Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности агрегирования характеристик объектов системы газоснабжения при многоуровневом моделировании ее развития 11
1.1. Характеристика существующего состояния и проблем многоуровневого моделирования развития газоснабжающих систем 11
1.2. Анализ методических подходов при агрегировании технико экономических характеристик объектов систем газоснабжения 17
Глава 2. Методы агрегирования объектов газоснабжающих систем 29
2.1. Метод агрегирования детальных схем систем газоснабжения 29
2.2. Прогнозирование потребности на оптовых рынках природного газа 43
2.3. Методы расчета основных технико-экономических характеристик существующих газотранспортных и газодобывающих систем
2.3.1. Метод разнесения затрат и потерь для существующих предприятий транспорта газа 48
2.3.2. Метод разнесения затрат и потерь для существующих предприятий добычи газа 56
2.4. Методы расчета технико-экономических характеристик новых газотранспортных и газодобывающих систем 58
2.4.1. Метод расчета оптимальных технико-экономических характеристик для проектируемых магистральных газопроводов 58
2.4.2. Метод расчета оптимальных технико-экономических характеристик для месторождений, вводимых в разработку 65
Глава 3. Формирование информационной базы для многоуровне вого моделирования развития Единой системы газоснабжения России на период до 2030 г. 71
3.1. Оценка динамики спроса на природный газ в РФ и его экспортных поставок 71
3.1.1. Состояние и перспективы развития рынков газоснабжения субъектов РФ 71
3.1.2. Рынки спроса на природный газ в ближнем и дальнем зарубежье 87
3.1.3. Спрос на природный газ в узлах агрегированной схемы газоснабжения 91
3.2. Технико-экономические показатели для существующих и новых газодобывающих предприятий 93
3.2.1. Состояние и перспективы развития запасов газа 93
3.2.2. Показатели добычи природного газа в узлах агрегированной схемы газоснабжения 94
3.3. Технико-экономические показатели для существующих и новых газотранспортных систем 99
Глава 4. Исследование развития Единой системы газоснабжения на период до 2030 года 106
4.1. Верификация методов и моделей обоснования технико экономических характеристик многоуровневого исследования газоснабжающих систем. 106
4.2. Исследование направлений развития систем газоснабжения РФ на период до 2030 г 110
Заключение 124
Список сокращений 126
Список литературы
- Анализ методических подходов при агрегировании технико экономических характеристик объектов систем газоснабжения
- Методы расчета основных технико-экономических характеристик существующих газотранспортных и газодобывающих систем
- Спрос на природный газ в узлах агрегированной схемы газоснабжения
- Исследование направлений развития систем газоснабжения РФ на период до 2030 г
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Единая система газоснабжения (ЕСГ) Российской Федерации сложная, многониточная, протяженная система, которая объединяет газоснабжающие системы независимых государств бывшего Советского Cоюза, системы газоснабжения центральной и западной Европы, а также взаимодействует с поставщиками газа Средней Азии. ЕСГ имеет огромное количество элементов и связей. При комплексном исследовании развития системы создать точную модель, адекватно описывающую все ее объекты (линейные участки магистральных газопроводов (МГ), компрессорные станции, газоперекачивающие агрегаты, месторождения (МР), подземные хранилища газа (ПХГ), потребителей газа и т.п.), практически невозможно. Большое значение приобретают: агрегирование реальной схемы газоснабжения, представление в виде расчетной схемы, а также методы определения агрегированных характеристик ее объектов. Для решения различных задач по системе рассматриваются показатели разной степени детализации, используется многоуровневое моделирование. В связи с этим, возникает необходимость разработки методов многоуровневого моделирования и агрегирования газоснабжающих систем (ГСС), этим обусловлена актуальность данной работы.
Степень разработанности проблемы. В настоящее время существует множество исследований, связанных с разработкой методов проектирования ЕСГ в тесной взаимосвязи экономических и технологических параметров, направленных на изучение систем газоснабжения на уровне РФ, отрасли, региона и объектов при современных рыночных отношениях. Можно назвать ряд авторов, труды которых посвящены таким исследованиям, например, А.П. Меренков, Ю.А. Кузнецов, А.А. Макаров, М.Г. Сухарев, Е.Р. Ставровский, В.А, Саркисян, А.Э. Конторович, Б.Г. Санеев, А.С. Казак, Н.И. Илькевич, В.И. Фейгин, Э.М. Ясин и др. Разработанные ими подходы, модели и инструментальные средства для определения оптимального развития систем газоснабжения требуют создания специальных методов и алгоритмов для получения агрегированных технико-экономических показателей объектов газоснабжения и преобразования реальной ЕСГ в более простую расчетную схему, используемую при ее моделировании.
4
Для решения таких задач при существующем недостатке
статистической информации и недостаточной ее прозрачности по технико-экономическим показателям всех объектов и подсистем возникает необходимость разработки методов, приводящих комплекс моделей и основные информационные связи, отражающие общеэнергетические, экономические и физико-технические особенности ЕСГ, к одному общему уровню детализации. Вследствие чего автором разработаны методы агрегирования ЕСГ, позволяющие согласовывать решения моделей разных уровней.
Увеличение и усложнение газоснабжающих систем России и их объединение в ЕСГ привело к необходимости создания укрупненных расчетных схем для комплексного рассмотрения и определения оптимального пути развития. Существует подход к созданию укрупненных расчетных схем, в основе которого лежит экспертный способ, согласно которому на карте РФ намечаются основные газотранспортные коридоры и основные узлы пересечения газовых потоков. Такая схема имеет очень укрупненный вид и недостаточно раскрывает особенности газоснабжения большинства регионов и субъектов РФ. В данной работе описан алгоритм формирования модельной расчетной схемы ЕСГ до уровня субъектов, что может позволить формализовать данный процесс. В результате агрегирования схема ЕСГ представляется в упрощенном виде, удобном для визуализации результатов расчетов и выполнения исследований, при этом адекватно отражаются основные технико-экономические показатели системы.
Цель работы. Разработка методов агрегирования схем газоснабжающей системы и определение агрегированных технико-экономических характеристик ее элементов.
Основные задачи исследования:
-
Обоснование необходимости агрегирования схем ГСС для решения задач управления развитием ЕСГ.
-
Разработка методов агрегирования газоснабжающих систем, включающая следующие этапы:
- разработка метода агрегирования подробной схемы ГСС;
- разработка методов определения агрегированных технико-
экономических характеристик новых и существующих газотранспортных и
газодобывающих систем.
-
Формирование информационной базы технико-экономических показателей для многоуровневого моделирования развития системы газоснабжения России на период до 2030 года.
-
Исследование основных направлений развития Единой системы газоснабжения России на период до 2030 года на основе предложенной методики.
Объект исследования. ЕСГ России, включающая формирующие ее газотранспортные и газодобывающие предприятия (ГТП и ГДП), потребителей природного газа и подземные хранилища газа.
Предмет исследования. Эквивалентные характеристики предприятий добычи и транспорта газа в ЕСГ (объемы добычи, потоки газа по МГ, затраты на добычу и транспорт газа с учетом коэффициентов потерь), схемы ГСС.
Научная новизна.
Впервые предложены:
математическое описание процесса формирования модельных расчетных схем ГСС, которое позволяет формализовать данный процесс;
методы агрегирования основных технико-экономических характеристик ЕСГ по границам действия газотранспортных предприятий.
Получили развитие методы определения агрегированных технико-экономических характеристик источников газа и магистральных газопроводов, используемых при формировании информационной базы, а именно:
методы разнесения затрат и потерь газа по узлам источникам и дугам агрегированного графа;
методы определения оптимальных технико-экономических показателей для новых магистральных газопроводов и месторождений.
Создана информационная база для многоуровневого моделирования развития систем газоснабжения.
Положения, выносимые на защиту, и их достоверность:
методы агрегирования подробной схемы газоснабжающей системы;
принципы подготовки и анализа технико-экономической информации по объектам ГСС;
сформированная информационная база для многоуровневого моделирования развития систем газоснабжения;
результаты исследования основных направлений развития ГСС, выполненные на основе созданной информационной базы.
Степень достоверности результатов проведенных исследований подтверждается корректным использованием основных положений и методов системного анализа в энергетике.
Расчеты и исследования в работе проводились на основе официальной статистической информации ОАО «Газпром». Многочисленные расчеты и прогнозы, сделанные по предложенным агрегированным схемам, показали, что расчетные показатели (объемы добычи и потребления газа, оптовые и затратные цены), находятся в близком, сопоставимом диапазоне с фактическими показателями.
Теоретическая и практическая значимость работы.
-
Разработаны методы агрегирования схем ГСС, обеспечивающие получение адекватных расчетных схем и технико-экономических показателей газоснабжения территорий.
-
На основе предлагаемых методов была создана агрегированная расчетная схема ЕСГ и определены технико-экономические характеристики ее объектов, что позволяет решать задачу комплексного исследования развития ЕСГ, а именно:
получение обобщенных количественных рекомендаций по капиталоемкости, технологическим показателям и издержкам различных вариантов развития газовой отрасли, по их трудоемкости, влиянию разных экспортных стратегий на развитие системы;
исследование рациональных темпов и пропорций в развитии газоснабжения отдельных регионов и страны в целом.
3. Результатом проведенных исследований является созданная
информационная база основных технико-экономических показателей.
4. Полученные показатели использовались при моделировании развития ЕСГ на
перспективу до 2030 года с детализацией систем газоснабжения в Восточной Сибири.
Апробация работы.
Результаты работы докладывались на: конференциях молодых специалистов в ИСЭМ СО РАН в 2005-2010, 2015г.; IX Осенней конференции молодых ученых в Новосибирском Академгородке «Актуальные вопросы экономики и социологии», 2013 г.; Всероссийских конференциях: «Энергетика России в XXI веке: Развитие, функционирование, управление», Иркутск, 2005, 2010, 2015 г.; международных конференциях «Управление рисками и устойчивое развитие ЕСГ России», 2006 г.; «Энергетика XXI века: Экономика, политика, экология», Санкт – Петербург, 2008 г.; Всероссийских семинарах с международным участием: «Математические модели и методы анализа и оптимального синтеза развивающихся трубопроводных гидравлических систем», Санкт – Петербург, 2006 г., Иркутск, 2008 г., Ай-Петри, 2010 г., Вышний Волочок, 2012 г., Белокуриха, 2014 г.; Байкальских Всероссийских конференциях с международным участием «Информационные и математические технологии в науке и управлении» 2013, 2014 гг.
По теме диссертации опубликованы 29 работ, в которых нашли отражение теоретические принципы и результаты работы, в том числе, в центральных изданиях 5, 9 работ опубликованы без соавторов. Основные результаты работы были изложены в монографии.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (117 наименований). Основная часть исследования изложена на 150 страницах, текст иллюстрирован 35 таблицами и 42 рисунками.
Анализ методических подходов при агрегировании технико экономических характеристик объектов систем газоснабжения
По своей природе ГСС имеют огромное количество элементов (узлов и связей), технико-экономические показатели которых нелинейны, дискретны в своем развитии, при этом информация по многим показателям отсутствует. Поэтому создавать точную (идеальную) модель ГСС, адекватно описывающую все объекты системы (линейные участки магистральных газопроводов, компрессорные станции, газоперекачивающие агрегаты, промыслы, подземные хранилища, потребителей газа и т.п.) не целесообразно, тем более с помощью математического моделирования невозможно получить абсолютно точных решений. Оценка уровня тождественности реальной ГСС и математической модели – это, в конечном счете, предмет интуитивной оценки специалиста. В этих условиях большое значение приобретает способ агрегирования расчетной схемы газоснабжения, используемой при ее моделировании.
Под агрегированием [59] расчетной схемы понимается преобразование реальной схемы газоснабжения в более простую, но соответствующую исходной с определенной точностью, при сохранении в получаемой схеме требуемых свойств первичной схемы. Более простая, по сравнению с исходной, полученная агрегированная схема характеризуется меньшим числом узлов и связей, что облегчает анализ и использование результатов для выработки необходимых решений.
С появлением исследований больших технических систем агрегирование стало одной из центральных проблем экономики, в том числе в экономике энергетики и, в частности, экономике газовой отрасли. Проблему агрегирования можно разделить на составляющие: 1) агрегирование объектов системы; 2) агрегирование показателей системы; 3) агрегирование во времени. В настоящее время существуют различные агрегированные схемы ЕСГ в це 18 лом и отдельных ее частей2. Такие схемы различаются между собой, обусловлено это тем, что создаются они для разных задач и на основе разной имеющейся исходной информации.
Существующая Генеральная схема развития газовой отрасли России на период до 2030 года (далее – Генеральная схема) [15] позволяет определить экономически обоснованные стратегические направления развития газовой отрасли. В ней представлены прогнозы развития потребления, транспорта и добычи природного газа по России в целом и по федеральным округам.
В работе [100] описаны этапы разработки генеральной схемы развития газовой отрасли. Процесс разработки схемы предлагается осуществлять в два этапа: - на первом этапе используется системный подход к разработке схемы развития и реконструкции ЕСГ (рисунок 1.1); - на втором этапе формируются принципиальные технические решения на уровне отдельных участков ЕСГ. Обосновывается необходимость рассмотрения большого количества вариантов схемы развития. Связано это со следующими факторами: - истощение базовых месторождений НПТР; - высокие риски, связанные с экспортными поставками газа, возможное снижение объемов его импорта; - сложности во взаимоотношениях с некоторыми государствами, через которые осуществляется транзит газа; - до настоящего времени нет единого подхода к прогнозированию газопотребления. Разработка схемы развития ЕСГ осуществляется при постоянном взаимодействии различных Департаментов ОАО «Газпром», соответствующих научно-исследовательских и проектных институтов.
Также в работе [100] говорится о том, что в настоящее время для перспективного, средне- и долгосрочного планирования при разработке "Генеральной схемы развития газовой промышленности РФ до 2030 года" и других программ применяется агрегированная схема потоков, которая была в свое время принята в излишне укрупненном виде из-за возможностей вычислительной техники.
Несмотря на то что ЕСГ России представляет собой уникальную систему большого размера и в мире нет соответствующего аналога, тем не менее в Европе также ведутся исследования развития большой газовой системы. Речь идет о системе газоснабжения Европы, в которую входят системы газоснабжения разных стран, в том числе учитываются и поставки газа из ЕСГ РФ [116, 97]. В связи с политической ситуацией, за рубежом достаточно большое внимание уделяется вопросу возможных недопоставок российского газа через территорию Украины. В работах [109, 112, 115] проводится анализ современного состояния газового рынка Европы. Исследуется спрос на природный газ в странах Евросоюза (ЕС), возможные объемы поставок газа из стран импортеров, экспорт российского газа и различные варианты недопоставок российского газа, рассматриваются меры по уменьшению последствий нехватки газа.
Моделирование развития систем газоснабжения для проведения таких исследований выполняется в моделях потоков газа. В [105, 117] проводится обзор и сравнение таких моделей, разработанных в разных странах. Представлена схема этапов, рассмотрения системы газоснабжения в моделях (рисунок 1.2).
Представление инфраструктуры в моделях отличается. В доступных документах не описано, что конкретно и как в данных моделях определяется. Схема газоснабжающей системы используется в агрегированном виде, состоящая из газотранспортных коридоров от источников до потребителей. Такая сеть требует определения агрегированных производительностей, эти вычисления не описаны. В [117] говорится о том, что отсутствие прозрачности в получении агрегированной сети является общей проблемой моделирования.
Политическая и экономическая ситуация, связанная с возможностью недопоставок российского газа в Европу побудила авторов [105, 107] из разных стран разрабатывать модель исследования газовых потоков по сетям разных масштабов, для создания стратегии реагирования на нехватку энергии. Исходные данные в ней рассматриваются в виде нескольких слоев.
Методы расчета основных технико-экономических характеристик существующих газотранспортных и газодобывающих систем
Прогнозирование спроса на природный газ – это важнейшее средство предвидения будущего развития газовой отрасли. В задачу прогнозирования входят следующие вопросы: выявление возможных масштабов роста экономики государства; обоснование долгосрочных задач развития промышленности, благосостояния народа и сельского хозяйства; определение направлений геолого-поисковых работ и технико-экономических трудностей. Прогнозы зависят и от общего роста численности населения, и от научно-технического прогресса в стране и в мире в целом. Прогнозирование таких факторов во многом интуитивно. Для составления прогноза спроса на природный газ необходим анализ объективных тенденций развития в прошлом, настоящем и планируемом периоде.
Очень важен вопрос о достоверности и точности прогнозов. Прогноз в большом диапазоне величин более достоверен, однако и более неопределенен, и наоборот. С увеличением дальности срока прогнозирования неопределенность будет возрастать. Преобладает мнение, что долгосрочные прогнозы целесообразно осуществлять многовариантно, выделяя три основных прогнозируемых сценария – оптимистический, средний и пессимистический, с увеличением их расхождения по мере удаления прогнозируемого периода. В прогнозных расчетах необходимо чтобы был баланс количественных оценок (такие как: потребность и ее покрытие). Для таких исследований могут использоваться и экспертные оценки, и математические модели [12, 84]. При определении потребностей в природном газе обычно применяются два метода [65, 77, 103]: а) прямого счета и б) анализа долгосрочных тенденций развития газовой отрасли.
Суть метода прямого счета заключается в выделении укрупненных видов продукции и услуг, производимых отдельными отраслями народного хозяйства и промышленности, на которые расходуется природный газ. Для рассматриваемого периода времени перемножаются показатели выпуска продукции и нормы расхода газа. Метод прямого счета тем достоверней, чем ближе рассматриваемый период времени.
Суть метода анализа долгосрочных тенденций развития газовой отрасли заключается в анализе решений модели ТЭК страны, возможных количественных проявлений тех объективных тенденций, которые характеризуют взаимосвязь развития газовой промышленности с экономикой страны. В начале определяются количественные проявления новых тенденций и далее оцениваются возможные гипотезы количественного проявления таких тенденций в рассматриваемый период.
На рынке природного газа покупатели отличаются наличием денежных средств, степенью нужности газа, возможностями замены газа другими видами топлива и т.п. В общем виде функцию спроса на природный газ можно записать Q = f (P, Pу, Pм, I,T,...), где Q– объем спроса на природный газ в единицу времени; P – цена природного газа; P – цена угля, заменяющего газ; Pм – цена мазута, заменяющего газ; I – на-у личие денежных средств; T – показатель необходимости газа для потребителя.
Очевидно, что с уменьшением цены на природный газ объем спроса будет возрастать и наоборот. В случаях возможности замены природного газа другим топливом при уменьшении цены угля или мазута объем спроса на газ будет уменьшаться. При изменении других параметров в указанной функции спрос на природный газ будет также изменяться. При моделировании потребности в природном газе в узлах расчетной схемы используется упрощенный метод прямого счета. Суть метода заключается в установлении по отчетным данным объемов потребления газа по субъектам РФ и отраслям3 (рисунок 2.6). Прогноз потребности в природном газе составляется на основе исследования ретроспективных данных. Собираются данные о потребности в газе для каждого субъекта РФ, изучаются тенденции увеличения или уменьшения объемов потребления газа отраслями (энергетика, промышленность, коммунально-бытовой сектор и население) с установлением соответствующих индексов. Динамика использования природного газа в перспективе определяется перемножением существующих объемов потребления и установленных индексов для расчетных периодов времени.
Спрос на природный газ в узлах агрегированной схемы газоснабжения
Началу разработки месторождений газа предшествует длительный период оценки прогнозных ресурсов газоносной провинции, отдельных ее площадей, залежей и месторождения в целом. Известно, что ресурсы газа по степени обоснованности подразделяются по категориям А+В+С1+С2 +D1+D2+D3.
Запасы категории: А (достоверные) – подсчитываются по залежи, разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения; В (установленные) – определяются по залежи, разбуренной в соответствии с утвер 66 жденной технологической схемой разработки месторождения или проекта его опытно-промышленной разработки; Сх (оцененные) - находятся по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения; С2 (предполагаемые) - используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты и частично для проектирования разработки залежей; D\ (локализованные) - перспективные ресурсы газа подготовленных для глубокого бурения площадей; D2 (перспективные) - прогнозные ресурсы газа литологостра-тиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной газоносностью; D3 (прогнозные)- прогнозные ресурсы газа литологостратиграфических комплексов, промышленная газоносность которых еще не доказана.
Расчет запасов газа по месторождению производятся следующим образом. К запасам газа категорий А+В+Сь прибавляются запасы газа категории С2, умноженные на 0,5. Коэффициент извлечения газа из недр принимается равным 0,8. Расчетные запасы определяются из выражения: Qрз аа пс ч = [QАз а п+В+С + 0,5QСз а п ) 0,8. Существует ряд работ с описанием моделей и методов расчета технико-экономических параметров разведки и разработки новых месторождений газа, например [77]. В них рассмотрено взаимосвязанное решение межотраслевых задач геологии и добычи природного газа. Эти методы для определения технико-экономических показателей каждого нового месторождения требуют детального знания характеристик геологических и геофизических структур, достаточной степени изученности основных параметров месторождений, технологической и экономической информации и т.п., что является очень сложной, трудоемкой задачей, требующей самостоятельного решения.
Исследование развития ГСС на отдаленную перспективу требует рассмотрение широкого круга задач, связанных с возможным освоением месторождений га 67 за известных газоносных районов. Для проведения таких расчетов в условиях недостаточности информации по вновь открываемым месторождениям предлагается упрощенный алгоритм определения агрегированных технико-экономических характеристик.
Исходя из геологоразведочных данных и предварительной геологической оценки месторождения, находятся похожие существующие проекты. По аналогии с ними оцениваются: добыча газа (Q), капиталовложения (К), основные фонды и издержки с учетом того, что затраты с каждым годом растут. Под базисными понимаются издержки, сложившиеся в народном хозяйстве в момент начальной разработки проекта. Базисная цена на газ (Св) остается неизменной в течение всего расчетного периода.
В зависимости от максимально возможного годового объема потребления газа из месторождения ( 2Г) строится график добычи по годам. Первые три - пять лет идет наращивание добычи, далее используется максимальная мощность (полка - приблизительно 10 лет), затем идет спад добычи.
Прогнозная цена газа в конце t-ого шага расчета, (например, t-ого года) определяется по формуле [62]: Сt= Св Jt, где Jt индекс, изменения цен продукции или ресурсов соответствующей группы в конце t-ого шага по отношению к начальному моменту расчета, в котором цены известны. Значение Jt следует устанавливать в соответствии с прогнозами экономики РФ.
Удобно комбинировать оценки доходов и затрат для каждого периода. Если для рассматриваемого периода доходы превышают затраты, можно говорить о чистых доходах или о положительных денежных потоках; если же затраты превышают доходы, то говорят о чистых затратах или оттоке денежных средств. Некоторые денежные потоки являются объектами налогообложения. Поэтому денежные потоки следует рассчитывать после оценки налогов. Поток денежной наличности: ПДНt = ЧПt + Иам t – К Чистый дисконтированный доход: ЧДД = ПДН at. Срок окупаемости определяется, как время, требуемое для того, чтобы доходы от инвестиционного проекта стали равными первоначальному вложению в данный проект. Если ожидается, что денежный поток от инвестиционного проекта будет постоянным в течение ряда лет, срок окупаемости можно найти делением суммы начальных капиталовложений на ожидаемую сумму ежегодных доходов. Если ожидаемый поток доходов из года в год меняется, то период окупаемости можно определить, суммированием ожидаемых доходов по годам до тех пор, пока их общая сумма не станет равной первоначальному вложению. Для определения срока возврата капитала подсчитывается количество периодов (лет), в которых ЧДД 0.
Срок окупаемости проекта сравнивается с нормой срока окупаемости, равной 7 годам. Расчеты завершаются, если срок окупаемости станет меньше или равен этой норме. В противном случае устанавливается более высокое значение цены Ct и повторяется расчет п.3–п.17 пока не выполнится данное условие.
В следующей главе собираются статистические данные и определяются агрегированные ТЭХ объектов ГСС, используя предложенные методы, представлен 69 ные в текущей главе. На основе расчетов создается информационная база в электронных таблицах EXCEL.
Исследование направлений развития систем газоснабжения РФ на период до 2030 г
Для подтверждения правильности использования разработанных методов обоснования технико-экономических характеристик при многоуровневом моделировании систем газоснабжения при расчете потоков газа и цен на газ в системе газоснабжения РФ была сформирована расчетная схема в виде графа, представляющая собой агрегированную схему ЕСГ России. Она была создана по правилам, изложенным в 2.1. В расчетной схеме выделены узлы-субъекты РФ, где сосредоточена их потребность (спрос) в газе, узлы ветвления для экспорта газа в ближнее и дальнее зарубежье, узлы без потребности, а также узлы, в которых представлена добыча природного газа. В схеме предусмотрен также и импорт газа из Средней Азии и Казахстана. Всего выделено 66 узлов. Дуги графа представляют собой в агрегированном виде многониточные газотранспортные системы.
Данный расчет проводился по данным 2005 года, объясняется это тем, что по этому году имеется полная достоверная информация по себестоимостям добычи и транспорта газа для всех ГДП, ГТП и подробная информация по потребителям газа, а также есть возможность сравнивать результаты расчета с реальными показателями.
Спрос на газ – 415 млрд. м3 и экспорт газа в ближнее и дальнее зарубежье – 185 млрд. м3 детализированы по узлам расчетной схемы пропорционально их потребностям в газе.
Максимальные производительности дуг графа (верхние ограничения), отражающие объекты транспорта и добычи, определены в результате эквивалентного представления в расчетной схеме этих предприятий.
Цены транспорта по дугам расчетного графа рассчитаны на основе пакета электронных таблиц Excel в соответствии с методом, разработанным в 2.3.
В результате расчета направлений развития ЕСГ, с помощью сетевой потоковой модели (программного средства ПОТОК), были получены прямое и двойственное решения. На рисунке 4.1 показаны объемы добычи газа на газодобывающих предприятиях, потоки газа на агрегированных газотранспортных системах (прямое решение), а на рисунке 4.2 – маргинальные узловые цены на газ для агрегированной ЕСГ (двойственное решение).
Анализ полученных результатов расчета показывает, что по мере удаления потребности от источников газа узловые цены возрастают, причем значения маргинальных цен выше затратных цен. Наименьшее значение маргинальной цены в узле Тюмень составляет 9,2 дол./1000 м3 (различие в 6 раз). Для цены определенной по матричному алгоритму ее наименьшее значение соответствует Оренбургу – 6,7 дол./1000 м3, а наибольшее – узлу Невинномысская – 44,2 дол./1000 м3 (различие в 6,6 раза). Средняя маргинальная цена для всех потребителей (узлов) расчетной схемы равна 32,7 дол./1000 м3, а средняя цена, определенная в результате анализа потоков в ЕСГ, – 28,7 дол./1000 м3, то есть отличаются примерно в 1,1 раза.
На рисунке 4.3 приведено сопоставление полученных результатов расчета составляющих затратных и маргинальных оптовых цен на природный газ для субъектов РФ со средневзвешенными регулируемыми оптовыми ценами на газ для промышленных потребителей и населения, установленных Федеральной энергетической комиссией (ФЭК РФ) в 2005 г.
Исследования показали, что маргинальные и затратные оптовые цены на газ для субъектов Центрального и Северо-Западного ФО практически совпадают, а для потребителей газа субъектов Уральского, Южного и Сибирского округов в ценах есть существенные маргинальные добавки, обусловленные дополнительной
Расчетные и установленные ФЭК России оптовые цены на газ для субъектов РФ стоимостью газа объектов добычи и транспорта из-за ограничений их рациональной производительности. В среднем по РФ маргинальную и затратную оптовую цену формируют транспортные издержки (свыше 60%), около 17% определяют издержки добычи, свыше 21% привносят маргинальные добавки и около 2% составляют издержки на потери газа при добыче и транспорте. 110 Существующая система ценообразования23 в недостаточной степени дифференцирует оптовые цены на газ для субъектов РФ в зависимости от дальности транспорта газа.
Результаты этих исследований показали, что расчетные показатели (оптовые и затратные цены) находятся в достаточно близком, сопоставимом диапазоне с фактическими показателями. Поэтому использование разработанных методов и моделей обоснования технико-экономических характеристик при многоуровневом моделировании для нахождения оптимальных потоков добычи, транспорта газа и определения затратных цен является допустимым.
В условиях развития современных рыночных отношений, когда спрос на природный газ и его поставка различным потребителям нестабильна, а также при наличии существующих политических проблем, связанных с транспортом газа в страны Европы, возникает необходимость отслеживать объемы добычи газа и его транспортные маршруты.
Были проведены исследования по определению рационального развития ГСС на перспективу до 2030 года. В качестве исходной информации для расчетов использовались показатели Генеральной схемы. Так как Генеральная схема утверждена в 2004 г, для исследований прогнозные показатели газоснабжающей системы были дополнены и уточнены на рассматриваемый период времени из официальных источников (статистическая информация Газпром и др. за 2013-2015гг).
В результате расчетов на сетевой потоковой модели для созданной расчетной схемы был получен не только баланс по добыче и потреблению газа, а также рассчитаны величины и направления потоков газа. Определены загруженности МГ и «узкие места» на газопроводах, из-за которых может возникнуть дефицит и потребитель недополучит ожидаемый объем газа. Используя методы агрегирования можно проводить расчеты для разных сезонов года, в этом случае в схему вводятся ПХГ, в момент закачки газа в ПХГ они будут представлять собой узел потребитель, а в момент отбора газа из ПХГ – как узел источник.
Предложенные в работе методы позволяют на расширенной расчетной схеме ЕСГ более подробно детализировать и исследовать систему газоснабжения отельного региона, учитывая взаимосвязь с системой в целом. Таким образом, проводилось исследование развития системы газоснабжения Восточной Сибири [32, 34].
Оценка возможностей развития систем газоснабжения России с учетом обеспечения внутренней потребности рынков и заданных экспортных поставок в страны ближнего и дальнего зарубежья производилась на сетевой потоковой модели (программное средство ПОТОК).
Была рассчитана квазидинамика развития системы газоснабжения европейской части России совместно с восточным крылом газовой отрасли на 2015, 2020, 2025 и 2030 годы (рисунки 4.4 – 4.5).
В таблице 4.1 показаны результаты расчетов для существующих и новых газотранспортных систем агрегированной расчетной схемы24. Анализ результатов расчетов показывает необходимость строительства новых МГ, они представлены в таблице 4.2.
Определены наиболее загруженные и эффективные маршруты поставки газа: «центральный ход» (Надым – Игрим – Н. Тура – Агрызская – Помары – Починки – Алгасово – Елец – Курск); «северный ход» (Игрим – Ухта – Сыктывкар – Грязовец – Торжок – Смоленск) и второй «центральный ход» (Помары – Н.Новгород – Москва – Калуга – Брянск). Потоки газа по перечисленным направлениям обусловлены прохождением по ним основного объема газа для внутренних целей и на экспорт.