Программой газификации ДВР предусмотрена поставка газа на экспорт в страны АТР по единому экспортному каналу ОАО «Газпром». Газ сахалинских месторождений считается одним из основных источников поставок для целей Программы.

Строящийся ОАО «Газпром» с августа 2009 г. газопровод Сахалин - Хабаровск/Китайская граница - Владивосток имеет проектируемую мощность более 30 млрд. м3/год. К 2020 году дополнительный экспортный потенциал Сахалинского шельфа превысит 10 млрд. м3/год при условии удовлетворения спроса на внутреннем рынке. С учетом проектной пропускной способности строящегося газопровода начиная с 2015-2016 гг. весь добываемый сахалинский газ может быть востребован для целей его заполнения.

Таким образом, можно утверждать, что формирование экспортных поставок газа с сахалинских месторождений по газопроводу Сахалин - Хабаровск/Китайская граница - Владивосток произойдет к началу добычи газа Северо-Венинского месторождения.

Для ОАО «Газпром» добавление новых объемов газа для перекачки по трубопроводу увеличивает эффективность эксплуатации транспортной инфраструктуры, а поставщикам позволяет получать экономическую выгоду за счет эффекта масштаба.

Учитывая то, что китайская государственная корпорация «Синопек» является партнером ОАО «НК «Роснефть» в рамках Венинского проекта, можно предположить гарантированный контракт на покупку газа рассматриваемого проекта на границе.

С учетом вышесказанного, для целей настоящей экономической оценки рассмотрены продажи газа на экспорт в Китай с использованием трубопровода ОАО «Газпром». От УКПГ до Боатасино предполагается строительство собственного газопровода, а в Боатасино - врезка в газопровод ОАО «Газпром».

При анализе варианта продажи газа на экспорт в КНР принято, что весь газ будет реализовываться непосредственно с УКПГ, и цена продажи газа уменьшена на экспортную пошлину и тариф на транспортировку газа.

4.6. Прогноз цен на газ

4.6.1. Внутренний рынок России

В настоящий момент цена на газ в ДВР формируется стихийно и носит договорной характер между независимыми продавцом и потребителем.

Правительством РФ осуществляется регулирование ценообразования на газ только в отношении производителей - владельцев и операторов магистральных газопроводов. На территории Сахалинской области на данный момент (кроме строящихся объектов ОАО «Газпром») единственным таким производителем и владельцем магистрального газопровода, поставляющего газ в Хабаровский край, является ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Приказом Федеральной службы по тарифам от 16 октября 2010 г. «Об оптовых ценах на газ, добываемый ОАО «НК «Роснефть» и реализуемый потребителям Сахалинской области и Хабаровского края, и тарифах на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» для независимых организаций» установлены следующие тарифы на газ:

· Для поставок независимым организациям на территории Сахалинской области - 1429 руб. за 1000 м3 (без НДС);

· Для поставок независимым организациям на территории Хабаровского края - 1845 руб. за 1000 м3 (без НДС).

Кроме поставок газа от ОАО «НК «Роснефть» сегодня также осуществляется поставка раннего (попутного) газа в Хабаровский край в рамках проекта «Сахалин-1» (режим СРП) по собственному газопроводу. Однако цена газа для этих поставок регулируется специальным соглашением Правительства РФ и регулирует только взаимоотношения Оператора проекта «Сахалин-1» и ОАО «Хабаровсккрайгаз».

Для оценки варианта продажи газа на внутреннем рынке взят прогноз роста цен на газ на внутреннем рынке, выпущенный МЭРТ России в сентябре 2009 г. Согласно планам Правительства РФ цены на газ будут расти следующим образом: на Сахалине

Таблица 4.3

Изменение цены газа для внутреннего рынка (по отчету МЭРТ)

2009	2010	2011	2012	2013	2014 и далее
100%	126,6%	115,7%	115,1%	112,2%	102,5%

Вышеуказанный прогноз цен на газ и цена, установленная ФСТ России для газа, поставляемого ОАО «НК «Роснефть» с о.Сахалин, является пессимистичным сценарием развития. Данная цена является минимальным официально установленным ценовым ориентиром для реализации газа Северо-Венинского месторождения. Так как Оператор Проекта - ООО «Венинефть» фактически будет являться независимым производителем газа на сахалинском шельфе, и при этом не является владельцем магистральных газопроводов, то цена на газ Северо-Венинского месторождения будет носить договорной характер с конечным потребителем с оплатой стоимости транспортировки газа по магистральному газопроводу.

Фактически основываясь на практике продажи газа на внутреннем рынке (в Хабаровский край) проектом «Сахалин-1», цена продажи газа может быть улучшена в переговорном процессе. Так, например, Комсомольский НПЗ закупает недостающие объемы газа для технологических нужд у ОАО «Хабаровсккрайгаз» по цене 107 долл. США за 1000 м3, что значительно превышает цену ФСТ.

Однако для целей настоящей экономической оценки в качестве основного рассмотрен пессимистический прогноз роста цен на газ - регулируемая цена 2011 года, установленная ФСТ России и индексированная по показателям МЭРТ.

Для варианта поставки газа на внутренний рынок рассматривается тариф на использование газопровода Боатасино - Комсомольск-на-Амуре. На 2011 год для ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» указанный тариф установлен ФСТ России и составляет 342 руб. за 1000 м3 газа (без НДС).

4.6.2. Становление цен на газ в ДВР

Становление цен на газ в ДВР предполагается в две отдельных стадии:

Первая стадия: 2012-2020 гг. Начиная с 2014 года цены на газ начнут расти в соответствии с реальными условиями рынка. Правительство Российской Федерации внедряет «план либерализации газа», направленный на создание за десятилетний срок паритета между ценами на газ в ДВР и в западной части России.

При рассмотрении вопроса о паритете цен «нетбэк» на газ в западной части России и Европе в 2011-2015 гг. Правительство России имеет в виду сложившиеся цены на газ в западной части России на уровне приблизительно 127 долл. США / тыс. м3 (и соответственно 200 - 225 долл. США / тыс. м3 в странах ЕС). Однако на совещании по вопросам энергетики, состоявшемся в марте 2011 года в г. Южно-Сахалинске, Председатель Правительства РФ В.В. Путин высказал совершенно новую позицию Правительства в отношении формирования цены газа в дальневосточном регионе России. И в частности, в отношении Сахалина, по его мнению, справедливая оптовая цена на газ для конечного потребителя должна составлять ориентировочно 140 долларов США за 1000 м3.

