Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор и анализ современных направлений научных исследований эффективности производства 13
1.1. Роль и значение эффективности как экономической категории 13
1.2. Анализ содержания эффективности ПХГ 16
1.2.1. Различные взгляды на сущность эффективности 16
1.2.2. Классификация факторов повышения эффективности производства 18
1.3. Анализ методов оценки эффективности ПХГ 23
1.3.1. Косвенная оценка эффективности по отдельным подсистемам 23
1.3.2. Метод интегральных дисконтированных финансовых показателей 23
1.3.3. Метод полных затрат 27
2. Анализ эффективности подземного хранения газа 29
2.1. Интенсификация снабжения газом и эффективность ПХГ 29
2.1.1. Роль и значение газа, хранимого в подземных резервуарах 29
2.1.2. Анализ динамики газопотребления в России и роль ПХГ 30
2.2 Мировой опыт использования ПХГ в солевыхлластах и их эффективность 33
3. Прямая количественная оценка эффективности производства ПХГ 42
3.1. Экономико-математическая модель образования эффективности ПХГ 42
3.2. Совершенствование прямого метода определения эффективности 46
3.3. Учет риска в работе ПХГ 56
3.4. Учет надежности работы оборудования ПХГ 57
3.5. Исследований финансовой эффективности 60
4. Рекомендации по реализации высокой эффективности ПХГ 69
4.1. Влияние объема подачи соляного раствора на эффективность ПХГ 69
4.2. Влияние надежности поставок газа на эффективность производства ПХГ 79
4.3. Анализ чувствительности эффективности по факторам 87
4.4. Анализ чувствительности к уровню цен на экспорт 90
4.5. Перспективы развития ПХГ в России 92
Заключение
Список литературы 103
- Роль и значение эффективности как экономической категории
- Интенсификация снабжения газом и эффективность ПХГ
- Экономико-математическая модель образования эффективности ПХГ
- Влияние объема подачи соляного раствора на эффективность ПХГ
Введение к работе
Устойчивая работа топливно-энергетического комплекса России в значительной мере зависит от равномерности и надежности поставок природного газа по газотранспортной системе страны. Регулирование этих поставок осуществляется, как правило, за счет отбора газа из подземных газохранилищ (ПХГ). В мировой практике наиболее широко используются два типа ПХГ -в пористых геологических структурах и в соляных формациях. Первые, из-за возможности хранения большого активного объема газа, применяются как регуляторы сезонной неравномерности. Вторые, работающие в «рывковом» режиме и имеющие значительно большую производительность при отборе газа, наиболее эффективны при авариях на газопроводах и для покрытия пиковых нагрузок газопотребления. В России имеется специализированная организация (ООО «Подземгазпром»), располагающая тридцатилетним опытом строительства и эксплуатации ПХГ в каменной соли.
ПХГ выполняют важную функцию по обеспечению страны природным газом. В условиях роста цен на материально-технические ресурсы, отсутствия государственного финансирования капитальных вложений и требований народного хозяйства большую роль играет рост эффективности раб*»гы ПХГ. В зарубежной практике в последние годы отмечается устойчивая тенденция к приоритетному развитию ПХГ в каменной соли. Иллюстрацией могут служить Германия и США, где более половины прироста объемов хранимого природного газа на перспективу приходится на хранилища именно этого типа.
Если ПХГ в пористых структурах предназначены в основном для сглаживания сезонной неравномерности газопотребления, то ПХГ в солях могут быть использованы преимущественно для покрытия пиковых нагрузок, поскольку могут эксплуатироваться в «рывковом» режиме с производительностью отбора из единичной скважины, на порядок превышающей темпы отбора газа из скважины ПХГ в пористых структурах.
/
Темпы отбора газа из ПХГ в каменной соли обычно ограничены только мощностью наземных установок осушки газа и составляют 4,0 - 10,0 млн.м3/сутки из одной скважины, что сравнимо с темпами отбора из крупного ПХГ в структурах. Кроме того, ПХГ в каменной соли за рубежом проектируются с учетом быстрой смены режимов отбора и закачки, что существенно влияет на их экономическую эффективность. Важным преимуществом ПХГ в солях является тот фактор, что объем буферного газа составляет 20-25% от общего объема хранимого газа. Для ПХГ в пористых структурах - порядка 50% от общего объема и более, например в Касимовском ПХГ на 7,5 млрд.м3 активного газа приходится 9,5-10 млрд.м3 буферного газа.
