Главная страница -> Технология утилизации

Вопросы ценообразования на рынке. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.

В. П. Проценко, В. Г. Горшков, С. В. Осипович.

Одной из важнейших задач энергетической политики государства , на сегодняшний день , является задача ресурсоэнергосбережения . Решение этой глобальной задачи , без качественной реструктуризации всего топливно - энергетического комплекса страны , практически невозможно . Одним из направлений является внедрение тепловых насосов ( ТН ) вместо автономных котельных , работающих на твердом , жидком топливе и электроэнергии . Источником низкопотенциальной теплоты для ТН может служить грунтовая вода , наружный воздух , тепло грунта , низкопотенциальные вторичные энергоресурсы .

Однако практическое использование ТН в России на сегодняшний день не велико , общая тепловая мощность всех теплонасосных установок в России составляет порядка 100 МВт , а их количество не превышает 150 образцов . Поданным одного из российских производителей и поставщиков тепловых насосов ЗАО «Энергия» за последние десять лет ими было произведено и запущено около 70 ТН , суммарной тепловой мощностью более 40 МВт [1]. Одним из основных препятствий на пути внедрения теплонасосной техники , несмотря на подтвержденную опытом их эксплуатации энергетическую и экономическую эффективность , является продолжающаяся газификация , при сохранении достаточно низкой стоимости природного газа .

Эффективность внедрения теплонасосной техники на российском рынке можно показать на примере Чувашской Республики , где созданы благоприятные условия для внедрения ТН . Так , кабинетом Министров Чувашской Республики , впервые в России , 4 марта 2002 г . был введен в действие тариф на электроэнергию для отопления и горячего водоснабжения тепловыми насосами зданий производственного и коммунально - бытового назначения , составляющий в настоящее время в часы ночного минимума ( с 23.00 до 7.00) - 0,42 руб ./ кВт - ч , а в остальное время суток - 0,63 руб ./ кВт - ч . Данный тариф ниже тарифа , применяемого для расчета потребляемой электроэнергии для существующих систем теплоснабжения , в 2,15 раза по средневзвешенным ценам , для которых тариф на электроэнергию в часы ночного минимума составляет 0,42 руб ./ кВт - ч , а в остальное время суток -1,60 руб ./ кВт - ч . Разница в тарифах покрывается за счет энергосистемы , что не ведет к падению

рентабельности производства электроэнергии , т . к . расход топлива в энергосистеме на производство электроэнергии для тепловых насосов более чем на 70% перекрывается экономией топлива на теплоснабжение в этой же энергосистеме [2].

Средневзвешенная цена электроэнергии для республики рассчитывается по формуле :

где с1 и с2 - льготный и обычный тариф , руб ./ кВт - ч .

Введение в действие дифференцируемого тарифа привело к возникновению в республике спроса наТН , т . к . позволило существенно снизить себестоимость производимой с их помощью теплоты . На сегодняшний день на стадии разработки проекта и строительства находятся четыре объекта , где в качестве основного источника теплоты будут использоваться парокомпрессионные ТН , общей теплопроизводительностью 1,5 МВт . ООО «Энергосервисная компания ЗэиМ - ЭСКО» совместно с ООО «Теплонасос - сервис» построен и успешно функционирует теплонасосный пункт в поселке Сосновка , расположенном на левом берегу реки Волга , г . Чебоксары . Теплонасосный пункт поэтапно введен в эксплуатацию в период с октября 2001 г . по март 2002 г . и предназначен для теплоснабжения комплекса «школа + больница» . Установлены три парокомпрессионных ТН в пристройке к угольной котельной ( два тепловых насоса НТВ -360 с винтовыми компрессорами производства ЗАО «Энергия» и один тепловой насос НТП -150 с поршневым компрессором , изготовленный из отечественных комплектующих ООО «Теплонасос - сервис» ), общей теплопроизводительностью 950 кВт . В качестве рабочего тела ТН используется озонобезопасный хладон С -10 ( применяемый взамен R 134 а ). Источником возобновляемой низкопотенциальной теплоты является грунтовая вода , поступающая с глубины 35-40 м с температурой плюс 7-8 °С . Температура системы отопления от ТН изменяется от 46 °С до 65 °С , в зависимости от температуры наружного воздуха . Максимальная нагрузка системы отопления составляет 380,5 кВт , системы вентиляции 698 кВт , системы горячего водоснабжения ( ГВС ) - 428 кВт . Среднечасовая нагрузка системы ГВС составляет 214 кВт . Емкость бака - аккумулятора воды для ГВС 25 м 3. Продолжительность отопительного периода для Чебоксар составляет 5208 часов , периода горячего водоснабжения -8760 часов . Расчетная температура наружного воздуха наиболее холодного периода - минус 31 °С , средняя расчетная температура наружного воздуха за отопительный период - минус 4,9 °С .

