На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Проблемы и решения

01.11.2008 Эффективность локальных энергоисточников в народном хозяйстве и экономике промышленных предприятий

 

Эффективность локальных энергоисточников в народном хозяйстве и экономике промышленных предприятий

 

В последние годы в качестве автономного энергоснабжения на промышленных и коммунальных предприятиях применяются когенерационные установки электрической и тепловой энергии.

Такое оборудование по производству дополнительной электрической и тепловой энергии на промышленных предприятиях принято называть мини-ТЭЦ или установками малой энергетики.

 

Малая энергетика и ее экономическая сущность

 

Следует отметить, что четкого определения, какие объекты и с какой генерирующей мощностью нужно относить к малой энергетике, не существует. Так, в России к малой энергетике предлагается относить источники генерации мощностью не более 25 МВт [1]. В 60-е годы прошлого столетия под понятием «малая энергетика» подразумевались гидроэлектростанции мощностью не более 30 МВт.

Рассматривая малую энергетику, нельзя не затронуть неоднозначность действующего государственного регулирования тарифов на электроэнергию, что создает определенные ценовые предпосылки к строительству новых объектов генерации. Значительные затраты на подключение к сетям и перекрестное субсидирование населения за счет промышленных потребителей в тарифе на передачу электроэнергии, безусловно, подталкивают потребителей к созданию собственной генерации. Однако необходимо учитывать не только экономическую эффективность мини-ТЭЦ для субъектов хозяйствования, но и общий народнохозяйственный эффект, а также влияние на развитие энергосистемы страны в целом.

В настоящее время экономическая сущность внедрения когенерационного оборудования сводится к якобы удешевлению производимой энергии, которая определяется как разница между установленным тарифом за 1 кВт•ч и себестоимостью вырабатываемой когенерационной установкой электроэнергии. А экономия топлива – соответственно как разница расхода удельного топлива на 1 кВт•ч энергии Лукомльской и Березовской ГРЭС с учетом расхода условного топлива 320 г/кВт•ч [2]. За счет техперевооружения на Лукомльской ГРЭС в 2007 г. удельный расход топлива при производстве электроэнергии уменьшился до 312,8 г у.т./(кВт•ч), в 2006 г. он составлял 316,3 г у.т./(кВт•ч). Данный показатель на Лукомльской ГРЭС значительно ниже, по сравнению со станциями конденсационной выработки ОАО «Мосэнерго», где в 2006 г. удельный расход топлива в конденсационном режиме составил 377,9 г у.т./(кВт•ч), а на отпуск электроэнергии – 252,6 г у.т./(кВт•ч). В целом в Беларуси этот показатель составлял 274,6 г у.т./(кВт•ч), т. е. выше на 22 г у.т./(кВт•ч). В результате проведенной реструктуризации в ОАО «Мосэнерго» удельный расход на отпуск электроэнергии снижен за счет увеличения доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу и уменьшения доли конденсационной выработки [3].

Следует отметить, что при обосновании инвестиций в проектах предприятий, желающих построить собственные энергоисточники, не приводится сравнение расхода удельного топлива на выработку 1 кВт•ч электроэнергии и 1 Гкал тепла с действующими ТЭЦ Беларуси, которые по своим техническим характеристикам значительно ближе для базы сравнения когенерационному оборудованию.

По данным ГПО «Белэнерго» за 2004 г., фактические значения удельных расходов топлива ТЭЦ с начальным давлением 3,4 кгс/см2 на отпуск электроэнергии составили 151,3 г у.т./(кВт•ч) и тепловой энергии – 159,8 кг у.т./Гкал. К примеру, на Жодинской ТЭЦ – 158,7 г у.т./(кВт•ч) и 170,43 кг у.т./Гкал [4].

Приведенные данные свидетельствуют, что расход условного топлива на выработку электроэнергии и тепла на отдельных ТЭЦ страны ниже по сравнению с газопоршневыми и газотурбинными установками, где по расчетам расход условного топлива составляет 160–170 г/кВт•ч.