Кроме того, для размещения наземного комплекса ПХГ в каменной соли требуются относительно небольшие земельные отводы (1-2 га), а высокая герметичность резервуаров не требует создания обширной сети контрольных и наблюдательных скважин.
Крупнейшая в мире сеть подземных газохранилищ создана в США. Бе основу составляют хранилища в отработанных нефтегазовых месторождениях и в водоносных пластах. Тем не менее на долю ПХГ в каменной соли приходится около 20% активного газа, с суммарным объемом отбора 250 млн.м3/сутки.
Большинство газохранилищ в каменной соли в США работают с оборачиваемостью 6 раз в год, но есть и хранилища, как в г. Пителе, где количество циклов закачки и отбора газа составляет не менее 20. Это обусловило использование таких ПХГ в узловых точках газотранспортных и распределительных систем для покрытия пиковых нагрузок газопотребления, в аварийных ситуациях, для выравнивания нагрузок на магистральные газопроводы с учетом конъюнктуры местных цен на природный газ.
В Германии строительство газохранилищ в каменной соли началось с 1965 г. В настоящее время осуществляется расширение 9 действующих ПХГ в каменной соли и строительство 4-х новых. Средний объем активного газа по немецким ПХГ в солях составляет около 300 млн.м3. В отдельных случа-
ях, например, близ г. Эссена (Рургаз) объем ПХГ достигает 1600 млн.м3/сутки, что позволяет покрывать возникающие пики газопотребления.
Во Франции из 14 подземных газохранилищ 3 созданы в отложениях каменной соли. Хранилища Тэрсанн и Этрез, введенные в эксплуатацию, соответственно, в 1970 г. и 1979 г., состоят из 14 подземных резервуаров каждое. В настоящее время осуществляется конверсия хранилища Манокс, включающего 398 подземных резервуаров и ранее предназначенного для хранения сырой нефти, с целью хранения природного газа.
Первое газохранилище в солях в Великобритании было создано в начале 60-х годов в районе Солтхем. Состоящее из подземных резервуаров небольшого единичного объема, это хранилище работает в режиме покрытия как суточной, так и недельной неравномерности газопотребления. При этом оно заполняется в ночное время суток, а отбор газа осуществляется в утренние и вечерние часы.
Второе хранилище создано в Хорнси на морском побережье Йоркшира. Сейчас оно состоит из семи подземных резервуаров, в каждом из которых хранится 60 млн.м3 активного газа.
В Канаде также широко используются газохранилища в каменной соли, причем объем активного газа к 1997 г. возрос, примерно, на 40%.
Строительство первого газохранилища в Польше в соляном штоке Могильно началось в 1994 году. Оно будет осуществляться двумя очередями: до 2000 г. будут введены в строй 8 подземных резервуаров активным объемом 416 млн. м3, рассчитанных на суммарный отбор 31 млн.м3/сутки; всего будет построено 12 резервуаров с доведением суммарного активного объема до 1153 млн.м3 и темпа отбора газа до 55 млн.м3/сутки.
ПХГ в Армении, которое запроектировано, построено и эксплуатировалось при непосредственном участии специалистов ООО «Подземгазпром», состоит из 18 подземных резервуаров в каменной коли со средним геометрическим объемом порядка 100 тыс.м3 каждый и максимальным темпом отбора 4 млн.м /сутки. В перспективе предусмотрено увеличение объема ак-
тивного газа с 240 МЛН.М3 до 360 млн.м3 с увеличением суточного отбора до
10 млн.м3.
Помимо перечисленных факторов, определяющих приоритетное разви-«
тие ПХГ в каменной соли в развитых странах Европы и Америки следует от-
4 метить и гибкую систему цен на газ, несколько отличающуюся от страны к
стране, но объединяемую общим принципом: плата за расходуемый потребителем газ производится в зависимости не только от объема потребления по соответствующему тарифу, но и от необходимой мощности системы газоснабжения, обеспечивающей максимальную потребность в газе.
В силу относительной самостоятельности ПХГ актуальными являются вопросы экономики непосредственно самих подземных хранилищ. С другой стороны, необходимость создания и функционирования ПХГ, их расчетные параметры определяются факторами всей газотранспортной системы - характером потребительского спроса в виде определенного режима расхода газа (сезонного, суточного, а в некоторых случаях - и часового), а также задаваемыми требованиями к газотранспортной системе по необходимому уровню надежности подачи газа потребителям и созданию долгосрочных резервов газа, которые сама система, без включения в нее подземных хранилищ, обеспечить не может.