Таблица 1 . Результаты измерений температуры и расходов теплоносителей и вырабатываемой тепловой энергии при работе теплового насоса НТП -150.

Время измерений

Температура теплоносителя , °С

Расход теплоносителя ,

М 3/ Ч

Расход артезианской воды ,

М 3/ Ч

Количество вырабатываемой тепловой энергии

Потребляемая электрическая мощность ТН , включая насосы НИТ , кВт

Потребляемая электрическая мощность насоса НИТ , кВт

Т 1

Т 2

Гкал / ч

кВт

01.11.01

49,8

46,7

52,0

46,5

0,161

187,5

15,8

05.11.01

51,9 53,0

49,3 50,4

56,5 56,8

46,8 46,7

0,147 0,148

170,8 171,6

60 72

15,4 16,2

22.11.01

40,0

37,9

64,0

47,9

0,134

156,3

На данном объекте реализована бивалентная схема котельной «тепловые насосы - пиковые угольные котлы» , что позволило белее чем на 20% снизить капитальные затраты на строительство и закупку оборудования , сократить расчетный срок окупаемости капзатрат до 3-4 лет . Установленная тепловая мощность ТН составляет 74% от расчетной тепловой нагрузки потребителя , с учетом среднечасовой нагрузки системы ГВС . При достижении температуры наружного воздуха минус 20 °С в работу в пиковом режиме включаются угольные котлы .

На рисунке 1 приведена принципиальная тепловая схема теплонасосной части котельной . С помощью погружных насосов низкопотенциального источника тепла ( НИТ ) ПС 1 - ПСЗ ( два рабочих , один резервный ) грунтовая вода из скважин поступает к тепловым насосам и последовательно проходит через испарители И , вначале НТП -150, затем НТВ -360 № 2 и НТВ -360 № 1, отдавая свою теплоту , и охлажденная сбрасывается в дренажный коллектор . Вода системы отопления и вентиляции также последовательно , противотоком грунтовой воде , подогревается в конденсаторах К , переохладителях ПО 1 и маслоохладителях МО 1 тепловых насосов . Важно отметить , что в конструкцию тепловых насосов НТВ -360 внесен ряд изменений , позволяющих увеличить коэффициент преобразования теплоты на 2-3%. Так при работе тепловых насосов НТВ -360 часть грунтовой воды отбирается перед испарителем и водяным насосом НВ , установленном на трубопроводе , параллельно подается в маслоохладитель МО 2, для доохлаждения масла компрессора до регламентной температуры и в переохладитель ПО 2, для доотбора части неиспользованной в конденсаторе К и переохладителе ПО 1 теплоты жидкого хладона и его доохлаждения до температуры максимально близкой к температуре хладона в испарителе . Подогретая в МО 2 и ПО 2 грунтовая вода направляется вновь на вход в испаритель , где , смешиваясь с основным потоком грунтовой воды , подогревает ее на 0,3-0,5 °С . Часть воды теплоносителя - приемника тепла параллельно конденсатору КД и переохладителю ПО 1 протекает через маслоохладитель МО 1, охлаждая масло компрессора К . Таким образом часть теплоты масла и фреона используется напрямую - в переохладителе ПО 1 и маслоохладителе МО 1, часть сбрасывается на вход в испаритель ( ПО 2, МО 2).

Таблица 2. Зависимости средневзвешенных тарифов и энергетических составляющих в себестоимости ( с / с ) тепла от ТН и ЭК от времени работы теплоаккумулятора .