В настоящее время осуществляется создание значительной газотранспортной инфраструктуры. Более крупные объемы газа с ДВР направляются на экспорт, что все более способствует привязке цен на внутреннем рынке к ценам в АТР. К концу данного периода цены на внутреннем рынке будут близки к паритету с ценами на газ в других регионах.

К тому же существенную и значительную роль уже к 2012 году в формировании спроса и цены на газ в ДВР может сыграть трагическая ситуация в Японии, сложившаяся в результате разрушительного землетрясения, цунами и техногенной катастрофы на АЭС «Фукусима-1».

Энергетический рынок Японии на 30% заполнялся за счет электроэнергии, получаемой с объектов атомной энергетики. С учетом сложившейся катастрофической обстановки потребуется замещение выпадающих атомных мощностей за счет дополнительных поставок газа (в основном СПГ), угля, бензинового и дизельного топлива. С учетом этого высокую актуальность получает вариант строительства и скорейшего введения в действие третьей производственной линии завода по сжижению природного газа в пос. Пригородное, построенного и введенного в эксплуатацию в 2008 году в рамках проекта «Сахалин-2». На совещании в г. Южно-Сахалинске в марте текущего года Председателем Правительства РФ было поручено ускорить проведение соответствующих проработок по данному вопросу основному акционеру проекта «Сахалин-2» - ОАО «Газпром».

Вторая стадия: после 2020 г. Цены на газ на внутреннем рынке ДВР достигают паритета с экспортными ценами и остаются на уровне внутреннего паритета с ценами в западной части России (таким образом, косвенно привязаны к ценам в Европе и АТР).

5. ОСНОВНЫЕ ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ и социально-экономические условия реализации проекта

Реализация данного Проекта будет сопряжена с определенным воздействием на окружающую среду. Географически это может затронуть акваторию северо-восточного шельфа Сахалина в пределах Венинского блока и территорию прилегающего побережья Сахалина. Для данных районов суши и моря выполнен анализ лимитирующих реализацию Проекта факторов и наиболее существенных видов воздействия Проекта на окружающую среду и социально-экономические условия.

5.1 Нормативно-правовое обоснование реализации проекта

Проект будет разрабатываться и осуществляться в соответствии с действующими российскими и международными законодательными требованиями, а также с учетом общепринятых российских и международных норм нефтегазовой промышленности с целью обеспечения экологической безопасности при строительстве и эксплуатации сооружений.

Предварительный анализ основных международных и российских нормативно-правовых документов, регулирующих отношения в области природопользования и охраны окружающей среды, применительно к реализации настоящего Проекта, показал, что реализация Проекта не противоречит действующим на данный момент положениям законодательства РФ в области охраны окружающей среды.

Применимые для реализации данного проекта нормативно-правовые требования РФ обуславливают необходимость получения около 650 различных разрешений и согласований от уполномоченных государственных органов исполнительной власти в период от начала проектных работ до ввода объектов в эксплуатацию.

5.2 Современное состояние окружающей среды и социально-экономические условия

В процессе подготовки данной работы были осуществлены сбор и анализ имеющейся архивной информации о состоянии окружающей среды и социально-экономических условиях в районах реализации Проекта. При этом основной акцент сделан на показателях, лимитирующих реализацию Проекта.

Результаты выполненного анализа не выявили непреодолимых препятствий для реализации Проекта. В то же время идентифицированы определенные экологические ограничения, основными из которых являются:

· Наличие в районе реализации Проекта действующих предприятий рыбной отрасли, которые потенциально могут быть затронуты в случае реализации Проекта;

· Наличие в районе реализации Проекта территорий и акваторий традиционного природопользования Коренных малочисленных народов севера Сахалина (КМНС), которые потенциально могут быть затронуты в случае реализации Проекта;

· Наличие в районе реализации Проекта локальных участков высокой экологической чувствительности: нерестилищ и миграционных путей ценных видов рыб, скоплений морских млекопитающих, колоний морских и околоводных птиц;

· Наличие в районе реализации Проекта локальных участков со сложными инженерно-геологическими условиями, где возможны проявления опасных геологических процессов;

· Наличие в районе реализации Проекта локальных участков расположения археологических объектов;

· Отсутствие в районе реализации Проекта развитой инфраструктуры, что потребует разработки специальной транспортной схемы, дополнительного обустройства подъездных путей, площадок складирования и тп.;

· Отсутствие в районе реализации Проекта предприятий и полигонов для утилизации и обезвреживания буровых отходов, образующихся при реализации Проекта, что потребует строительства специальных скважин для закачки буровых отходов в геологические пласты.

5.3 Результаты Оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС)

В процессе предварительной оценки воздействия на различные компоненты окружающей среды и социально-экономические условия при реализации Проекта определен перечень основных источников и видов воздействий в процессе строительства и эксплуатации производственных объектов. Большинство выявленных воздействий незначительны и практически неразличимы на фоне естественной изменчивости природных и социально-экономических процессов, при условии соблюдения установленных стандартов и правил выполнения строительных работ и эксплуатации объектов Проекта. В то же время, выявлен ряд ключевых видов воздействий, для которых требуется разработка специальных природоохранных мероприятий с целью смягчения негативного воздействия.

5.4 Меры по уменьшению воздействий

Реализация Проекта не может проводиться без обеспечения соответствующих природоохранных мероприятий для снижения уровня воздействия на окружающую среду. Для защиты компонентов окружающей среды и социально-экономической сферы намечены ключевые природоохранные мероприятия, краткий перечень которых приведен ниже.

Общий подход к планированию и осуществлению природоохранных мероприятий:

Планирование, осуществление и постоянное совершенствование природоохранных мер основывается на следующем:

· Осуществление проектирования, строительства и эксплуатации производственных объектов в соответствии с действующим российским природоохранным законодательством и природоохранными мерами, утвержденными как самой Компанией-оператором, так и подрядными организациями, для предотвращения возможных нарушений в процессе работ по Проекту; контроль за соблюдением этих требований и представление требуемой отчетности в уполномоченные государственные контрольно-надзорные органы;

· Разработка и реализация программы мониторинга результатов воздействия на окружающую среду, с особым вниманием к наиболее чувствительным районам, местообитаниям и видам или сообществам растений и животных; модернизация объектов, методов эксплуатации или технологий работ при необходимости, по результатам этого мониторинга;

· Учет опыта и уроков осуществления проектов «Сахалин_1,2» с анализом достаточности ранее разработанных природоохранных мер в различных условиях - например, в различных местоположениях и в разное время года;

· Соблюдение графика и технологий строительных работ для исключения непредвиденных сверхнормативных воздействий на окружающую среду;

· Учет существующей техногенной нагрузки в районе реализации Проекта, включая промышленные объекты, сеть трубопроводов и другие линейные объекты инфраструктуры;

· Учет комплексной значимости «Особо охраняемых природных территорий» (далее ООПТ), расположенных в относительной близости к району реализации Проекта, а также конкретных аспектов чувствительности и ограничений в отношении каждой отдельной ООПТ;

· Учет местоположения локальных участков осуществления традиционного природопользования коренными малочисленными народами Севера о. Сахалин (КМНС);

· Учет местоположения участков и акваторий, в которых осуществляется активное рыболовство.

Основные меры по снижению воздействий:

· Обеспечение безопасности и охраны здоровья всех сотрудников, работающих на проекте, и безопасности эксплуатации производственных объектов. Целевой показатель безопасности проекта - отсутствие травм с потерей рабочего времени;

· Выполнение всех видов работ и операций с учетом применимых законов, правил, нормативных требований и руководящих указаний;

· Принятие в качестве одного из основных критериев выбора подрядчика его способность (опыт, ресурсы) и обязательство соблюдать природоохранные требования и нормы, что должно быть четко изложено в пакете тендерной документации на строительные и сопутствующие контракты;

· Разработка и реализация «Плана защиты редких и исчезающих видов животных и млекопитающих», «Плана защиты морских млекопитающих», «Плана взаимодействия с предприятиями рыбной отрасли» и «Плана взаимодействия с общинами КМНС, осуществляющими традиционное природопользование в зоне реализации Проекта»;

· Разработка и реализация Планов по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций;

· Соблюдение правил пожарной безопасности, включая удаление пожароопасных объектов, таких, как поваленные деревья, и др.;

· Обеспечение соответствующего хранения, переработки, перевозки и утилизации всех видов отходов и стоков;

· В целях предотвращения или сведения к минимуму загрязнения окружающей морской среды, для разведочного бурения и бурения эксплуатационных скважин будут применяться оптимальные технологии и меры по уменьшению воздействий, соответствующие законодательству Российской Федерации. Кроме того, буровые отходы добывающих скважин будут закачиваться в подземные горизонты.

· Инструктаж персонала (включая персонал подрядчиков) по вопросам охраны окружающей среды, включая процедуры и правила поведения на полевых площадках (и в примыкающих к ним участках) в зонах обнаружения памятников археологии и истории, экологически чувствительных объектов (включая ООПТ), участков традиционного природопользования КМНС;

· Достижение более полного понимания воздействий Проекта на Коренные малочисленные народы Севера, их культурное наследие и ресурсы, от которых зависит их образ жизни, через консультации с их представителями и местными сообществами с целью практически возможного уменьшения негативных воздействий и поиска возможностей оптимизации позитивных воздействий;

· Выбор оптимальных методов и периодов строительства в экологически чувствительных участках;

· Применение соответствующих методов строительства и достаточных ресурсов (включая опытный персонал) для минимизации сроков строительства и воздействия на окружающую среду;

· Строительство специальных скважин для закачки буровых отходов в геологические пласты (по 1 скважине для каждой буровой площадки);

· Обеспечение своевременной и должной рекультивации в границах землеотвода участков, отведенных для сооружений Проекта, почвенный покров которых нарушен при строительстве, особое внимание будет уделено противоэрозионным мерам и восстановлению участков, прилегающих к водным объектам;

· По возможности, осуществлять работы в непосредственной близости к существующим транспортным и инфраструктурным коридорам, что позволит, в максимально возможной степени, вести строительство на уже освоенных участках и уменьшит потребность в новых подъездных дорогах и путях;

· Принятие практически возможных мер по ограничению доступа к участкам лесов, водным объектам и экологически чувствительным участкам (включая ООПТ) по полосе отвода трубопровода или по новым подъездным дорогам.

5.5 Прогнозируемые остаточные воздействия при реализации Проекта

Настоящий крупномасштабный Проект окажет определенное негативное воздействие на окружающую среду. Однако Оператор Проекта будет придерживаться принципа максимально возможного снижения уровня воздействий. С этой целью будет реализован вышеперечисленный перечень природоохранных мероприятий по уменьшению воздействия, а также организован действенный контроль их выполнения.

Обобщенный перечень ключевых остаточных воздействий на окружающую среду и социально-экономические условия, то есть воздействий, остающихся после применения природоохранных мер, представлен ниже.

Для этапа строительства:

· Незначительное - слабое воздействие на морскую среду, морское дно, морскую биоту и морских млекопитающих при проведении дноуглубительных работ, связанных со строительством морских трубопроводов через залив Ныйский и установкой морской платформы. Восстановление сообществ морской биоты произойдет за период не более трех лет;

· Слабое воздействие на поверхностные водные объекты и водную биоту в процессе строительства линейных объектов (наземные трубопроводы для всех вариантов) при подготовке траншей, укладке готовых плетей трубопровода и его засыпке. Восстановление нарушенных сообществ водной биоты произойдет в течение 1-2 лет;

· Умеренное - значительное воздействие на геологическую среду, в том числе подземные воды, в процессе строительства участков магистральных трубопроводов за счет возможной активизации опасных геологических процессов в районах со сложными инженерно-геологическими условиями;

· Умеренное воздействие на земельные ресурсы и механическое нарушение почвенного покрова в пределах землеотвода при проведении работ по прокладке трубопроводов и подготовке площадок для строительства сопутствующих сооружений. Восстановление почвенного покрова в результате рекультивации возможно в течении нескольких лет;

· Слабое воздействие на растительность при расчистке строительных площадок и трасс трубопровода в границах землеотвода;

· Слабое - умеренное воздействие на растительность, наземную фауну, территории ООПТ и водную биоту за счет облегчения доступа к удаленным участкам с возможным увеличением опасности возникновения лесных пожаров;

· Умеренное воздействие на растительность и животный мир ООПТ в случае проведения строительных работ непосредственно в границах ООПТ;

· Умеренное отрицательное воздействие на объекты рыбной отрасли и участки традиционного природопользования КМНС за счет выполнения строительных работ на маршрутах миграции основных видов рыб - объектов промысла;

· Умеренное положительное воздействие Проекта на социально-экономические условия.