Кроме того, подземные хранилища по технико-экономическим показателям превосходят надземные резервуары любой конструкции (табл. 1). Зависимости эффекта от объема хранения нефтепродуктов и сжиженного газа представлены на рис. 1. Невозможно хранить природный газ в резервуарах на поверхности под избыточным давлением 200 ат.
Требования развития народного хозяйства России и улучшения бытовых условий жизни населения могут быть выполнены, при сокращении государственного и внебюджетного финансирования, путем повышения эффективности работы ПХГ.
і Технико-экономические показатели наземных и подземных резервуаров
Таблица 1
Экономия капитальных вложений от замены наземных стальных резервуаров подземными емкостями в пластах и штоках каменной соли составила при объеме подземных емкостей всего 80 тыс. м3 (62,0 -31,45)-80000=2,44 млн.руб.
Экономия эксплуатационных затрат при тех же объемах составила (21,0-1,24) -80000=1,58 млн.руб. Кроме того, эксплуатация подземных хранилищ отвечает всем требованиям безопасности труда, исключает загрязнение окружающей среды, сброс на факел такого ценного химического сырья, как конденсат, обеспечивает ритмичность технологических процессов добычи и транспортировки газа и конденсата. Не вызывает сомнений, что подземные хранилища по технико-экономическим показателям превосходят наземные резервуары любой конструкции.
1)
Объем В ТЫС. M3
2)
3) Нет аналогов наземного хранения под избыточным давлением природного газа (200 ат.)
Рис. 1. Зависимость эффекта от объема хранения нефтепродуктов (1),
сжиженного (2) и природного газа при выборе наземного
или подземного способа хранения
Вышеизложенное определяет актуальность разработки вопросов оценки эффективности ПХГ и механизма ее повышения на базе имеющихся объективных предпосылок.
Цель работы. Обоснование направления повышения эффективности подземного хранения природного газа в резервуарах, сооружаемых в соляных пластах, на основе разработки механизма экономической оценки результатов их хозяйственной деятельности.
Объект исследования - газотранспортная система России и подземные хранилища газа.
Предмет исследования - процессы функционирования подземных хранилищ газа и методы оценки эффективности их работы.
Идея работы заключается в прямой оценке эффективности работы станций ПХГ на основе учета стохастичности протекающих технологических процессов и надежности функционирования Единой системы газоснабжения России.
Научные положения, разработанные лично соискателем, их новизна состоят в следующем:
при оценке эффективности ПХГ необходимо рассматривать производственную систему с учетом стохастического характера и условий ее функционирования, а также возможных экономических и социальных рисков, определяемых посредством разработанной матричной экономико-математической модели и выявленных взаимосвязей;
оценку эффективности производственной подсистемы ПХГ следует производить на основе разработанного прямого интегрального метода, основанного на сопоставлении совокупности производственных эффектов с затратами ресурсов;
выбор вариантов хозяйственной деятельности ПХГ необходимо осуществлять с учетом суммарной эффективности, математического ожидания эффективности по интервалам и коэффициента ее неравномерности, no-
ставок газа потребителям на основе разработанной классификации
влияющих факторов.
Научная новизна. Разработаны методические основы прямой интегральной количественной оценки эффективности производства действующих ПХГ, позволяющей выбирать наилучший вариант развития для бесперебойного газоснабжения регионов страны.
Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждаются:
исследованием достаточного количества аналитического и статистического материала эффективности производства ПХГ в России и за рубежом;
корректным применением методов научного анализа, экономико-математического моделирования и системной классификации влияющих факторов;
сходимостью результатов, полученных расчетным путем, с фактическими данными, полученными на действующих ПХГ.
Научное значение диссертации. Разработан и обоснован экономический механизм прямой количественной оценки эффективности ПХГ, включающий в себя предложенную классификацию влияющих факторов, новую модель ее образования, методы расчета и аналитические зависимости.
Практическая значимость диссертации состоит в том, что предложенная методика и разработанная экономико-математическая модель позволяют определять эффективность производства ПХГ с учетом стохастичности протекающих процессов и оптимизировать режимы их работы.
Реализация выводов и рекомендаций. Разработанная методика интегральной количественной оценки эффективности производства ПХГ была использована на Волгоградском и Калининградском ПХГ, а также при реконструкции Ереванского ПХГ.