Время потребления э / э по обычному тарифу

Среднеотпускной тариф для ЭК , руб ./ кВт - ч

Энергетическая составляющая в с / с тепла для ЭК , руб ./ Гкал

Среднеотпускной тариф для ТН , руб ./ кВт - ч

Энергетическая составляющая в с / с тепла для ТН , руб ./ Гкал

Примечание

0,42

487

0,42

211,8

Работа с накоплением 2/3 суточной потребности тепла

0,656

761

0,462

233

0,813

943

0,49

247

0,925

1073

0,51

257

1,01

1172

0,525

264

1,075

1247

0,537

270

Работа с отключением в часы максимума

1,128

1308

0,546

275

1,17

1358

0,554

279

1,2

1400

0,56

282,4

Непрерывная работа в течение суток без накопления тепла

1,6

1856

0,63

317,7

По данным приборных обследований , проведенных в бивалентной котельной в декабре 2001 г ., для теплового насоса НТП -150 получены данные , приведенные в таблице 1.

По эксплуатационным данным , в период с октября по март общее количество тепловой энергии , отпущенное потребителям от бивалентной котельной , составило 1315 Гкал , в том числе выработано в тепловых насосах 1057 Гкал , в угольных котлах 258 Гкал . Расход угля за этот период составил 92 т . Расход электроэнергии , с учетом всех электропотребителей : тепловых насосов , сетевых насосов , погружных насосов грунтовой воды , освещения , вентиляции и т . д . составил за это время 649 МВт - ч ( в период работы тепловых насосов 598 МВт - ч ). Экономия угля составила 241 т . Средневзвешенный коэффициент преобразования теплонасосной системы составил 2,3. Среднее соотношение стоимости израсходованной электроэнергии к стоимости угля за отчетный период составило 0,55, т . е . топливная составляющая на теплонасосной части бивалентной котельной снизилась на 45 % по сравнению с угольной котельной . Соответственно пропорционально сокращению потребления твердого топлива снизились выбросы в окружающую среду твердых и газообразных отходов сжигания топлива , что особенно важно для национального природного парка «Заволжье» - г . Чебоксары . Остальные затраты на содержание бивалентной котельной «Тепловые насосы - угольные котлы» не изменились по сравнению с затратами на содержание угольной котельной . На состояние марта 2002 г . себестоимость теплоты составила : в случае работы бивалентной котельной -460 руб ./ Гкал , в случае работы только угольных котлов - 688 руб ./ Гкал , с учетом дополнительных затрат электроэнергии на приводы погружных насосов ( установленная мощность каждого из трех насосов , включая один резервный , составляет 16 кВт ), что составляет порядка 10-12% от всей электрической энергии , потребляемой бивалентной котельной .

Несмотря на большую экономию денежных средств , себестоимость теплоты при использовании ТН может быть еще более снижена . Дело в том , что в указанный период эксплуатации , теплонасосная станция не работала в установленном режиме , из - за поэтапности внедрения ТН ( НТП -150 и один НТВ -360 - в октябре 2001 г ., второй НТВ -360 - в марте 2002 г .). В случае работы ТН в установленном режиме расчетная себестоимость теплоты составит 400 руб ./ Гкал .

Кроме того , в условиях существования системы дифференцированной оплаты за электри -

ческую энергию , существенный дополнительный эффект может быть получен от ТН , работающих с аккумуляторами теплоты и двухтариф - ными счетчиками электрической энергии и потребляющих электроэнергию в период ночного провала суточного графика электрической нагрузки в энергосистеме . При этом достигается обоюдная экономическая выгода : для потребителей теплоты отТН - за счет снижения платы за электроэнергию по ночному тарифу , а для энергосистемы - за счет снижения себестоимости производимой электроэнергии при уплотненном графике электрической нагрузки .

При аккумулировании тепла время потребления электроэнергии по обычному тарифу может быть уменьшено , что приведет к снижению среднеотпускного тарифа , который может быть рассчитан по формуле :

где Т1 , Т2 - время потребления электроэнергии на отопление по льготному и обычному тарифу , час .

Если теплоаккумулятор позволяет накопить за время действия льготного тарифа до 2/3 от суточной потребности тепла , то по обычному тарифу будет потребляться только электроэнергия на привод циркуляционных насосов , а электроотопление будет оплачиваться полностью по льготному тарифу .

Рассмотрим в качестве примера и сопоставим между собой схемы применения теплоаккумуляторов совместно с тепловыми насосами или электрическими котлами ( ЭК ). При применении тепловых насосов расход электроэнергии будет в 2,3 раза меньше , чем при использовании электрокотлов , кроме того , обычный тариф для тепловых насосов меньше , чем для электрокотлов ( за 1 кВт - ч 0,63 руб . для тепловых насосов и 1,6 руб . для электрокотлов ).