Для этапа эксплуатации:

· Умеренное - значительное воздействие на геологическую среду, в том числе подземные воды, в процессе эксплуатации участков магистрального трубопровода за счет возможной активизации опасных геологических процессов в районах со сложными инженерно-геологическими условиями;

· Слабое - умеренное воздействие на растительность, наземную фауну, территории ООПТ и водную биоту за счет облегчения доступа к удаленным участкам с возможным увеличением опасности возникновения лесных пожаров;

· Положительное воздействие Проекта на социально-экономические условия.

Основное воздействие на окружающую среду и социально-экономические условия для всех вариантов реализации Проекта прогнозируется при проведении строительных работ. На этапе эксплуатации прогнозируется значительное уменьшение воздействия.

Выводы по вопросам охраны окружающей среды

В результате реализации программы сбора и анализа существующей архивной информации о современном состоянии окружающей среды и социально-экономических условиях, а также по итогам проведения предварительной ОВОС можно сделать следующие основные выводы:

· Результаты анализа архивной информации не выявили непреодолимых препятствий для реализации Проекта;

· Для реализации Проекта предварительно идентифицированы определенные ограничения;

· В процессе дальнейших работ по Проекту потребуется проведение детальной оценки выявленных лимитирующих показателей;

· В соответствии с результатами предварительной ОВОС определен перечень ключевых видов воздействий и список соответствующих мероприятий по смягчению воздействий.

6. оценка экономической эффективности разработки

6.1. Общая информация

Экономические показатели проекта разработки участка были рассчитаны, исходя из срока начала добычи на Северо-Венинском месторождении в 2015 и в 2017 году для разных вариантов оценки запасов. Кроме того, было рассмотрено несколько сценариев чувствительности для оценки устойчивости Проекта к изменениям цен, объемов и затрат.

6.2 Ресурсная база

Как упоминалось ранее на текущий момент существует две альтернативные оценки запасов Северо-Венинского газоконденсатного месторождения.

· Пессимистичный вариант - запасы свободного газа 25,3 млрд. м3 (по категориям 18,8 млрд.м3 (С1) + 6,5 (С2) млрд.м3); конденсата - 2,1 млн. т.

· Оптимистичный вариант - запасы свободного газа 49,02 млрд.м3 (по категориям 35,01 (С1) млрд.м3 + 14,01 (С2) млрд.м3); конденсата - 1,21 млн. т.

Расхождения в подходах к оценке запасов объясняются недостаточным количеством геолого-геофизических данных о строении залежи месторождения, полученных в результате бурения одной поисковой скважины. В первом случае меньшая оценка запасов приурочена к предположению о пластово-сводовой модели залежи, и обусловлена большим количеством в коллекторе предполагаемых глинистых пропластков-экранов. Вариант с большей оценкой запасов обусловлен предположением о массивном строении залежи с единым контуром газоносности.

Получить достаточное количество геолого-геофизических данных и подтвердить строение продуктивной залежи Северо-Венинского месторождения позволит вторая поисково-оценочная скважина, планируемая к бурению в летнем буровом сезоне 2012 года.

В настоящей работе выполнен расчет экономической эффективности освоения месторождения для обоих сценариев количественной оценки запасов газа.

6.3. Экономическая основа

Настоящая оценка основана на действующей системе налогообложения, при оценке экономической эффективности реализации проекта учитывались НДПИ, налог на прибыль, налог на имущество и импортные пошлины, если иное не оговорено ниже.

6.4. Амортизация

Стадия геологоразведки:

· капитализация всех затрат до начала добычи с их предполагаемой последующей амортизацией методом равномерного списания в течение 5 лет.

Стадия разработки:

· принято среднее значение амортизации затрат на капитальное строительство и пуск в эксплуатацию всех сооружений проекта, составляющее 15 лет. Для затрат на эксплуатационное бурение принято значение - 10 лет.

6.5. Налог на добавленную стоимость (НДС)

НДС начисляется по налоговой ставке 18%. На основании ст.171,172 НК РФ налогоплательщик имеет право на возмещение НДС, на период отсутствия реализации в течение отчетного периода. Для компании Оператора реализация наступает только с началом добычи газа. Возмещение НДС осуществляется на следующий год после уплаты входящего НДС. Ввиду короткого промежутка времени (менее 1 года) между уплатой и возмещением, НДС не учитывался в рамках настоящей экономической оценки.

6.6. Макроэкономические допущения

6.6.1. Ставки дисконта

В соответствии с требованиями Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96) в части Экономического раздела ТЭО и согласно мировой практике подготовки технико-экономических обоснований по нефтегазовым проектам, в настоящей оценке использовались номинальные ставки дисконта 10% и 12%.

При расчете экономической эффективности по оптимистичному варианту (по максимальной предполагаемой оценке запасов) была применена принятая ОАО «НК «Роснефть» единая расчетная ставка дисконта 20% для расчета экономических оценок всех новых проектов Компании.

6.6.2. Годовые ставки инфляционного роста затрат и эскалации цен

Предполагается, что затраты и цены будут увеличиваться в соответствие с годовыми ставками, указанными в существующих прогнозах Министерства финансов РФ.

6.7. Затраты на ликвидацию проекта

Предполагается, что затраты на ликвидацию проекта рассчитаны как 10% от инфлированных затрат на капитальное строительство.

6.8. Результаты

Ниже приводятся результаты по базовому варианту разработки Северо-Венинского месторождения для двух вариантов оценки запасов газа.

Дата дисконтирования денежного потока - условно 01.01.2011 г.

В данной работе также (справочно) проведена оценка рентабельности проекта с учетом всех понесенных затрат на геологоразведку. Оценка капитализированных затрат на геологоразведку по Венинскому блоку на 01.01.2011 условно принята на уровне 400 млн. USD.

