Оценка экономической эффективности и учет рисков инвестиционных проектов по освоению запасов меких месторождений природного газа тема диссертации по экономике, полный текст автореферата
Автореферат
| Ученая степень | кандидат экономических наук |
| Автор | Лазарев, Евгений Игоревич |
| Место защиты | Москва |
| Год | 2011 |
| Шифр ВАК РФ | 08.00.05 |
Диссертация
Автореферат диссертации по теме "Оценка экономической эффективности и учет рисков инвестиционных проектов по освоению запасов меких месторождений природного газа"
4859552
ЛАЗАРЕВ ЕВГЕНИИ ИГОРЕВИЧ
ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ И УЧЕТ РИСКОВ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ ПО ОСВОЕНИЮ ЗАПАСОВ МЕКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Специальность 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями и комплексами - промышленность)
1 О НОЯ 2011
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук
Москва-2011
4859552
Работа выпонена в открытом акционерном обществе Газпром промгаз
Научный руководитель:
доктор технических наук Ставровский Евгений Романович
Официальные оппоненты:
доктор экономических наук, профессор Гужновский Лев Петрович
кандидат экономических наук, доцент Пельменева Анастасия Алексеевна
Ведущая организация: Московский филиал ФГУНПП Росгеофонда научный центр ВИЭМС
Защита состоится 22 ноября 2011 года в 15 часов на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 11991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65, аудитория 1318.
Отзывы на диссертацию и автореферат, заверенные печатью, просим направлять в двух экземплярах по указанному адресу.
С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.
Автореферат разослан 21 октября 2011 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, доктор экономических наук, профессор
/В.Д. Зубарева /
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность исследования. Освоение меких месторождений природного газа (ММПГ) связано с продожительными сроками реализации инвестиционных проектов (ИП), относительно низкими доходами и высокими рисками разного рода, которые с трудом поддаются формализации и оценке обычными методами. Как результат, 689 меких месторождений с запасами природного газа свыше 2,5 трн. м3 слабо задействованы в экономике - не имея обоснованной информации о результатах ИП, нефтегазовые компании (НТК) предпочитают активы с более выгодным соотношением риска и доходности.
Тем не менее, существует ряд факторов, которые свидетельствуют о приближении эры ММПГ. Среди них истощение запасов Западной Сибири, удаленность от потребителей и транспортных магистралей новых крупных месторождений Восточной Сибири и шельфа и их ориентация на экспорт, опасения, которые связаны с развитием ядерной энергетики, низкий уровень развития технологий альтернативного использования энергии и пр. Если прибавить к этому непрерывный рост цен на энергоносители, запасы ММПГ можно считать существенным резервом, который способен улучшить структуру топливных балансов в некоторых регионах страны.
Наилучшими перспективами обладают регионы Европейской части - многие из них испытывают дефицит топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), при этом обладают развитой инфраструктурой и платежеспособным спросом. В этих регионах сформированы предпосыки к тому, что ИП вовлечения в хозяйственный оборот ММПГ постепенно станут более популярными среди инвесторов. Это означает, что исследование условий реализации ИП освоения запасов ММПГ, их экономическая оценка и учет рисков также являются актуальными направлениями научно-практической деятельности.
Предмет и объект исследования. Объект исследования - ресурсная база ММПГ. Предмет исследования - оценка экономической эффективности и рисков ИП освоения запасов ММПГ.
Цель работы - исследовать условия для вовлечения запасов ММПГ в хозяйственный оборот и разработать методы оценки экономической эффективности и рисков таких ИП. Для достижения указанной цели поставлены и последовательно решены следующие задачи:
1. проанализировать значение ММПГ для газовой отрасли РФ и изучить
факторы, которые влияют на эффективность их освоения;
2. провести геолого-экономическую оценку ресурсной базы ММПГ одного из регионов РФ с учетом непоноты, противоречивости и недостоверности информации;
3. изучить, при каких условиях вовлечение запасов ММПГ в хозяйственный оборот будет экономически эффективным и описать эту ситуацию с помощью математических моделей;
4. разработать и обосновать методы количественной оценки рисков и экономической эффективности ИП освоения запасов ММПГ;
5. обосновать рациональную организационно-правовую форму реализации ИП освоения запасов ММПГ.
Основные результаты работы и их научная новизна:
1. Предложены принципы и модели комплексной многокритериальной геолого-экономической оценки ММПГ в условиях неопределенности и риска;
2. Разработаны модели согласования объемов добычи и цен сбыта при выработке основных проектных решений по освоению запасов ММПГ;
3. Предложен метод вероятностной оценки экономической эффективности и рисков инвестиционных проектов по освоению запасов ММПГ;
4. Разработаны предложения по регулированию организационно-правовых и финансово-экономических отношений между участниками процесса вовлечения запасов ММПГ в хозяйственный оборот.
Теоретическая и методологическая основа диссертации - труды ведущих ученых и специалистов в области экономики минерального сырья, теории управления и оценки инвестиций. Среди них работы Л.И. Абакина, Ю.П. Ампилова, А.Ф. Андреева, Н.В. Бекетова, И.В. Белоусенко, Н.В. Буркова, А.И. Гриценко, В.Ф. Дунаева, A.A. Зиновьева, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, В.Д. Зубаревой, A.M. Карасевича, А.Э. Конторовича, А.Г. Коржубаева, A.A. Крылова, И.И. Мазура, A.M. Мастепанова, Е.С. Мелехина, Д. Неймана, А.И. Перчика, В.В. Ремизова, Т.Л. Саати, Е.Р. Ставровского, Н.М. Сторонского, Э.А. Трахтенгерца, А.Д. Шеремета, А.Б. Яновского и других авторов.
Практическая ценность исследования состоит в разработке рекомендаций, которые направлены на повышение эффективности работы газовой отрасли и более поное использование ресурсного потенциала. Результаты диссертации могут быть применены:
Х при расчетах экономической эффективности ИП освоения ММПГ и количественном анализе рисков, которые связаны с их реализацией;
Х в работе Федеральных органов испонительной власти и органов испонительной власти субъектов РФ в целях совершенствования регулирования хозяйственных отношений в недропользовании;
Х группой Газпром и прочими хозяйствующими субъектами при планировании использования ресурсной базы ММПГ.
Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались и обсуждались на производственных совещаниях ОАО Газпром промгаз и на пяти научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов газовой промышленности в 2008-2011 гг. По теме диссертации автором опубликовано 7 печатных работ в периодических научных изданиях, из них 3 из Перечня, рекомендованного ВАК Минобразования.
Структура и объем работы. Общий объем работы 143 страницы машинописного текста, в т.ч. введение, 3 главы, заключение, список литературы и пять приложений.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ, ВЫНОСИМЫЕ НА ЗАЩИТУ
1. Предложены принципы и модели комплексной многокритериальной геолого-экономической оценки меких месторождений природного газа в условиях неопределенности и риска
Первый этап выбора перспективного для инвестирования ММПГ - геолого-экономическая оценка (ГЭО) ресурсной базы. Под ГЭО понимают комплексный анализ различных факторов, которые оказывают влияние на эффективность освоения участков недр. Таких факторов достаточно много. Обьино их либо разделяют на несколько групп (экономические, геологические, технические, территориальные, социальные и др.) и учитывают раздельно, либо сводят к единственному интегральному показателю типа ЧДД. Отдельные факторы не дают общей картины, а расчет ЧДЦ не учитывает многих важных обстоятельств и некорректен на прединвестиционной стадии. Это означает, что оба способа могут приводить к неверным результатам.
Весьма часто геолого-промысловая информация о ММПГ неизвестна или основана на фрагментарных и противоречивых данных. Более достоверные оценки
требуют допонительных инвестиций. Так как даже незначительное увеличение инвестиционного бремени существенно снижает эффективность проекта, для пользователей ММ11Г (а ими часто являются небольшие НТК) вопрос затрат на доразведку недр практически не актуален. Инвесторы идут на риск. Последнее делает использование экспертных суждений неизбежным. Они субъективны, а их точность ограничена квалификацией экспертов (геологов, разработчиков, экономистов), возможностями сейсмики, допусками ЗО-моделей, наличием информации об объектах-аналогах и пр.
Следовательно, ГЭО меких месторождений дожна быть организована так, чтобы в ней учитывались не только измерения численных параметров, но и косвенные данные, а также мнения экспертов. В диссертации разработаны модели, которые помогают решить эту задачу. Они опираются на метод анализа иерархий (МАИ). Это позволяет разложить сложную проблему многокритериального выбора на простые логические схемы и принимать решения с учетом всех обстоятельств, имеющих отношение к проблеме. Такая ГЭО подразумевает выпонение следующего агоритма действий:
1. Определяют факторы, которые влияют на эффективность освоения запасов. В соответствии с принципами МАИ, сходные факторы объединяют в группы и вырабатывают иерархически организованную логическую схему многокритериальной геолого-экономической оценки ММПГ;
2. В специальной программе с помощью матриц суждений (МС) сначала сравнивают группы факторов, а потом и сами факторы попарно между собой и оценивают их значимость. Так получают числовую структуру модели (типа изображенной на рис. 1). Важно, что эксперт может предложить свою логическую схему, в том числе с большим числом иерархических уровней, опираясь на предложенный в работе образец. Сущность анализа от этого не меняется;
3. Альтернативы (ММПГ) сопоставляют между собой по каждому фактору, который входит в модель, также пользуясь МС. Итоговый результат ГЭО, т.е. приоритеты освоения геологических объектов, получают как линейную свертку (сумма произведений весов альтернатив, полученных по каждому критерию, на веса критериев).