Из приведенных в табл . 2 расчетных зависимостей средневзвешенных тарифов и энергетических составляющих в себестоимости тепла для электрокотлов и тепловых насосов видно , что средневзвешенные тарифы и энергетические составляющие в себестоимости тепла существенно снижаются при уменьшении времени потребления электроэнергии по обычному тарифу .

Из табл . 2 видно , что при дифференцированном тарифе , за счет аккумулирования тепла , энергетическая составляющая в себестоимости 1 Гкал тепла может быть снижена при работе теплонасосных систем с 282 руб . до 212 руб ., при работе электрических котлов с 1400 руб . до 487 руб . ( при одноставочном тарифе и обычном счетчике электроэнергии энергетическая составляющая соответственно составит : для ТН 317 руб ., для ЭК 1856 руб .).

При работе с накоплением тепла необходимы достаточно крупные тепловые аккумуляторы , а также увеличение электрической мощности теплоисточника при работе в часы льготного тарифа , что требует оптимизации . В табл . 3 приведены расчетные значения относительной емкости теплоаккумулятора - отношения накопленного в аккумуляторе тепла к суточной потребности отапливаемого объекта и относительной электрической мощности теплоисточника - отношения установленной электрической мощности теплоисточника к мощности электрокотла той же теплопроизводительности при его работе без аккумулирования тепла .

Из таблицы 3 видно , что необходимая емкость теплоаккумулятора и установленная электрическая мощность теплоисточника достигают максимальных значений при самом рациональном режиме , когда используется только льготный тариф . При этом установленная электрическая мощность теплового насоса лишь незначительно превышает мощность электрокотла , работающего без накопления тепла . Следовательно , замена существующих электрокотлов тепловыми насосами , при наличии теплоаккумулятора достаточной емкости , позволит реализовать самый рациональный режим электропотребления без увеличения установленной электрической мощности . При этом энергетическая составляющая в себестоимости 1 Гкал теплоты снижается с 1400 руб . до 212 руб ., т . е . в 6,6 раза .

Время

Относительная

Примечание

потребления э / э

емкость тепло -

электрическая

по обычному

аккумулятора

мощность

тарифу

теплоисточника

для ЭК

для ТН

0,67

1,3

Работа с накоплением

2/3 суточной потребности

тепла

0,583

2,75

1,195

0,5

2,5

1,087

0,417

2,25

0,978

0,33

0,87

0,25

1,75

0,76

Работа с отключением

в часы максимума

1,67

1,5

0,652

0,0833

1,25

0,543

0,435

Непрерывная работа

в течение суток

без накопления тепла

Таблица 3. Значения относительной емкости теплоаккумулятора и относительной электрической мощности ТН и ЭК от времени работы теплоаккумулятора .

Использование традиционных водяных теплоаккумуляторов приведет к пропорциональному росту капитальных затрат на создание больших емкостей для хранения воды и соответственно увеличению амортизационных отчислений , что «съест» большую часть экономического эффекта от снижения топливной составляющей в себестоимости теплоты , не говоря уже о размерах и органомическом эффекте . Например , для аккумулирования 9 Гкал теплоты при температуре прямой сетевой воды 65 °С , обратной -45 °С для бивалентной котельной п . Сосновка , что равняется 8- часовому максимальному потреблению теплоты , потребуется емкость объемом 450 м 3. Одно из возможных решений - использование теплоаккумуляторов , основанных на принципе фазового превращения вещества , что позволит снизить емкость теплоаккумуляторов в 10-20 раз .

Как уже было сказано , на сегодняшний день основным ограничителем во внедрении тепловых насосов , особенно в европейской части страны и в частности в Чувашской республике , является достаточно низкая стоимость природного газа и продолжающаяся газификация сельских районов , что очевидно является временным и не должно служить доминирующим фактором при выборе источника теплоснабжения . Так , при сравнительном анализе себестоимости теплоты , вырабатываемой котлами , работающими на твердом и газообразном топливе , топливная составляющая в себестоимости 1 Гкал теплоты составит 464 руб . для угольных котлов ( при низшей теплоте сгорания топлива 4487 ккал / кг и КПД котла 60%) и 124 руб . для газовых котлов ( при низшей теплоте сгорания топлива 7940 ккал / м 3 и КПД котла 86 %) против 212 руб . от ТН с теплоаккумуляторами . На сегодняшний день для газифицированных объектов нужно применять тепловые насосы с газовым приводом , при этом расход газа снизится на 50-60 %. Для привода ТНУ могут применяться так же и другие двигатели , что резко увеличивает спектр видов первичной энергии для производства теплоты и позволяет оптимизировать топливно - энергетический баланс регионов , например , для регионов , богатых углем , но испытывающих недостаток в газе или в электроэнергии , уменьшить транспортные потоки различных видов топлива , в условиях , когда в регионе есть электроэнергия , но существует дефицит топлива [3,4].