6.8.1 Основные экономические показатели для пессимистичного варианта запасов Северо-Венинского месторождения (25,3 млрд. м3)

Таблица 6.1 Основные экономические показатели при продаже газа на внутренний рынок (без учета ГРР)

ECONOMIC INDICATOR
Наименование показателя	Ед. изм.	Значение
Добыча конденсата	млн. тонн	1,48
Добыча газа (товарный объем)	млрд. м3	18,67
Валовая выручка	млн. руб	187 038,56
НДПИ	млн. руб	5 568,15
Транспортные расходы	млн. руб	11 459,23
Налог на имущество	млн. руб	1 684,01
OPEX (nominal)	млн. руб	16 841,92
EBITDA	млн. руб	150 366,69
EBIT	млн. руб	130 049,95
Налог на прибыль	млн. руб	26 009,99
Операционный денежный поток	млн. руб	104 039,96
CAPEX (nominal)	млн. руб	20 316,74
Возможные показатели эффективности проекта
IRR (ВНД)	%	17,45%
NPV (ЧДД) при ставке дисконтирования 12%	млн. руб	8 199,89
DPBP (дис. срок окупаемости)	лет	15

Таблица 6.2 Основные экономические показатели при продаже газа на внутренний рынок (с учетом ГРР)

ECONOMIC INDICATOR
Наименование показателя	Ед. изм.	Значение
Добыча конденсата	млн. тонн	1,48
Добыча газа (товарный объем)	млрд. м3	18,67
Валовая выручка	млн. руб	187 038,56
НДПИ	млн. руб	5 568,15
Транспортные расходы	млн. руб	11 459,23
Налог на имущество	млн. руб	2 081,70
OPEX (nominal)	млн. руб	16 841,92
EBITDA	млн. руб	149 969,00
EBIT	млн. руб	116 740,26
Налог на прибыль	млн. руб	23 348,05
Операционный денежный поток	млн. руб	93 392,21
CAPEX (nominal)	млн. руб	33 228,74
Возможные показатели эффективности проекта
IRR (ВНД)	%	10,49%
NPV (ЧДД) при ставке дисконтирования 12%	млн. руб	(4 008,66)
DPBP (дис. срок окупаемости)	лет	no payback (не окупается)

Таблица 6.3 Основные экономические показатели при продаже газа на экспорт (без учета ГРР)

Наименование показателя	Ед. изм.	Значение
Добыча конденсата	млн. тонн	1,48
Добыча газа (товарный объем)	млрд. м3	18,67
Валовая выручка	млн. долл. США	5 910,77
НДПИ	млн. долл. США	177,33
Транспортные расходы	млн. долл. США	-
Налог на имущество	млн. долл. США	53,63
OPEX (nominal)	млн. долл. США	536,37
EBITDA	млн. долл. США	5 107,82
EBIT	млн. долл. США	4 460,79
Налог на прибыль	млн. долл. США	892,16
Операционный денежный поток	млн. долл. США	3 568,63
CAPEX (nominal)	млн. долл. США	647,03
Возможные показатели эффективности проекта
IRR (ВНД)	%	18,38%
NPV (ЧДД) при ставке дисконтирования 12%	млн. долл. США	311,38
DPBP (дис. срок окупаемости)	лет	14

Таблица 6.4 Результаты анализа чувствительности проекта при продаже газа на внутренний рынок

Sensitivities analysis (values change)
NPV
?	-50%	-40%	-30%	-20%	-10%	0%	10%	20%	30%	40%	50%
Gas production	(206)	(165)	(123)	(82)	(41)	-	41	81	122	162	203
Gas price	(278)	(221)	(165)	(110)	(55)	-	54	109	163	217	270
Drilling	46	37	27	18	9	-	(9)	(18)	(28)	(37)	(46)
Oilfield infrastructure	113	91	68	45	23	-	(23)	(46)	(69)	(91)	(114)
OPEX	41	33	25	16	8	-	(8)	(17)	(25)	(33)	(41)
IRR
?	-50%	-40%	-30%	-20%	-10%	0%	10%	20%	30%	40%	50%
Gas production	-5,61%	-4,29%	-3,09%	-1,98%	-0,96%	-	0,90%	1,75%	2,57%	3,34%	4,09%
Gas price	-8,06%	-6,02%	-4,26%	-2,71%	-1,29%	-	1,20%	2,32%	3,38%	4,37%	5,33%
Drilling	1,22%	0,97%	0,72%	0,47%	0,23%	-	-0,23%	-0,45%	-0,67%	-0,88%	-1,09%
Oilfield infrastructure	3,46%	2,66%	1,92%	1,24%	0,60%	-	-0,56%	-1,09%	-1,58%	-2,05%	-2,50%
OPEX	0,92%	0,74%	0,56%	0,37%	0,19%	-	-0,19%	-0,38%	-0,58%	-0,77%	-0,97%

Таблица 6.5 Результаты анализа чувствительности проекта при продаже газа на экспорт

Sensitivities analysis (values change)
NPV
?	-50%	-40%	-30%	-20%	-10%	0%	10%	20%	30%	40%	50%
Gas production	(333)	(266)	(199)	(133)	(66)	-	66	133	199	265	331
Gas price	(383)	(305)	(229)	(152)	(76)	-	76	152	228	303	379
Drilling	45	36	27	18	9	-	(9)	(18)	(27)	(36)	(45)
Oilfield infrastructure	112	90	68	45	23	-	(23)	(45)	(68)	(90)	(113)
OPEX	41	33	24	16	8	-	(8)	(16)	(24)	(33)	(41)
IRR
?	-50%	-40%	-30%	-20%	-10%	0%	10%	20%	30%	40%	50%
Gas production	-6,94%	-5,30%	-3,82%	-2,45%	-1,19%	-	1,12%	2,18%	3,19%	4,15%	5,07%
Gas price	-8,24%	-6,23%	-4,45%	-2,84%	-1,37%	-	1,29%	2,49%	3,64%	4,72%	5,77%
Drilling	1,35%	1,07%	0,79%	0,52%	0,26%	-	-0,25%	-0,50%	-0,74%	-0,98%	-1,21%
Oilfield infrastructure	3,93%	3,03%	2,19%	1,41%	0,68%	-	-0,64%	-1,24%	-1,81%	-2,34%	-2,85%
OPEX	0,72%	0,58%	0,43%	0,29%	0,15%	-	-0,15%	-0,29%	-0,44%	-0,59%	-0,74%

6.8.2 Основные экономические показатели для оптимистичного варианта запасов Северо-Венинского месторождения (49,02 млрд. м3)

Таблица 6.6 Основные экономические показатели при продаже газа на внутренний рынок (без учета ГРР)

Наименование показателя	Ед. изм.	Значения
Сценарные условия
Инфляция	%	MS RN 2010
Средняя цена нефти Brent до 2030	$/бар	93
Средняя цена нефти Urals до 2030	$/бар	91
Цена газа (в 2010 г.)	руб/1000м3	2 218
Ставка дисконтирования	%	20
Экономические показатели
Добыча конденсата	млн. тонн	0,9
Добыча газа (товарный объем)	млрд.м3	39,5
Валовая выручка	млн. руб	288 383
Транспортные расходы	млн. руб	3 006
Экспортная пошлина	млн. руб	8 992
НДПИ	млн. руб	9 286
Налог на имущество	млн. руб	1 425
OPEX (ном)	млн. руб	16 648
EBITDA	млн. руб	249 026
EBIT	млн. руб	230 773
Налог на прибыль	млн. руб	46 155
Чистая прибыль	млн. руб	184 618
Операционный денежный поток	млн. руб	202 872
CAPEX (ном)	млн. руб	18 254
Возможные показатели эффективности проекта
IRR (ВНД)	%	25,5
NPV (ЧДД)	млн. руб	2 738
NPV/бар	руб/бар	412
DPBP (Дис. срок окупаемости)	год	15
DPI (Дис. индекс прибыльности)		1,47
Ожидаемые показатели эффективности РН
Exploration cost (затраты на ГРР)	млн. руб	4 964
Вероятность успешности бурения	%	90,0
ENPV	руб/бар	2 149
ENPV per bbl		324



Ключевые условия займа:

· На этапе ГРР иностранный партнер предоставляет займ в размере 49,8% от общей суммы затрат;

· На сумму долга начисляются проценты по ставке LIBOR + 2,5%;

· В случае коммерческого открытия ОАО «НК «Роснефть» возвращает иностранному партнеру займ, капитализированный с учетом процентов из своей доли в чистой прибыли;

· Прибыль ОАО «НК «Роснефть» направляется на погашение долга с процентами до момента полного погашения.

Таблица 6.7 Результаты экономической оценки проекта с учетом обязательств по возврату займа партнеру по проекту (за период ГРР)

Наименование показателя	Ед. изм	Значения
Расходы		26 540
Финансирование за счет собств. средств	млн. руб	9 860
Выплаченные проценты партнеру	млн. руб	649
Возврат займа партнеру с учетом капитализированных процентов	млн. руб	9 700
Налог на дивиденды	млн. руб	6 331
Доходы		154 798
Займ от партнера	млн. руб	5 235
Возврат займа с учетом капитализированных процентов от Оператора	млн. руб	20 127
Полученные проценты по займу Оператора	млн. руб	2 819
Выручка через дивиденды	млн. руб	126 617
Показатели эффективности проекта (c учетом Carry)
Операционный денежный поток	млн. руб	123 815
IRR (ВНД)	%	22,6%
DPBP (Дис.срок окупаемости)	год	1

7. Задачи технико-экономического анализа. Варианты разработки месторождения

С целью выполнения технико-экономического анализа в данной работе рассмотрено Северо-Венинское газоконденсатное месторождение, открытое ООО «Венинефть» - оператором Венинского шельфового участка (проект «Сахалин-3») в 2009 году, и на сегодняшний день единственное на лицензионном блоке с подтвержденными промышленными запасами газа.

Одной из основных задач данного анализа являлось построение максимально точной оценки капитальных и эксплуатационных затрат, а также анализ вопросов маркетинга газа.

Для этих целей были использованы оценки и мнения независимых экспертов - крупнейших и авторитетных международных компаний, специализирующихся на оказании услуг при морском бурении (профиль эксплуатационной скважины, расчет нагрузок для буровой, стоимость бурения - Schlumberger (далее Шлюмберже), стоимость аренды буровой установки - Nabors (далее Нэйборс)), а также использованы данные других проектов с участием ОАО «НК «Роснефть».

В части обустройства и способа добычи газа и конденсата рассматривались разные варианты разработки месторождения: с берега, с платформы гравитационного типа и подводно-устьевым комплексом. Вариант применения подводно-устьевого комплекса оказался не применим для участков сахалинского шельфа с глубиной моря менее 35 метров по причине сложной ледовой обстановки.

Применение стационарной ледостойкой платформы гравитационного типа стоимостью более 1 млрд. долларов США существенно ухудшает экономические показатели проекта. С учетом того, что открытое месторождение расположено в 7-ми км от берега острова Сахалин был рассмотрен вариант разработки Северо-Венинского месторождения с применением наклонно-направленных скважин с берега с большим отходом по вертикали.

С учетом уже имеющегося на Сахалине опыта компаний Роснефть и Эксон по бурению подобных скважин, в том числе рекордных по своей протяженности (более 12000 м в рамках проекта «Сахалин-1»), данный вариант разработки и был принят в качестве основного.

Расчетный срок начала добычи газа по проекту - 2017 г. для варианта запасов 49,02 млрд. м3, либо ускоренный вариант добычи в 2015 году в рамках опытно-промышленной эксплуатации в варианте запасов 25,3 млрд. м3. Оба варианта реализуемы при условии получения лицензии на разведку и добычу УВ до конца 2013 года.

Базовый вариант развития проекта предполагает:

· Строительство береговой буровой площадки на косе Пластун в 2013-2014 гг.;

· Аренду берегового бурового комплекса начиная с 2014 г.;

· Бурение в 2014-2015 гг. 3-х наклонно-направленных скважин с большим отходом от вертикали, длиной по стволу до 9 600 м;

· Строительство в 2013-2015 гг. установки комплексной подготовки газа мощностью до 1,6 млрд. м3 газа в год;

· Строительство в 2013-2015 гг. трубопровода неразделенной продукции через Ныйский залив;

· Строительство в 2013-2015 гг. газопровода от УКПГ до Боатасино, с последующей врезкой в действующую трубопроводную систему.

7.1 Реализация добытой продукции. Маркетинг газа

В части проработки вопросов реализации добытой продукции наибольшую сложность представляет газовая ориентированность проекта.

С учетом законодательных ограничений, принятых в настоящий момент в России в части экспортных каналов продажи российского газа и невозможностью для ООО «Венинефть» осуществлять поставки газа на экспорт, в качестве основного рассматривается вариант реализации газа только на внутреннем рынке Далневосточного региона.

Однако в качестве гипотетического в данной работе рассмотрен и вариант поставки газа на экспорт (в случае соответствующего изменения существующего законодательного ограничения и допуска сторонних производителей газа к экспортным газотранспортным каналам).

Анализ вопросов маркетинга газа показывает, что небольшой объем годовой добычи газа по проекту может быть использован как преимущество проекта. Рассмотрены 2 варианта реализации газа:

· На внутреннем рынке с использованием существующей инфраструктуры. Одним из потенциальных покупателей является Комсомольский НПЗ ОАО «НК «Роснефть», планы развития которого соответствуют срокам получения газа на Северо-Венинском месторождении;

· На экспорт с использованием строящейся инфраструктуры ОАО «Газпром», при наличии потенциального покупателя с китайской стороны (является партнером ОАО «НК «Роснефть» по Венинскому проекту).

Однако: С учетом энергетической ситуации, сложившейся в результате техногенной катастрофы на японской атомной электростанции «Фукусима-1» в результате землетрясения и цунами, а также задач по обеспечению дополнительных объемов российского газа в ДВР, поставленных в этой связи Правительством РФ, возможен «политически стратегический» вариант ускорения освоения газа Северо-Венинского месторождения (как проекта наиболее близкого к стадии освоения на сахалинском шельфе кроме проектов СРП «Сахалин-1,2») с целью поставок газа на завод СПГ проекта «Сахалин-2» и последующим увеличением экспорта в Японию.

Данный вариант требует дополнительного детального рассмотрения, изучения и экономической оценки.

7.2 Экономические показатели эффективности проекта. Риски

Для пессимистичного варианта оценки запасов 25,3 млрд. м3 газа

Таблица 7.1 Без учета ранее понесеных затрат на ГРР

	Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТ
	Цена газа внутренний рынок	Цена газа на экспорт
IRR	17,45%	18,4%
NPV (при ставке дисконтирования 12%)	8 199 890 000 рублей	311 mln.$

Таблица 7.2 С учетом ранее понесенных затрат на ГРР

	Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТ
	Цена газа внутренний рынок	Цена газа на экспорт
IRR	10,49%	11,2%
NPV (при ставке дисконтирования 12%)	- 4 008 660 000 рублей	- 65 mln. USD

С учетом принятой на корпоративном уровне ОАО «НК «Роснефть» единой ставки дисконтирования 20%, применимой для расчетов по всем новым проектам Холдинга, экономические показатели обоих вышеприведенных вариантов не соответствуют проходным критериям для принятия инвестиционного решения о дальнейшем освоении месторождения.

Экономические показатели проекта при варианте оценки запасов 25,3 млрд. м3 могут быть существенно улучшены только путем достижения более высокой договорной цены на поставки газа с потенциальным покупателем, либо в случае принятия стратегического решения Компании по обеспечению газом собственных НПЗ для внутренних нужд, либо в случае «политического» решения об обеспечении дополнительных объемов газа для поставок СПГ в Японию.

Для оптимистичного варианта оценки запасов 49,02 млрд. м3 газа

Таблица 7.3 Без учета ранее понесенных затрат на ГРР

	Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТ
	Цена газа внутренний рынок
IRR	25,5%
NPV (при ставке дисконтирования 20%)	2 738 000 000 рублей

Таблица 7.4 С учетом ранее понесенных затрат на ГРР и обязательств по возврату займа

	Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТ
	Цена газа внутренний рынок
IRR	22,6%
Операционный денежный поток поток	123 815 000 000 рублей

Анализ чувствительности в любых вариантах показывает наибольшую чувствительность к объему добытого газа и цене на газ. Следует отметить, что существует возможность значительного улучшения экномической эффективности проекта по цене на газ, так как принятая для расчетов данного технико-экономического анализа цена на газ является минимально возможной, и основанной на установленной Федеральной службой по тарифам цены на газ для ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», являющегося владельцем действующего газопровода до г. Комсомольск-на-Амуре. Постановление ФСТ России регулирует и фиксирует определенную минимальную цену только для производителей газа, являющихся собственниками газотрубопроводных систем. ООО «Венинефть» не подпадает под условия ФСТ, и следовательно, может рассчитывать на договорную цену, существенно выше регулируемой. Например, по данным 2010 года проект «Сахалин-1» реализует газ на внутренний рынок по цене на 50% выше цены ФСТ. При этом данная цена в рамках проекта «Сахалин-1» не является максимальной ценой продажи газа, зафиксированной в регионе.

Важно отметить, что основным и главным риском по проекту является неподтверждение массивного строения залежи и соответственно подтверждение пессимистичного варианта оценки запасов. Данный риск может быть снят только бурением поисково-оценочной скважины Северо-Венинская №3, что предусмотрено программой работ на 2012 год, планом развития проекта и оценкой капитальных затрат.

7.3 Организационно-управленческие решения при переходе на стадию освоения месторождения. Особенности проекта

С получением добычной лицензии и переходом к этапу обустройства и разработки потребуется и изменение организационной структуры компании-оператора.

В настоящий момент проект находится в стадии ГРР, которая характеризуется высокой степенью геологического риска в отношении возможного открытия залежей с содержанием УВ промышленного значения. На данной стадии проект ведется на основе политики компаний-акционеров, предусматривающих с учетом геологического риска минимальные сопутствующие и накладные затраты. На данном этапе компания-оператор не заполняется персоналом на постоянной основе - все специалисты ООО «Венинефть» являются сотрудниками материнских компаний-акционеров и выполняют производственные задачи в Операторе на условиях совместительства. В случае не успеха ГРР и закрытия проекта все специалисты компаний-акционеров отзываются с ликвидирующегося проекта и направляются на другие новые проекты ГРР, либо уже действующие нефтегазовые проекты. При ведении операционной деятельности в собственность Оператора не приобретается недвижимое имущество (офисы, транспорт, базы, склады и прочее оборудование). На данном этапе в собственность приобретается лишь минимально необходимое для производственных задач количество материально-технических средств и расходных материалов.