Такой подход позволяет не только сделать обоснованный выбор между альтернативами с учетом многих разнородных критериев, но может служить универсальным языком общения между экспертами, согласуй их оценки и
суждения. Чтобы учесть сравнительную значимость разных мнений, достаточно создать допонительную иерархическую схему и отразить в ней уровни компетенции экспертов.
Матрица суждений - ключевой элемент предложенных моделей многокритериальной оценки. Она представляет собой квадратную таблицу (табл. 1), отражающую попарно сравнительную значимость групп факторов, отдельных факторов в группах, или альтернатив. Запонить матрицу - задача эксперта. Например, во второй строке (капиталовложения) и третьем стобце (геологические характеристики) стоит число 1,183. Это означает, что капиталовложения, по мнению эксперта, на 18,3% более значимый фактор, чем геологические характеристики. Главная диагональ матрицы состоит из единиц.
Таблица 1
Сравнение групп факторов в матрице суждений
Название фактора: 1 2 3 1.452 4 5 6 Вес фактора
1 .Величина и разведанность запасов 1.000 1.228 1.606 0.642 0.770 16.7
2.Капвложения и эксплуатационные затраты 0.814 1.000 1.183 1.308 0.523 0.627 13.6
З.Геологические характеристики 0.689 0.846 1.000 1.106 0.442 0.530 I 11.5
4.Региональные факторы 0.623 0.765 0.904 1.000 0.400 0.479 1 10.4
5.Геолого-промысловые параметры 1.557 1.912 2.261 2.500 1.000 1.198 J 26.0
б.Коммерческие показатели | 1.299 1.596 1.887 2.087 0.835 1.000 1 21.7
Эксперт по очереди сравнивает элементы МС над диагональю между собой. Он может использовать как количественные (пластовое давление на месторождении х в 1,34 раза выше, чем на у), так и качественные показатели типа значительно лучше - лучше - одинаково - хуже - значительно хуже, к примеру, в оценке точности ЗО-моделей этих месторождений. Их легко перевести в количественные с помощью специальных шкал и системы бальных оценок (для квантификации широко распространена девятибальная шкала). Матрица суждений является обратно-симметрической. Это значит, что значимость элемента j по отношению к элементу i является обратной величиной к значимости элемента
i по отношению к элементу j, т.е. а,, = Ч.
При формировании иерархии рекомендуется не задавать чрезмерно много элементов одного уровня. Их значимость будет сложно сопоставлять как на понятийно-психологическом, так и на математическом уровне - возрастет вероятность внесения логически противоречивых суждений. Предлагаемые модели МАИ выявляют степень логической несогласованности суждений эксперта. На это указывает индекс согласованности (ИС). При значении ИС меньше 0,9 (он высвечивается в нижней части МС) эксперту следует скорректировать алогичные суждения.
Рассмотрим особенности применения предлагаемых моделей ГЭО на примере 25 неразрабатываемых ММПГ Краснодарского края. Все месторождения обладают уникальными геолого-промысловыми, территориальными и финансово-экономическими характеристиками. Так как количество альтернатив велико, разбиваем их на группы с меньшим количеством объектов. Это значительно упростит оценку. Группировка выпонена по агоритму -средних: определяют наиболее различающиеся по характеристикам объекты, которые становятся центрами кластеров. В эти кластеры, по принципу схожести, добавляют остальные месторождения. Чтобы сравнить группы между собой, в модель включают лэталоны, т.е. такие месторождения-аналоги, по которым имеется значительный объем геолого-экономической информации. Выбирать их также следует по схемам МАИ. Сопоставив эталоны, эксперт получает инструмент для сравнения месторождений между группами. Если месторождения получили сходные оценки, следует провести еще одну итерацию анализа по более поной схеме МАИ.
Итоговый результат ГЭО ММПГ Краснодарского края (рис. 1) показал, что наиболее выгодное для освоения - месторождение №11 нераспределенного фонда недр (чтобы сохранить конфиденциальность геологической информации, в работе не указаны реальные названия месторождений). Месторождение расположено в Апшеронском районе и содержит 0,9 мрд. м3 газа. В работе также рассмотрен проект совместного освоения месторождений №3 и №5 распределенного фонда недр (они обладают вторым и четвертым приоритетами, соответственно) с общими запасами 0,5 мрд. м3. Эти ММПГ находятся в Тимашевском районе и являются сателитами по отношению к базовому месторождению, мощности инфраструктуры которого постепенно высвобождаются из-за падения добычи. Владелец лицензии на их разработку - Группа Газпром.
Рис. 1. Модель геолого-экономнческон оценки неразрабатываемых ММПГ Краснодарского края
2. Разработаны модели согласования объемов добычи и цен сбыта при выработке основных проектных решений по освоению запасов меких месторождений природного газа
Наличие доступных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) оказывает положительное влияние на развитие экономики региона. Одним из источников ТЭР могут стать мекие месторождения. Традиционные методы их освоения, которые подразумевают выпонение заданной последовательности действий по созданию замкнутой технологической цепочки пласт-промысел-газопровод-потребитель, часто не обеспечивают рентабельности добычи. В основном, из-за высоких издержек в downstream.
Чтобы эффективно вовлечь запасы ММПГ в систему хозяйствования, в работе рекомендовано создавать локальные автономные энергосистемы. Идея заключается в переработке природного газа ММПГ в ТЭР с более высокой добавочной стоимостью (например, электроэнергию, СПГ или КПГ) и их реализации тем промышленным потребителям, которые готовы разместить свои мощности на близлежащем расстоянии от месторождения. Управление системой сводится: 1) к консолидации деятельности недропользователя и потребителей ТЭР под эгидой региональных органов власти и 2) согласованию между ними объемов добычи и цен сбыта при выработке основных проектных решений.
Сущность первой задачи управления можно описать так: с одной стороны, в регионе ежегодно реализуется некоторое количество ИП, которые являются потенциальными потребителями ТЭР; с другой - на территории региона сосредоточены ММПГ - потенциальные поставщики ТЭР, запасы которых не востребованы. Если объединить реализацию этих ИП на стадии проектирования, получится устойчивая система производства и потребления, координацию которой будут осуществлять региональные власти в лице специальных комиссий по освоению запасов неиспользуемых меких месторождений.
Это взаимодействие схематично изображено на рис. 2. Рекомендовано, чтобы оно подчинялось следующему агоритму: недропользователь готовит и подает в Комиссию детализированную заявку о возможности поставить определенный объем ТЭР. Члены Комиссии, в которую, под председательством дожностного лица, назначенного главой субъекта Федерации, входят сотрудники департамента по ТЭК, группы экономических департаментов, представители органов местного самоуправления и заинтересованных хозяйствующих субъектов,
прогнозируют потенциал спроса на ТЭР в регионе и составляют реестр потенциальных потребителей. Комиссия определяет первоочередные объекты поставки с учетом задач социально-экономического развития региона и интересов недропользователя и потребителей, готовит предложения по оказанию им разноплановых мер поддержки в рамках действующего законодательства. Взамен регион получает бюджетный эффект, создает новые рабочие места, улучшает инвестиционный климат и пр.
Субъект Федерации
Дисконт на ТЭР
Рациональное
размещение -^-
Рис. 2. Предложенная схема взаимодействия недропользователя ММПГ, потребителей ТЭР и региональных органов власти
Вторая задача управления, т.е. согласование объемов добычи и цен сбыта между хозяйствующими субъектами, представляет собой конфликт экономических интересов: недропользователь стремится обеспечить максимум прибыли от продажи ТЭР, а потребители - минимум убытков от их покупки. При этом выигрыш одного равен проигрышу другого. Эта описано с помощью теоретико-игровой модели, в которой дано описание внешних условий игры, ее участников, их возможных стратегий и способа оценки результатов действий игроков.
В более общем виде участниками игры являются: недропользователь, потребители, региональные органы испонительной власти и Группа Газпром. Их стратегии определены с помощью схем логического анализа МАИ. Если стратегии государства (политика разумной поддержки бизнеса) и Газпрома (который может либо стать пользователем ММПГ, либо не препятствовать их освоению частными
Комиссия по освоению запасов
неиспользуемых меких
месторождений
НГК) фиксированы, то взаимоотношения недропользователя и потребителей можно представить в виде антагонистической матричной игры с нулевой суммой и поной информацией. Ее решением будет ситуация равновесия, при которой ни одному из игроков не выгодно изменять стратегию:
недропользователь находит две границы цены: нижнюю (равную порогу рентабельности) и верхнюю, которая обычно ограничена ценой на этот вид ТЭР в этом районе;
потребители выбирают из всех доступных поставщиков ТЭР. Если приобретение ТЭР у недропользователя ММПГ будет более выгодным, то и перед потребителями также открывается ценовой диапазон. Минимальный выигрыш (верхняя граница) - это разница между средней ценой региона и ценой недропользователя ММПГ, а максимальный (нижняя граница) - тот предел, до которого недропользователь готов опустить свою цену.