Таким образом даже незначительная поддержка со стороны государства , путем регулирования тарифов и ввода региональными энергосистемами дифференцированной оплаты за потребленную ТН электроэнергию , позволит теплонасосной технике прочно занять место электрических и угольных котлов на рынке теплопроизводящего оборудования .

Литература

1. Петин Ю . М . Опыт десятилетия производства тепловых насосов в ЗАО «Энергия» // Энергетическая политика -2001. Выпуск 3. - С . 28 -33.

2. Жидович И . О ., Трутаев В . И . Системный подход к оценке эффективности тепловых насосов // Новости теплоснабжения -2001. - № 11. - С . 44-49.

3. Процент В . П . Альтернативная концепция теплоснабжения городов // Энергосбережение и водоподготовка . -1997. - № 2.- С . 82-90.

4. Процент В . П . К обоснованию новой концепции централизованного теплоснабжения // Энергосбережение и водоподготовка . - 1999. - № 1. - С . 4-22.

Журнал Новости теплоснабжения , №1 2003г.

Д.Д. Огородников, зам. директора энергоаудиторского подразделения «ЭКОПРОК»

Одним из наиболее сложных обсуждаемых условий в переговорном процессе между учреждением Госэнергонадзора или энергоаудиторской организацией и инспектируемым предприятием — энергопотребителем является определение договорной цены на услуги аудиторов. Государственных расценок, тарифов или ставок на данные услуги сегодня не существует. Ранее существовавшие тарифы чаще всего не применимы, так как были разработаны во времена застоя и стабильности цен, а за прошедшие десятилетия возникли ценовые диспропорции практически на все виды товаров и услуг, что затрудняет, если не сказать делает невозможным, определение на базе старых справочников справедливой цены на услуги энергоаудитора. К тому же опыт показывает, что в неравных условиях с инспектирующей организацией оказывается проверяемое предприятие. Как правило, в экономических службах большинства российских предприятий нет тарифных справочников соответствующего профиля, или они давно утрачены.

Подходы к разрешению обозначенных противоречий можно определить, воспользовавшись § 3 статьи 424 Гражданского кодекса РФ, в котором установлено: «В случаях, когда в возмездном договоре цена не предусмотрена и не может быть определена исходя из условий договора, исполнение договора должно быть оплачено по цене, которая при сравнимых обстоятельствах обычно взимается за аналогичные товары, работы или услуги».

Руководствоваться приведенной нормой ГК РФ для продолжения поиска принципов и правил ценообразования в энергоаудите возможно, если прояснить вопросы определения сравнимости обстоятельств и аналогичности услуг с другими видами хозяйственной деятельности, в которых проблемы ценовых диспропорций уже преодолены.

Первый вопрос разрешим достаточно легко. Сравнимыми можно считать обстоятельства, в которых удовлетворяется всякая типичная и повторяющаяся потребность хозяйствующего субъекта в покупке целесообразных или обязательных услуг по независимому инспектированию отдельных видов деятельности предприятия. Например, аудиторская проверка, итоги которой выносятся на собрание акционеров, или проверка качества товаров, продаваемых потребителю (равно как аттестация внутренней системы контроля качества), и многое другое. Обстоятельства подготовки соглашения с энергоаудитором сравнимы с обширным множеством обстоятельств, в которых покупается инспекторская услуга.