Промышленные предприятия, научно-исследовательские и проектные организации в расчетах при обосновании инвестиций указывают, что затраты собственного производства в 2–3 раза ниже по сравнению с тарифом на электроэнергию, что в 2–2,5 раза снижается потребление топливно-энергетических ресурсов по сравнению с удельным расходом условного топлива при выработке 1 кВт•ч электроэнергии Лукомльской и Березовской ГРЭС. На мой взгляд, нельзя сопоставлять несопоставимые объекты по функциям и задачам, а также различные составляющие уровни по совокупности затрат на выработку 1 кВт•ч электроэнергии. Задачи и функции Лукомльской ГРЭС гораздо более масштабные в решении вопроса обеспечения страны энергией. Кроме того, энергоснабжающие предприятия (ГРЭС, ТЭЦ) содержат резерв мощностей на случай аварийного выхода из строя и проведения периодического технического обслуживания, текущего и капитального ремонта мини-ТЭЦ.

Если имеющие мини-ТЭЦ субъекты хозяйствования отказываются от резервирования мощностей в энергосистеме, то они вынуждены вводить в эксплуатацию дополнительное количество газотурбинных (газопоршневых) агрегатов для энергообеспечения своего производственного процесса. В связи с этим объем капитальных вложений в мини-ТЭЦ увеличивается на 35–40 % и удельные инвестиции достигают 1 550–1 650 долл. США за 1 кВт электрической мощности. Соответственно, увеличиваются и эксплуатационные затраты. Но при обосновании инвестиций не учитывается количество резервных агрегатов, а расчет эффективности производится с учетом максимальной отдачи каждого агрегата по вырабатываемой совокупной энергии. Это искажает реальные затраты при обосновании инвестиций в строительство мини-ТЭЦ и экономическую эффективность при их эксплуатации. Поэтому в эксплуатационных затратах очень важно учесть издержки на техническое обслуживание и ремонт оборудования, так как их доля в общих затратах составляет около 30 %.

 

Регламент ремонтного цикла

 

Эксплуатационные затраты на техническое обслуживание и ремонт должны определяться исходя из регламента ремонтного цикла. Его структура представляет определенную последовательность установленных видов ремонта в период между вводом в эксплуатацию и первым капитальным ремонтом.

Для обеспечения работоспособности газопоршневых двигателей и газотурбинных установок, вплоть до их списания, должны проводиться текущие и капитальные ремонты. Плановые текущие ремонты, как правило, неодинаковы по выполняемому объему работ, поэтому подразделяются на виды. Завершающим в ремонтном цикле является плановый капитальный ремонт. В промежутках между плановыми ремонтами осуществляется межремонтное обслуживание. Цель его – максимально уменьшить интенсивность отказов оборудования в этот период времени и оперативно устранять все-таки произошедшие отказы. Выполнение определенных видов и объемов ремонта на практике для отдельных газопоршневых и газотурбинных установок различных заводов-изготовителей производится исходя из фактического технического состояния оборудования, определяемого периодическими техническими осмотрами с применением диагностических средств. Наиболее целесообразно применить следующую классификацию видов ремонтно-обслуживающих воздействий (см. рис.).

 

 

Как правило, продолжительность простоя оборудования в период проведения периодического технического обслуживания и текущего ремонта составляет 720–760 часов в год. Текущий ремонт производится по месту установки когенерационного оборудования, а капитальный – на базе завода-изготовителя. Трудоемкость одного текущего ремонта в среднем составляет 200–220 человеко-часов, что занимает 8–10 календарных дней, а капитальный ремонт производится в течение 8–10 месяцев. Так, например, после четырех лет эксплуатации газотурбинная установка ГТУ-15ц, принадлежащая ПРУП «Белорусский цементный завод» в г. Костюковичи, с общей наработкой 26 700 часов (среднегодовая составила 6 675 часов, что ниже проектной на 17 %) была демонтирована и отправлена на капитальный ремонт в г. Николаев на завод-изготовитель «Зоря – Машпроект». В связи с длительным периодом ремонта ГТУ-15ц цементный завод приобрел еще одну установку в качестве резервной. Однако при обосновании инвестиций в объеме капитальных вложений она не приводится, соответственно, искажается результативность технико-экономических показателей от строительства мини-ТЭЦ. При включении в объем инвестиций приобретенного резервного агрегата срок окупаемости капиталовложений увеличивается на 50–60 %.