Апробация работы. Результаты проведенных исследований докладывались на Международной конференции «Восточная энергетическая политика России и проблемы интеграции в энергетическое. пространство Азиатско-
Тихоокеанского региона (Иркутск, 1998), на Третьем международном конгрессе по новым энергетическим системам и конверсиям (Казань, 1997) и семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики: экономические и информационные аспекты» (Санкт-Петербург, 1997).
Публикации. По теме диссертации опубликовано шесть научных работ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 94 наименований.
Роль и значение эффективности как экономической категории
В связи с ростом неравномерности газопотребления [25] и все увеличивающимся значением проблем обеспечения надежности газоснабжения как потребителей России, так и экспорта газа в страны ближнего и дальнего зарубежья возрастет роль и значение подземного хранения газа. Несмотря на то, что организационно станции по подземному хранению газа (ПХГ) входят в состав газотранспортных предприятий, подземное хранение газа практически превратилось в самостоятельную подотрасль газовой промышленности с присущими ей не только технологическими особенностями, но и рядом специфических экономических проблем. Эти проблемы обусловлены тем, что подземнсг хранение газа, с точки зрения экономических взаимосвязей, занимает особое место в Единой системе газоснабжения России. С одной стороны, хотя подземные хранилища входят в качестве составного элемента в газотранспортную систему, оказывая определенное влияние на объем капиталовложений в эту систему и уровень ее эксплуатационных издержек, в силу относительной самостоятельности ПХГ актуальными являются вопросы [19, 22, 25] экономики непосредственно самих подземных хранилищ. С другой стороны, необходимость создания и функционирования ПХГ, их расчетные параметры определяются факторами вне газотранспортной системы - характером потребительского спроса в виде определенного режима расхода газа (сезонного, суточного, а в некоторых случаях - и часового), а также задаваемыми требованиями к газотранспортной системе по необходимому уровню надежности подачи газа потребителям и созданию долгосрочных резервов газа, которые сама система, без включения в нее подземных хранилищ, обеспечить не может. Несмотря на то, что затраты в хранение газа составляют небольшую долю от суммарных эксплуатационных расходов на транспорт газа (включая ПХГ), проблема снижения затрат в процессе эксплуатации подземных хранилищ является актуальной и имеет основание на самостоятельный анализ и разработку соответствующих рекомендаций. Основное место в структуре затрат на подземное хранение газа занимают амортизационные отчисления, доля которых в суммарных издержках составила в 1998 г. около 35%. Это объясняется тем, что в настоящее время созданы значительные основные фонды ПХГ, среднегодовая стоимость которых в 1998 г. составила более 10,8 млрд. руб. Значительное влияние на увеличение эксплуатационных расходов по хранению газа оказало резкое увеличение в последние годы затрат на поддержание основных фондов ПХГ, расходы на ремонт которых возросли за 1996-1998 гг. почти в 1,5 раза [43].
Таким образом возникла объективная народнохозяйственная проблема: нахождение научно обоснованного пути обеспечения необходимого прироста добычи природного газа и повышения качества услуг по газоснабжению с помощью ПХГ во всех регионах страны в условиях действия научно-технического прогресса, вызывающего рост капитальных вложений и эксплуатационных затрат, и ограниченности финансирования газовой отрасли.
Единственный путь решения этой важной государственной проблемы -повышение экономической эффективности газоснабжения, что отвечает требованиям перехода развития экономики страны на модель устойчивого развития.
В газотранспортных предприятиях, где имеются ПХГ, ведется систематическая работа по снижению затрат на подземное хранение, в первую очередь, за счет более полного использования основных фондов, предусматривающая: предотвращение простоя скважин ПХГ после бурения в ожидании обустройства, совершенствование методов ремонта скважин с целью увеличения межремонтного периода, а также повышение производительности скважин на ПХГ путем интенсификации притоков и применения новых технологий обработки скважин [54].