Дальнейшим шагом становится поиск аналогий в многообразии покупаемых предприятием инспекторских услуг. Многократно упомянутый выше и лексически наиболее близкий вид услуг по (финансовому) аудиту не слишком подходящий аналог для поиска решения по ценообразованию. Норматива государственного уровня не существует. Практика демонстрирует два основных подхода: цена услуги как доля от оборота и почасовая оплата работы инспекторов. Первый подход реализуется, как правило, в долгосрочных отношениях инспектора и клиента. В нашей проблеме (взаимоотношений энергоаудиторов и хозяйственных комплексов) прецедентов исчезающе мало. Второй подход — чисто западный, опирающийся на многократно воспроизводимые национальные и международные аудиторские стандарты. В отношении энергоаудита вряд ли оправдано использовать при определении гонорара инспекторской компании размер почасовой оплаты, коррелированной с уровнем квалификации инспекторского персонала. Принципиальным является отличие в характере труда ревизоров. При проведении общего (финансового) аудита преимущественно требуются приемы типичной работы бухгалтеров. В работе энергоаудитора необходимы как аналогичные бухгалтерские трудовые приемы, так и использование технических средств, и довольно сложной современной контрольно-измерительной аппаратуры. Расхождение в квалификации инспекторского состава существенно шире. Стоимость эксплуатации аппаратных средств и размер их амортизации заранее, до заключения договора, определить практически не — возможно. Техноаудит, которым по существу является в заметной доле энергоаудит, отнормирован значительно слабее, чем работа бухгалтеров и финансистов.

Вместе с тем некоторые виды техноаудита распространены достаточно широко, имеют устойчивую нормативную базу, испытывают слабые колебания стоимости и демонстрируют устойчивое сопровождение ценовых процессов.

Представляется, что наиболее близким аналогом энергоаудиту можно считать такую разновидность техноаудита, как покупаемые предприятиями периодически регламентные технические осмотры (ТО) автотранспортного средства. Рассмотрим сходства в характере приобретения и реализации этих видов услуг.

Мотивационная база при совершении хозяйствующим субъектом обеих видов сделок имеет много общего. В отношении обеих видов техноаудита действует реальная потребность изнутри предприятия. В отношении служебного автотранспорта все виды осмотров (от ТО-1 до ТО-3) рассматриваются как один из важнейших способов обеспечения эффективной, бесперебойной и безаварийной эксплуатации техники. В отношении энергетического и ресурсопотокового оборудования (электрохозяйства, систем вентиляции, отопления, водоснабжения и водоотведения) мероприятия по энергоаудиту и получению энергетического паспорта предприятия также рассматриваются как один из важнейших способов обеспечения эффективной, бесперебойной и безаварийной эксплуатации инженерной инфраструктуры предприятия. Оба упомянутых вида техноаудита проводятся под императивом внешних требований государственных надзорных органов. ТО проводятся по регламентам ГИБДД и Минтранса, с длинным шлейфом правовой базы и четко определенных процедур. Требования по проведению энергоаудита заложены в законодательной базе по энергосбережению и проводятся по регламентам инспекторских органов Госэнергонадзора.

У обоих видов техноаудита есть еще несколько общих свойств экономического характера, учет которых позволяет утвердиться в восприятии их, как близких аналогов. Трудовые процедуры внутри данных видов техноаудита имеют много общего. В равной мере требуется выполнение контрольных операций по учетным регистрам, выполнение наблюдений и осмотров в прямом понимании данного вида работы, необходимо проведение измерений с использованием инструментария, приборов и аппаратуры. Для определения цен на подобные услуги, как упоминалось выше, требуется корректная оценка трудозатрат, и выполнить ее одинаково сложно. Оба вида аудита являются частью эксплуатационных (накладных) расходов предприятия. Упомянутые расходы в равной мере (пропорции или тенденции) отслеживают изменения цен на энергоресурсы, происходящие в народнохозяйственном комплексе. Исходя из приведенной выше аналогии в характере трудовых процессов при проведении работ по инспектированию, логично сделать вывод о том, что у обоих видов техноаудита в равной мере должны отслеживаться изменения цен на оплату труда персонала. Обе пропорции в отношении соответствующим совокупным затратам имеют одинаковое свойство нарастать при снижении объема эксплуатации и уменьшаться при росте эксплуатационных расходов. Все упомянутое позволяет воспользоваться аналогией для выработки искомых правил ценообразования, с учетом процедуры, оговоренной в Гражданском кодексе. Остается только вычленить долю затрат на ТО в общей цене эксплуатации транспорта и воспользоваться такой пропорцией в переговорах по проведению энергоаудита.

Стоимость техноаудита служебного легкового автомобиля составляет от 3% до 5% стоимости годовой эксплуатации транспортного средства. При выполнении данной оценки учтены: амортизация, горючее, смазочные масла, заработная плата водителя и двукратное в течение годаТО-3, регламент, который и является техноаудитом.