Поэтому, учитывая высокий удельный вес затрат на техническое обслуживание и ремонт в общих эксплуатационных издержках, при обосновании инвестиций на строительство мини-ТЭЦ необходимо руководствоваться едиными нормативами на техническое обслуживание и ремонт, которые должны быть установлены исходя из регламента ремонтного цикла. При отсутствии нормативных материалов, на основе эксплуатационных наблюдений и статистических данных необходимо разработать усредненные нормативы по видам ремонта на весь период ремонтного цикла. Приведенный выше пример подтверждает, что предприятию, имеющему свою мини-ТЭЦ (газотурбинную установку), необходимо иметь резервный агрегат газотурбинной установки или зарезервированную мощность в энергосистеме.

Согласно Декларации об уровне тарифов, в 2008 г. плата за мощность установлена на уровне 20 240 руб./кВт в месяц. В 2007 г. она составляла 18 020,5 руб./кВт (рост цены за содержание резерва мощности – 12,3 %). Включение затрат за резервирование мощности увеличивает общую сумму эксплуатационных издер­жек мини-ТЭЦ на 30–35 %.

Следует отметить, что за четыре года эксплуатации газотурбинной установки на Белорусском цементном заводе затраты только на проведение технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов в 2,4 раза превысили первоначальную стоимость приобретенного оборудования. При включении платы за содержание резерва мощности сумма затрат по вышеуказанной статье за этот период достигает четырехкратной величины по отношению к стоимости газотурбинной установки.

На основании наблюдений и расчетов ученые и производственники в своих публикациях высказывают различные точки зрения по вопросу резервирования мощностей. Одни считают, что невключение хозяйствующими субъектами затрат на содержание резервных мощностей в себестоимость производства электроэнергии собственными локальными энергоисточниками может привести к принятию неоптимальных решений с позиции экономического эффекта для народного хозяйства республики [5]. По мнению других, потребитель может свести к минимуму величину электропотребления из энергосистемы или отказаться от нее при наличии достаточной собственной мощности, а в случае форс-мажорных ситуаций – резервировать мощность в энергосистеме и возмещать затраты на содержание резерва. В этих затратах должна учитываться та часть издержек, которая имеет непосредственное отношение к данному потребителю [6].

На наш взгляд, устанавливать индивидуальные тарифы на содержание резерва мощностей для каждого потребителя нецелесообразно, так как не будет соблюдена сопоставимость издержек за резервирование мощностей. Должен быть единый усредненный тариф по республике, что позволяет обеспечить проектировщиков исходными данными для проведения расчетов и равнозначный подход при обосновании инвестиций.

 

Эффективность локальных энергоисточников

 

В 2007 г. газотурбинная установка ГТУ-15ц на ПРУП «Белорусский цементный завод» отработала 7 900 часов и приблизилась к проектно-расчетной величине (8 000 ч). Достигнуты наиболее результативные экономические показатели, а наработка, по сравнению с 2004 г., увеличилась на 83 %. Годовая выработка электроэнергии составила 119 млн кВт•ч при себестоимости 88,9 руб./кВт•ч (без учета затрат на содержание резерва мощностей). При включении затрат за резерв мощности себестоимость 1 кВт•ч электроэнергии возрастает на 29,07 руб., или 1,35 цента США.

В настоящее время строительство мини-ТЭЦ, газопоршневых и газотурбинных установок осуществляется в основном за счет средств республиканского и местных бюджетов, инновационных фондов (их долевое участие составляет 65–75 %) и собственных средств предприятий (25–35 %). Поэтому при строительстве этих мощностей в первую очередь необходимо рассчитывать народнохозяйственный эффект. Для его определения (по энергосистеме) сопоставим себестоимость выработки электроэнергии РУП «Могилевэнерго» с локальным энергоисточником на указанном выше цементном заводе. Себестоимость 1 кВт•ч электроэнергии по «Могилевэнерго» в 2007 г. составила 6,72 цента США, или примерно 144,5 руб. На Белорусском цементном заводе с учетом затрат на содержание резервированной мощности – 117,97 руб. Расчет экономического эффекта для народного хозяйства произведем по следующей формуле:

 

Ээфн = (Сэс – Слэлэ,

(1)

 

где Ээфн – годовой экономический эффект, руб.;

Сэс – себестоимость выработки 1 кВт•ч электроэнергии по энергосистеме («Могилевэнерго»), руб.;

Слэ – себестоимость выработки 1 кВт•ч электроэнергии локальным энергоисточником (в данном случае цементным заводом), руб.;

Влэ – годовой объем выработки электроэнергии локальным энергоисточником, кВт•ч.

Годовой экономический эффект предприятия определяем исходя из цены (тарифа) на электроэнергию за 1 кВт•ч по формуле:

 

Ээфп = (Цт – Слэлэ,

(2)

 

где Ээфп – годовой экономический эффект предприятия, руб.;

Цт – отпускная цена (тариф) за 1 кВт•ч электроэнергии, руб.

Подставим исходные данные в формулу (1) и получим результат – 3 157 070 000 руб. [(144,5 – 117,97) × 119 000 000], т. е. годовой народнохозяйственный экономический эффект составляет чуть более 3,157 млрд руб. На строительство мини-ТЭЦ цементным заводом израсходовано 32,8 млрд руб. капитальных вложений. Простой срок их окупаемости составляет 10,4 года, а с учетом дисконтирования – свыше 12,5 года (в зависимости от учетной процентной банковской ставки). Заводом-изготовителем определен ресурс газотурбинной установки ГТУ-15ц в 100 тыс. часов, соответственно, при ежегодной наработке 7 500–8 000 часов ее физический срок службы составит 12,5–13,5 года. В нашем примере приведена одна из лучших по эксплуатационно-экономическим показателям мини-ТЭЦ в республике, а исходные данные в расчетах приняты по наиболее результативному году из четырех лет эксплуатации. При этих, наиболее благоприятных условиях мини-ТЭЦ (ГТУ-15ц) окупается с точки зрения народнохозяйственного экономического эффекта, но в предельной границе физического срока службы.

Произведем оценку экономического эффекта для предприятия, где в формулу (2) подставим значение тарифа за 1 кВт•ч активной электроэнергии. Уровень тарифа в 2007 г. равен 167,5 руб./кВт•ч. В результате экономический эффект предприятия составил чуть более 5,894 млрд руб. [(167,5 – 117,97) × 119 000 000]. Физический срок окупаемости мини-ТЭЦ (ГТУ-15ц) на цементном заводе определен в 5,6 года – это при условии работы установки не менее 7 900 часов в год.

Проведенный анализ и расчеты показали, что при годовой наработке ГТУ-15ц ниже 5 500 часов экономический эффект предприятия резко снижается и срок окупаемости превышает физический срок службы установки. Иными словами, эксплуатация этой установки в данном режиме нецелесообразна.

Рассмотрим второй пример по определению народнохозяйственного экономического эффекта при проектировании и строительстве мини-ТЭЦ с электрической мощностью 21 МВт в ОАО «Полимир». При определении сравнительной экономической эффективности за базу сравнения примем показатели Новополоцкой ТЭЦ, т. к. она обеспечивает электрической и тепловой энергией ОАО «Полимир». Себестоимость 1 кВт•ч электроэнергии на Новополоцкой ТЭЦ составляет 111,15 руб., или 5,17 цента США, тепловой энергии – 62 135 руб. за 1 Гкал, или 28,9 долл. США. Себестоимость 1 кВт•ч электроэнергии когенерационной установки при годовой выработке 160 млн кВт•ч – в пределах 3 центов США без учета содержания резерва мощности, а с его учетом сумма увеличится на 31,9 руб. (1,48 цента) и составит 96,32 руб., или 4,48 цента. Подставим исходные данные в приведенную выше формулу и получим результат народнохозяйственного экономического эффекта в сумме 2,373 млрд руб. [(111,15 – – 96,32) × 160 000 000]. Стоимость проекта локального энергоисточника в ОАО «Полимир» оценивается в пределах 47,2 млрд руб. Физический срок окупаемости от реализации данного проекта с позиции народнохозяйственного экономического эффекта составит 19,9 года.