Наряду с этим, снижение эксплуатационных расходов по подземному хранению достигнуто на ряде предприятий путем снижения расхода газа и электроэнергии на компрессорных станциях за счет внедрения новых, более экономичных двигателей. Повышение экономичности эксплуатации ПХГ [14] предусматривается также за счет перехода к использованию высокопродуктивных газовых скважин и скважин большого диаметра, а также разработки и внедрения автоматизированных систем управления технологическими процессами на ПХГ. Вместе с тем, имеется не менее важная, на наш взгляд, группа проблем, связанная с экономической оценкой роли ПХГ по регулированию неравномерности газопотребления и обеспечению надежности подачи газа потребителям. Эти проблемы требуют решения двух связанных между собой задач: - экономической оценки услуг потребителям, которые оказывает подземное хранение газа; - вытекающей из предыдущей задачи, определения экономической эффективности капиталовложений в ПХГ [72].
Мировой опыт показывает, что основным условием решения этих задач является включение в цену на газ, которую уплачивает потребитель, затрат на подземное хранение. В связи с тем, что отдельные потребители газа имеют различный режим его расходования и предъявляют различный уровень требований к надежности газоснабжения, цена газа для потребителей должна быть дифференцирована в зависимости от режима газопотребления, обеспечиваемого необходимым активным объемом и суточной производительностью ПХГ с учетом соответствующих затрат на достижение этих параметров [31,74].
В настоящее время в действующем в России прейскуранте цен на газ для потребителей такая дифференциация отсутствует. Таким образом, имеет место противоречие между необходимостью экономической оцени результатов использования ПХГ и ситуацией, при которой до настоящего времени такая оценка в практической деятельности ОАО "Газпром отсутствует.
В некоторых случаях проектные организации отрасли расчеты эффективности капиталовложений в новые ПХГ сводят к определению необходимой стоимостной оценки услуг по хранению газа по общепринятому методу потока наличности при соответствующей заданной приемлемой внутренней норме эффективности. Полученная в таких расчетах стоимостная оценка услуг ПХГ остается при этом чисто условным показателем, так как реальной прибыли от капиталовложений в ПХГ ОАО "Газпром" при действующей системе цен на газ не получает. Иногда эту прибыль определяют путем умножения проектного либо фактического объема отбора газа из ПХГ на цену реализации газа потребителям. Такой подход также не позволяет достоверно оценить эффективность капиталовложений в ПХГ, так как отпускная цена на газ для его потребителей формируется под влиянием совершенно иных факторов, не связанных с функционированием подземных хранилищ газа. К тому же при таком подходе совершенно не учитывается такой важный параметр ПХГ, как мощность по максимальному суточному отбору, которая может быть различной у хранилищ с одинаковым активным объемом. Особенно ярко указанный недостаток проявляется при оценке эффективности капиталовложений в пиковые ПХГ, в первую очередь, в хранилища, создаваемые в соляных отложениях.
Интенсификация снабжения газом и эффективность ПХГ
Устойчивая работа топливно-энергетического комплекса России и снабжение населения газом в значительной мере зависят от надежности и равномерности поставок природного газа по газотранспортной системе страны. Регулирование этих поставок осуществляется, как правило, за счет отбора газа из подземных газохранилищ (ПХГ)- В мировой практике наиболее широко используются два типа ПХГ - в пористых геологических структурах и в соляных формациях. Первые, из-за возможности хранения большого активного объема газа, применяются как регуляторы сезонной неравномерности. Вторые, работающие в «рывковом» режиме, имеющие значительно большую производительность при отборе газа, наиболее эффективны для обеспечения надежности газоснабжения при авариях на газопроводах и для повышения пиковых нагрузок газопотребления. В настоящее время во всем мире проявляется устойчивая тенденция к приоритетному использованию ПХГ в каменной соли. В США в 1995 году было сооружено 403 ПХГ, из которых 6% (26) составляли ПХГ в отложениях каменной соли. К 2000 году количество последних увеличится до 47, что позволит хранить 4,5 млрд. м3 газа и осуществлять ежесуточный отбор активного газа 449,7 млн. м3. Количество ПХГ в солях в США возрастет к 2000 году почти вдвое (80%), а максимальный суточный отбор увеличится на 59% и достигнет 20% от суммарной величины. Увеличение количестве ПХГ в истощенных нефтегазовых месторождениях к этому периоду увеличится только на 9% и в водоносных пластах на 17%. В газовой промышленности США усиленными темпами растет число и мощности ПХГ в пластах каменной соли. В США к 2000 году прогнозируется ввести в эксплуатацию 58 новых ПХГ, в том числе 21 ПХГ в отложениях каменной соли. Прогнозируется, что максимальный суточный отбор газа из этих новых ПХГ в США возрастет на величину 281,2 млн.