Все операционные работы в максимально возможном объеме выполняются путем привлечения специализированных подрядчиков и субподрядчиков на условиях предоставления аренды и оказания услуг.

В случае принятия всех необходимых для дальнейшего освоения инвестиционных решений и перехода к стадии обустройства и добычи потребуется кардинальное изменение организационной структуры предприятия и создания полноценной газодобывающей организации производства. Компания-оператор должна быть укомплектована персоналом на постоянной основе, состоящим из производственно-технического сектора (приложение 2) и сектора управленческого состава. С этой целью потребуется создание собственной полноценной службы кадров и социального обеспечения. Кроме того должны быть решены задачи отдельного местонахождения центрального офиса, вопросы транспорта, приобретения либо аренды баз снабжения и хранения материалов и оборудования, и решены многие другие организационные вопросы самостоятельного добычного предприятия.

Для решения задач и достижения целей проекта, начиная с этапа обустройства, не исключается возможность, а может даже и необходимость, заключения с муниципальной властью прилегающего субъекта и с отдельными родовыми общинами Коренных малочисленных народов Севера (КМНС), исконно проживающими на прилегающей к лицензионному участку шельфа территории, соглашений о социально-экономическом сотрудничестве и развитии, что потребует дополнительных финансовых средств. Для решения подобных социально-экономических, экологических и природоохранных вопросов в компании-операторе должна быть создана специальная группа по взаимодействию с органами федеральной исполнительной власти, муниципальной властью субъектов региона, общественными природоохранными и экологическими организациями, а также малыми этническими группами населения (КМНС) и отдельными группами граждан.

Вопросы проработки новой организационной структуры компании-оператора и принятия соответсвующих организационно-управленческих решений, сопутствующих созданию самостоятельного добычного предприятия должны быть решены сразу после принятия главного инвестиционного решения о получении лицензии на разведку и добычу углеводородов Северо-Венинского месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, по результатам выполнения комплекса геологоразведочных работ на Венинском лицензионном участке проекта «Сахалин-3», открытое в 2009 году газоконденсатное месторождение Северо-Венинское является единственным в блоке, о разработке которого может идти речь в настоящее время.

С учетом существующей неопределенности в оценке запасов, и других аспектов, указанных и проанализированных в данной работе, дальнейшие стратегические шаги в отношении освоения Северо-Венинского месторождения представляются в следующей этапности:

1. Завершение этапа ГРР. Бурение поисково-оценочной скважины. По результатам бурения выполнение точной оценки запасов месторождения.

2. Уточнение возможной (при отсутствии конкретного покупателя и продажной цены газа) экономической модели освоения месторождения на основе полученной точной оценки запасов.

3. Принятие акционерами инвестиционного решения о целесообразности дальнейшего освоения Северо-Венинского газоконденсатного месторождения и обращения в МПР России за получением государственной лицензии на разведку и добычу.

4. В случае принятия положительных решений со стороны акционеров и МПР России незамедлительно приступить к практическим действиям в части маркетинга газа и поиску потенциальных покупателей. После определения конкретного покупателя и завершения соответствующих переговорных процессов выполнить уточненную оценку показателей экономической эффективности проекта с учетом конкретной продажной цены на газ.

5. Параллельно коммерческим действиям приступить к формированию компании-оператора как самостоятельного газодобывающего предприятия.

6. Выполнение и завершение обустройства и строительства объектов производственной и транспортной инфраструктуры проекта.

7. Выполнение и завершение строительства 3-х эксплуатационных скважин.

8. Начало добычи, подготовки и траспортировки газа покупателю.

9. Выход проекта на полную добычную мощность.

10. Достижение прибыли от продаж газа, достаточной для погашения иностранному партнеру кредитного займа на стадии ГРР и возмещения вложенных средств. Получение чистой прибыли от реализации проекта.

Результаты приведенного в данной работе технико-экономического анализа подтверждают возможность экономически эффективного освоения месторождения Северо-Венинское, даже при пессимистичной оценке запасов при условии достижения достаточно высокой договорной продажной цены на газ. При этом откладывание принятия инвестиционного решения о получении лицензии на разведку и добычу, и, соответственно, откладывание начала разработки ухудшает экономические показатели проекта в связи с большим объемом и сроком дисконтирования ранее понесенных затрат.

В настоящее время этап ГРР на Венинском лицензионном участке подходит к концу. В случае его успешности и принятия решения о дальнейшем освоении Северо-Венинского месторождения этот проект может стать первым проектом на сахалинском шельфе Охотского моря, реализуемом на условиях действующего национального налогового режима и запущенном после более чем 15-летнего перерыва с момента ввода в эксплуатацию месторождений проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», действующих на условиях соглашений о разделе продукции.

С учетом сложившейся геополитической ситуации в энергетическом балансе внутри Российской Федерации и внешнем рынке энергоресурсов стран Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона ввод в эксплуатацию и освоение новых месторождений газа, и в особенности на континентальном шельфе, становится одним из приоритетных стратегических направлений деятельности многих международных и российских вертикально-интегрированных компаний, к которым относится и основной акционер Венинского блока проекта «Сахалин-3» - крупнейшая нефтяная компания России «ОАО «НК «Роснефть».

Список использованной литературы

Описания официальных документов:

1. Федеральный закон от 18.07.2006 №117-ФЗ «Об экспорте газа».

2. Приказ Федеральной службы по тарифам от 16.10.2010 «Об оптовых ценах на газ, добываемый ОАО «НК «Роснефть» и реализуемый потребителям Сахалинской области и Хабаровского края, и тарифах на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» для независимых организаций».

3. Приказ Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 03.09.2007 об утверждении «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная программа)

Учебники и учебные пособия:

1. Инвестиционные нефтегазовые проекты: эффективность и риски: учебное пособие. / В.Д. Зубарева, А.С. Саркисов, А.Ф. Андреев - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010. - 259 с.

2. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник. / В.Ф. Дунаев, В.А. Шпаков, Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. Под редакцией В.Ф. Дунаева. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - 352 с.

3. Организация производства: учебник для вузов. / Э.А. Крайнова, А.Ф. Андреев - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010. - 250 с.

4. Основы менеджмента (нефтяная и газовая промышленность): учебник. А.Ф. Андреев, С.Г. Лопатина, М.В. Маккавеев, Н.Н. Победоносцева - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007.264 с.

Размещено на Allbest.ur