych przekątna 7, procesor 2x1.3, IPS, BT, GPS, 1G/8GB. 3.5.5 Konstrukcja montażowa Panele fotowoltaiczne należy instalować na systemowej konstrukcji dedykowanej dla instalacji fotowoltaicznych. Montaż należy przeprowadzić w oparciu o instrukcje dostawcy. Należy unikać zacienienia. Konstrukcję aluminiową należy połączyć z istniejącą instalacją odgromową oraz sprawdzić wartość uziomu wymagany < 10 Ω. 3.5.6 Okablowanie Moduły należy łączyć szeregowo w łańcuchy za pomocą przewodów dostarczonych wraz z modułami PV. Nadmiary przewodów należy mocować do konstrukcji aluminiowej za pomocą opasek odpornych na promieniowanie UV oraz szkodliwe czynniki atmosferyczne. W miejscach gdzie przewody narażone są na promieniowaniem słonecznym należy zastosować stosowne osłony. Wszystkie połączenia między modułami należy wykonać za pomocą złączy. Poszczególne łańcuchy modułów należy łączyć z inwerterem poprzez rozdzielnice przewodami solarnymi o przekroju 6 mm2. W rozdzielniach należy zainstalować bezpieczniki rozłącznikowe oraz ochronniki przepięciowe. Należy zastosować inwerter z rozłącznikiem izolacyjnym, dlatego nie ma konieczności stosowania dodatkowego rozłącznika w rozdzielniach. Należy przewidzieć możliwość odłączenia obydwóch biegunów każdego łańcucha. Przewody z poszczególnych łańcuchów modułów do miejsca przyłączenia należy prowadzić w korytach kablowych. Wewnątrz budynku przewody należy poprowadzić od miejsca przepustu dachowego do inwertera, najkrótszą możliwą trasą. 3.5.7 Aparatura kontrolno- pomiarowa W celu rozliczeń zielonej energii należy montować w rozdzielni TL licznik bezpośredni. 3x230/400V, 60A. 3.5.8 Instalacje elektryczne systemu PV Projektowana instalacja fotowoltaiczna o łącznej mocy 11 kwp dołączona zostanie do rozdzielni głównej obiektu. Dla rozdzielnic stosować obudowy metalowe. Obudowy łączyć z przewodem PE.
3.5.9 Ochrona od porażeń elektrycznych. Projektowana instalacja elektryczna jest zgodna z przepisami budowlanymi w zakresie ochrony przeciwporażeniowej oraz wymogami normy PN-IEC-60364 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych". W ramach systemu ochrony od porażeń prądem elektrycznym należy zastosować samoczynne szybkie wyłączenie zasilania w układzie TN-S. Zapewni to zgodne z normą wyłączenie zasilania. 3.5.10 Ochrona przeciwprzepięciowa. W skrzynkach DC należy zastosować ograniczniki przepięć ograniczające łuk elektryczny w przypadku zadziałania. W tablicy głównej zastosować ogranicznik iskiernikowy typu TNS. W przypadku lokalizacji rozdzieli TL w odległości większej niż 10m, należy stosować typ 2 ogranicznika przepięć. 3.5.11 Instalacja wyrównawcza Konstrukcje korytek kablowych oraz inwerter należy podłączyć do głównej listwy wyrównawczej budynku. Połączenie należy wykonać linką LgY 6mm2 do głównej listwy wyrównawczej. Połączenia wyrównawcze konstrukcji i paneli fotowoltaicznych opisano w punkcie poniżej. 3.5.12 Instalacje odgromowe W celu ochrony paneli fotowoltaicznych przed bezpośrednim wyładowaniem atmosferycznym, montować iglice odgromowe. Wykonać połączenia wyrównawcze konstrukcji paneli z pokryciem dachu, przewodami o przekroju 16 mm2 odpornymi na promieniowanie UV oraz szkodliwe czynniki atmosferyczne. 3.5.13 Diagnostyka uszkodzeń systemu fotowoltaicznego Topologia systemu powinna w łatwy sposób pozwalać na zlokalizowanie łańcucha, w którym znajduje się uszkodzony moduł. Dane pomiarowe uzyskane z inwertera powinny pozwalać na porównanie chwilowych wartości i parametrów falownika z wartościami teoretycznymi. W przypadku, gdy moduł jest uszkodzony następuje spadek mocy falownika, który jest sygnalizowany, a w toku odpowiednich pomiarów określone zostanie dokładnie jego położenie. 3.5.14 ZESTAWIENIE GŁÓWNYCH ELEMENTÓW INSTALACJI Lp. Wyszczególnienie Ilość 1 Moduł fotowoltaiczny 48 szt. 2 Inwerter 1 szt. 3 Skrzynka przyłączeniowa po stronie AC 1 szt. 4 Skrzynka przyłączeniowa po stronie DC 1 szt. 5 Konstrukcja dydykowana dla instalacji 1 kpl. fotowltaicznej 6 Elementy montażowe, rurki instalacyjne, uchwyty 1 kpl. 7 System ograniczania eksportu energii do sieci 1 szt. i monitorowania instalacji 8 Okablowanie 1 kpl.
3.6 Wskaźnik ekonomiczny opłacalności realizacji zadania Jako ekonomiczny wskaźnik opłacalności realizacji zadania przyjęto prosty czas zwrotu SPBT stanowiący stosunek nakładów do rocznych oszczędności: SPBT = N / ΔOel SPBT =(10208+66000)/(240,9+6058,8) = 12,10 lat 3.7 Roczna redukcja emisji CO2 Dla energii elektrycznej, zakłada się, że wykazywana w tej pozycji tabeli energia elektryczna, pochodzi z polskiej sieci elektroenergetycznej. Dla tej sieci, wskaźnik emisji wg KOBiZE na 2017 r. wynosi 0,806 Mg CO2/MWh. ΔCO2= Δ Eel х 0,806 Mg CO2/MWh gdzie: ΔCO2 - roczna redukcja emisji równoważnej CO2 w Mg/rok Δ Eel szacunkowe roczne oszczędności zużycia energii oświetlenia, MWh/rok ΔCO2 = (10,8+0,37) x 0,806 = 9,0 Mg/rok 3.8 Roczna oszczędność energii elektrycznej finalnej Δ Eel = 10,8 +0,37 = 11,17 MWh/rok -roczne zapotrzebowanie na en. elektryczną finalną całkowitą obecnie: 12,76 MWh/rok -roczne zapotrzebowanie na en. elektryczną finalną po modernizacji : 12,39 MWh/rok minus energia uzyskiwana z OZE : 10,8 MWh/rok co stanowi : 10,8/12,39 x 100% = 87,2 % zapotrzebowania na energię finalną Łącznie roczne zapotrzebowanie na energię finalną po modernizacji wyniesie : 12,39-10,8 = 1,59 MWh/rok Średnioroczna oszczędność energii finalnej : 12,76-1,59 = 11,17 MWh/rok