куб.м/сутки, при этом доля ПХГ в отложениях каменной соли в увеличении максимального суточного отбора составит 60% (166,62 млн.куб.м) [54,91]. В 1961 году в штате Мичиган впервые в США соляной резервуар использовался для хранения природного газа с достаточно высокой экономической эффективностью [90]. В США подземное хранение газа играет решающую роль в удовлетворении возрастающего во время зимних месяцев спроса на газ. Во многих регионах страны ПХГ предоставляют для местных распределяющих (сбытовых) компаний важный источник увеличения газоснабжения в периоды пикового спроса. Благодаря достаточным объемам газоснабжения и относительно низким ценам прошедшего лета, заполнение хранилищ газом было вполне достаточно к началу зимы. К концу сентября 1998 г. общий объем га-за в ПХГ составил 221,5 млрд.м , из них 122,77 млрд.м необходимы для поддержания давления в резервуаре и не подлежат откачке (извлечению), оставшиеся 83,31 млрд.м3 активного газа могут быть извлечены по мере необходимости. Наиболее низким уровень активного газа в хранилищах за последние два десятилетия был в марте 1996 г. - 21,45 млрд.м3. Предположительно, к концу зимы 1998-1999 гг. в ПХГ останется активного газа несколько более 28,3 млрд.м3, что будет меньше показателя на конец прошлого отопительного сезона в 33,5 млрд.м3 активного газа [90]. В 1991 году потребления газа в России было максимальное и составляло 402,5 млрд.м3. С 1992 года началось падение спроса на газ, продолжав- шееся до конца 1995 года. В табл. 2.1 представлены данные по потреблению газа в России в 1992 - 1995 гг. Как видно, уровень внутреннего потребления газа в 1995 году упал до 339,4 млрд-м3 или до 83,8% от уровня 1991 года. Уменьшение потребления газа в России в 1995 году продолжилось, хотя его темпы существенно замедлились. Если в 1994 году падение составило 32,3 млрд.м3 или 8,4% от уровня 1993 года, а в 1995 году оно уменьшилось до 11,2 млрд.м3 или 3,2% от 1994 года. В электроэнергетике за 1994 год уровень потребления упал на 17,7 млрд.м3 или на 10,8%, а в 1995 году снижение составило 8,6 млрд.м3 или 5,9%. Согласно прогнозу внутренний спрос на газ в России составит: в 2000 году - 365, в 2005 году - 437, в 2010 году - 465, в 2015 году -485 млрд.м3. При формировании прогноза была учтена необходимость социальной ориентации энергетической политики России, что предполагает широкое использование газа для улучшения качества жизни населения. Наиболее динамично, согласно прогнозу, будет развиваться спрос на газ в электроэнергетике. За период до 2015 года более 50% прироста спроса на газ придется на долю электроэнергетики. Это приведет к увеличению доли сектора электроэнергетики в структуре спроса: с 40,7 в 1995 году до 43,7% в 2015 году. Прогноз предусматривает следующую динамику спроса на газ в электроэнергетике России: 150,5 в 2000 году; 188,2 в 2005 году; 204,8 в 2010 году; 212,0 млрд.м3 в 2015 году. Во многих районах России пиковый и сезонный спрос на природный газ и на электро-и теплоэнергию совпадают и приходятся на осенне-зимний сезон. Существуют не только значительные сезонные, но и весьма большие суточные колебания. В частности, во время зимнего отопительного сезона имеют место большие суточные неравномерности газопотребления, связанные с изменением температуры наружного воздуха. Аналогичная ситуация возникает при пиковом спросе на газ. Таким образом наибольший суточный спрос на газ зимой может в несколько раз быть выше, чем в теплый летний день. В мировой практике регулирование поставок газа осуществляется, как правило, за счет отбора газа из ПХГ. Только они позволяют решить весь комплекс задач, связанных с неравномерностью газопотребления и необходимостью создания резервов на случай возникновения непредвиденных обстоятельств. Для осуществления строительства ПХГ в отложениях каменной соли в ОАО "Газпром" имеется специализированная организация ООО "Подземгазпром", которая располагает высококвалифицированными специалистами, способными на мировом уровне решать проблемы, связанные с подземным хранением газообразных и жидких продуктов. По технологиям ООО "Подземгазпром" и при его участии в России и в странах СНГ построено свыше 100 подземных резервуаров для хранения газонефтепродуктов.
Экономико-математическая модель образования эффективности ПХГ
При оценке эффективности производства ПХГ, которое рассматривается как совокупность отдельных технологических процессов, основным вопросом является показатель эффекта, т.е. результат от всей производственной деятельности. Таким дифференцированным показателем нами выбирается выручка от реализации продукции основного и вспомогательного производства, работ и услуг. В случае, когда ПХГ производит несколько видов продукции (работ, услуг) эффективность производства должна рассчитываться с учетом всего их набора.
Для конкретной технологии ПХГ, использующей то или иное оборудование, товаром является объем потребленного газа с определенной ценой добычи и побочная продукция в виде строительного рассола. Кроме того, оказывается услуга по реализации заявленной потребителем максимальной суточной величины газопотребления, которая должна быть оплачена по установленному тарифу. Обща? выручка в качестве интегрального эффекта производства ПХГ будет равна за весь расчетный период Тр: где: Ri - общая выручка за период времени t; at - объем потребленного газа за период времени t; Ту,, - доля времени на обнаружение и устранение одного отказа работы оборудования за период времени t; Ц — цена поставки газа с расчетной величиной прибыли на все виды собственных затрат и акциз; Bt - объем реализованной побочной продукции за период t; Цо - цена побочной продукции; Т - тариф на транспортировку по магистральным газопроводам за 100 км; L - расстояние транспортировки по магистральным газопроводам; Тр - длина расчетного периода, т.е. момент времени, когда прекращается учет производственных, экологических и социальных результатов деятельности ПХГ; сц - коэффициент дисконтирования. Интегральный показатель эффективности производства ПХГ принимаем в качестве критерия при выбора наилучшего варианта технологии и организации работ. Экономико-математическую модель процесса образования эффективности [37] производства ПХГ для конкретной технологии d представим следующим образом в виде задачи математического программирования (Э ): Приняты следующие обозначения: N np и N np. — проектные производственные мощности по основной и побочной продукции для варианта d; К \ - капитальные вложения ПХГ по конкретному технологическому варианту d в период t; у t - издержки производства без затрат на уничтожение загрязнений для конкретной технологии d в период времени t; Sdt (Mj) - зависимость затрат на уничтожение j-ro вида загрязнителя от средней величины уничтожаемого загрязнения для конкретной технологии в момент времени t; rdt (M t - Mj) - зависимость экономического ущерба от величины неуничто-женного j загрязнителя при его фактической величине Mj; Bdt- цена буферного объема газа; К"" dt — затраты на обнаружение и ликвидацию неисправности оборудования; Mj - вектор "G" - мерный j-x загрязняющих веществ в окружающую среду при использовании d-й технологии (j= 1,2,...., п); rVI j - средняя величина уничтожаемого загрязнителя j-ro вида при технологии d; Д - множество технологий хранения газа в ПХГ (d єД); Д - мерный вектор (d=l,2 Д); М - множество неуничтоженных j-x загрязняющих веществ (по специальным соображениям); Тр - множество отрезков времени, на которые разбит период учета результатов проекта (t єТр). ІДІ - стоимость узлов, заменяемых при і ремонте; В - основная и дополнительная зарплата ремонтных рабочих за і профилактический ремонт; Тн - среднее число часов работы оборудования в течение года; Тт - средняя наработка на отказ; JJU, - стоимость деталей, заменяемых при неплановом ремонте; В„ - основная и дополнительная заработная плата ремонтных рабочих за одни неплановый ремонт; ПІ - среднее количество профилактических ремонтов і-го вида; at - коэффициент дисконтирования. В связи с разновременностью затрат и эффектов за период времени t необходимо выполнить их приведение к началу работ по строительству ПХГ с использованием коэффициента дисконтирования (1.4). Его значение одинаково для числителя и знаменателя критерия. Проекты ПХГ обеспечивают положительный интегральный эффект. Поэтому дополнительный показатель эффективности в виде срока окупаемости определяется как временной интервал от начала реализации проекта, на котором интегральный эффект становится и в дальнейшем остается положительным. Для расчета используется формула и ищется наибольший корень уравнения: Средняя арифметическая оценка, т.е. частное от деления суммы значений вариант на число элементов [6] совокупности (число вариант) определяется по формуле (3%): где: п - количество временных отрезков расчетного периода Тр. Примем в качестве оценки влияния того или иного фактора (х) на эффективность (Эф) величину градиента - grad Эф, под которым понимается вектор, направленный в сторону наискорейшего возрастания функции эффективности. По величине это будет производная, другими словами - скорость ее изменения {37].