Чтобы перенести аналог из данной области хозяйственной деятельности на область ресурсоэнергообеспечения и пользоваться им впоследствии, выполним несколько практических оценок.

Определим ориентировочно цену договора при проведении переговоров между предприятием — энергопотребителем и энергоаудитором. Чтобы оценки были корректными, учтем то обстоятельство, что доля оплаты труда о стоимости годовой эксплуатации транспортного средства составляет ориентировочно 35%. Дополнительно позволим допущение не учитывать амортизации (крайне выгодное любому директору или главному инженеру), что легко оправдывается повсеместным износом основных фондов и оборудования, их низкой остаточной стоимостью. Тогда необходимо просуммировать годовые затраты предприятия на базовые жизнеобеспечивающие ресурсы (электрическую и тепловую энергию, расходы на вентиляцию, водообеспечение и водоотведение). Далее следует помножить полученную сумму на коэффициент 1,35, с тем, чтобы учесть трудозатраты, а от полученной суммы рассчитать интервал величин между 3% и 5%, в рамках которого разумно проводить уторговывание в ходе переговоров.

Посмотрим эту величину в реальных цифрах, полученных от конкретных объектов. Из этических соображений и обязательств по сохранности коммерческой тайны не будем называть наименования объектов и адреса. Приведем только некоторые данные, требуемые для адекватной оценки рассчитываемых величин читателем. Оба предприятия производственные. Одно размещено в городской среде, не имеет собственной котельной, функционирует в одну смену, около 1000 рабочих мест, не энергоемкое, преимущественно металлообработка, несколько цехов и многоэтажное здание заводоуправления. Совокупный годовой объем платежей за энергоресурсы и воду составляет 7 миллионов рублей. По предложенной вниманию читателя методике база для переговоров о цене с энергоаудитором находится в интервале от 280 тысяч рублей до 470 тысяч рублей. Второе предприятие более крупное, размещено на обособленной территории вне городской черты. Энергоемкое, расходующее на технологию много тепловой энергии (мебельное производство), имеющее собственную котельную, десятки зданий и сооружений, около 3000 рабочих, двухсменный режим производства. Совокупный годовой объем платежей за энергоресурсы и воду около 50 миллионов рублей. По той же методике база для переговоров о цене находится в интервале от 2 до 3,4 миллиона рублей.

Полученные величины кажутся очень большими ровно до того момента, пока рачительный хозяин не просчитает экономический эффект от контракта на энергоаудит. Завершается такой контракт программой ресурсоэнергосбережения предприятия. Профессионально выявленный потенциал экономии показывает, что для первого предприятия в результате энергоаудита появляется возможность сберегать до 1,5 миллионов рублей в год. Для второго предприятия цифры возможной экономии на порядок выше до 15 миллионов рублей. В обоих случаях затраты на энергоаудит окупаются за 2-3 месяца.

Поиски справедливой цены являются «тонкой матерней», поэтому для окончательной уверенности в справедливости рассуждений выполним оценку того, не слишком ли много «запрашивают себе» энергоаудиторы. Возьмем кажущийся наиболее ярким случай, когда стоимость договора будет 3,4 миллиона рублей. Практика показывает, что трудоемкость полномасштабного энергоаудита такого объекта составляет около 2000 человеко-часов при использовании даже самых современных приборов (бригада 10 человек, срок — около 1,5 месяцев). Выработка на одного аудитора составляет 1700 рублей в час, те же самые 3,4 миллиона рублей в год (разумеется, при полной загрузке и работе на других объектах), или в иных терминах — один штатный энергоаудитор обеспечивает своей фирме около 120000 $ выработки в год. Для эффективной экономики такая величина душевой выработки является вполне средней или даже несколько ниже средней.

После публичной дискуссии по поднятым вопросам и ряда положительных прецедентов представляется целесообразным издание нормы, превращающей изложенный и скорректированный практикой подход, в общеупотребимое правило. А директора предприятий будут заключать контракты с энергоаудиторами, также задумываясь не слишком надолго, как они это делают, отправляя в очередной раз на ТО служебный автомобиль.

Вывоз мусора наслышаны и утилизация отходов

Энергетические установки. Модернизация системы освещения и теплообеспечения мариупольской городской больницы. Автономный энергоэффективный эко. Деньги из навоза. Постановление совета министров р.

Главная страница -> Технология утилизации

Экологически чистая мебель:

Сайт об утилизации отходов: