Экономическая целесообразность строительства газопровода

Экономическая целесообразность строительства газопровода

Обеспечение устойчивого развития Сибирского и Дальневосточного Федеральных округов Российской Федерации невозможно без реализации государственных программ, направленных на развитие инфраструктуры данных регионов. Согласно проекту Энергетической стратегии России на период до 2035 года, одним из приоритетных направлений является обеспечение энергоресурсами отдаленных, малоосвоенных и труднодоступных районов, в частности, районов Крайнего Севера – республики Саха (Якутия). На ее территории с 2012 года реализуется Государственная программа, направленная на создание условий для устойчивого роста экономики населенных пунктов, что позволит повысить уровень жизни населения, в том числе за счет создания рабочих мест, сохранить хорошую экологическую обстановку. Все это не возможно без мощного развития инфраструктуры региона, развития промышленно-технологического производства, которое, в настоящее время, осуществляется по двум основным направлениям: развитие газотранспортной системы и энергоснабжение [6].

Основой для осуществления поставленных задач является строительство магистрального газопровода «Сила Сибири». В результате реализации данного проекта планируется транспортировка природного газа через Хабаровск до Владивостока и далее – на Китай. Его протяженность составит около 4000 км., производительность – около 61 млрд м3 газа в год. Чаяндинское месторождение является базовым для создания и развития Якутского центра газодобычи. Запасы месторождения по категории C1 + C2 составляют 1,2 трлн куб. м газа, 79,1 млн т нефти и конденсата [4, 5].

В строительстве газопровода «Сила Сибири» участвует дочернее предприятие ОАО «Газпром» – ООО «Газпром трансгаз Томск», деятельность которого направлена на достижение максимально экономически оправданного уровня газификации территорий Тюменской, Новосибирской, Кемеровской, Томской, Омской, Иркутской областей, Алтайского и Хабаровского краев, Якутии, Камчатки и Сахалина.

С целью выявления положительных и отрицательных моментов инвестиционного проекта «Сила Сибири» рассмотрим финансовые аспекты реализации проекта по строительству первого участка магистрального газопровода «Чаянда-Ленск».

Результаты проведенных расчетов показателей эффективности инвестиций в транспорт газа по рассматриваемому участку магистрального газопровода приведены в табл. 1. Для оценки эффективности использовались следующие критериальные показатели в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке экономической эффективности инвестиционных проектов» и научными исследованиями Национального института экономики [1–3]:

Основные технико-экономические показатели проекта магистрального газопровода «Сила Сибири». Этап 1. Участок «Чаянда-Ленск

Горизонт расчета показателей экономической эффективности, лет

Источник

Экономическая целесообразность строительства газопровода

Введение. Оптимальное развитие систем топливо-энергоснабжения предусматривает максимальное использование наиболее прогрессивных и экологически чистых энергоресурсов. Таковыми на перспективу являются природный сетевой (ПГ), сжиженный углеводородный (СУГ) и сжиженный природный (СПГ) газы. По сравнению с другими видами органического невозобновляемого топлива, они являются наиболее сервисными, экологически чистыми и удобными в использовании, поэтому на ближайшие годы останутся основой внутреннего спроса на топливно-энергетические ресурсы при всех вариантах развития с учетом необходимых объемов материально-технических ресурсов. В последние годы потребители Северо-Западных регионов России все больше акцентируют внимание на выгодах применения для отопления и бытовых нужд сжиженного газа. В первую очередь, это обусловливается тем, что большинство вновь строящихся объектов расположено на значительном удалении от газораспределительных сетей, а значительные затраты на прокладку новых газопроводов не всегда экономически оправданы. Высокие цены на электрическую энергию также не решают проблемы эффективного энергоснабжения данных объектов, а использование угля и мазута с экологической точки зрения является наименее перспективным. Отсутствие рекомендаций по определению затрат и зон рационального применения сберегающих систем энергоснабжения на базе ПГ, СУГ, СПГ в условиях неопределенности конвертирования ценовых факторов существенно снижает экономичность децентрализованных систем газоснабжения.

Цель работы заключается в экономическом обосновании масштабов и зон применения природного и сжиженных газов при газификации населенных пунктов и объектов агропромышленного комплекса.

Материалы и методы исследования

В настоящее время задача обоснования вида газообразного топлива решается в статической постановке: если опорный пункт энергоснабжения не газифицирован сетевым природным газом, газоснабжение рассматриваемого объекта решается на базе сжиженного газа. В противном случае, возможно применение как сжиженного, так и сетевого газа в зависимости от мощности потребителя и его удаленности от опорного пункта энергоснабжения. Интенсивное развитие газотранспортной системы природного газа требует решения задачи обоснования вида газообразного топлива в динамической постановке. особую актуальность приобретает технико-экономическое обоснование газификации объектов в две стадии: сначала (при отсутствии сетевого природного газа) газоснабжение СПГ или СУГ, затем (по мере подключения опорного пункта к магистралям природного газа) перевод потребителей со сжиженного на сетевой природный газ. Проведем сравнение следующих вариантов газоснабжения потребителей: снабжение сетевым природным газом, сжиженным углеводородным газом и сжиженным природным газом с последующим (через t₀ лет) снабжением сетевым газом.

Вариант снабжения природным сетевым газом осуществляется по газопроводу-отводу от магистрального газопровода. Природный газ под высоким давлением по газопроводу-отводу подается в ГРС (ГРП), где редуцируется до низкого давления и подается в распределительную сеть населенного пункта. В варианте снабжения СПГ принимается следующая схема: источником СПГ является завод по производству сжиженного метана, расположенный вблизи магистрального газопровода, полученный газ доставляется конечным потребителям автотранспортом. Вариант снабжения потребителей СУГ организуется с помощью газонаполнительных станций, откуда газ развозится по групповым резервуарным установкам. Для сравнения вариантов составим целевую функцию затрат в сооружение и эксплуатацию систем газоснабжения.

Тогда для варианта снабжения сжиженным углеводородным газом имеем:

(1)

(2)

Для варианта снабжения сжиженным природным газом имеем:

(3)

Капитальные вложения в систему снабжения СПГ определяются по [1]:

(4)

Капитальные вложения в систему снабжения СУГ включают в себя затраты в сооружение газонаполнительной станции, автотранспортной системы, групповых резервуарных установок и конкретизируются зависимостью

(5)

Капитальные вложения в сооружение систем газоснабжения природным газом включают в себя стоимость прокладки межпоселкового газопровода высокого давления от опорного пункта энергоснабжения до потребителя, установки шкафных ГРП, стоимость прокладки газопроводов среднего давления:

(6)

Расходы по эксплуатации систем снабжения природным газом, СПГ, СУГ включают в себя стоимость энергоресурса и годовые издержки по ремонту и обслуживанию системы газоснабжения:

(7)

(8)

(9)

Аналогично для варианта снабжения СПГ (СУГ) с последующим переводом (через t₀ лет) на сетевой природный газ:

(10)

где — коэффициент приведения разновременных затрат к базисному году; — дисконтирующий множитель:

(11)

(12)

Остаточную (ликвидационную) стоимость систем снабжения сжиженным углеводородным газом находим по формуле:

(13)

Остаточную (ликвидационную) стоимость систем снабжения сжиженным природным газом находим по формуле:

(14)

где — стоимость демонтажа хранилища со средствами выдачи.

Предельное расстояние l_кр, при котором потребителя, газифицированного сжиженным природным (сжиженным углеводородным) газом, целесообразно перевести на сетевой газ, составит:

(15)

В частном случае, при t₀ = 0, то есть, когда на момент газификации потребителя опорный пункт энергоснабжения располагает сетевым газом, получим, положив и

(16)

Экономическая эффективность конвертирования систем газоснабжения определяется разностью затрат:

(17)

Результаты исследования и их обсуждение

Методику выбора рациональной области применения двух конкурирующих вариантов систем энергоснабжения в условиях временного использования сжиженного газа иллюстрируют графики, приведенные на рисунке.

Возможный и целесообразный период перехода с СПГ на сетевой природный газ

Экономическая эффективность перевода потребителей со сжиженного природного
(сжиженного углеводородного) на сетевой газ

Срок газификации сетевым природным газом, лет

Источник

Экономическое обоснование строительства газопровода низкого давления

Оценим экономическую целесообразность использования природного газа в качестве топлива для отопления, приготовления пищи и горячей воды по сравнению с использованием дров для отопления и применения сжиженного газа для приготовления пищи в с.п. Юмагузино Кугарчинского района РБ.

Газ будет использоваться на отопление, приготовление пищи и горячей воды.

Рассчитаем затраты одного среднего дома на строительство газопровода и пользование сетевым газом.

На основании таблицы 5.1, выданной предприятием ОАО «Газ-сервис», и гидравлического расчета можно рассчитать капитальные затраты на строительство газопровода низкого давления.

Согласно сметному расчету, затраты на прокладку газопровода составили 2 485 950 р.

Всего по жилому поселку 152 жилых дома, тогда средние затраты одного дома на строительство составляют

, (5.1)

где З_д – затраты одного дома, руб.;

З_д = 2485950/152 = 16355 руб.

Подсчитаем ориентировочный часовой расход тепла на отопление

, (5.2)

где Q – ориентировочный часовой расход тепла на отопление зданий, МДж/сезон;

x – удельная тепловая характеристика зданий, х = 1,76 МДж/ (м 3. ч . град);

а – поправочный коэффициент для жилых и общественных зданий, а = 1,45;

V – объем отапливаемой части здания (принимаем V =120 м 3 ), м 3 ;

t_ср – средняя температура отапливаемых помещений, о С (принимаем t_ср = 20 о С);

Q = 1,76·1,45·120·(20-(-15) = 10,718 МДж/сезон

Таблица 5.1 Ориентировочная стоимость прокладки 1 км трубы в 2011 г.

Труба, D, мм	СМР	В т.ч. материалы	Из них трубы
Надземная прокладка труб (k=2,8)
57×3,5	312 495	162 532	141 949,1
76×3,5	336 297	189 204	167 485
89×4	390 891	243 543	221 729
108×3,5	467 735	280 270	241 511
159×4,5	753 574	522 058	479 280
Подземная прокладка труб с заводской изоляцией (k=2,8)
57×3,5	355 419	222 273	214 286
89×4	505 923	368 902	354 429
108×3,5	617 040	457 991	443 350
114×4,5	650 036	513 014	498 530
159×4,5	763 738	693 521	685 511
219×5	1 136 196	1 052 876	1 044 731
Подземная прокладка полиэтиленовых труб (k=2,7)
166 713	83 609	82 615
110 SDR 11	344 212	252 390	249 867
110 SDR 17,6	256 530	164 708	162 185
160 SDR 11	566 877	525 223	524 312
110 SDR 17,6	382 004	340 350	3390 415

Подсчитаем ориентировочный годовой расход тепла на отопление

, (5.3)

где t_ср.о – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, о С (t_ср.о= минус 6 о С);

N – продолжительность отопительного сезона (для с. Юмагузино N = 210 суток), сутки.

Q_г МДж/сезон.

1180,24 м 3 /сезон, (5.4)

Определяем количество газа, необходимое для приготовления пищи и горячей воды для одного дома.

Так как в деревне отсутствует горячее водоснабжение, то нагрев горячей воды на хозяйственные нужды будет производиться на газовых плитах, поэтому берем норму расхода теплоты 6000 МДж/чел.год (СП-42-101-2003), тогда расход газа на приготовление пищи и горячей воды

Q_{г.в .}= , (5.5)

где Q – норма расхода теплоты на приготовление пищи;

n_чел – количество проживающих в доме человек;

Q_г.в. = = 506,9 м 3 /год,

Рассчитаем расход газа одним домом на содержание скота (подогрев воды для питья и санитарных целей, а также для приготовления кормов для животных в домашних условиях). Принимаем норму расхода тепла на содержание скота q_ск = 12600 МДж.

Q_ск = = = 354,8 м 3 /год. (5.6)

За пользование сетевым газом в течение отопительного сезона, для отопления, один дом должен будет заплатить

. (5.7)

где C_г от – стоимость газа на отопление, руб.;

р.

За пользование газом в течение одного года для приготовления пищи и горячей воды один средний дом заплатит

, (5.8)

где C_г п – стоимость газа на приготовление пищи и горячей воды, руб.

руб.

За пользование газом в течение одного года для содержания скота один дом должен будет заплатить

. (5.9)

где — стоимость газа на содержание скота, руб.

руб.

Итого годовая оплата за сетевой газ для одного дома составит

= 3777+1622+1135,4 = 6534,4 руб. (5.10)

Если бы газопровод не был построен, то отопление домов проводилось бы путем сжигания дров, а приготовление пищи и горячей воды осуществлялось бы на газовой плите, работающей от баллона со сжиженным газом.

Рассчитаем затраты одного среднего дома на отопление при использовании в качестве топлива дров.

Количество тепла, необходимое на отопление одного среднего дома рассчитано и составляет 40128,192 МДж/сезон.

Теплотворная способность дров составляет = 12,4 МДж.

Вес дров, необходимых для отопления одного дома

кг. (5.11)

Определим требуемый объем дров для отопления

Согласно справке, данной ООО «Стройсервис», ориентировочная отпускная цена для бытового потребителя на 2.04.2011 составит 900 рублей за 1 м 3 дров.

Отсюда найдем затраты на приобретение дров, необходимых для отопления одного дома

(5.13)

где С_д – стоимость дров на отопление, руб.,

Рассчитаем затраты, связанные с приготовлением пищи и горячей воды на хозяйственные и бытовые нужды при использовании баллонов со сжиженным газом.

Для коммунально-бытового потребления используются баллоны со сжиженным газом, представляющим собой газовую смесь.

Средний состав сжиженного газа представлен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 Средний состав сжиженного газа

Компоненты	Теплотворная способность, Мдж	Содержание в смеси в процентах по массе
Этан	70,748
Пропан	100,47
Бутан	129,78

Определим теплотворную способность смеси

, (5.14)

где Q_{н см} р – теплотворная способность смеси, МДж/кг;

Q_{н i} р – теплотворная способность компонента, МДж/кг;

X_i – процентное содержание компонента в смеси.

МДж/кг,

Находим количество сжиженного газа на приготовление пищи и подогрев воды

Q_г.в.= = 180 кг/год, (5.15)

Находим количество сжиженного газа для содержания скота

Q_ск = = =125 кг/год, (5.16)

Итого ежегодно на один дом с. Юмагузино на приготовление пищи, подогрев воды и содержание скота будет расходоваться 180+125=305 кг сжиженного газа.

Масса одного баллона сжиженного газа емкость 50 литров составляет 20 кг. Таким образом, в год одним домом расходуется N=305/20=15 газовых баллонов. Согласно справке предприятия ОАО «Газ-Сервис», отпускная цена одного заправленного баллона бытовым потребителям, без учета стоимости самого баллона, на 02.04.2011 года составила 480 рубля.

В этом случае за год потребитель должен будет заплатить

, (5.17)

где С_б – стоимость сжиженного газа, руб.;

Ц_б – отпускная цена за один заправленный баллон, руб.

Рассчитаем общие годовые затраты на использование сжиженного газа для приготовления пищи, горячей воды и содержания скота, а также дров для отопления одного дома

руб. (5.18)

С учетом доставки, отопление и сжиженный газ обойдутся

, (5.19)

где С – общие годовые затраты на отопление и сжиженный газ с учётом доставки, руб.;

Д – ориентировочные затраты на доставку из с. Юмагузино,

руб.

Разница в годовых затратах на отопление и приготовление пищи и горячей воды при использовании дровяного отопления и пользования баллонным газом и

использование сетевого газа составит

, (5.20)

где DС – разница в годовых затратах, руб.

руб. С учетом этой разницы единовременные затраты домовладельцев на строительство газопровода окупятся (с условием, что цены не будут меняться) за срок

, (5.21)

где Т – срок окупаемости, год.

года.

Результаты расчета сведем в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 Средние затраты одного жилого дома до и после строительства газопровода низкого давления

Показатель	Единица измерения	Сетевой газ	Баллонный газ и дрова
Сметная стоимость	руб.	2 485 950
Средние затраты одного дома	руб.	—
Годовые затраты для одного дома	руб.	6 534,4
Срок окупаемости (условный)	год	2,33	—

Строительство такого газопровода окупится через 2,33 года.

Источник