CC BY
42МЕТОДИЧЕСКИМ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ ЭКОНОМИЧЕСКОМ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЛОКАЛЬНЫХ ПХГ
УДК 330+622.691.24
Н.М. Бачурина, к.э.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), n_bachurina@vniigaz.gazprom.ru Е.А. Мельников, К.Г.-М.Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», eamelnikov@vniigaz.gazprom.ru М.А. Саркисова, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», m_sarkisova@vniigaz.gazprom.ru
Статья посвящена актуальной теме создания методического подхода к оценке экономической эффективности эксплуатации локальных подземных хранилищ газа. Необходимость выработки методического подхода связана со специфическими условиями работы Единой системы газоснабжения: закачка и отбор газа могут проводиться вне зависимости от времени года или не проводиться вовсе по климатическим или технико-экономическим причинам. Приведена оценка экономической эффективности нескольких сценариев эксплуатации подземного хранилища с активным объемом не более 100 млн м3 газа, каждый из которых предполагает дополнительные капитальные вложения и эксплуатационные затраты. Экономическая эффективность эксплуатации подземных хранилищ газа оценивается по изменяющимся процессам производственно-хозяйственной деятельности в виде реальных денежных потоков: инвестиционного, операционного, финансового. При отрицательном результате чистого денежного дохода следует выбирать вариант с наименьшим значением чистого денежного дохода, представляющий минимум отрицательного значения эффекта.
На графиках приведены капитальные вложения по сценариям эксплуатации подземных хранилищ газа. Для сравнения вариантов предлагается методический подход к расчету удельных показателей экономической эффективности на хранение 1000 м3 активного объема газа в подземном хранилище газа за расчетный период.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА, АКТИВНЫЙ ОБЪЕМ ГАЗА, СУТОЧНАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ, КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ, ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ, СНИЖЕНИЕ УДЕЛЬНЫХ ЗАТРАТ, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ.
В основу оценки экономической эффективности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) положены изменяющиеся процессы производственно-хозяйственной деятельности в виде реальных денежных потоков (ДП), которые обычно представляются суммой трех потоков: инвестиционного, операционного, финансового. Назначение и распределение денежных потоков при эксплуатации ПХГ проводится по различным направлениям.
Инвестиционный ДП возникает в процессе производственной деятельности, если необходимо приобретение основных средств, бурение дополнительных скважин и др. В этом случае разрабатывается инвестиционный проект или несколько проектов дальнейшего развития.
При распределении средств в ПАО «Газпром» для принятия решения о финансировании инвестиционных проектов одним из критериев выступает внутренняя норма рентабельности, или внутренняя норма доходности (ВНД). Этот показатель дает возможность сравнить прибыльность проекта создания и эксплуатации ПХГ с альтернативной стоимостью капитальных вложений, принятой в отрасли.
Для расчетов показателя ВНД принимаются требования по доходности инвестиций, когда значение данного показателя соответствует или превышает 12 % [1, 2]. В проектах с более низкой ВНД по сравнению с установленным уровнем решение о финансировании принимается, исходя из технологической необходимости
(например, обеспечение надежности газоснабжения и безопасности эксплуатации объекта) [3].
Операционный ДП представляет текущие затраты, изменение которых связано с производственной деятельностью (хранение, закачка и отбор газа) Общества, осуществляющего эксплуатацию ПХГ (ООО «Газпром ПХГ»). Структура операционных ДП практически стандартна для всех ПХГ. Вместе с тем величина значений при распределении затрат не постоянна.
Распределение затрат на эксплуатацию ПХГ нацелено на определение экономически обоснованной величины затрат, необходимых ООО «Газпром ПХГ» и его филиалам (региональным управлениям подземного хранения газа) в текущем периоде для оказания услуг по хранению газа [4-6].
N.M. Bachurina, Candidate of Sciences (Economics), Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian Federation),
n_bachurina@vniigaz.gazprom.ru
E.A. Melnikov, Candidate of Sciences (Geology and Mineralogy), Gazprom VNIIGAZ LLC,
eamelnikov@vniigaz.gazprom.ru
M.A. Sarkisova, Gazprom VNIIGAZ LLC, m_sarkisova@vniigaz.gazprom.ru
Methodological approach to the estimation of the economic efficiency of operation of local underground gas storage facilities
The article considers the relevant topic of development of the methodological approach to assessment of the economic efficiency of operation of local underground gas storages facilities. The need to develop a methodological approach is associated with the specific operation conditions of the Unified Gas Supply System: gas can be injected and withdrawn regardless of the season or not at all for climatic or technical and economic reasons.
The assessment of the economic efficiency of several scenarios for the operation of the underground storage facility with active volume of no more than 100 million m3 of gas is presented, each of scenarios implies additional capital investments and operation costs. The economic efficiency of the operation of underground gas storage facilities is assessed by the changing processes of production and business activities in the form of real cash flows: investment, operational, and financial. With a negative result of net cash income, the option with the lowest net cash income representing the minimum negative effect value should be chosen.
The diagrams show capital investments for operation scenarios of underground gas storage facilities. The methodological approach is proposed for the options comparison for calculation of specific indicators of economic efficiency for storing of the active gas volume of 1000 m3 in the underground gas storage facility during the accounting period.
KEYWORDS: UNDERGROUND GAS STORAGE, ACTIVE GAS VOLUME, DAILY PRODUCTION, CAPITAL INVESTMENTS, OPERATIONAL COSTS, SPECIAL COSTS REDUCTION, ECONOMIC EFFICIENCY.
Изменения операционных затрат в первую очередь зависят от технологических показателей,роста цен и тарифов на отдельные виды материалов и энергии, налоговых и других отчислений.
Финансовый ДП - это банковские операции (кредиты, отчисления в различные бюджетные организации, арендные отношения, выплата амортизации), распределение прибыли, выплата дивидендов и др. Финансовая деятельность отдельного филиала зависит от места подключения к газотранспортной системе, структуры управления.
Суммарное положительное сальдо трех ДП отражает успешное развитие предприятия, а отрицательное сальдо - риск потери прибыли (убытки) и возможную ликвидацию. Отрицательные результаты (отрицательное сальдо) по действующим ПХГ связаны в основном со следующими факторами: заниженные тарифные ставки или их отсутствие; завышенные текущие издержки; изменение режимов закачки и отбора газа (отклонение от проектных по-
казателей); изменения погодных условий; невозможность участия в коммерческой деятельности; инфляционные процессы.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПХГ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ
Современные динамические природно-климатические и геоэкономические (внешние) условия функционирования объектов ПХГ диктуют необходимость предусматривать в проектных технологических документах особый подход при прогнозировании эксплуатации газовой залежи в форс-мажорных обстоятельствах. При этом, как следствие, в последнее время наблюдается некоторый диссонанс между функциональным (проектным) назначением некоторых ПХГ и фактическими условиями работы Единой системы газоснабжения, т. е. закачка и отбор газа могут проводиться вне зависимости от времени года или вообще не проводиться по климатическим или технико-экономическим причинам.Тогда доходная часть, рассчитанная по действующим тарифным ставкам,
не всегда обеспечивает годовые издержки по эксплуатации ПХГ, хотя должна выражаться экономией эксплуатационных затрат как в период отбора газа, так и в период его закачки. Доход от оказания услуг по хранению газа в ПХГ может рассчитываться во времени поэтапно в зависимости от текущих затрат и внесения коррективов в тарифные ставки в течение года. Тарифные ставки должны дифференцироваться в зависимости от региона расположения и равноценных условий получения прибыли, соизмеримой по активной емкости и суточной производительности, чего достичь в последние годы не удается [6, 7].
На действующем объекте ПХГ возможно внедрение мероприятий и решений, направленных на повышение надежности и безопасности при эксплуатации. Перечень этих мероприятий обширен и включает различные виды капитальных ремонтов, исследований, обработок растворами, ликвидацию перетоков, устранение дефектов в скважинах, ликвидацию скважин и др. Данные
со" 700
с_> i! Л s 600
сг о Ф 1С ЕЗ "Ё 500 -— I ■ Ш | ■ 1
1 - си £ Z- та (Л о />00 Щ ■ 1 FR
3 л ё го ° "Й 300
^ CD ш с ц 200
5 i <-> 5 £ — и 2 100
sd- 0 ■
2011 2012 2013 2014 2015
Годы
Years
■ Удельный доход от хранения газа Удельные затраты на хранение газа
Specific income from gas storage Specific costs of gas storage
Рис. 1. Динамика изменения удельных доходов и удельных затрат на услуги хранения газа в ПХГ за период 2011-2015 гг.
Fig. 1. Dynamics of changes in specific incomes and specific costs for gas storage services in the underground gas storage for the period 2011-2015
И
to Ш
о
10
15
20
25
Годы Years
- Сценарий 1 - Сценарий 2 Сценарий 3 Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3
Рис. 2. Изменения годовых эксплуатационных затрат по сравниваемым сценариям эксплуатации Аманакского ПХГ (расчетный период - 25 лет) Fig. 2. Changes in the annual operating costs for the compared operation scenarios of the Amanakskoe undergrouns gas storage (accounting period - 25 years)
мероприятия, как показывает практика, не предполагают какие-то значительные приросты мощностных показателей (активного объема газа и потенциальной суточной производительности). Но для осуществления этих мероприятий и решений потребуются дополнительные капитальные вложения или дополнительные эксплуатационные затраты.
ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПХГ
В качестве подтверждения вышеизложенных тезисов рассмотрим результаты анализа
текущего состояния расходной и доходной частей движения ДП в процессе эксплуатации ПХГ в период 2011-2015 гг.
На рис. 1 приведена динамика изменения удельных доходов и расходов на услуги хранения газа в ПХГ. Превышение доходной удельной составляющей к удельным расходам составляет 3-6 %. При этом положительная тенденция, т. е. превышение доходов над расходами, отмечалась лишь в пяти управлениях подземного хранения газа (Кущевское, Совхозное, Северо-Ставрополь-ское, Касимовское, Пунгинское).
Соотношение превышения доходной части над расходами по этим ПХГ составляет от 10 до 54 %. На остальных объектах за анализируемый период расходы превышали доходы (величина прибыли отрицательная). Особенно большие превышения расходов над доходами отмечаются по объектам ПХГ, относящимся к категории локальных, поскольку у них активная емкость и суточная производительность сравнительно ниже названных ПХГ.
Действующая двухставочная тарифная система не обеспечивает условия «недискриминации» таких ПХГ по сравнению с объектами, обладающими большими мощностными резервами по активной емкости газа и суточной производительности. Расчеты по действующим тарифным ставкам носят условный характер, так как учет выручки (дохода) в разрезе ПХГ не ведется, а распределение доходной части зависит от фактических объемов хранения,закачки и отборов газа.
Отсюда можно полагать, что проведение мероприятий по повышению эффективности эксплуатации ПХГ на локальных объектах заведомо становится невыгодным, поскольку показатели доходности по таким объектам принимают отрицательное значение.
МОДЕЛИРОВАНИЕ СЦЕНАРИЕВ РАЗВИТИЯ ПХГ
Представляется актуальным рассмотреть расчеты различных вариантов развития на примере Аманакского ПХГ (Самарская обл.).
Среди ПХГ Российской Федерации Аманакское ПХГ принадлежит к локальным хранилищам и эксплуатируется более 50 лет. Проектный активный объем газа данного ПХГ составляет 55 млн м3, суточная производительность -0,37 млн м3/сут.
За период эксплуатации проводились мероприятия для поддержания надежности и безопасности Аманакского ПХГ. В настоящее
100 то
Z X "e
80 1 .i
га 'Ë
60 го I— Ш
1
40 J о "1 со
20 HZ ta го OS s
0 s È «* s
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1213 1516171819 20 21 22 23 2425 Годы Years
| Сценарий 1, активный объем газа Scenario 1, active gas volume Сценарий 2, активный объем газа Scenario 2, active gas volume I Сценарий 3 (ликвидация), активный объем газа Scenario 3 (liquidation), active gas volume
— Сценарий 1, накопленный № (эксплуатация и частичная реконструкция)
Scenario 1, accumulated N (operation and partial reconstruction)
Сценарий 2, накопленный N (эксплуатация после уточнения ГРР и реконструкции) Scenario 2, accumulated N (operation after refinement of exploration and reconstruction)
— Сценарий 3, накопленный № (ликвидация) Scenario 3, accumulated N (liquidation)
Рис. 3. Соотношение активных объемов хранимого газа и нарастающих ЧД сравниваемых сценариев дальнейшей эксплуатации Аманакского ПХГ (доходная часть ДП рассчитана по действующим тарифам за хранение газа в ПХГ) Fig. 3. Ratio of active volumes of stored gas and increasing net cash income of compared scenarios of further operation of the Amanakskoe underground gas storage (revenue part of the cash flow is calculated according to the current tariffs for gas storage in the underground gas storage)
время возникла объективная необходимость принять обоснованное решение о дальнейшей эксплуатации, реконструкции или ликвидации этого объекта. Ранее были разработаны несколько проектов по дальнейшей эксплуатации Аманакского ПХГ. Практически были рассмотрены и предложены к реализации варианты эксплуатации Аманакского ПХГ в комплексе с другими ПХГ, входящими в Похвистнев-ское УПХГ, филиал ООО «Газпром ПХГ», и ликвидация объекта. Вышеупомянутые проекты по реконструкции Аманакского ПХГ не были реализованы, поскольку возникли проблемы, связанные с геологическими и технологическими особенностями.
В основе предложений по дальнейшей эксплуатации Аманакского ПХГ использованы данные прошлых проектов и разработаны новые скорректированные варианты, из которых можно выделить три сценария дальнейшей эксплуатации этого объекта:
- сценарий 1 - эксплуатация Аманакского ПХГ в существующем режиме с частичной реконструкцией и выходом на активный объем газа 55 млн м3;
- сценарий 2 - эксплуатация Аманакского ПХГ в режиме с полной реконструкцией и расширением ПХГ на активный объем газа 81 млн м3;
- сценарий 3 - ликвидация объекта.
Хранение и последующая реализация активного газа проектируется в соответствии со сценарным режимом эксплуатации ПХГ. Режим эксплуатации ПХГ по сценарию 1 включает работу в существующем режиме и параллельно разработку ряда проектов по реконструкции,бурению, а также инвестиционный проект и его осуществление.
По сценарию 2 период выхода на проектные показатели возможен после положительных результатов геологоразведочных работ (ГРР) и принятия реше-
ния о дальнейшей эксплуатации объекта. Хранилище практически эксплуатируется только в режиме хранения газа (12 лет). Закачка и отбор не производятся в период исследовательских работ по доразведке структуры. После уточнения геологического строения, получения положительных результатов ГРР предполагается разработка соответствующих проектов дальнейшего развития ПХГ.
Сценарий 3 включает проектные разработки по ликвидации объекта, разгрузку горизонтов с использованием эжектора, ликвидацию скважин и объектов обустройства, наблюдение за ликвидацией.
Режим эксплуатации ПХГ по каждому сценарию направлен в первую очередь на повышение надежной и безопасной работы объекта (включая период ликвидации). Оценка экономической эффективности и выбор наиболее оптимального варианта в соответствии с действующими методами
оценки определяют уровень этих мероприятий в денежном выражении.
Для внедрения мероприятий по повышению надежной и безопасной работы объекта или его ликвидации потребуются дополнительные эксплуатационные расходы, включающие проведение капитальных ремонтов, переобвязку скважин, ликвидацию межколонного давления, проведение геофизических исследований, ликвидацию устаревших для эксплуатации скважин, а также обслуживание вновь пробуренных скважин и др.
Эти затраты могут возникать по необходимости раз в 5-10 лет или ежегодно и привести к росту себестоимости хранения газа в периоды проведения этих работ. Дополнительные годовые затраты по рассматриваемым сценариям оцениваются: 43,84 млн руб. - по сценарию 1; 138,4 млн руб. - по сценарию 2; 89,3 млн руб. - по сценарию 3.
Показатели сравнительной экономической эффективности эксплуатации Аманакского ПХГ (расчетный период - 15 лет)
Indicators of comparative economic efficiency of operation of the Amanakskoe underground gas storage (estimated period - 15 years)
Показатель Indicator Сценарий Scenario
1 2 3
Суммарный активный объем газа, млн м3 Total active gas volume, million m3 761 549 155
Суммарные эксплуатационные затраты, млн руб. Total operating costs, million roubles 1490,4 1505,8 739,8
Удельные затраты на эксплуатацию Эу, руб/тыс. м3 Specific operating costs Эу, roubles/thousand m3 1958,5 2742,8 4773
ЧД, млн руб. Net income, million roubles -1008 -1757 -518,8
ЧДД (при норме дисконта E - 10 %), млн руб. Net cash income (at discount rate E - 10 %), million roubles -594 -696,4 -305,9
Удельный ЧД, руб/тыс. м3 Specific net income, roubles/thousand m3 -1324,6 -3200,4 -3347
Графики прогнозных годовых расходов по сравниваемым сценариям за расчетный период 25 лет представлены на рис. 2.
Для реализации проектов дальнейшей эксплуатации и возможной ликвидации Аманакского ПХГ потребуются капитальные вложения.
В сценарии 1 предусмотрены капитальные вложения в бурение скважин, частичную реконструкцию объектов обустройства (сборный пункт), установку эжектирования. По сценарию 2 в капитальные вложения включены затраты на проведение работ по уточнению геологического строения, бурение скважин (эксплуатационных и вспомогательных), реконструкция объектов обустройства, стоимость дополнительной закачки буферного объема газа (88 млн м3).
Суммарные капитальные вложения по сценариям 1 и 2 (дальнейшая эксплуатация) оцениваются в 278 млн и 968,4 млн руб. соответственно. По сценарию с ликвидацией объекта в капитальные затраты включена стоимость эжекторной установки для осуществления разгрузки горизонтов и дополнительного отбора газа, а также единовременные затраты на демонтаж объектов
обустройства ПХГ и газопроводов, рекультивацию земель после демонтажа. Суммарные капитальные вложения в ликвидацию объекта могут составить 31,3 млн руб.
ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Экономическая эффективность по рассматриваемым сценариям основывается на анализе движения денежной наличности за заданный расчетный период с применением дисконтирования (чистый дисконтированный доход (ЧДД)) и без (чистый доход (ЧД)). Результат ЧД определяется по следующему выражению:
2(Д, - Э, - Н - И, + At) = N,
t=i
Вычисление доходной части согласно утвержденным внутренним расчетным тарифам проводится по следующей формуле:
|[12(ЦТ) + ^ + ВД = Д£, (2)
где V - активный объем газа ПХГ по обустройству, тыс. м3; Тх - ставка за хранение газа, руб/тыс. м3 в мес; ¥з - фактический объем закачки газа, тыс. м3; V - фактический объем отбора газа, тыс. м3; 5зо - ставка за закачку (отбор) газа, руб/тыс. м3 в мес.
Для сценария с ликвидацией ПХГ доходная часть слагается из стоимости реализации газа, отбираемого в результате разгрузки пласта (суммарный объем отбора газа - 40 млн м3), и продажи демонтированных основных средств и оборудования, оцененных в 3,8 млн руб. (металлолом).
Результаты оценки экономической эффективности приведены на рис. 3. По всем сценариям получены отрицательные значения нарастающего ЧД за расчетный период при использовании существующих тарифных ставок.
Для обоснования выбора оптимальности варианта предлагается рассчитывать удельный ЧД Nу на хранение 1000 м3 суммарного резервного активного объема газа в ПХГ за расчетный период.
Формула для вычисления Ыу следующая:
(1) N/2 V = N.
(3)
где Д с - доход от реализации услуг по хранению, закачке и отбору газа на ПХГ, руб.; Эе - годовые эксплуатационные расходы, руб.; Не - налоги, руб.; Ие - капитальные вложения, руб.; А £ - амортизация, руб.; Т - расчетный период, лет; t - шаг периода, год; N - ЧД, руб.
Для вычисления дохода (выручки) от реализации услуг по хранению, закачке и отбору газа по сценариям дальнейшей эксплуатации использованы тарифы на услуги по хранению газа в ПХГ за 2016 г. [6].
Аналогичным образом можно вычислить удельные затраты на эксплуатацию ПХГ Эу за расчетный период по следующей формуле:
(4)
$1-Э-
где Эе - годовые эксплуатационные расходы, руб.
Показатель удельных затрат за расчетный период также позволяет определить для сравниваемых сценарных вариантов минимальный уровень затрат, что влияет на принятие обоснованных реше-
ний при отрицательном сальдо ДП.
В таблице представлены показатели сравнительной экономической эффективности эксплуатации Аманакского ПХГ (расчетный период - 15 лет). Суммарный активный объем (хранение) газа по сценарию 3 составит 155 млн м3, а возможная реализация отобранного газа за период ликвидации только 40 млн м3. Удельный ЧД на прирост суммарного хранимого активного объема газа может составить -3347,0 руб/тыс. м3. Тогда как по сценариям 1 и 2 величина удельного ЧД за тот же расчетный период оценивается в -1324,6 и -3200,0 руб/тыс. м3 соответственно. Кроме того, удельные годовые затраты на проведение ликвидации за тот же период (сценарий 3), оцененные в 4773,0 руб/тыс. м3, в 1,5-2 раза превышают аналогичные показатели по сценариям 1 и 2 (1958,5 и 2742,8 руб/тыс. м3 соответственно). Таким образом, по результатам оценки расчетной эффективности наименее капиталоемкий и реализуемый в более короткие сроки сценарий 3 с наименьшим отрицательным ЧДД (-305,9 млн руб.) не является наиболее оптимальным. Кроме того, могут возрасти затраты на проведение наблюдений за объектом после ликвидации из-за
невозможности полной разгрузки горизонтов от газа.
Для осуществления дальнейшей эксплуатации необходимо проведение доразведки структуры. Проведение ГРР возможно за 2 года. В сценарии 1 эти мероприятия проводятся параллельно с эксплуатацией объекта в обычном режиме, что значительно снижает затраты и уменьшает период выхода ПХГ на активный объем газа - 55 млн м3. В сценарии 2 в период проведения исследований и ГРР закачка и отбор газа не проводятся, активный объем газа законсервирован. Эксплуатация Аманакского ПХГ в обычном режиме в сценарии 2 возобновляется после проведения ГРР и получения положительных результатов, а также после разработки проектов проведения реконструкции с расширением активной емкости до 81 млн м3 и закачкой дополнительного буферного объема газа.
Из сравнительной оценки эффективности возможных сценариев дальнейшей эксплуатации Аманакского ПХГ следует, что развитие ПХГ по сценарию 1 более выгодно по сравнению со сценарием 2.
ВЫВОДЫ
Впервые предложен расчет удельного показателя - удельного ЧД за расчетный период для про-
ведения сравнительных оценок выбора оптимального варианта эксплуатации ПХГ.
Реализация проекта по сценарию 3 (ликвидация), несмотря на минимальное отрицательное значение ЧД, не является оптимальным решением, так как расчетный удельный ЧД более чем в два раза ниже результатов сценариев с дальнейшей эксплуатацией.
Сценарий 1(частичная реконструкция) как наименее рисковый по финансовым потерям может быть рекомендован для разработки проекта дальнейшей эксплуатации ПХГ после проведения исследований по уточнению геологического строения. В то же время следует учитывать, что частичная реконструкция и использование старого фонда скважин в дальнейшем могут привести к увеличению случаев проведения капитальных ремонтов, росту эксплуатационных расходов и возможным аварийным ситуациям.
Сценарий 2 - наиболее надежный и безопасный для эксплуатации (практически обновленный объект), но сравнительно дорогой - следует рассматривать на более отдаленную перспективу с получением положительных показателей экономической эффективности. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений. М.: ОАО «Газпром», 2009. 99 с.
2. Зубарева В.Д. Финансово-экономический анализ проектных решений в нефтегазовой промышленности. М.: Нефть и газ, 2003. 366 с.
3. Р Газпром 058-2009. Оценка эффективности реализации проектов реконструкции. М.: ОАО «Газпром», 2009. 34 с.
4. Методические рекомендации по планированию и калькулированию себестоимости подземного хранения газа (вводятся с 1 января 2007 г.). М.: ОАО «Газпром», 2006. 165 с.
5. Методические рекомендации по планированию и калькулированию себестоимости подземного хранения газа (изменения). М.: ОАО «Газпром», 2008. 54 с.
6. Дополнительный прейскурант № 04-03-28-2016/1. Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ПАО «ГАЗПРОМ». М.: ПАО «Газпром», 2016. 16 с.
7. Р Газпром. Оценка экономической эффективности эксплуатации подземных хранилищ газа в многофункциональных условиях. М.: ОАО «Газпром», 2011. 56 с.
REFERENCES
1. Methodology for Assessment of the Economic Efficiency of Investment Projects in the Form of Capital Investments. Moscow, Gazprom OJSC, 2009, 99 p. (In Russian)
2. Zubareva V.D. Financial and Economic Analysis of Design Solutions in the Oil and Gas Industry. Moscow, Neft i gaz, 2003, 366 p. (In Russian)
3. Recommendations R Gazprom 058-2009. Evaluation of the Effectiveness of the Implementation of Reconstruction Projects. Moscow, Gazprom OJSC, 2009, 34 p. (In Russian)
4. Methodological Recommendations for Planning and Calculations of the Cost of Underground Gas Storage (Introduced from January 1, 2007). Moscow, Gazprom OJSC, 2006, 165 p. (In Russian)
5. Methodical Recommendations on Planning and Calculation of the Cost of Underground Gas Storage (Amendments). Moscow, Gazprom OJSC, 2008, 54 p. (In Russian)
6. Additional Price List № 04-03-28-2016/1. Internal Settlement (Wholesale) Gas Prices and Internal Settlement Tariffs for Gas Transportation and Storage Services for Organizations of Gazprom PJSC. Moscow, Gazprom PJSC, 2016, 16 p. (In Russian)
7. Recommendations R Gazprom. Evaluation of the Economic Efficiency of Operation of Underground Gas Storage Facilities in Multifunctional Conditions. Moscow, Gazprom OJSC, 2011, 56 p. (In Russian)