При определении народнохозяйственного экономического эффекта в представленных выше расчетах не приведена эффективность выработки пара 40 ата собственной когенерационной установкой, т. к. удельный вес пара 40 ата в тепловом балансе энергии предприятия составляет 8–9 %. В то же время удельные расходы топлива на выработку пара 40 ата почти равнозначны: на ТЭЦ – 171 кг/Гкал, когенерационной установкой – 170 кг/Гкал, и это не окажет существенного влияния на итоговый результат эффективности. Локальный экономический эффект в ОАО «Полимир» обеспечивается за счет разницы действующего тарифа на электроэнергию (8,5 цента США за 1 кВт•ч) и затратами на ее выработку собственным энергоисточником. Расчетный результат локального экономического эффекта в ОАО «Полимир» равен порядка 13,829 млрд руб. [(182,75 – 96,32) × ×160 000 000], а простой срок окупаемости составит 3,4 года.

Для снижения затрат на энергоносители ОАО «Могилевхимволокно» в течение двух лет спроектировало и построило энергокомплекс мощностью 14,7 МВт при общем использовании электрической мощности в 67 МВт. Электропотребление обеспечивается от Могилевской ТЭЦ-2 (МТЭЦ-2) и замыкающей КЭС энергосистемы, где удельный вес МТЭЦ-2 составляет 7–10 %, а остальное количество поступает от конденсационной выработки (КЭС). В структуре годового потребления энергоресурсов наибольшую долю занимают: электроэнергия – 40–42 % и пар – 31–33 %. Наименьшую долю занимает топливо – 6–8 % для подогрева высокотемпературного органического теплоносителя (ВОТ). Государством на строительство энергокомплекса израсходовано 38 млрд руб., в том числе 12 млрд – собственные средства ОАО «Могилевхимволокно», что составляет 31,5 % от общей суммы. Себестоимость выработки 1 кВт•ч электроэнергии локальным энергоисточником составит 61,5 руб. (2,86 цента США). С учетом затрат на содержание резерва мощности она, соответственно, увеличивается на 30,77 руб. (1,43 цента) при годовой выработке электроэнергии 116 млн кВт•ч и наработкой каждым агрегатом (4 агрегата по 3,7 МВт) по 8 000 часов в год. Себестоимость 1 Гкал тепловой энергии составит 57 654 руб. (26,81 долл. США). Расчет издержек на выработку 1 кВт•ч электроэнергии экономическим методом на 2008 г. по МТЭЦ-2 составил 117,82 руб. (5,48 цента), где принят удельный расход топлива 328 г/кВт•ч и, соответственно, издержки тепловой энергии за 1 Гкал – 45 945 руб. (21,37 долл. США). Себестоимость 1 Гкал тепловой энергии в 2007 г. по РУП «Могилевэнерго» составила 60 565 руб. (28,17 долл. США).

Исходя из этих данных видно, что затраты на производство 1 Гкал МТЭЦ-2 на 21 % ниже, чем на энергокомплексе ОАО «Могилевхимволокно», а по системе РУП «Могилевэнерго» превышение составляет всего 5 %. Поэтому при определении экономического эффекта по народному хозяйству и предприятию по указанной позиции расчеты не проводятся, т. к. результативность эффекта незначительна и практически сведена к нулю. Подставим исходные данные в формулу (1) – и народнохозяйственный экономический эффект составит 6,059 млрд руб. Простой срок окупаемости затрат в 6,3 года обеспечивается за счет высокого уровня себестоимости выработки 1 кВт•ч электроэнергии по РУП «Могилевэнерго», который в значительной степени превышает издержки по энергосистеме Республики Беларусь (по сравнению с МТЭЦ-2 превышение составляет 22,6 %).

При расчете народнохозяйственного экономического эффекта, принимая за базу сравнения себестоимость 1 кВт•ч электроэнергии по МТЭЦ-2, экономический эффект энергокомплекса снижается до 2,967 млрд руб., и окупаемость при этом составит 12,8 года. Следует отметить, что основным видом производства МТЭЦ-2 в настоящее время является тепловая энергия и незначительное количество электрической. МТЭЦ-2 находится в двух километрах от ОАО «Могилевхимволокно». Учитывая это, получается, что если бы затраченные капитальные вложения на строительство локального энергоисточника были направлены на реконструкцию МТЭЦ-2, то отдача от них могла бы возрасти в 3–4 раза. Только по тепловой энергии экономия составила бы 5,5 долл. на 1 Гкал. При обеспечении тепловой энергией ОАО «Могилевхимволокно» даже в пределах 50 % от общей потребности годовой экономический эффект по данной позиции составит около 6 млрд руб.