Если границы недропользователя и потребителей пересекаются, суть игры сводится к борьбе за установление цены в общем диапазоне (рис. 3). Чтобы вычислить его значения, приходится учитывать многие обстоятельства, в том числе добычные возможности месторождения, затраты на извлечение, подготовку и переработку сырья, вид производимого из газа ТЭР, тип и КПД оборудования, величину спроса на ТЭР, господдержку, и др. Моделирование игры осуществляется с помощью специальной компьютерной программы. Рассмотрим принцип ее работы на примере оценки ценового диапазона для проектов по производству электроэнергии на базе неразрабатываемых ММПГ Краснодарского края (выбор месторождений обоснован в первом защищаемом положении).
Диапазон борьбы за цену Цена в регионе
-О-----О О-.....чь
Нингя гроннц^ Нижняя граница Все-хньл фэшча верхняя граница
иэ|рсСл1сля недропользователя пр^биюпн недропользователя
Рис. 3. Диапазон борьбы за цену на ТЭР
Сначала геологи определяют технологический режим разработки ММПГ, а экономисты - соответствующие ему капитальные вложения и эксплуатационные затраты. Полученные значения вводят в программу. Себестоимость газа обозначим у. На основании объема добычи и у, а также стоимостных и технологических показателей электрогенерирующей установки, рассчитаем количество вырабатываемой электроэнергии и ее себестоимость у_(у).
Значения у и % можно считать огггимальными Ч рост объема добычи приведет к снижению коэффициента извлечения запасов, а его снижение - к сокращению доходов. Расчеты справедливы дня случая, когда недропользователь поностью обеспечит спрос. Программа описывает эту ситуацию и автоматически определяет ценовой диапазон как разницу между % (с учетом требуемой нормы рентабельности) и тарифом на электроэнергию в регионе, после чего строит соответствующую диаграмму. Если спрос ниже потенциального предложения, пользователь программы вводит это значение (в % от производительности ММПГ). Значения у, % и ценового диапазона пересчитываются автоматически. Ясно, что менее высокому спросу соответствует меньший ценовой диапазон, т.е. меньший интерес со стороны потребителей.
Пользователь может скорректировать значение у и если не уверен в расчетах. Это позволяет провести анализ чувствительности и оценить потенциал безопасного увеличения затрат. Подобным образом могут быть скорректированы и остальные показатели. При значениях спроса ниже определенного уровня (или высокой себестоимости ТЭР) в ценовой диапазон входят отрицательные значения, что означает нецелесообразность освоения запасов.
Применение созданной программы для оценки ценового диапазона для отобранных месторождений позволило:
Х в зависимости от спроса определить затраты на генерацию электроэнергии и сравнить их с тарифами в регионе;
Х проанализировать чувствительность ценового диапазона и выделить факторы риска;
Х оценить эффекты экономии затрат на электроэнергию для потребителя;
Х определить лэффективный радиус реализации ТЭР и пр. Окончательное решение об объемах поставок ТЭР и установлении цены -
предмет переговоров поставщика и потребителя ТЭР, поэтому найти однозначное решение игры без ввода допонительной информации не представляется возможным. В качестве наиболее вероятного значения взята середина ценового диапазона при 90% спросе на продукцию. Оно использовано для оценки экономической эффективности и рисков двух независимых ИП по освоению ММПГ.
3. Предложен метод вероятностной оценки экономической
эффективности и рисков инвестиционных проектов по освоению запасов меких месторождений природного газа
Экономическая оценка ИП является достаточно сложньм процессом. Она требует учета не только числовых показателей, но и различных трудно формализуемых факторов. Среди них непонота и неточность данных, субъективизм суждений, неопределенность прогнозов и пр. Результатом оценки является информация о проекте, на основании которой принимают решение о целесообразности авансирования капитала. Так как в добыче газа речь идет о вложении значительных средств на продожительные сроки, подготовка этой информации и обоснование доходности и рисков ИП особенно важны.
Обычно для оценки экономической эффективности инвестиций применяют детерминированный подход. Он не дает количественных оценок рисков (как вероятностей). Наиболее распространенным способом вероятностного проектного анализа является метод Монте-Карло (ММК). Он эффективен, если задача параметризована. Если же требуется построить заранее неизвестное эмпирическое распределение показателя и достоверно оценить его хвосты, то эффективность ММК существенно снижается.
Большинство значений исходных параметров ИП, таких как затраты, цены на продукцию, объемы реализации и пр. определяют эксперты. Чтобы оценить их, они используют геологические, технологические и др. данные, прогнозы аналитических компаний, госструктур и собственные знания. Из-за дефицита эмпирической информации о ММПГ и недостоверности прогнозов (предсказать будущее на длительный период невозможно) эти оценки субъективны и связаны с неопределенностью. Это означает, что и рассчитываемые на их основе экономические показатели не могут быть детерминированными.
Другими словами, и параметры ИП, и критерий ЧДД (как сумма этих параметров) дожны рассматриваться как случайные величины с некоторыми законами распределения. Гипотезы о видах этих распределений могут быть только умозрительными, так как никакой статистики о возможных изменениях этих данных в будущем (а срок жизни проектов в нефтегазовой сфере измеряется десятками лет) не существует. Ретроспективные оценки неприменимы из-за нестабильности экономической конъюнктуры в предшествующие десятилетия. Таким образом, выбор распределений исходных показателей, как и само исследование рисков, сопряженных с реализацией проекта, можно считать
прерогативой эксперта. Он задает возможные ошибки в оценках параметров ИП и этим лиспытывает проект на прочность. Проект принимают, если запас его рентабельности достаточно велик.
Для оценки рисков и экономической эффективности ИП в работе предложен следующий порядок действий. Эксперт прогнозирует: 1) траекторию изменения во времени исходных параметров, по которой рассчитывают детерминированное значение ЧДЦ и 2) распределения отклонений значений параметров от нее, как ошибок прогноза. Например, эксперт считает, что в году / цена на газ будет 3,3 руб. за м3. При этом он допускает, что детерминированный прогноз может не сбыться, но уверен, что цена примет одно из значений в интервале от 2,9 до 3,8 руб. за м3. Ситуацию удобно описывать с помощью нормального, либо треугольного (симметричного или несимметричного) распределения. Дисперсия треугольного распределения при одинаковых диапазонах варьирования выше, т.е. такой прогноз будет более пессимистическим. Зная закон распределения, интервал варьирования и доверительную вероятность попадания в этот интервал, можно рассчитать параметры распределения анализируемой величины с учетом опасений и ожиданий эксперта.
Итак, вероятностный метод оценки экономической эффективности и учета рисков предполагает, что эксперт работает со случайными отклонениями параметров ИП от их прогноза. В этом случае классическая формула расчета ЧДД принимает следующий вид:
1=1 1=1
/?,() = (1 + )"' - значение коэффициента дисконтирования в год У, - вклад в чистый дисконтированный доход проекта в год I, ((= 1,2,. ..7); ЯД 2- совокупные эффекты и затраты в год V, Ко - первоначальные инвестиции;
У,', Л,*, 2' и Го*- детерминированные прогнозные значения основных параметров; А У,, ДД А2Д АКо - случайные приращения прогнозных значений (ошибки прогноза)
Если предположить, что ошибки прогноза независимы в совокупности и для них выпоняется условие Линдеберга, то согласно центральной предельной теореме (ЦПТ) распределение ЧДЦ дожно быть близким к нормальному. Условию Линдеберга удовлетворяют, в частности, любые равномерно
ограниченные последовательности случайных величин, а это свойство в практически важных для рассматриваемых задач случаях всегда имеет место.
Число укрупненных параметров проекта равно 6Т, т.е. оно растет весьма быстро с ростом срока жизни ИП. Для газовой отрасли Т обычно соответствует сумме сроков лицензий на разведку и добычу и составляет 25 лет. ЦПТ в этих условиях утверждает, что при широких предположениях относительно вида распределений исходных компонентов, итоговое распределение ДY (отклонений ЧДД от прогнозных значений) сходится по вероятности к нормальному закону со средним и дисперсией, вычисляемым по формулам:
Цд г= ДИай,] + М[Д4]-МА^,]-МДС,]-М[ДЯ,]}-М[ДА:0] (2)
Олу 2 = i; л2 {>[Л, ] + D[AA,) + D[AK, ] + D[AC, ] + D[AH, ]} + D[&K0 ], (3)
M[...], >[...] - символы матожидания и дисперсии случайной величины; А, - амортизационные отчисления в год t, остающиеся в распоряжении предприятия;
К, - инвестиции в год t (Ко - начальные инвестиции в момент 0); С, - текущие издержки (за исключением амортизации) в год f; Я, -сумма налоговых отчислений и платежей по кредитам в год t
При таком распределении ошибок ДУ значения ЧДД подчиняются нормальному закону распределения вероятностей с функцией распределения:
I у jy-pf
F(y) = Р{ЧДД{Т)<у) = -г=- \е ^ dy ^ = + ^ = 0л,.2 (4) V in а
Значения интеграла (4) легко вычислить в MS Excel. Функция F(y) поностью задает ЧДД как случайную величину и позволяет с любой точностью определить квантили ЧДД, не используя метод статистических испытаний. Преимущество такого подхода состоит еще и в том, что отпадает нужда в традиционном анализе чувствительности, так как ЧДД линейно зависит от случайных параметров, а ее функция распределения выражается аналитически через их матожидания и дисперсии по формулам (2) - (4).
Проектные риски количественно оцениваются с помощью функции распределения ЧДД. Для этого удобно использовать следующие показатели: . F(n) - вероятность того, что значение ЧДД будет меньше детерминированного прогноза;
. (х - М{ЧДЦ(7)| ЧДД(7)<р.} - ожидаемые потери ЧДД по сравнению с его
прогнозным значением при условии реализации риска; . ДО) - вероятность того, что значение ЧДД будет отрицательным (риск возникновения убытков);
Х Л/{ЧДД(7*)| ЧДД(Г)<0} - средние размеры возможных убытков при условии их возникновения.
Сравнение экономической эффективности пары ИП с учетом рисков следует осуществлять таким образом:
. в случае, когда |ii>|b и Oi<a2 (или симметричном ему) выбор очевиден;
Х если |1|>Ц2>0 (средний ЧДД проекта не дожен быть отрицательным), а ai>a2 (ожидаемый ЧДД в первом проекте выше, но и риск по нему выше), естественно ввести показатель, который отражает вероятность того, что ЧДД первого проекта больше, чем у второго (ЧДД]>ЧДД2):
Р,2=Р{ЧДД,>ЧДД2} = jF2(x)tf;(x) = j>2(x)p, (*)<&, (S)
-СО -СС
F\(x), Fi(x) - функции распределения ЧДД за сроки Гь7\ жизни первого и второго проектов;
9,(х) = <А1 - плотность распределения ЧДД для j-го проекта (г = 1,2).
При нормальном распределении ЧДД обоих проектов и при независимых ЧДД] и ЧДД2 интеграл (5) может быть подсчитан так: введем случайную величину S = ЧДД| - ЧДД2, (также распределенную нормально) со средним Л/ =Ц|-Ц2 и дисперсией о.52=СТ|2+0|2. Тогда:
Рх2 = 1 -Рг\ = 1 -Fs{0) = 1 - -7=Ч \е га;
Правило предпочтения одного проекта другому сформулировано так:
Х при |Pi2 - 0,5| < е - проекты имеют приблизительно одинаковую рентабельность;
. при Р\2 > 0,5 + е - первый проект предпочтительнее второго;
Х при Р\2 < 0,5 - е - второй проект предпочтительнее первого, где б -положительное число, определяющее порог чувствительности.
Если эксперту необходимо сравнить несколько проектов, достаточно сравнить их попарно, учитывая свойство транзитивности критерия. Величина ЧДД является важным, но далеко не единственным фактором, влияющим на инвестиционные решения. Выбор ИП зависит и от многих других обстоятельств, значительную часть из которых не удается оценить количественно. Обычно их приходится держать в голове и учитывать интуитивно. Более рационально сделать это с помощью МАИ - достаточно включить в схему анализа показатели ЧДД и вероятностных характеристик ЧДД.
Предложенный в работе метод апробирован на примере оценки экономической эффективности и рисков ИП по освоению запасов ММПГ Краснодарского края (проект 1 - освоение месторождения №11, проект 2 -совместное освоение месторождений №3 и №5). Обоснованность выбора именно этих проектов обсуждается в первом защищаемом положении. На рис. 4 построены графики плотности вероятности ЧДД. Хотя ЧДД Проекта 2 меньше, его реализация более выгодна для инвестора, так как и его риски меньше. полный анализ этих ИП по МАИ подтверждает гипотезу: большим приоритетом обладает проект №2.
Рис. 4. Графики плотности вероятности ЧДД для проектов освоения запасов ММПГ
4. Разработаны предложения по регулированию организационно-правовых и финансово-экономических отношений между участниками процесса вовлечения запасов меких месторождений природного газа в хозяйственный оборот
Взаимодействие хозяйствующих субъектов в локальных системах производства и потребления предложенного типа является взаимовыгодным: недропользователю (частной НГК или Газпрому) обеспечен рынок сбыта продукции и конкурентное преимущество за счет минимизации транспортных и сбытовых расходов, а потребители получают стабильный источник ТЭР по более низким ценам. Такая система сотрудничества является достаточно простой и устойчивой. Она будет работать более эффективно, если объединить ее элементы под началом управляющей компании (УК).
Функция УК - координировать деятельность как недропользователя, так и потребителя, и оптимальным образом распределять между ними финансовые и ресурсные потоки. Это позволит достичь компромисса интересов в противоборстве за цену на ТЭР, рационального размещения производства и синергетического эффекта в снижении издержек при поставках продукции. Для получения гарантий устойчивого финансирования вложений и оборотного капитала в учредители УК предложено привлечь и банковскую организацию (на условиях участия в распределении прибыли). Это объединит предприятия в рамках общей стратегии и будет способствовать повышению рентабельности и конкурентоспособности УК. Интерес коммерческого банка к такому проекту может быть обусловлен возможностью максимизировать доходы за счет диверсификации деятельности и источников поступлений. Предлагаемая схема работы УК изображена на рис. 5.
Учитывая специфику деятельности создаваемой УК, наилучшей организационно-правовой формой как УК, так и ее бизнес-единиц (БЕ) следует считать общество с ограниченной ответственностью (ООО). Анализ нормативно-правовой базы и известных способов организации бизнеса в нефтегазовой отрасли свидетельствует, что такие структуры обычно называют группой компаний. Управление в них следует осуществлять по имущественному принципу. Если организационно-правовой формой УК выступает ООО, высокие организационно-правовые риски, неизбежно связанные с совместной деятельностью изначально независимых бизнес-субъектов, оказываются надежно хеджированы
проработанностью законодательства и количеством примеров справедливого разрешения судебных разбирательств. Тем не менее, такая форма также несовершенна. Основные преимущества и недостатки при создании группы компаний предложенным образом представлены в табл. 2.
Администрация субъекта Федерации
Законодательная инициатива по вопросу предоставления льгот при освоении запасов ММПГ
Комиссия по освоению запасов неиспользуемых ММПГ
Х департамент по инвестициям и проектному сопровоадению департамент по финансам, бюджету и контролю департамент экономического развития Х департамент по ТЭК
Диверсификация источников поступлений и: возможность участия в программах поддержки предпринимательства
Региональныепрограммы поддержки
| Определение
| стратегии ! '; ичцЩ'Щ"л"л" : Формирование;
| развития и ............................................... : прибыли от Х
| финансирование | |...............................................Х; хозяйственной |
: деятельности : Потребители ТЭР '-'ЩЦ'...............
Рис. 5. Предложенная схема организационно-правовых отношений при освоении
запасов ММПГ
Достигнув соглашения об организационно-правовой форме компании, следует коротко обозначить основные задачи всех участников группы:
УК отражает интересы всех учредителей, обеспечивает динамичное развитие, своевременное финансирование и координацию производственно-хозяйственной деятельности БЕ группы, в т.ч. в части установления цен на ТЭР;
БЕ дожны обеспечить самоокупаемость и рентабельность своих предприятий, развитие производства и максимизацию доходности УК. Для этого БЕ следует выбирать такую бизнес-стратегию, при которой УК получала бы максимум прибыли (даже в ущерб интересам самой БЕ).
Для моделирования подобных ситуаций в работе использован игровой подход. В зависимости от вида реализуемого ТЭР (анализ выпонен для природного газа и электроэнергии), цена может принимать различные значения в
пределах общего для недропользователя и потребителей ценового диапазона. Середина диапазона примерно соответствует равнозначной эффективности, а крайние значения - максимальной выгоде одной из БЕ. Значения цены, при которых освоение запасов становится убыточным для недропользователя, не рассматривались. Поступления от освоения запасов ММПГ будут распределены так, как показано в табл. 3.
Таблица 2
Основные преимущества и недостатки создания группы компаний
Преимущества Недостатки
1. согласованное формирование и оперативная корректировка краткосрочных и стратегических целей и задач развития со стороны менеджеров БЕ 1. угрозы неточного и несправедливого распределения долей в уставном капитале УК и возможные юридические ошибки при составлении устава
2. оптимизация финансирования и получение синергетического эффекта от производственно-хозяйственной деятельности БЕ группы компаний, а также оперативное привлечение внешних источников финансовых ресурсов 2. сложности в учете и урегулировании противоречивых бизнес-интересов менеджмента каждой БЕ при организации УК
3. оперативное осуществление управленческих решений и координация ПХД участников группы компаний в кризисных ситуациях 3. отсутствие в отечественной практике проработанного механизма построения хозяйственных отношений в группе компаний с участием банковских структур
4. раздельный учет и контроль хозяйственной деятельности БЕ, перераспределение издержек и доходов между участниками, минимизация коммерческих, управленческих, финансовых и прочих рисков, в т.ч. рисков захвата и реорганизации собственности со стороны третьих лиц и пр. 4. угроза бюрократизации и отсутствия прозрачности хозяйственных отношений между участниками группы, а также необходимость несения затрат на функционирование УК
Из структуры распределения поступлений (табл.3) и результатов оценки экономической эффективности и рисков следует, что оба проанализированных ИП являются экономически эффективными. Их реализация может быть выгодна как для частного инвестора, так и для группы Газпром.
Таблица 3
Распределение поступлений недропользователя, потребителей и органов государственной власти субъекта РФ
Варианты цены (тарифа) Варианты реализации проектов ЧДД недропользователя, тыс. руб. Выгода потребителей, тыс. руб. * Поступления в бюджет региона, тыс. руб. **
Проект 1: освоение запасов месторождения №11 (частная НГК)
Цена региона, максимальная выгода недропользователя Электрическая энергия 1 478 359 0 314 116
Природный газ 593 343 0 196 357
Паритет цены, равные условия для Электрическая энергия 849 712 29 760 208 794
недропользователя и потребителей Природный газ 335 162 42 902 127 867
Минимальная цена, максимальная выгода потребителей Электрическая энергия 85 681 59 521 39 190
Природный газ 34 706 85 805 29 596
Проект 2: совместное освоение запасов месторождений №3 и №5 (Группа Газпром)
Цена региона, максимальная выгода недропользователя Электрическая энергия 1 198 701 0 166 767
Природный газ 396 765 0 106 312
Паритет цены, равные условия для Электрическая энергия 708 773 15 067 94 593
недропользователя и потребителей Природный газ 279 558 20 393 56 775
Минимальная цена, максимальная выгода потребителей Электрическая энергия 64 305 30 134 18 942
Природный газ 27 343 40 786 13 993
* отражают годовую экономию от приобретения ТЭР у недропользователя ММПГ
* * отражают величину налоговых поступлений от ИП по освоению запасов ММПГ (с учетом предоставляемых льгот по налогу на имущество (1,1%) и налогу на прибыль (4,5%) в пределах пономочий субъекта РФ на период окупаемости)
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
Отсутствие специальных технологий, непроработанность нормативно-правовой базы, невысокие доходы и высокие риски, которые не удается оценить -это основные причины, по которым НТК не интересны запасы ММПГ. Результаты работы показали, что применение новых подходов к реализации ИП в сочетании с более развитыми методами количественной оценки эффективности и рисков могут создать такой интерес. Это, в свою очередь, превращает ММПГ в важный источник роста как для региональной экономики, так и для газовой отрасли в целом.
Основные выводы и рекомендации сводятся к следующему:
1. Освоение запасов ММПГ следует осуществлять локально. Это позволит решить многие задачи, в т.ч. сбалансированное развитие ТЭК, оптимальное перераспределение экспортных и внутренних потоков, более поное освоение ресурсной базы и пр.
2. Наиболее эффективным инструментом многокритериальной геолого-экономической оценки ММПГ с учетом непоной информации и множества разнородных факторов количественного и качественного характера является метод анализа иерархий (МАИ), модели и типовые логические схемы которого предложены в работе;
3. Для согласования объемов добычи и цен сбыта между недропользователем и потребителями при выработке основных проектных решений следует использовать предложенные в работе теоретико-игровые модели, которые позволяют:
Х минимизировать затраты недропользователя и потребителя, повысить конкурентоспособность их продукции и оптимизировать размещение производственных мощностей;
Х увеличить бюджетные поступления и внести вклад в социально-экономическое развитие регионов РФ, которые обладают соответствующей ресурсной базой;
Х оптимальным образом распределить потоки энергоресурсов на внешнем и внутреннем рынках;
Х оценить эффективный радиус освоения ММПГ.
4. Установлено, что при продожительных сроках реализации, характерных для ИП по добыче газа, случайная величина ЧДД (при широких
предположениях об исходных параметрах проекта) приближенно следует нормальному закону распределения вероятностей. Это означает, что для количественной оценки рисков достаточно рассчитать матожидание, дисперсию и построить функцию распределения ЧДД. Чтобы при выборе ИП учесть все значимые факторы, которые влияют на эффективность его реализации, итоговый анализ следует допонить логическими схемами МАИ;
5. Регулирование и координацию взаимодействия предприятий недропользователя и потребителей ТЭР в процессе освоения запасов ММПГ рекомендовано осуществлять в соответствии с разработанными организационно-правовыми и финансово-экономическими предложениями.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИОННОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:
Статьи в научных изданиях из перечня ВАК:
1. Е.Р. Ставровский, Е.И. Лазарев Совершенствование методов вероятностной оценки экономической эффективности и рисков инвестиционных проектов в газовой отрасли // Журнал Экономика и управление в нефтегазовом комплексе №4,2011 г. стр. 32-41.
2. Е.И. Лазарев, О перспективах генерации электроэнергии на базе меких месторождений природного газа // Журнал Нефть, газ и бизнес №5, 2009 г., стр. 54-57
3. Е.И. Лазарев, Перспективные направления использования природного газа меких месторождений на основе развития малой энергетики // Журнал Управление качеством в нефтегазовом комплексе, №3, 2009 г., стр. 12-14
Другие публикации:
4. Е.И. Лазарев, Энергия малого газа // Журнал Нефть и капитал, №10, 2009 г., стр. 42-45
5. Е.И. Лазарев Организационно-экономический механизм освоения неиспользуемых запасов меких месторождений природного газа // научно-экономический сборник Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности, №2, 2009 г., стр. 64-71
6. Е.И. Лазарев, Малая энергетика: новые рабочие места // Журнал Служба кадров и персонал №9,2009 г., стр. 9-11
7. Е.И. Лазарев, Перспективные направления повышения надежности
энергетической безопасности регионов РФ на основе развития малой энергетики (на примере Краснодарского края). Материалы V научно-практической конференции ЗАО Ямагазинвест, 2009 г., стр. 39-45.
Подписано в печать 19.10.2011. Формат 60x90/16.
Бумага офсетная Усл. п.л.
Тираж 100 экз. Заказ № 431
Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44
Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Лазарев, Евгений Игоревич
Введение.
ГЛАВА 1. Новые принципы и модели комплексной геолого-экономической оценки меких месторождений природного газа в условиях неопределенности и риска.
1.1; Анализ роли меких месторождений в структуре минерально-сырьевой базы газовой отрасли.
1.2 Исследование факторов, влияющих на эффективность освоения запасов.
1.3 Принципы и модели геолого-экономической оценки ресурсной базы.
ГЛАВА 2. Научно-методические подходы к освоению запасов меких месторождений природного газа.
2.1 Организационно-экономический подход к повышению эффективности освоения запасов меких-месторождений.
2.2. Теоретико-игровая модель согласования проектных решений и экономических интересов участников процесса освоения запасов.
ГЛАВА 3. Методы вероятностной оценки рисков и экономической эффективности освоения запасов меких месторождений природного газа.
3.1 Многокритериальный анализ ресурсной базы в условиях неопределенности.64"
3.2. Вероятностные методьг оценки экономической эффективности и рисков при освоении запасов.
3.3. Принципы регулирования организационно-правовых и финансово-экономических отношений участников процесса освоения запасов.
Диссертация: введение по экономике, на тему "Оценка экономической эффективности и учет рисков инвестиционных проектов по освоению запасов меких месторождений природного газа"
Актуальность темы исследования. Освоение меких месторождений природного газа (ММПГ) связано с продожительными сроками реализации инвестиционных проектов (ИП), относительно низкими доходами и высокими рисками разного рода, которые с трудом поддаются формализации и оценке обычными методами. Как результат, 689 меких месторождений с запасами природного газа свыше 2,5 трн. м слабо задействованы в экономике - не имея обоснованной информации о результатах ИП, нефтегазовые компании (НТК) предпочитают активы с более выгодным соотношением риска и доходности.
Тем не менее, существует ряд факторов, которые свидетельствуют о приближении эры ММПГ. Среди них истощение запасов Западной Сибири, удаленность от потребителей и транспортных магистралей новых крупных месторождений Восточной Сибири и шельфа и их ориентация* на экспорт, опасения, которые связаны с развитием ядерной энергетики, низкий уровень развития' технологий альтернативного использования энергии и пр. Если прибавить к этому непрерывныйрост цен на энергоносители, запасы ММПГ можно считать существенным резервом, который способен улучшить структуру топливных балансов в некоторых регионах страны.
Наилучшими перспективами обладают регионы Европейской части -многие из них испытывают дефицит топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), при этом обладают развитой инфраструктурой и платежеспособным спросом. В этих регионах сформированы, предпосыки к тому, что ИП вовлечения в хозяйственный оборот ММПГ постепенно станут более популярными среди инвесторов. Это означает, что исследование условий реализации ИП освоения запасов ММПГ, их экономическая оценка и учет рисков также являются актуальными направлениями научно-практической деятельности.
Цель работы - исследовать условия для вовлечения запасов ММПГ в хозяйственный оборот и разработать методы оценки экономической эффективности и рисков таких ИП. Для достижения указанной цели поставлены и последовательно решены следующие задачи:
1. проанализировать значение ММПГ для газовой отрасли РФ и изучить факторы, которые влияют на эффективность их освоения;
2. провести геолого-экономическую оценку ресурсной базы ММПГ одного из регионов РФ с учетом непоноты, противоречивости и недостоверности информации;
3. изучить, при каких условиях вовлечение запасов ММПГ в хозяйственный оборот будет экономически эффективным и описать, эту ситуацию с помощью математических моделей;
4. разработать и обосновать методы количественной оценки рисков и экономической эффективности ИП освоения запасов ММПГ;
5. обосновать рациональную организационно-правовую форму реализации ИП освоения запасов ММПГ.
Основные результаты работы и их научная новизна:
1. Предложены принципы и модели^ комплексной многокритериальной1 геолого-экономической оценки ММПГ в условиях неопределенности и риска;
2. Разработаны модели согласования объемов добычи и цен сбыта при выработке основных проектных решений по освоению запасов ММПГ;
3. Предложен метод вероятностной оценки экономической эффективности и рисков инвестиционных проектов по освоению запасов ММПГ;
4. Разработаны предложения по регулированию организационно-правовых и финансово-экономических отношений между участниками процесса вовлечения запасов ММПГ в хозяйственный оборот.
Теоретическая и методологическая основа диссертации Ч труды ведущих ученых и специалистов в области экономики минерального сырья, теории управления и оценки инвестиций. Среди них работы Л.И. Абакина, Ю.П. Ампилова, А.Ф. Андреева, Н.В. Бекетова, И.В. Белоусенко, Н.В. Буркова, А.И. Гриценко, В.Ф. Дунаева, A.A. Зиновьева, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, В.Д. Зубаревой, A.M. Карасевича, А.Э; Конторовича, А.Г. Коржубаева, A.A. Крылова, И.И. Мазура, A.M. Мастепанова, Е.С. Мелехина, Д. Неймана, А.И. Перчика, В.В. Ремизова, Т.Л. Саати, Е.Р. Ставровского, Н.М. Сторонского, Э.А. Трахтенгерца, А.Д. Шеремета, А.Б. Яновского и других авторов.
Практическая ценность исследования* состоит в разработке рекомендаций, которые направлены на повышение эффективности работы газовой отрасли и более поное использование ресурсного потенциала. Результаты диссертации могут быть применены:
Х при расчетах экономической эффективности ИП освоения ММПГ и количественном анализе рисков, которые связаны с их реализацией;
Х в работе Федеральных органов испонительной власти и органов испонительной власти^ субъектов РФ в- целях совершенствования регулирования хозяйственных отношений в недропользовании;
Х группой Газпром и прочими хозяйствующими субъектами при планировании использования ресурсной базы ММПГ.
Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались и обсуждались на производственных совещаниях ОАО Газпром промгаз и на пяти научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов газовой промышленности в 2008-2011 гг. По теме диссертации автором опубликовано 7 печатных работ в периодических научных изданиях, из них 3 из Перечня, рекомендованного ВАК Минобразования.
Структура и объем работы. Общий объем работы 143 страницы машинописного текста, в т.ч. введение, 3 главы, заключение, список литературы и пять приложений.
Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Лазарев, Евгений Игоревич
Основные выводы и рекомендации сводятся к следующему:
1. Освоение запасов ММПГ следует осуществлять локально. Это позволит решить многие задачи, в т.ч. сбалансированное развитие ТЭК, оптимальное перераспределение экспортных и внутренних потоков, более поное освоение ресурсной базы и пр.
2. Наиболее эффективным инструментом многокритериальной геолого-экономической оценки ММПГ с учетом непоной информации и множества разнородных факторов количественного и качественного характера является метод анализа иерархий (МАИ), модели и типовые логические схемы которого предложены в работе;
3. Для согласования объемов добычи и цен сбыта между недропользователем и потребителями при выработке основных проектных решений следует использовать предложенные в работе теоретико-игровые модели, которые позволяют:
Х минимизировать затраты недропользователя и потребителя, повысить конкурентоспособность их продукции и оптимизировать размещение производственных мощностей;
Х увеличить бюджетные поступления и внести вклад в социально-экономическое развитие регионов РФ, которые обладают соответствующей ресурсной базой; оптимальным образом распределить потоки энергоресурсов на внешнем и внутреннем рынках; оценить эффективный радиус освоения ММПГ.
4. Установлено, что при продожительных сроках реализации, характерных для ИП по добыче газа, случайная величина ЧДД (при широких предположениях об исходных параметрах проекта) приближенно следует нормальному закону распределения вероятностей. Это означает, что для количественной оценки рисков достаточно рассчитать матожидание, дисперсию и построить функцию распределения ЧДД. Чтобы при выборе ИП учесть все значимые факторы, которые влияют на эффективность его реализации, итоговый анализ следует допонить логическими схемами МАИ;
5. Регулирование и координацию взаимодействия предприятий недропользователя и потребителей ТЭР в процессе освоения запасов ММПГ рекомендовано осуществлять в соответствии с разработанными организационно-правовыми и финансово-экономическими предложениями.
Заключение
Отсутствие специальных технологий, непроработанность нормативно-правовой базы, невысокие доходы и высокие риски, которые не удается оценить Ч это основные причины, по которым НТК не интересны запасы ММПГ. Результаты работы показали, что применение новых подходов к реализации ИП в сочетании с более развитыми методами количественной оценки эффективности и рисков могут создать такой интерес. Это, в свою очередь, превращает ММПГ в важный источник роста как для региональной экономики, так и для газовой отрасли в целом.
Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Лазарев, Евгений Игоревич, Москва
1. Федеральный закон №117-ФЗ Об экспорте газа от 18.07.2006 г.
2. Федеральный закон №147-ФЗ О естественных монополиях от 17.08.1995 г., в ред. от 25.12.2008 г.
3. Федеральный закон №2395-1 ФЗ О недрах, от 21.02.1992 г., в ред. ФЗ №374-Ф3 от 27.12.2009 г.
4. Федеральный закон №307-Ф3 О внесении изменений в статьи 342 и 361 части второй Налогового кодекса РФ от 27.11.2010 г.
5. Федеральный закон №41-ФЗ от 14.04.1995 г. О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ, в ред. от 27.12.2009 г.
6. Федеральный закон № 39-Ф3 от 25.02.1994 г. Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений в ред. от 23.07.2010 г.
7. Федеральный закон №131-Ф3 Об общих принципах организации местного самоуправления в РФ от 6.10.2003 г. в ред. №237-Ф3 от 27.07.2010 г.
8. Федеральный закон №135-Ф3 О защите конкуренции, в ред. ФЗ №181-ФЗ от 18.07.2009 г.
9. Федеральный закон №14-ФЗ Об обществах с ограниченной ответственностью, в ред. ФЗ №352-Ф3 от 28.12.2010 г.
10. Федеральный закон №208-ФЗ Об акционерных обществах, в ред. ФЗ №205-ФЗ от 19.07.2009 г.
11. Федеральный закон №209-ФЗ О развитии малого и среднего предпринимательства в Российской Федерации, в ред. ФЗ №365-Ф3 от 27.12.2009 г.
12. Федеральный закон №395-1 О банках и банковской деятельности, в ред. ФЗ №11-ФЗ от 15.02.2010 г.
13. Постановление №1370 от 24.11.1998 г. Об утверждении положения об обеспечении доступа организаций к местным газораспределительным сетям, в ред. постановления Правительства РФ №569 от 28.07.2000 г.
14. Постановление Правительства Российской Федерации №333 от2805.2007 г. О совершенствовании государственного регулирования цен на газ.
15. Постановление Правительства Российской Федерации №556 О предельных значениях выручки от реализации товаров (работ, услуг) для каждой категории субъектов малого и среднего предпринимательства от2207.2008 г.
16. Постановление №1370 от 24.11.1998 г. Об утверждении положения об обеспечении доступа организаций к местным газораспределительным сетям, в ред. постановления Правительства РФ №569 от 28.07.2000 г.
17. Распоряжение главы администрации Краснодарского края №1703-р О разработке комплексной программы Энергетическая стратегия Кубани на период 2002-2012 годы от 29.12.2001 г., в ред. Распоряжения №83-р от 28.01.2003 г.
18. Решение №778 от 25.11.2009 г. Совета МО Тимашевский район Об индикативном плане социально-экономического развития муниципального образования Тимашевский район на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 годов.
19. Закон Краснодарского края №1297-КЗ от 25.07.2007 г. О краевой целевой программе газификация Краснодарского края на 2007Ч2011 гг., в ред. от 28.12.2009 г.
20. Закон Краснодарского края №1465-КЗ О стратегии социально-экономического развития Краснодарского края до 2020 г. от 16.04.2008 г.
21. Закон Краснодарского края №1692-КЗ от 03.02.2009 г. О программе социально-экономического развития Краснодарского края до 2012 г.
22. Приказ Министерства природных ресурсов Российской Федерации №298 от 01.11.2005 г., в ред. Приказа от №329 от 09.12.2008 г.
23. Приказ Минэкономразвития России №59 О мерах по реализации в 2010 г. мероприятий по государственной поддержке малого и среднего предпринимательства от 16.02.2010 г., в ред. приказа №479 от 12.10.2010 г.
24. Приказ Федеральной службы по тарифам (ФСТ) РФ Об утверждении методики расчета тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам №388-э/1 от 23.08.2005 г.
25. Приказ Федеральной службы по тарифам (ФСТ) РФ Об утверждении методических указаний по регулированию размера платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа №175-э/5 от 17.09.2008 г.
26. Приказ Федеральной службы по тарифам (ФСТ) РФ Об утверждении методических указаний по регулированию розничных цен на газ, реализуемый населению №194-э/12 от 23.11.2004 г.
27. Догосрочная государственная целевая программа изучения недр и воспонения МСБ России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья, утвержденная протоколом заседания Правительства РФ №12 от 27 марта 2008 г.
28. Концепция догосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 г. / Распоряжение Правительства Российской Федерации от 17.11.2008 г. №1662-р в ред. от 08.08.2009 г. №1121-Р
29. Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 гг., разработан Минэкономразвития России. М., сентябрь 2009. - Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетminec/main
30. Программа развития МСБ газовой промышленности на период до 2030 г. М.: ВНИИГАЗ, 2005.
31. 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 / Приказ Минпромэнерго №340 от 03.09.2007 г.
32. Проект Федерального закона О ходингах, пояснительная записка к проекту ФЗ О ходингах в тексте третьего чтения, пояснительная записка к проекту ФЗ О ходингах в тексте третьего чтения.
33. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. / Утв. Распоряжением Правительства Российской Федерации №1715-р Об энергетической стратегии России на период до 2030 г. от 13.11.2009 г.
34. Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 гг., разработан Минэкономразвития России. М., сентябрь 2009. - Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетminec/main
35. Концепция догосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 г. / Распоряжение Правительства РФ от 17.11.2008 г. №1662-р, в ред. от 08.08.2009 г. №1121-р.
36. Проект Федерального закона О ходингах, пояснительная записка к проекту Федерального закона О ходингах в тексте третьего чтения.
37. Абакаров А.Ф., Сушков Ю.А. Диалоговая система T-choice, разработанная в СПбГУ. Ч Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетdoc/97924.html
38. Абдикеев Н.М., Брускин С.Н., Данько Т.П. и др. Системы управления эффективностью бизнеса. М.: ИНФРА-М, 2009.
39. Аверьянов В.К., Карасевич A.M., Федяев A.B. Системы малой энергетики: Проблемы и пути решения. М.: Изд. дом Страховое ревю, 2008.
40. Аметистов Е.В. и др. Основы современной энергетики: В 2-х тт. М.: Изд. дом МЭИ, 2008.
41. Ампилов Ю.П., Герт A.A. Экономическая геология. М., Геоинформмарк, 2006.
42. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д., Саркисов A.C. Методические* аспекты оценки инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности. Ч М., Полиграф, 1996.
43. Андреев А.Ф., Лопатина С.Г. Основы менеджмента в- нефтегазовой промышленности. Ч М.: РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007.
44. Андрейчиков A.B., Андрейчикова О.Н. Анализ, синтез, планирование решений в экономике. Ч М.: Финансы и статистика, 2004.
45. Ансофф И.Г. Стратегический менеджмент. Ч М., Экономика, 1989.
46. Белых B.C. Правовое регулирование предпринимательской деятельности в России. М.: Проспект, 2009.
47. Беляева O.A. Предпринимательское право: Учеб. пособие / Под ред. проф. В.Б. Ляндреса. Изд. 2-е, исправл. и допон. Ч М.: ИНФРА-М, 2009.
48. Беренс В., Ховарнек П. Руководство по оценке эффективности инвестиций. М., Интер-эксперт, 1995. - Рекомендовано к использованию организацией объединенных наций по промышленному развитию (UNIDO).
49. Брук Б.Н., Бурков В.Н. Методы экспертных оценок в задачах упорядочивания объектов. Ч М.: Известия АН СССР. Техническая кибернетика, 1972.
50. Бурков В.Н., Коргин H.A., Новиков Д.А. Введение в теорию управления организационными системами. Ч М.: Институт проблем управления РАН, 2009.
51. Быховер H.A. Геолого-экономические основы прогноза минеральных ресурсов. М.: Недра, 1978.
52. Виханский О.С., Наумов А.И. Менеджмент. Ч М.: Экономистъ, 2003.
53. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М.: ООО Недра-Бизнес, 2002.
54. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. М.: ОАО Газпром, 1999.
55. Габриэлянц Г.А. Гармонизация классификаций запасов нефти и газа будет продожаться. Нефть и капитал. - 2006. Ч № 1-2.
56. Гельвановский М.И. Мы заложники глобального казино // ИнфоТЭК: Аналитика, документы, факты. 2009. - № 6.
57. Геолого-экономическая и стоимостная оценка месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа / Герт A.A., Супрунчик H.A., Немова О.Г., Вокова К.Н. Новосибирск: СНИИГТиМС, 2007.
58. Герт A.A. Экономико-математические модели поисков, разведки и освоения месторождений минерального сырья. М.: Недра, 1987.
59. Голубев В.В. Перспективы развития российского газового рынка: Доклад на VI международном форуме Газ России Ч 2008 / Голубев В.В., зам. председателя правления ОАО Газпром.
60. Голубев М.П. Методология создания эффективных вертикально-интегрированных ходингов. М.: ИНФРА-М, 2010.
61. Голубева A.M. Ходинг: Образование и управление. М.: ГУУ, 2001.
62. Горелик В.А., Горелов М.А., Кононенко А.Ф. Анализ конфликтных ситуаций в системах управления. Ч М.: Радио и связь, 1991.
63. Дианов Е.М. Большие возможности малого газа // Нефть России. 2003. -№2.
64. Дубина И.Н. Основы теории экономических игр. Ч М., Кнорус, 2010.
65. Дудиков М.В. Развитие частноправовых и публично-правовых отношений в недропользовании в современных условиях. Ч М.: Аудит недропользования и консатинг, 2010.
66. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Ч М.: Нефть и газ, 2006.
67. Духович Д.В., Лахно П.Г., Русанов А.Н. Правовые аспекты повышения эффективности реализации природного газа // Энергетическое право. 2010. Ч № 1.
68. Дюк В.А., Самойленко А.П. Data mining: Учеб. курс. СПб.: Питер, 2001.
69. Е.И. Лазарев Энергия малого газа // Нефть и капитал. 2009. - № 10. -С. 42-45.
70. Жданов М.А., Лисунов В.Р., Гришин Ф.А. Методика и практика подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1967.
71. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.: Институт проблем нефти и газа РАН, 2004.
72. Закиров С.Н., Кобиков C.B., Палатник Б.М. Комплексные адаптирующиеся геологопромысловые математические модели разработки газовых месторождений // Тр. МИНГ им. И.М. Губкина. Ч М., 1989. Вып. 214.
73. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. -М.: Недра, 1974.
74. Захаров Е.В., Ампилов Ю.П. К вопросу о сравнительной оценке геологического и инвестиционного риска на начальном этапе изучения месторождений углеводородов // Нефть, газ, бизнес. 2001. - № 3.
75. Зиновьев A.A., Мелехин Е.Е. Проблемы освоения меких и средних месторождений углеводородов. М.: Геоинформмарк, 2008.
76. Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. Ч М.: Недра, 1992.
77. Ивановский Р.И. Теория вероятностей и математическая статистика. Ч СПб.: БХВ-Петербург, 2008.
78. Каганович С.Я. Воспроизводство минерально-сырьевой базы. Ч М.: Недра, 1991.
79. Карасевич A.M. Региональные системы газоснабжения: Энергетика. Экономика. Технологии: Монография. Ч М.: Изд. дом Страховое ревю, 2006.
80. Карасевич A.M., Зотов Г.А., Сторонский Н.М. Комплексное освоение малых месторождений углеводородного сырья России // Газовая промышленностью. -2009. Ч № 10.
81. Карасевич A.M., Мелехин Е.С. Основы инвестиционного проектирования в недропользовании. М.: Университетская книга, 2009.
82. Карасевич A.M., Федорова С.Е. Энергетика регионов и их обеспечение топливными ресурсами. Ч М.: Университетская книга, 2010.
83. Ковалев В.В. Финансовый анализ: Управление капиталом, выбор инвестиций, анализ отчетности. М.: Финансы и статистика, 1996.
84. Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Эдер JI.B. Современные тенденции в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности России // Бурение и Нефть. 2009. - № 10.
85. Корзун E.B. Стратегия развития малых и средних нефтедобывающих организаций: Дисс. д.э.н., 08.00.05. Ч СПб., 2004.
86. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М., Наука, 1968.
87. Крамер Г. Математические методы статистики / Пер. с англ. под. ред. А.Н. Комогорова. М.: Мир, 1975.
88. Крылов H.A. Геолого-экономический анализ освоения ресурсов нефти. Ч М.: Недра, 1990.
89. Кузнецов Д-Ф- Численное моделирование стохастических дифференциальных уравнений и стохастических интегралов. СПб.: Наука, 1999.
90. Лаптев В.А. Предпринимательские объединения: Ходинги, финансово-промышленные группы, простые товарищества. М.: Вотерс Клувер, 2008.
91. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений: Проектирование и анализ. М.: Недра, 1996.
92. Макеев С.П., Шахнов И.Ф. Упорядочение объектов в иерархических системах. Ч М.: Известия АН СССР. Техническая кибернетика, 1972.
93. Макконел K.P., Брю С.Л. Экономикс. М.: ИНФРА-М, 2003.
94. Марголин A.M. Оценка запасов минерального сырья: Математические методы. М.: Недра, 1974.
95. Марголин A.M. Учет степени достоверности геолого-экономических данных при предпроектной оценке месторождений. Ч М.: ВИЭМС, 1973.
96. Марголин A.M. Экономическая оценка инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2007.
97. Медведко Д. Модель построения инвестиционного бюджета в условиях ходинга // Менеджмент сегодня: Ч 2004. Ч № 6.
98. Методика и практический опыт стоимостной оценки запасов и ресурсов нефти и газа / Герт A.A., Вокова К.Н., Немова О.Г., Супрунчик H.A. -Новосибирск: Наука, 2007.
99. Методика оценки- экономической эффективности инвестиционных проектов ОАО Газпром. Ч М.: ЗАО Агентство прямых инвестиций, 2009.
100. Методика стоимостной оценки запасов и- ресурсов углеводородного сырья: Проект. М.: МПР РФ, 2006.
101. Методические рекомендации по применению унифицированных подходов к оценке экономической эффективности инвестиционных проектов ОАО Газпром в области тепло и электроэнергетики. Ч М.: ОАО Газпром, 2010.
102. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М., ВНИГНИ, 2000.
103. Методы оценки прогнозных запасов нефти и газа / Под ред. Дж.Д. Хона. -М.: Недра, 1988.
104. Мещеряков С.Г. Особенности ходинговой структуры организации бизнеса // Корпоративный менеджмент: Эл. журнал. Ч Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетbandurinyarticle/sbrn04/06.shtml
105. Милер Дж. Магическое число семь плюс или минус два: О некоторых пределах нашей способности перерабатывать информацию. Ч М.: Прогресс, 1964.
106. Муниципальное управление и поддержка предпринимательства: Учеб. пособие / Под общ. ред. В.П. Белянского, А.Г. Воронина, Б.Т. Пономаренко. Ч М.: Логос, 2001.
107. Муниципальное управление: Социально-экономическое развитие города: Учеб. пособие / Алисов А.Н., Гапоненко A.JL, Мельников С.Б., Николаев В.А. Ч М.: Логос, 2002.
108. Муслимов Р.Х. и др. Методы прогноза, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Казань: КГУ, 2007.
109. Нейман Дж., Моргенштейн О. Теория игр и экономическое поведение. Ч М.: Наука, 1970.
110. Новиков Ю.Н. Эволюция отечественной классификации запасов и ресурсов нефти и газа: От трёх Ч к восьми // Нефтегазовая геология: Теория и практика. 2009. - № 4.
111. Окладников Д.Е. Внедрение системы бюджетирования в многопрофильном ходинге // Управленческий учет и финансы. Ч 2009. Ч № 2 (18).
112. Окок Т.Д. Искусство администрирования. М.: Финпресс, 1998.
113. Орехов С.А. Статистические аспекты исследования диверсификации корпораций: Монография. М.: ИНИОН РАН, 2001.
114. Отчет Федеральной службы по тарифам РФ о результатах деятельности в 2010 г. и задачах на среднесрочную перспективу. М., 2011.
115. Панкрухин А.П. Теория управления, изд-е 3, переработ, и допон. Ч М.: РАГС, 2008.
116. Перчик А.И. Горное право. Изд. 2-е, переработ, и допон. - М., Филология три, 2002.
117. Печерский С.Л., Беляева A.A. Теория игр для экономистов: Вводный курс. СПб.: Изд-во Европейского ун-та, 2001.
118. Пуртов Н.Ф. Ходинг: За и против Ч принимаем взвешенное решение / Пуртов Н.Ф., испонительный директор консатинговой группы Леке // Менеджмент сегодня. 2009. - № 6 (54).
119. Саати Т.Л. Принятие решений: Метод анализа иерархий. М.: Радио и связь, 1993.
120. Саати Т.Л., Керне К.П. Аналитическое планирование. М., Радио и связь, 1991.
121. Салин В.Н., Абламская Л.В., Ковалев О.Н. Математико-экономическая методология анализа рисковых видов страхования. М.: Анкил, 2007.
122. Самуэльсон П.Э., Нордхаус В.Д. Макроэкономика. М., Вильяме, 2009.
123. Сахарова Д., Виноградова А. Тестируем ходинг на прочность // Расчет. Ч 2009.-№8.
124. Соболь И.М. Численные методы Монте-Карло. М.: Наука, 1973. - 312 с.
125. Ставровский Е.Р., Лазарев Е.И. Совершенствование методов вероятностной оценки экономической эффективности и рисков инвестиционных проектов в газовой отрасли // Экономика и управление в нефтегазовом комплексе. Ч 2011. № 4.
126. Ставровский Е.Р., Сторонский Н.М., Фомин Е.Л. Методы обоснования инвестиций в освоение малых газовых месторождений с учетом рисков. Ч М.: ИРЦ ОАО Газпром, 2005. (Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности).
127. Стасенков В.В., Гутман И.С. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник / Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. М.: Недра, 1989.
128. Сухарев М.Г., Иткин В.Ю. Методика подготовки решений при выборе проекта разработки месторождения кустами горизонтальных скважин. Ч Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетarticles/ns/07/37.pdf
129. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. Резервирование систем магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987.
130. Теория управления: Учебник / Под ред. A.JI. Гапоненко А.П. Панкрухина. М.: Изд-во РАГС, 2003.
131. Трахтенгерц Э.А., Степин Ю.П., Андреев А.Ф. Компьютерные методы поддержки принятия управленческих решений в нефтегазовой отрасли. М.: СИНТЕГ, 2005.
132. Тубина A.JL, Бруссер П.А., Соловьева М.Ю. Применение методов теории кооперативных игр в исследовании моделей частно-государственного партнерства // Вестник СПбГУ. Сер. 5. 2007. - № 3.
133. Управление разработкой нефтяных месторождений / Бершанский JI.M., Кулибанов В.Н., Мееров В.Н., Першин О.Ю. Ч М.: Недра, 1983.
134. Федоренко Н.П. Оптимизация экономики: Некоторые вопросы использования экономико-математических методов в народном хозяйстве. Ч М.: Наука, 1977.
135. Хургин Я.И. Проблемы неопределенности в задачах нефти и газа. Ч Москва; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004.
136. Чердабаев М.Т. Концепция развития малых и средних нефтедобывающих компаний: Анализ состояния, зарубежный опыт, направления господдержки // Нефть и газ (Казахстан). 2003. - № 3.
137. Чубукова И.A. Data mining. М.: Бином: Лаборатория знаний, 2008.
138. Шарп У.Е., Александер Г.Д., Бэйли Д.В. Инвестиции. М.: ИНФРА-М, 1997.
139. Шиткина И.С. Правовое регулирование ходинговых объединений. Ч М.: Вотерс Клувер, 2007.
140. Шумилин М.В. Геолого-экономические основы горного бизнеса // Минеральное сырье. 1997. - N
141. Atthirawong W. An application of the analytical hierarchy process to international location decision making. Cambridge: Cambridge univ. press, 2002.
142. Berrittella M. An analytical hierarchy process for the evaluation of transport policies to reduce transport impacts. Milano: Fondazione Eni Enrico Mattei, 2007.
143. Forman E.H.; Gass S.I The analytical hierarchy process: An exposition // Operations research. 2001. Ч Vol. 49.
144. Grandzol J.R. Improving the faculty selection process in higher education: A case for the analytic hierarchy process. Mode of access: http ://airweb .org/images/IR%20 Аррб .pdf
145. Dey P.K. Analytic hierarchy process analyzes risk of operating cross-country petroleum pipelines in India. Mode of access: Ссыка на домен более не работаетp>
146. Hallowell D.L. Analytical hierarchy process (AHP): Getting oriented. Ч Mode of access: Ссыка на домен более не работает
147. Hartigan J.A., Wong M.A. Algorithm 136: A k-means clustering algorithm // Applied statistics. Ч 1978. Vol. 28.
148. Hill J.H. Geological and economical estimate of mining projects. L., 1993.
149. Lander D., Pinches G. Challenges to the practical implementation of modeling and valuing real options // Quart, rev. of economics a. finance. 1998. - Vol. 38.
150. Osborne M.J. An introduction to game theory. Ч N.Y.: Oxford univ. press, 2003.
151. Годовые отчеты ОАО Газпром. М., 2010. - Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетp>
152. Годовые отчеты ОАО Кубаньэнерго за 2006, 2007, 2008, 2009, 2010 гг. -Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетp>
153. Годовые отчеты ОАО Кубаньэнергосбыт за 2007, 2008, 2009, 2010 гг. Ч Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетp>
154. Годовые отчеты ОАО Тимашевскрайгаз за 2006, 2007, 2008, 2009 гг.Ч Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетfilials/timashevsk/about/
155. Отчет об испонении краевого бюджета на 01.10.2010 г. / Департамент по финансам, бюджету и контролю Краснодарского края. Режим доступа: Ссыка на домен более не работает
156. Данные департамента по вопросам топливно-энергетического комплекса Краснодарского края. Режим доступа: Ссыка на домен более не работает
157. Инвестиционный портал МО Апшеронский район. Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетindex.php?option=comk2&view=item&layout=item& id=412&Itemid=3 З З
158. Инвестиционный портал МО Тимашевский район. Режим доступа: Ссыка на домен более не работает
159. Инвестиционный фонд РФ / Опубликовано на сайте Министерства регионального развития РФ. Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетinvestjphound/
160. Отчет ФСТ О результатах деятельности в 2009 г. и задачах на среднесрочную перспективу. М., 2010. - Режим доступа: Ссыка на домен более не работает
161. Официальный сайт ОАО Сургутнефтегаз. Режим доступа: http ://www. surgutneftegas.ru/
162. Официальный сайт ООО Иркутская нефтяная компания. Ч Режим доступа: Ссыка на домен более не работает
163. Портал испонительных органов государственной власти Краснодарского края / Топливно-энергетический комплекс Краснодарского края. Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетcontent/444/show/29516/
164. Презентации региональных инвестиционных проектов, реализованных при поддержке Инвестиционного фонда РФ / Опубликовано на сайте Министерства регионального развития РФ. Ч Режим доступа: Ссыка на домен более не работаетinvestphound/presentsreg/
165. Малому бизнесу малая генерация / Публикация Министерства Экономики Свердловской области от 06.10.2009 г. Ч Режим доступа: Ссыка на домен более не работает180. Ссыка на домен более не работает181. Ссыка на домен более не работает