Север и рынок. 2025, № 4.

СЕВЕР И РЫНОК: формирование экономического порядка. 2025. № 4. С. 169-181. Sever i rynok: formirovanie ekonomicheskogo poryadka [The North and the Market: Forming the Economic Order], 2025, no. 4, pp. 169-181. ИННОВАЦИИ В ЭКОНОМИКЕ СЕВЕРНЫХ И АРКТИЧЕСКИХ РЕГИОНОВ Рис. 3. Модели распределения напряжений на газопроводе диаметром 1 420 мм, толщина стенки 19 мм, длина пролета 60 м, нагрузка трубопровода 590 кН, температура грунта 10 °С, тип грунта — суглинок: а — при условии применения традиционной опоры (по шкале максимальное напряжение вблизи фиксации опоры оранжевым цветом 188 МПа); б — при условии применения предложенной опоры (по шкале максимальное напряжение вблизи фиксации опоры желтым цветом 19 МПа) Такое комплексное моделирование не только повышает точность инженерных расчетов, но и существенно снижает риски аварийных ситуаций, а также позволяет заранее выявлять потенциально опасные участки трубопровода. Более того, оно дает возможность сравнивать эффективность различных конструктивных решений без необходимости проведения дорогостоящих натурных испытаний в суровых климатических условиях Арктической зоны, что в конечном итоге способствует оптимизации затрат на строительство и эксплуатацию трубопроводных систем [23; 24]. Для целесообразности внедрения данной инновационной технологии представлена оценка показателей технико-экономической эффективности ее применения в строительстве трубопроводов в Арктической зоне РФ. Расчет осуществляется исходя из сравнения эксплуатационных и капитальных затрат на строительство опорных конструкций линейного участка надземных магистральных нефтегазопроводов, а также затрат на аварии традиционных и разработанных опор. Также представлены затраты на термостабилизаторы, которые не оправдали свою эффективность при сильных пучениях грунта [25; 26]. Для вычислений нам потребуются следующие данные: ключевая ставка Банка России 21 %; прогноз темпа инфляции Правительства Российской Федерации на 2025 г. 7 %; безрисковая ставка дисконтирования 13 %; исходя из данных Постановления Правительства Российской от 22 ноября 1997 г. № 1470, поправка на риск проекта (R) в случае финансовых вложений в исследования и инновации (очень высокий риск) составляет 19 %, тогда ставка дисконтирования — 32 % [27-29]. Также, чтобы учесть общую экономию затрат, включая эксплуатацию и сооружение опорных конструкций трубопроводов за 1 год эксплуатации при условии, что в некоторых случаях обслуживание не будет ежегодным (табл. 1), предлагается брать в расчет снижение вероятности отказа нефтепровода и газопровода на 27,4 % и экономические риски ущерба от аварии, представленные в табл. 2 [30-35]. Экономия на одном линейном участке при использовании инновационной опоры (4,325 млн руб. против 4,625 млн руб. у традиционной) достигается за счет исключения дорогостоящего ремонта (экономия 2 млн руб.) и сокращения частоты обслуживания (один раз в три года вместо ежегодного, что за 10 лет экономит ~225 тыс. руб. для одного участка), что достигается благодаря железобетонному клину, снижающему нагрузку на конструкцию и предотвращающему аварийную ситуацию. Стоит также сказать, что в дальнейших расчетах NPV в разделе капитальных затрат сумма равна 4,300 млн руб. Расчеты из табл. 2 показывают, что аварии на газопроводах (637 млн руб.) обходятся значительно дороже, чем на нефтепроводах (437 млн руб.), в основном из-за более высоких экологических штрафов (300 млн против 140 млн руб.) и потерь продукта. При этом капитальные затраты на ремонт и рекультивацию для обоих типов трубопроводов одинаковы (257 млн руб.), тогда как эксплуатационные расходы на газопроводах вдвое выше (380 млн против 180 млн руб.). Наибольшую долю в затратах составляют экологические платежи (32 % для нефти и 47 % для газа) и потери продукта, что указывает на необходимость разработки технологии с возможностью безаварийной работы при эксплуатации нефтегазопроводов в условиях морозного пучения грунтов, сохраняющей устойчивость, особенно для газопроводов. © Батыров А. М., Ильинский А. А., Красников А. А., 2025 172