Из приведенных примеров построенных мини-ТЭЦ видно, что они не оказывают влияния на снижение тарифа (цены) на электроэнергию по энергосистеме для потребителей. Одновременно следует отметить, что при эксплуатации газопоршневых и газотурбинных установок экономия газа практически отсутствует при сопоставлении с действующими в республике ТЭЦ.

В то же время Концепцией энергетической безопасности Республики Беларусь, утвержденной Указом Президента Республики Беларусь от 17 сентября 2007 г. № 433, предусмотрено обеспечение не менее 25 % объема производства электрической и тепловой энергией за счет использования местных видов топлива и альтернативных источников энергии на период до 2012 г., а также преобразования действующих котельных в мини-ТЭЦ. Для выполнения целевой программы требуется разработка новых технологических процессов и технических средств. Кроме того, строительство мини-ТЭЦ на базе газопоршневых и газотурбинных установок не оказывает абсолютно никакого влияния на выполнение поставленных Концепцией задач по уменьшению зависимости страны от импорта энергоносителей. Проектирование (привязка к объекту) мини-ТЭЦ на базе газопоршневых, газотурбинных установок – это внедрение технологий 60-х годов прошлого столетия, которые не имеют ничего общего с развитием технического уровня малой электроэнергетики в Беларуси.

Таким образом, можно сделать выводы, что строительство мини-ТЭЦ на базе газопоршневых и газотурбинных установок практически не приносит народному хозяйству эффекта и является государственными финансовыми «инъекциями», которые направлены на отдельные предприятия для поддержания их экономики за счет выделения инвестиций и оплаты вырабатываемой собственным источником электроэнергии по себестоимости, а не по тарифу. Нужно отметить, что полностью отказываться от внедрения газодвигательных мини-ТЭЦ не совсем целесообразно. Эффективность этих мини-ТЭЦ значительно возрастает при размещении на нефтяных скважинах (при использовании попутного газа), в частности на базе ЦППС «Осташковичи» РУП «ПО «Белоруснефть», на нефтеперерабатывающих заводах, сельскохозяйственных предприятиях, которые максимально приближены к потребителям тепловой энергии, что снижает потери при транспортировке.

В целях эффективного использования бюджетных средств и средств предприятий считаю необходимой разработку нормативно-технической документации, которая бы отражала специфические вопросы при обосновании инвестиций и где был бы изложен порядок включения затрат при эксплуатации мини-ТЭЦ с учетом применения различных видов топлива и последующей утилизации отходов [7]. Разработка такого нормативного акта позволит наиболее точно и научно обоснованно направлять капиталовложения на строительство мини-ТЭЦ или на реконструкцию действующих ТЭЦ Белорусской энергосистемы.

 

Леонид КОВАЛЕВ, кандидат экономических наук, ведущий экономист РУП «БелТЭИ»

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Леонтьев Г. Малая, но важная // Мировая энергетика. – 2008. – № 7. – С. 36.

2. Дубовик Л. Востребовано временем. Энергоемкость ВВП Беларуси за последних 10 лет снизилась почти в 2 раза // Экономика Беларуси. – 2007. – № 4. – С. 28–31.

3. Сергеев В. В., Модин Б. П., Васютинский В. Ю., Буяков Д. В. Показатели эффективности производственной деятельности ОАО «Мосэнерго» // Электрические станции. – 2007. – № 12. – С. 2–7.

4. Назаров В. И. К вопросу расчета обобщенных показателей на ТЭЦ // Энергетика. – 2007. – № 6. – С. 65–68.

5. Молочко Ф., Молочко А. Цена резерва // Энергетика и ТЭК. – 2008. – № 3. – С. 22–23.

6. Падалко Л., Филянович Л. Источники генерации энергии на базе местного топлива. Экономические критерии и методические особенности определения эффективности их сооружения // Энергетика и ТЭК. – 2008. – № 2. – С. 16–19.

7. Ковалев Л. И. Выбор критерия эффективности при строительстве мини-ТЭЦ // Энергоэффективность. – 2008. – № 3. – С. 10–12.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком