Сировинна база газовидобувної промисловості. Ціноутворення на ринку природного газу

Київський національний університе імені Тараса Шевченка

Інститут міжнародних  відносин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольна робота

з дисципліни: «Кон`юнктура світових товарних ринків»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2013

 

 

 

 

 

 

 

 

Сировинна база газовидобувної промисловості. Ціноутворення на ринку природного газу

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Зміст

  1. Вступ
  2. Розділ 1. Сировинна база газовидобувної промисловості
  3. Розділ 2. Ціноутворення на ринку природного газу
  4. Висновки
  5. Список Джерел та літератури

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вступ

Природній газ є важливим елементом у паливно-енергетичному комплексі сучасності. Характеристики газу роблять його найдоцільнішим видом палива для використання як у домашньому господарстві так і в промисловості.  Нажаль,  географічне розміщення цього палива не є рівномірним, що змішує одні країни купувати газ у інших. Ціна на газ є важливим елементом не тільки економіки але й політики, саме тому необхідно детально розібратися у способах формування ціни на блакитне паливо.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Розділ 1. Сировинна база газовидобувної промисловості

 

Ресурси і запаси природного газу займають важливе місце в  світовому енергобалансі і роль їх буде зростати. Початкові ресурси  природного горючого газу світу, за різними  оцінками, становлять 327—546 трлн м3. 1Геологічна служба США оцінює ресурси газу країн СНД в 107 трлн м3 і не враховує ресурси глибоководних акваторій (за підрахунками російських фахівців — 63 трлн м3). За даними «Газпрому» за станом на 01.01.1991 р., початкові ресурси газу країн СНД становили 250 трлн м3. Загалом оцінки світових ресурсів газу зростають. Так, Геологічна служба США визначала початкові ресурси природного газу у світі на 01.01.1985 р. в 263 трлн м3 (в тому числі прогнозні ресурси — 119 трлн м3), на 01.01.1990 р. — в 297 трлн м3 (125 трлн м3), на 01.01.1993 р. — в 327 трлн м3 (132 трлн м3). До 1998 р. з надр добуто (накопичений видобуток) бл. 57,7 трлн м3 газу.

Понад 30% світових початкових ресурсів природного газу припадає на частку країн СНД, приблизно 20% — на країни Близького і Середнього Сходу, 10-17% — на Північну Америку. Приблизно рівні початкові ресурси (понад 6%) мають у своєму розпорядженні Африка і Латинська Америка. Початкові ресурси газу Південної, Південно-Східної і Центральної Азії та Далекого Сходу становлять 77,5% світових. На Європу без країн СНД припадає 4-6% світових початкових ресурсів природного газу, на Австралію і Океанію — бл. 1%, на Антарктиду (прогнозні ресурси) — 1,4-2,2%.

Запаси природного газу розвідані в 102 державах (табл.). Близько  половини всіх доведених запасів  природного газу припадає на країни, що розвиваються, приблизно 40% — на країни з плановою і перехідною економікою і лише бл. 8% — на індустріально розвинені країни. У країнах-членах ОПЕК концентрується 41% запасів.

Розподіл запасів по регіонах і країнах

У Росії доведені запаси газу розподіляються по економічних районах таким чином: на райони європейської частини країни припадає 4,9 трлн м3 (у тому числі на Поволзький — 5,9%, Уральський — 2,3%, Північний — 1,5%, Північно-Кавказький — 0,6%), Західного Сибіру — 36,8 трлн м3 (77,5%), Східного Сибіру — 1,0 трлн м3, Далекого Сходу — 1,1 трлн м3, шельфу — 3,7 трлн м3. Найбільшими газовими родовищами є Уренгойське і Ямбурзьке. На півострові Ямал на 25 родовищах розвідано 10,4 трлн м3 запасів. У акваторії Баренцового моря запаси газу понад 3 трлн м3.2

У Туркменістані значна частина запасів приурочена до газових  родовищ Даулетабад (доведені запаси на 01.01.1997 р. — 707 трлн м3) і Яшлар (764,1 трлн м3).

Близький і Середній Схід. Приблизно третя частина  доведених світових запасів газу зосереджена в країнах Ближнього і Середнього Сходу, що належать до нафтогазоносного басейну Персидської затоки. У басейні відкрито 90 газових (у тому числі 11 морських) родовищ. Основна частина запасів газу приурочена до відкладів пермі та кайнозою. Значна частина нафтових покладів містить великі газові шапки. Характерна більш висока концентрація газу (понад 80% запасів) на складчастому борту басейну (Месопотамський прогин). Тут продуктивні карбонатні відклади олігоцену нижнього міоцену (вапняки світи Асмарі), а також карбонатні відклади верхньокрейдової групи Бангестан. На платформному борту (східний край Аравійської плити) скупчення газу приурочені до пермських карбонатних порід (світа Хуфф), що залягають на глибині 2700-3500 м.

У Ірані переважна  частина доведених запасів газу припадає на вільний газ; запаси попутного газу — приблизно 3,4 трлн м3.

У Катарі розташоване  морське газове родовище Норт з доведеними запасами 6,76 трлн м3; геологічні запаси перевищують 10-12 трлн м3.

У Об'єднаних Арабських  Еміратах (ОАЕ) запаси газу виявлені в основному в Абу-Дабі, а також в еміратах Шарджа, Дубай і Расах-ель-Хайма.

У Саудівській Аравії, де природний газ ніколи не був  цільовим об'єктом пошуків, третина  його доведених запасів припадає на попутний газ родовища Гавар.

У Іраку бл. 70% доведених запасів припадає на попутний газ, 20% — на вільний, 10% — на газ газових шапок. Основна частина запасів попутного газу містяться в нафтових родовищах Киркук, Айн-Залу, Бутма, Бай-Хассан (на півночі країни), а також в родовищах Румейла-Норт, Румейла-Саут і Зубейр (на півдні).

У Бахрейні початкові  запаси газу нафтогазового родовища Авалі визначаються в 570 трлн м3.

У США прогнозні ресурси  природного газу оцінюються Комітетом  по газових ресурсах (US Potential Gas Committee) на 01.01.1999 р. в 25,36 трлн м3 (на 01.01.1997 м. — 26,06 трлн м3). Крім того, прогнозні ресурси газу вугільних родовищ складають, за оцінкою, 4 трлн м3. Ресурси природного газу знаходяться в основних газоносних регіонах: Мексиканської затоки — 7513,6 трлн м3; Аляска — 5484,5 трлн м3; басейни Скелястих гір — 4245 трлн м3; Західний Внутрішній НГБ (Мідконтинент) — 3455,4 трлн м3; Приатлантичний регіон — 2940,4 трлн м3; Тихоокеанський регіон — 1052,8 трлн м3.

У Канаді прогнозні ресурси  газу провінції Альберта (Західно-Канадський НГБ) оцінюються Канадським комітетом по газу (Canadian Gas Potential Committee) в 3452,6 трлн м3.3 Значні перспективи зв'язуються зі східними акваторіями Канади; прогнозні ресурси природного газу в межах шельфу між Ньюфаундлендом і Новою Шотландією визначаються в 1415 трлн м3. У цих оцінках не враховуються ресурси важкодоступних районів і ресурси газу вугільних родовищ («unconventional resources»). Основна частина доведених запасів газу в Канаді зосереджена в Західно-Канадському НГБ, де виявлено 1621 газове родовище.

У Венесуелі початкові  ресурси газу оцінюються в 12964 трлн м3. У венесуельській частині басейну Маракайбо (на північному заході країни) розвідані відносно великі запаси газу, але це на 90% розчинений газ нафтових родовищ. Відкрито 4 газових родовища. Розчинений газ еоцен-міоценових відкладів родовищ зони Болівар жирний, із вмістом важких гомологів метану до 16%. У Орінокському НГБ (на сході країни) міститься 35% запасів газу. Відкрито 17 газових родовищ, в тому числі 14 — на акваторії.

У Алжирі основна продуктивність пов'язана з Алжиро-Лівійським НГБ. У західній частині басейну (газоносні западини Ахне і Тімімун) газові родовища переважно дрібні і середні. Доведені запаси газу западини Ахне (24 родовища) оцінюються в 267 трлн м3, западини Тімімун (17 родовищ) — в 290 трлн м3. Продуктивні силурійські і девонські пісковики, вапняки і доломіт, а також кембрій-ордовикські і нижньокам'яновугільні відклади на глибинах 900—2400 м. У північно-східній частині НГБ (нафтогазоносні області Тріасова, Гадамес і Іллізі) відкрито 47 газових родовищ. Продуктивні пісковики кембрію, ордовика, силуру-девону, карбону і тріасу. У Тріасової області (20 газових і газоконденсатних родовищ) найбільше значення мають піщані горизонти тріасу.

Газоконденсатне родовище Хассі-Р'Мель розташоване в центральній частині склепіння Тільремт. Продуктивні три горизонти пісковиків нижнього тріасу в інтервалі глибин 2100—2300 м. Початкові геологічні запаси газу — 2,8 трлн м3. В області Іллізі виявлено бл. 20 нафтогазових і 27 газових родовищ. Приблизно 85% запасів газу Алжиру припадає на вільний газ газових родовищ і газових шапок нафтових родовищ; інший газ розчинений в нафті (г. ч. родовища Хассі-Мессауд). Основні газові родовища країни, крім Хассі-Р'Мель (в дужках — початкові запаси, що добуваються, трлн м3): Рурд-Нусс (372), Ста (218), Хассі-Туіль (195), Тін-Фуйє-Табанкорт (156), Ін-Аменас (155), Хамра (100), Ін-Сала (71) та ін.

У Нігерії, де досі пошуково-розвідувальні  роботи були орієнтовані на нафту, реальні  запаси газу можуть значно перевищувати існуючі оцінки. На сьогоднішній день відомо бл. 25 родовищ газу. Переважна частина запасів — газ у газових шапках нафтових родовищ (бл. 70%), а також газ, розчинений у нафті.

На країни Південної  і Південно-Східної Азії припадає бл. 6% світових доведених запасів газу.4 В Індонезії, за оцінками державної нафтової і газової компанії Pertamina, загальні запаси газу можуть досягати 7,56 трлн м3. Велика їх частина приурочена до Північно-Суматринського (19 газових родовищ), Центрально-Суматринського НГБ (12), Південно-Суматринського (33), Східно-Калімантанського (48), а також до Північно-Яванського (38 родовищ) НГБ. Всі НГБ пов'язані з крайовими і внутрішньоскладчастими прогинами, заповненими теригенно-карбонатними породами кайнозою потужністю до 10 км. Продуктивні піщані, карбонатні і вулканогенно-осадові відклади від еоцену до пліоцену включно, що залягають на глибинах від 0,1 до 4 км. У Західній Європі (3,1% світових запасів) основні ресурси газу зосереджені в Центрально-Європейському НГБ, г. ч. в синеклізі Північного моря. Газоносні в основному відклади карбону, пермі і тріасу. Велика частина газових ресурсів пов'язана з південним бортом западини. Загалом виявлено 329 газових родовищ (у тому числі 109 — морських). Значний ареал газоносних зон пов'язаний з Англо-Голандським прогином (Англійська западина). Доведені запаси природного газу британського сектора Північного моря оцінюються в 699 трлн м3; основні газові родовища (трлн м3 газу): Леман (161), Британія (84,9), Індіфетіґейбл (48) і Кліппер (22,6). Запаси газоконденсатних родовищ Елджін і Франклін — 45 млн т конденсату і 48,4 трлн м3 газу. Норвезьке нафтогазове родовище Троль є найбільшим у Північному морі. Родовище розділене на дві структури: Троль-Іст і Троль-Вест. Доведені запаси покладу Троль-Іст — 1300 трлн м3 газу і 17 млн т конденсату. Нафтовий поклад Троль-Вест містить бл. 31 трлн м3 попутного газу.5

В Україні Державним  балансом враховано бл. 290 родовищ  природного газу. Більшість родовищ — комплексні. З них 79 — газові, 98 — газоконденсатні, 53 — нафтоконденсатні, газонафтові та нафтогазові — 11. Початкові сумарні ресурси природного газу складають бл. 6700 млрд м3.

 

Родовища природного газу прийнято класифікувати на наступні групи:

 

 

     - Унікальні  (супергігантскій) - від 5 трлн куб.  м і більше    

(Північне / Південний  Парс, Уренгойське);     

 

 

     - Найбільші  (гігантські) - 1-5 трлн куб. м (Хассі  Р'мейль,    

 Шах-Деніз, Гронінгенського,  Дхірубхай);     

 

 

     - Великі - 100-1000 млрд куб. м (Ормен Ланге,  Кенган, Хангіран);     

 

 

     - Середні - 10-100 млрд куб. м  (Астрікс, Амангельди); та     

 

 

     - Дрібні - до 10 млрд куб м.

 

 

Мал.1 Десять найбільших газових родовищ світу.6

 

З десяти найбільших газових родовищ  світу, початкові запаси яких на кінець 2009 р. становили не менше 63 трлн куб. м., половина знаходиться в Росії. Найбільше, однак, Південний Парс / Північне знаходиться в територіальних водах Катару та Ірану. Запаси цього родовища оцінюються в 13,4 трлн куб. м газу і 7 млрд т нафти. На другому місці в світі - Уренгойське нафтогазоконденсатне родовище із загальними геологічними запасами 16 трлн куб. м і залишковими запасами - 10,2 трлн куб. м. Наймолодше родовище першої десятки Хейнсвіль - відкрито в США в 2008 р.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Розділ 2. Ціноутворення на ринку природного газу

 

Для розуміння ринкових принципів ціноутворення на природний газ,  необхідно чітко вивчити методологію формування експортних цін на нього. Вони включають в себе природну ренту (ПР), що представляє собою додатковий прибуток, одержуваний понад прибуток на витрачені працю і капітал. Освіта ренти обумовлено більш сприятливими умовами, в яких один споживач знаходиться перед іншим. У працях ряду авторів, диференціальна ПР визнається обов'язковим елементом економічної оцінки природних ресурсів.7 Природна рента включає наступні складові:

• ренту Ріккардо, у  випадку, коли внутрішній попит нижче  або дорівнює межі виробничих потужностей. Вона являє собою різницю між  собівартістю одиниці продукції  і граничної одиниці продукції, видобутої за більш сприятливих питомих витратах, а також ренти, що формується виходячи з витрат, обумовлених віддаленістю ринку;

• ренту Хотеллінга (РХ), коли внутрішній попит вище межі виробничих потужностей країни. Це різниця між  собівартістю видобутку маржинальних невідновлюваних ресурсів і їх вартістю на ринку в умовах обмеження видобутку і непересеченія кривих пропозиції і попиту (мал.2)

Мал 2. Ціноутворення на невідновлюваний ресурс8

Отже, ПР - сума обох рент у разі перевищення сукупного  попиту сукупних виробничих потужностей. Різні зовнішні чинники впливають на криві попиту та пропозиції, переміщуючи їх відносно один одного, підвищуючи або знижуючи еластичність кожної кривої, що змінює величину ПР.

Виділяють кілька принципів  ціноутворення на непоновлюваний ресурс, в нашому випадку - природний газ:

• витрати плюс або  НЕТ-форвард - застосовуються в основному  на внутрішньому ринку країни - виробника  природного газу за наявності надлишкових  потужностей з його видобування. Рента Хотеллінга залишається в  країні-експортері, але не монетизує, а обмінюється на створення конкурентних переваг чинним у державі компаніям і підприємствам. При формуванні експортної ціни за цим принципом країна-експортер субсидує країну-імпортера (РХ ділиться з країною-імпортером і там монетизується). Таке експортне ціноутворення не має комерційного сенсу і переслідує політичні цілі;

• вартість заміщення (вартість альтернативних джерел енергії, що конкурують з природним газом у кінцевого  споживача). Внутрішнє споживання при  обмеженні виробничих потужностей з видобутку в країні нижче рівня попиту на природний газ, рента Хотеллінга на газ власного видобутку монетизується в країні-імпортері. При експортному ціноутворенні за таким принципом РХ монетизується в країні-експортері. Якщо межа виробничих потужностей країни нижче сукупного попиту на енергоресурс, постачальник отримує максимальну ринкову ціну і, відповідно, природну ренту;

• НЕТ-бек по вартості заміщення, яка приведена до пункту здачі-приймання, розташованому в  виробничо-збутового ланцюга за кордоном країни-імпортера - голландська (Гронінгенська) модель довгострокового експортного газового контракту (ДСЕГК), яка застосовується з 1962 р. Концепція вартості заміщення в поєднанні з експортними контрактами, заснованими на концепції чистої експортної ціни НЕТ-бек, обумовлює різницю чистої експортної ціни на кордоні країни-експортеру для споживачів (імпортерів). Крім того, відмінності у витратах на транспортування різним споживачам увазі відмінності у величині чистих експортних цін, одержуваних експортером на своєму кордоні, навіть якщо вартість заміщення на кордоні споживачів буде однаковою.9

Основні елементи голландської моделі ДСЕГК полягають у наступному:

• довгострокове зобов'язання по поставці, врівноважується довгостроковим зобов'язанням по його закупівлю (концепція мінімальної оплати - «бери або плати»): продавець приймає на себе зобов'язання поставити певний обсяг газу, а також забезпечити потужності для його поставки, покупець зобов'язується виділити певну частку ринку шляхом взяття на себе зобов'язань про мінімальну оплату;

• ціноутворення, заснований на концепції чистої експортної вартості (НЕТ-бек), що розраховується на основі вартості конкуруючих енергоносіїв на кордоні країни-покупця за вирахуванням витрат покупця на транспортування  і розподіл;

• базова ціна природного газу підлягає перерахунку через певні проміжки часу відповідно до абсолютними коливаннями цін на конкуруючі енергоносії;

• застереження про пункти кінцевого призначення (для виключення можливості арбітражних угод);

• можливість регулярного перегляду цінових умов (як правило, раз на 3 роки) з метою їх коригування у зв'язку зі зміною ринкової кон'юнктури; це дозволяє забезпечувати постійну конкурентоспроможність газу;

• можливість звертатися в арбітраж у разі виникнення розбіжностей через коригування ціни .

Дана концепція гарантує продавцю постійний обсяг продажів за цінами, що дозволяють конкурувати  з іншими енергоносіями на ринку. Таким чином, Нет-бек, забезпечує максимальну  величину питомої ренти, яка може бути отримана на ринку, де поставки здійснюються без втрати конкурентоспроможності товару. З іншого боку, вона дає можливість збуту газу, пропонуючи розумну маржу для покупця. Ризики, пов'язані з динамікою цін на конкуруючі енергоносії, несе головним чином країна-виробник, тоді як покупець - ризики, пов'язані з реалізацією обсягів на ринку.

В даний час відбувається процес розділення газових поставок і транзитних домовленостей між  РФ та іншими колишніми радянськими  республіками, в тому числі і з  Республікою Білорусь. Російська  Федерація рухається до створення системи формування цін для експорту газу, що дозволяє досягти однакового рівня прибутковості експорту на пострадянському просторі і в країнах Європейського Союзу .10 Це припускає, що ціни НЕТ-бек при продажу РФ природного газу своїм безпосереднім сусідам будуть порівнянні з цінами НЕТ-бек для основних покупців газу в країнах ЄС.

На рис. 3 представлені різні етапи розвитку ринку природного газу. На першій стадії освоєння нових родовищ відбувається в умовах відсутності сформованої інфраструктури. Тому контракти спочатку пов'язують індивідуальних виробників і споживачів. Основні капіталовкладення здійснюються не у видобуток природного газу, а в будівництво газопроводів. Отже, з метою їх оптимального завантаження і якнайшвидшої окупності інвестицій при освоєнні родовищ слід передбачити тривалий період максимального видобутку газу. Для реалізації «ефекту масштабу» освоєння починається з великих родовищ, а для того, щоб мінімізувати витрати формування інфраструктури, споживачі повинні бути великими і поодинокими, тобто зацікавленими в стабільних довгострокових поставках.

Мінімізація ризику поставки на цьому етапі забезпечується механізмом довгострокових контрактів типу "бери і / або плати», а цінового ризику - формулою ціноутворення «витрати плюс». Довгостроковий характер домовленостей та ціни, що гарантують обсяги продажів протягом певного терміну розробки родовища, надають можливості по залученню позикового фінансування, забезпеченням якого виступає виручка від реалізації проекту.

По мірі переходу на стадію інтенсивного розвитку ринку відбувається зміна формули ціноутворення і видів контрактів. Розширюючи зону свого застосування, газ вступає в конкуренцію з іншими енергоносіями. У міру формування інфраструктури та розвитку нових сегментів ринку з'являється можливість встановлення єдиних цін. Для отримання довгострокових конкурентних переваг вони повинні бути пов'язані з вартістю альтернативних енергоносіїв. Така прив'язка стримує зростання газових цін: якби вони встановлювалися і далі на основі формули «витрати плюс», то мали б тенденцію до зростання у зв'язку з погіршенням природних умов нових родовищ. Також наслідком відсутності конкуренції на недиверсифікованих ринках не було б необхідним застосовувати досягнення науково-технічного прогресу для зниження витрат на видобуток і транспортування.

Використання «формули прив'язки» дозволяє згладжувати  цінові коливання на енергоресурси, від яких залежать ціни, і переносити їх на ринок газу з лагом запізнювання (зазвичай 6-9 місяців). Крім цього створюються додаткові стимули для розширення попиту на газ в період підвищується кон'юнктури на ринку нафти, коли ціни на газ ростуть навздогін за цінами на нафту, але не випереджають їх.

