CC BY
19_ИННОВАЦИОННАЯ ЭКОНОМИКА: ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ, №5 (55), 2021 33
1. Душкина М. Р. PR и продвижение в маркетинге: коммуникации и воздействие, технологии и психология // СПб. - 2016. - С. 94.
2. Кот Д. Г. E-mail маркетинг. Исчерпывающее руководство // Манн, Иванов и Фер-бер. - 2013. - С. 10.
3. Лавриненко Я. Б. Разработка механизма повышения эффективности продвижения товаров и услуг на рынке недвижимости посредством сети интернет // Воронеж: ВГУ. -2012. - С. 11.
4. Чибикова Т. В. Понятие, сущность и структура рынка недвижимости // ОНВ. -2015.- С. 190-195.
5. Social and Economical Aspects of Advertising [Электронный ресурс] // URL: https://www.managementstudyguide.com (Дата обращения: 20.05.2021).
Buryak Natalya Yurievna, PhD in Cultural Studies
Non-governmental accredited non-profit making educational institution of higher education «The Academy of marketing and social information technologies- IMSIT» (the city of Krasnodar)
MODERN TRENDS OF COMMUNICATION DEVELOPMENT IN THE REAL ESTATE SECTOR
Abstract: The article discusses the main features of the market. Also in the work of this analysis there are a number of reasons responsible for the change in the structure of the complex of communications in the real estate market towards the prevalence of online communications, their various tools, which in essence demonstrate all the advantages of the Internet platform for advertising real estate agents and implementing the process of promoting real estate objects.
Keywords: advertising communication, real estate market, real estate agencies, the global Internet, tools for promoting goods and services, real estate objects.
DOI: 10.47581/2021/PS92/IE.5.55.05 СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ КАК АЛЬТЕРНАТИВА ТРАДИЦИОННЫМ ВИДАМ ТОПЛИВА НА ОБЪЕКТАХ МО РФ Бъядовский Дмитрий Александрович, к.э.н., старший научный сотрудник Научно-исследовательский институт (военно-системных исследований МТО ВС РФ), г. Санкт-Петербург, Россия (e-mail: dimon-bda@yandex.ru) Руденко Алексей Евгеньевич, к.э.н., старший научный сотрудник Научно-исследовательский институт (военно-системных исследований МТО ВС РФ), г. Санкт-Петербург, Россия (e-mail: rudenko.ru.76@mail.ru) Мельников Илья Александрович, оператор научной роты, Научно-исследовательский институт (военно-системных исследований МТО ВС РФ), г. Санкт-Петербург, Россия
В данной статье раскрываются особенности применения сжиженного природного газа (СПГ) в качестве альтернативы традиционным видам топлива на объектах инфраструктуры МО РФ, проводится оценка эко-
34 ИННОВАЦИОННАЯ ЭКОНОМИКА: ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ, №5 (55), 2021_
номической эффективности использования СПГ по сравнению с базовым видом топлива.
Ключевые слова: сжиженный природный газ (СПГ), дизельное топливо оценка экономической эффективности, газодизельные энергоустановки, период окупаемости.
Площадь России составляет 17,1 млн. км2 и это накладывает отпечаток на структуру размещения населения, городов и в том числе объектов военной инфраструктура на территории страны. В свою очередь это влечет за собой проблемы в обеспечении удаленных объектов различными видами ресурсов, в том числе энергетическими.
На территории России, даже в районах с развитой электроэнергетической системой, есть значительное количество мелких изолированных потребителей, энергоснабжение которых осуществляется от автономных энергоисточников. К этой категории относятся воинские части и гарнизоны, расположенные в труднодоступных и удаленных районах.
Энергообеспечение объектов военной инфраструктуры в местах постоянной и временной дислокации, как правило, осуществляется на базе существующих систем энергоснабжения данного региона с широким использованием местных (районных, областных, региональных, государственных) сетей. В случае их отсутствия энергоснабжение объектов осуществляется от автономных источников энергии.
В большинстве случаев энергоснабжение осуществляется от различных источников: по теплу - от котельных, по электроснабжению - от электростанций.
Объекты Министерства обороны, в основном, обеспечиваются электроэнергией от государственных энергосистем и линий электропередачи других ведомств, но часть их обеспечивается электроэнергией от собственных автономных электрических станций различной мощности.
В удаленных от централизованных систем энергоснабжения применяют различные системы, так, например энергоснабжение военного городка «Северный клевер» обеспечивается современной котельной и мощной дизельной электростанцией, работающих на жидком топливе.
Основными источниками теплоты в системах теплоснабжения военных городков и объектов МО РФ являются котельные, условно подразделенные на котельные низкого давления (КНД) и среднего давления.
Ручное обслуживание твердотопливных котлов способствует снижению надежности работы котлов и вспомогательного оборудования, т.к. 95% рабочего времени кочегар занят тяжелым физическим трудом и, практически, лишен возможности должным образом контролировать и управлять работой оборудования.
Тяжелый труд и неудовлетворительные санитарно-гигиенические условия работы в твердотопливных котельных с ручным обслуживанием вынуждают иметь в котельных и периодически привлекать к работе в них большое количество людей и дополнительной техники.
_ИННОВАЦИОННАЯ ЭКОНОМИКА: ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ, №5 (55), 2021 35
Следует отметить также и вредное воздействие твердотопливных КНД на окружающую среду запыленными продуктами сгорания, шлаком и топливом, которые хранятся на необорудованных площадках, и производственными сточными водами, что вызывает серьезные претензии природоохранных органов. Кроме того, техническое состояние и эксплуатация этих котельных, обеспечивающих около 86% объектов МО, далеко несовершенны. Это, прежде всего, выражается значительной численностью обслуживающего персонала низкой квалификации и, как результат, высоким, нестабильным уровнем себестоимости выработки теплоты. Экономия топлива на таких объектах МО достигалась не за счет качественного улучшения систем теплоснабжения, а, как правило, за счет недоотпуска ее потребителю.
Основное электрообеспечение объектов военной инфраструктуры осуществляется от государственных энергосистем и линий электропередачи других ведомств, но объекты удаленные от централизованных систем электроснабжения обеспечиваются электроэнергией от собственных автономных электрических станций различной мощности работающих как на жидком, так и на твёрдом топливе.
Сегодня в автономной системе энергоснабжения военных объектов преобладающими источниками электрической энергии являются энергоустановки (ЭУ) на базе поршневых ДВС (ЭУ с ПДВС). По данным Минэнерго России, из 49 тыс. малых электростанций России более 47 тыс. имеют в своем составе ЭУ с ПДВС, причем 90% из них являются дизельными (ДЭС) [1].
Широкое применение электростанций с дизельными ДВС (ДЭС) определяется рядом важных их преимуществ перед другими типами электростанций:
высокий кпд (до 0,35...0,4) и, следовательно, малый удельный расход топлива (240.260 г/кВт-ч);
быстрота пуска (единицы - десятки секунд), полная автоматизация всех технологических процессов, возможность длительной работы без технического обслуживания (до 250 ч и более);
малый удельный расход воды (или воздуха) для охлаждения двигателей; компактность, простота вспомогательных систем и технологического процесса, что позволяет обходиться минимальным количеством обслуживающего персонала;
малая потребность в строительных объемах (1,5.2 м /кВт), быстрота строительства зданий электростанции и монтажа оборудования (степень заводской готовности 0,8.0,85);
возможность блочно-модульного исполнения электростанций, сводящая к минимуму строительные работы на месте применения.
Главными недостатками ДЭС являются высокая стоимость дизельного топлива и ограниченный, по сравнению с электростанциями централизованных систем, срок службы (ресурс).
В последние годы в малой энергетике как в мире, так и в России все большее распространение получают газодизельные и газо-поршневые энергоустановки работающие на природном газе.
Наряду с высокой экономичностью газо-поршневые энергоустановки обладают хорошими экологическими характеристиками, поскольку состав выхлопных газов у них отвечает самым строгим мировым экологическим стандартам. При использовании газа также существенно увеличивается ресурс ДВС [1].
Перевод существующих электрических, отопительных и промышленных энергоагрегатов на природный газ, помимо прямого экономического эффекта и существенного снижения токсичных выбросов, дает широкие возможности для автоматизации процесса горения. Среднеэксплуатационный КПД энергоустановок при установке автоматики увеличивается на 4-5% и устойчиво поддерживается в интервале нагрузки 50-100%.
В последнее время наблюдается тенденция к интенсификации применения природного газа в МО РФ, так например по одному из военных округов планируется до 2024 перевести на природный газ более 69 энергостанций.
При этом необходимо отметить, что традиционный путь газификации природным газом основывается на развитии существующей системы трубопроводного газоснабжения. Очевидно, что ее экстенсивное развитие в зонах с малыми и далеко расположенными потребителями, характерным примером которых являются военные городки, неэффективно, поскольку связано с огромными капитальными затратами на прокладку газопроводов и значительными эксплуатационными расходами на транспортировку газа эти способом. Подача сетевого газа на объекты МО производится только в том случае, если военные городки или объекты находятся в зоне магистральных газопроводов.
Одним из эффективных вариантов комплексного капитального ремонта, нового строительства энергоустановок взамен устаревшим или их техническое перевооружение является перевод объектов энергообеспечения на альтернативные виды энергоносителей (виды топлива), одним из которых является - сжиженный природный газ (СПГ).
Отметим, что в процессе организации доставки природного газа использование СПГ может рассматриваться и как временный способ газификации объектов Министерства обороны РФ, включенный в план трубопроводной газификации. После прокладки газопровода криогенное оборудование для СПГ может быть перемещено на новое место. При расстоянии от магистрального газопровода до потребителя более 40 км приведенные затраты на газоснабжение таких объектов с помощью СПГ оказывается ниже, чем для сетевого варианта.
Организационной основой для применения СПГ в Вооруженных Силах и на объектах Министерства обороны является утвержденная в 1999 г. на федеральном уровне «Концепция освоения СПГ в качестве энергоносителя
_ИННОВАЦИОННАЯ ЭКОНОМИКА: ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ, №5 (55), 2021 37
в отраслях хозяйства РФ» а также ряд Федеральных законов [2, 3, 5], а также Указ Президента РФ от 13 мая 2019 г. № 216 «Об утверждении Доктрины энергетической безопасности Российской Федерации» [4] в которой отдельными пунктами прописано [4]:
Задачами по совершенствованию территориально-производственной структуры топливно-энергетического комплекса с учетом необходимости укрепления единства экономического пространства Российской Федерации являются:
а) развитие инфраструктуры и объектов топливно-энергетического комплекса Восточной Сибири, Арктической зоны Российской Федерации, Дальнего Востока, Северного Кавказа, Крыма и Калининградской области;
в) развитие внутреннего рынка сжиженного природного газа в целях обеспечения энергетической безопасности территорий, удаленных от Единой системы газоснабжения.
В Концепции дается определение основных направлений работ по применению СПГ. Она отмечает экономические, технологические и экологические преимущества СПГ по сравнению со сжиженным углеводородным газом (СУГ) компримированным природным газом (КПГ) в энергетике и коммунальном хозяйстве.
Структурная схема применения СПГ для энергообеспечения объектов военной инфраструктуры отображена (см. Рисунок 1).
Транспорт на СПГ
Потребители холода
Централизованный вариант производства тепловой и электрической знергии
Комбинированный вариант производства тепловой и эл ектрич еской эн ергии
'-*-N
Децентрализованный вариант производства
тепловой и электрической энергии
Рисунок 1 - Схема газификации военных объектов с применением СПГ
38 ИННОВАЦИОННАЯ ЭКОНОМИКА: ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ, №5 (55), 2021_
При выбора вида энергообеспечения на сегодняшний день экономический фактор является доминирующим при принятии решения о применении того или иного энергоресурса. Поэтому решая задачу о переходе на альтернативный вид топлива необходимо определить ряд экономических параметров для оценки эффективности выбора вида топлива. Экономический эффект также является определяющим при принятии управленческих решений по модернизации объекта энергообеспечения в рамках комплексного капитального ремонта, нового строительства или технического перевооружения каждого объекта энергообеспечения Минобороны России. То есть необходимо произвести сравнение экономической эффективности при сопоставлении вариантов энергообеспечения рассматриваемых объектов.
Как правило, перед тем как вложить свои финансовые средства коммерческие организации обязательно занимаются мониторингом направления потенциального вложения средств, чтобы выяснить, спустя какое время после вложения они начнут получать ощутимую прибыль. Также и для МО РФ необходимо провести оценку экономической эффективности использования того или иного вида топлива
Определение периода окупаемости затрат - это один из самых легких и быстрых способов оценки проекта. Для расчета этого показателя достаточно знать общий объём денежного потока по проекту. При выборе между несколькими инвестиционными проектами к реализации принимается тот, у которого срок окупаемости будет наименьшим. Данный способ оценки наглядно показывает эффективность внедрения, определяет сроки после которых предприятие (организация) начнет получать прибыль от замены вида топлива. При этом - данный показатель характеризует время, за которое деньги, потраченные на приобретение энерооборудования, возвратятся в полном объёме за счет его использования, по сравнению с применением других видов энергоресурсов.
В качестве практического примера оценки экономической эффективности применения СПГ, с использованием показателя периода окупаемости затрат, рассмотрим котельную расположенную г. Мурманск. Исходные данные сведены в табличную форму (см. Таблица 1).
Таблица 1 -Данные объекта и анализ годового потребления _традиционного вида топлива_
Мар Расход Выработка ТЭ за 2020, Гкал Кал-сть Стоимость топлива на объ- Стоимость
Наименование объекта ка топ- топлива в топлива, екте потребления, топлива в год,
лива год ккал/к руб./тонну тыс. руб
тонн г
Мурманск Ф-5 1817 18889 9150 456001 82855
В качестве источника топлива, принят завод СПГ в г. Высоцк, Выборгского района, Ленинградской области. Доставка СПГ в г. Мурманск рассматривается автомобильным транспортом.
Исходя из требуемой мощности котельной расчетный объем потребления СПГ составит (см. Таблица 2).
Таблица 2 -Данные эквивалентного потребления СПГ
Рас- Пиковое потребление газа, нм3/ч Суточный Расход в Цена топлива на Стоимость топлива в год, тыс. руб
Наименование объекта стояние от Вы-соцка, км пиковый расход СПГ, м3/сут эквиваленте СПГ, т/год объекте потребления, СПГ 1 руб./кг.1
Мурманск 1400 380 15,3 1 437 38,6 55468
Таблица 3 - Затраты на приобретение автомобильной техники,
приобретение СПГ его доставку и регазификацию
МАКРОПАРАМЕТРЫ Ед.изм. итого Период, год
2021 2022 2030
Рублевая инфляция % - 104% 104% 104%
коэф. - 1,04 1,08 1,48
Объемы Ед.изм.
Объем реализации кг 14 370 052 1 437 005 1 437 005 1 437 005
Цена покупки СПГ с завода руб/кг - 20,4 22,3 32,0
СТОИМОСТЬ АВТОТРАНСПОРТА ед.изм.
Стоимость цистерны руб/ед - 20 794 567 21 628 487 29 599 530
Стоимость тягача руб/ед - 8 923 729 9 280 678 12 701 249
ЗАТРАТЫ руб 690 141 439 55 300 575 59 846 018 82 009 184
Покупка СПГ с завода руб 382 475 637 29 654 563 32 354 391 46 405 109
СЕБЕСТОИМОСТЬ ТРАНСПОРТИРОВКИ руб/кг - 18,4 19,3 24,4
СЕБЕСТОИМОСТЬ РЕГАЗИФИКАЦИИ руб/кг - 7,1 7,7 8,3
СЕБЕСТОИМОСТЬ С УЧЕТОМ СПГ руб/кг - 46,3 49,5 64,9
Согласно расчетным данным максимальный требуемый расход газа для
3
котельной в г. Мурманск составит 380 нм /ч (348 кг/ч), С учетом имеющейся транспортной системы расстояние от завода СПГ (г. Высоцк) до объекта хранения СПГ в г. Мурманск принято 1400 км.
В качестве оборудования применяется: испаритель наддува атмосфер-
3
ный ^=200 нм /ч, 1 шт.), емкости хранения СПГ (криогенный резервуар
33
У=60 м , Рраб.=0,6 Мпа, 2 шт.), испаритель атмосферный ^=686 нм /ч, 2 шт.), нагреватель электрический (N=18 кВт, 1 шт.), емкость дренажная (У=5 м , Рраб.=0,07 Мпа, 1 шт.), баллон азота (У=12 л, Рраб.=9,8 Мпа, 5 шт).
Затраты на приобретение автомобильной техники, приобретение СПГ его доставку и регазификацию представлены (см. Таблица 3).
Таблица 4 - Расчет капитальных затрат возведения блочно-модульной ко-
тельной котельной на СПГ
№ п/п Наименование работ Всего, стоимость, тыс.руб
1 Стоимость проектно-изыскательских работ (ПИР) 15 000
2 Котельная
2.1 Сметная стоимость строительно-монтажных работ в том числе: 7 113,09
Строительные работы 3 326,76
Монтажные работы 2 121,82
Сети электрические и заземление 450,01
Наружные сети водоснабжения (подземная прокладка) Д=108 мм, Ь-2* 140=280м 818,35
Наружные сети канализации (самотечные, подземная прокладка) Д=110 мм, Ь-6м; Д=160 мм, Ь=10м 71,71
Наружные сети паропровода (подземная прокладка) Д=133х4 мм, Ь-50м 324,43
2.2 Стоимость основного технологического оборудования в том числе (Котельная паровая блочно-модульная, в том числе проектные работы в границах котельной (1 шт.)) 35 514,40
Итого по разделу 2 (котельная), тыс. руб. 42 627,48
3 Система хранения подачи и регазификаци
3.1 Сметная стоимость строительно-монтажных работ в том числе: 36 871,81
Ёмкость СПГ, У-60 м3 (2 шт.) 3 883,41
Площадка слива СПГ с автоцистерны 945,04
Площадка испарителя 962,79
Площадка регазификации СПГ 4 353,27
Рампа разрядная на 5 баллонов азота 22,34
Ёмкость дренажная, У-5м3 125,50
Мачта освещения, ПМС-24 1 957,05
Молниеотвод (2 шт.), Н-23м 644,11
Сети инженерные 23 978,29
3.2 Стоимость основного технологического оборудования в том числе: 48 183,16
Рампа разрядная на 5 баллонов азота 563,16
Стационарная вертикальная двухооболочечная емкость хранения СПГ объемом 60 м3 (2 шт.) 40 415,64
Испаритель атмосферный продукционный ИС-0860-С (2 шт.) 1 400,21
Нагреватель электрический во взрывозащищенном исполнении 1 359,03
Ёмкость дренажная объемом 5 м3 209,13
№ п/п Наименование работ Всего, стоимость, тыс.руб
Система управления технологическими процессами 3 809,97
Испаритель атмосферный продукционный ИС 0280-С (1 шт.) 426,03
Итого по разделу 3, тыс. руб. 85 054,97
Всего, тыс. руб. 142 682,45
Расчет капитальных затрат при возведении новой блочной котельной на СПГ выполнен в укрупненных показателях (см. Таблица 4).
Основными показателями энергетической установки является удельный расход топлива. В связи с расчетами, произведенными ранее и в соответствии с данными (см. Таблица 1, Таблица 2), получаем годовой расход топ-лива^бд базовый вид топлива, QC<ПГ СПГ) энергетической установки: Qбaз = 1817, тонн флотского мазута Ф5 QC<Пдг = 1437, тонн СПГ
Стоимость (С !юд) работы энергетической установки по топливной составляющей в год, составит:
= QSS • Стаозп = 1817 • 45600 = 82855,2, тыс. руб.
СТод = QбП3 • сТоО = 1437 • 38600 = 55468,2, тыс. руб. где Стоп - стоимость / топлива, руб./кг(м3).
Годовая экономия на топливе:
АСЭ°д = сбод - Сс°- = 82855,2 - 55468,2 = 27387, тыс. руб
В соответствии с исходными данными и расчетами (см. Таблица 3 и
Таблица 4) капитальные затраты (С^б - величина капитальных вложений на приобретение ]-го энергетического оборудования) составит: для приобретения оборудования работающего на СПГ Со0г'=180005,96 тыс. руб., а для работающего на базовом топливе Собр =53055,4 тыс. руб.
Таким образом, срок окупаемости разницы в стоимости капитальных вложений при реконструкции при базовом и альтернативном варианте с использование СПГ составит:
тспг Со^-Сб? 180005,96-53055,4 126950,56 . ,
Тосп = год =-:-- =-— = 4,6, года
ок дсэкд 27387 27387
Получается, что срок окупаемости разницы капитальных вложений при переходе на СПГ позволяет окупить себя в течении 4,6 лет.
Для того чтобы оценить период полной окупаемости капитальных вложений, при переходе с базового вида топлива на СПГ, который составит:
Тспг. = = 180005,96 = 6 8 лет
Ток " дсэокд " 27387 0,0, лет
Таблица 5 - Сравнение сроков окупаемости вариантов котельных при использовании базового и альтернативного топлива
Год.-я Период год
Наименование объекта Вид топлива Кап.-е затраты, тыс. руб. Год.-е потр.-е, тонн/го д Себ.-сть топлива на объекте руб./тонна стои.-сть топлива тыс. руб. 2021 2022 ... 2031
Мур- Ф-5 53055,40 1817 45600 82855,2 82855, 2 165710 ,4 911407, 2
манск СПГ 180005,96 1437 38600 55468,2 55468, 2 110936 ,4 610150, 2
Разница стоимости 126950,56 380 7000 27387 27387 54774 301257
Ш1 ^01! 2Юй
11.и:: | ;; ч:чг1и
Разница ешимосш
Срок окупаемости для раяницы затрат на оборудование Время окупаемости -:;п]';п на оборудование СПГ -1кш.1 м;1:\ 11- .
— СПГ
Рисунок 2 - Графическое сравнение сроков окупаемости вариантов котельных при использовании базового и альтернативного топлива для объекта в г. Мурманск
Для более наглядного отображения полученных расчетов сведем эти данные в таблицу (см.
Таблица 5) и приведем графическое построение результатов расчета (см. Рисунок 2).
Таким образом мы видим из полученных результатов, что при высоких капитальных вложениях в систему играет первоочередную роль такой показатель как величина срока окупаемости капитальных затрат. Данная ве-
_ИННОВАЦИОННАЯ ЭКОНОМИКА: ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ, №5 (55), 2021 43
личина показывает сроки через которые предприятие(организация) окупит свои вложения и начнет получать прибыль по сравнению с базовым вариантом энрегообеспечения. В нашем примере оценки экономической эффективности применения СПГ окупаемость затрат при переходе на новый вид топлива наступает через 6,8 лет.
Внедрение СПГ, как одного из видов альтернативного топлива, в энергообеспечение военных городков позволяет решать эту проблему энергоснабжения комплексно, с комбинированным производством электроэнергии, тепла и холода, с использованием газа для бытовых нужд, с резким повышением экономических и экологических показателей и с широким использованием для транспортировки энергии существующих в военных округах путей сообщения (автодорожных, железнодорожных, речных, морских и воздушных). Список литературы
1. Аверьянов В.К., Карасевич А.М., Сайданов В.О. и др. Системы малой энергетики: современное состояние и перспективы развития. Т.1,2 Москва ИД "Страховое Ревю" , 2010
2. Указ Президента РФ от 07.05.95 г. № 472 Об основных направлениях энергетической политики и структурной перестройки топливно-энергетического комплекса РФ на период до 2020 года. М., Собрание законодательства РФ. 1995.
3. Федеральный закон от 31 марта 1999 г. №69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» (с изменениями от 22 августа 2004 г.). Принят Государственной Думой 12 марта 1999 г. Одобрен Советом Федерации 17 марта 1999 года.
4. Указ Президента РФ от 13 мая 2019 г. № 216 "Об утверждении Доктрины энергетической безопасности Российской Федерации" Сайт Правительства. - URL: http://government.ru/info/16580/ (Дата обращения: 05.08.2019)
5. Энергетическая стратегия России до 2020 г. М.: 2010.
Byadovsky Dmitry Alexandrovich, Candidate of Economics, Senior Researcher
Scientific Research Institute (Military System Research of the MTO of the Armed Forces of the Russian Federation), St. Petersburg, Russia (e-mail: dimon-bda@yandex.ru) Alexey E. Rudenko, Ph.D. in Economics, Senior Researcher
Scientific Research Institute (Military System Research of the MTO of the Armed Forces of the Russian Federation), St. Petersburg, Russia (e-mail: rudenko.ru.76@mail.ru)
Melnikov Ilya Alexandrovich, operator of the scientific company,
Scientific Research Institute (Military System Research of the MTO of the Armed Forces of the Russian Federation), St. Petersburg, Russia
LIQUEFIED NATURAL GAS AS AN ALTERNATIVE TO TRADITIONAL FUELS AT THE FACILITIES OF THE MINISTRY OF DEFENSE OF THE RUSSIAN FEDERATION
This article reveals the features of the use of liquefied natural gas (LNG) as an alternative to traditional fuels at infrastructure facilities of the Ministry of Defense of the Russian Federation, an assessment of the economic efficiency of using LNG in comparison with the base fuel is carried out.
Keywords: liquefied natural gas (LNG), diesel fuel economic efficiency assessment, gas-diesel power plants, payback period.