Влияние объема подачи соляного раствора на эффективность ПХГ
Основной продукцией ПХГ является природный газ, подаваемый потребителям. Соляной раствор является побочной продукцией ПХГ в ходе сооружения подземного резервуара в пластах соли путем ее растворения. При этом рассол соли является товарной продукцией и служит предметом продажи и получения выручки. Для рассмотрения влияния объема подачи рассола на эффективность производства рассмотрены три технологических варианта: объем 100 м3/час, 250 м3/час и 250 м3/час с использованием отечественного оборудования взамен импортного. Выбор наиболее эффективного варианта строительства и эксплуатации ПХГ определяется: при строительстве по общепринятой методике, а при эксплуатации - по предложенной автором с использованием прямого метода оценки эффективности производства ПХГ. Результаты расчета по двум методам приведены в таблицах 4.1 и 4.2, а сам расчет в таблицах 4.3 и 4.4. Как видно из приведенных данных, наиболее эффективным является вариант с объемом подачи рассола 250 м3/час. с применением отечественного оборудования и тарифом за хранение газа 160 руб./1000м3. Данный вариант характеризуется чистой прибылью 2472,6 млн.руб., чистым дисконтированным доходом 82,94 млн.руб., сроком окупаемости 9 лет, внутренней нормой доходности 12%, индексом доходности 1,14, эффективностью производства 1,9 и коэффициентом неравномерности 0,5, что обеспечивает годовой экономический эффект, рассчитываемый с учетом периода строительства и эксплуатации ПХГ, в размере 82,4 млн.рублей. Из рассмотрения методики оценки эффективности капвложений можно сделать заключение о противоречивости отдельных показателей по вариантам, что не позволяет обосновать и выбрать наилучший вариант проекта. В связи с отсутствием показателей нельзя сопоставить и объективно оценить преимущества и недостатки различных проектов производства ПХГ. Кроме того возникает неопределенность с достоверностью процесса дисконтирования, под которым понимается приведение разновременных эффектов и затрат к одному моменту времени - началу реализации проекта. Экономический показатель в каждый момент времени, в нашем случае год, умножается на коэффициент дисконтирования. Поэтому применяемый метод не позволяет сравнивать эффективность разных ПХГ, находящихся в различных регионах страны и финансируемых банками с неодинаковым банковским процентом. И, наконец, третий недостаток, заключающийся в невозможности использовать интегральные показатели на стадии разработки технического задания, когда нет еще сведений о принятых технологиях и оборудовании, а эффективность в первом приближении должна быть указана. В силу вышесказанного более целесообразно использовать метод оценки эффективности производства ПХГ, как фондоемкого объекта, без использования дисконтирования, но с применением общепризнанного интегрального метода в соответствии с рекомендациями в «Методике...»[41]. На рис. 4.1 показана динамика изменения эффективности производства ПХГ при подаче рассола в количестве 250 м3/час. Градиент изменения 0,25 в год. В связи со сложностью применяемого оборудования, системы управления и организации работ в стохастическом режиме ПХГ может иметь место экономический и социальный риск. Сценарий наиболее вероятного события: наступление внезапных холодов в РФ и на Украине, на ПХГ - авария, требующая 15 суток на восстановление работоспособности, подача газа на экспорт прекращается на весь период ремонта, население Волгограда снабжается бесперебойно - имеет место экономический и социальный (для Украины) виды ущерба. Вероятность равна 2/24 = 0,08 или 3/24 = 0,125 (при 15 сут.). Последствия - среднегодовой ущерб от неподачи газа может быть 20-50 млн.долл. Газотранспортная система России имеет значительную протяженность от сырьевой базы (месторождений севера Тюменской области) до западной границы с Украиной. Поэтому строительство и эксплуатация ПХГ в г. Волгограде позволит обеспечить надежность функционирования системы магистральных газопроводов и снизить вероятность рисков. Приняты следующие исходные данные: - количество аварий в год - две или три; - время простоя системы газопроводов в случае аварии - 15 суток; - суточный объем подачи газа на экспорт - 30,50,70 млн.м3; 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 ЗО Годы строительства и эксплуатации Рис. 43 Экономическая эффективность строительства Волгоградского ПХГ при реализации дополнительного объема газа на экспорт (30 млн.м3 в сутки - две аварии в год) - цены 1999 года