У міру розвитку ринку  газ завойовує оптимальну для  себе нішу, обумовлену зоною його конкурентних переваг. Нарощування пропозиції веде до посилення конкуренції, розвитку інфраструктури газопостачання, появі множинності постачальників і шляхів доставки на ринок, зростання обсягів спотової торгівлі, що призводить до подальшого зниження цін. Однак масовий перехід до короткостроковими контрактами стане можливий, коли завершиться формування базової газової інфраструктури, окупляться вкладені раніше фінанси в довгострокові проекти з видобутку і транспортування. Тобто коли інвестиції в нові проекти будуть "додавати" чергові альтернативні шляхи і джерела поставок на додаток до вже існуючих, а не бути піонерними проектами в нових районах з відсутньою або слабо розвиненою інфраструктурою. Відмова від довгострокових контрактів на користь короткострокових може призвести до перекладання підвищених фінансових ризиків на виробників газу. Як результат - капіталовкладення в нові проекти можуть різко скоротитися, що в перспективі сповільнить нарощування масштабів розвитку ринку і створить стимули не стільки для збільшення поставок первинних енергоносіїв, скільки для підвищення ефективності її використання, з одного боку, і для зниження витрат виробництва первинної енергії - з іншого.

На стадії інтенсивного розвитку ринку монопольна форма  організації втрачає можливості для подальшого зростання і поступається місцем конкурентної, яка націлена на зниження витрат і підвищення ефективності у всіх ланках «енергетичного ланцюжка». На цій стадії короткострокові та разові угоди починають переважати, створюючи передумови для організації біржової торгівлі газовими контрактами. Однак збережуться і довгострокові договори, цінова формула яких буде прив'язана до біржових котирувань.

На стадії зрілого  ринку розвиток газової інфраструктури замінить «формули прив'язки» на біржові котирування, і конкурентне ціноутворення відбуватиметься в рамках пари «газ - газ».

Ціни на сформованому конкурентному ринку мають тенденцію  до зниження. Переваги отримають ті виробники, які зможуть ще швидше знижувати витрати і глибше проникати  на ринок кінцевого споживання, де ціни найбільш високі.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Висновки

 

Широке використання природного газу робить попит на цей  товар досить високим. Нерівномірність  його розповсюдження робить деякі країни газовими монополістами. Оскільки, природний газ є не відновлюваним видом енергії, то на формування його ціни впливає природна рента, котра включає ренту Ріккардо та ренту Хотеллінга. Слід сказати, що чим розвиненіший ринок тим кращі умови купівлі отримує імпортер. Існує дві моделі формування ціни: англосаксонська та континентальна.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список використаних джерел та літератури

 

  1. Волошенюк Д. Принципы ценообразования на разных стадиях развития рынка природного газа//Наука и инновации – Минск, 2010 №2
  2. Дунаев В.Ф.  Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности – М.,2006
  3. Конопляник А.А. От монополии к конкуренции. Об основных закономерностях развития рынков нефти и газа// Нефть и капитал. – 2002, № 3
  4. Крупнейшие газовые месторождения мира//http://dolgikh.com/index/0-44
  5. Мала гірнича енциклопедія  — Донецьк, 2004
  6. Ресурси і запаси світового газу// http://intellect.org.ua/index.php?lang=u&material_id=61094&theme_id=7236
  7. Цена энергии: Международные механизмы формирования цен на нефть и газ// Секретариат Энергетической Хартии, 2007.
  8. Ценообразование на газ// Газовая промышленность. – 2011, № 4
  9. Bowing Out// http://www.albertaoilmagazine.com/2009/04/bowing-out/

1 Мала гірнича енциклопедія  — Донецьк, 2004. – С.243

2 Дунаев В.Ф.  Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности – М.,2006 – С.32

3 Bowing Out// http://www.albertaoilmagazine.com/2009/04/bowing-out/

4 Ресурси і запаси світового газу// http://intellect.org.ua/index.php?lang=u&material_id=61094&theme_id=7236

5 Ресурси і запаси світового газу// http://intellect.org.ua/index.php?lang=u&material_id=61094&theme_id=7236

6 Крупнейшие газовые месторождения мира//http://dolgikh.com/index/0-44

7 Волошенюк Д. Принципы ценообразования на разных стадиях развития рынка природного газа//Наука и инновации – Минск, 2010 №2.- С.51

8 «Цена энергии: Международные механизмы формирования цен на нефть и газ», Секретариат Энергетической Хартии, 2007. – С.49

9 Конопляник А.А. От монополии к конкуренции. Об основных закономерностях развития рынков нефти и газа// Нефть и капитал. – 2002, № 3 – С. 14

10 Ценообразование на газ// Газовая промышленность. – 2011, № 4, - С.43




Сировинна база газовидобувної промисловості. Ціноутворення на ринку природного газу