Na podstawie rozważań przedstawionych w niniejszej pracy można sformułować następujące wnioski:
1. Zużycie gazu charakteryzuje się dużą sezonowością, co nie idzie w parze z preferowanym przez operatorów stałym, wysokim stopniem wykorzystania gazociągów, gdyż następuje w takim przypadku rozminięcie się popytu i podaży. Gdyby nie wykorzystywano magazynów gazu, zarówno zdolności wydobywcze jak i przepustowości systemów przesyłowych musiałyby zaspokajać szczytowe zapotrzebowanie na gaz. Tak więc budowa magazynów gazu, zarówno tych o bardzo dużych pojemnościach magazynowych, zabezpieczających zaopatrzenie w gaz dla całej sieci w okresie zwiększonego poboru (w sezonie grzewczym), jak i mniejszych lokalnych magazynów, stanowiących zabezpieczenie dla szczytowego zużycia w najbliższej okolicy jest ekonomiczną koniecznością.
2. Funkcje współczesnych podziemnych magazynów gazu przedstawiają się następująco:
Strategiczna rezerwa na wypadek przerwania dostaw (dotyczy zwłaszcza krajów silnie uzależnionych od importu spoza UE).
Sezonowe równoważenie obciążenia w celu zaspokojenia szczytowego popytu (gaz jest zatłaczany do magazynów na wiosnę i w lecie i zwykle odbierany od października do marca).
Umożliwienie bilansowania dobowego.
4. Obecnie w Polsce eksploatowanych jest sześć magazynów gazu: pięć w wyeksploatowanych złożach i jeden zlokalizowany w kawernach solnych. Magazyny te możemy podzielić na systemowe: Wierzchowice, Mogilno i Husów oraz lokalne: Swarzów, Strachocina oraz Brzeźnica. Obecnie głównym zadaniem podziemnych magazynów gazu w Polsce jest równoważenie sezonowych wahań zużycia gazu ziemnego.
5. Rosnące znaczenie gazu ziemnego jako pierwotnego źródła energii oraz zmiany następujące na rynku usług magazynowania gazu ziemnego w Europie, który przekształca się z zamkniętego i kontrolowanego przez państwa i duże koncerny narodowe w kierunku modelu wolnorynkowego, sprawia, iż ocena efektywności ekonomicznej podziemnych magazynów gazu staje się kluczowym czynnikiem w procesie decyzyjnym operatorów magazynów. Prawidłowo wykonana ocena efektywności ekonomicznej, uwzględniająca również zagadnienia ryzyka i niepewności jest bardzo ważnym elementem przewagi konkurencyjnej. Bardzo istotne jest również wyznaczenie minimalnej ceny za magazynowanie, pozwalającej na osiągnięcie stopy zwrotu, zaplanowanej przez operatora instalacji magazynowej.
6. W sytuacji, gdy rynek usług magazynowania kieruje się zasadami wolnorynkowymi, wiedza na temat opłacalności magazynowania, wrażliwości na zmiany kluczowych czynników ekonomicznych i technicznych, wpływu ryzyka oraz minimalnych cen za magazynowanie, zapewniających osiągnięcie założonych stóp zwrotu, pozwala na optymalne poruszanie się po rynku, udane konkurowanie z rywalami rynkowymi oraz zwiększanie przychodów i zysków przedsiębiorstwa, a tym samym działanie na korzyść jego udziałowców.
7. Kluczowym elementem przygotowywania inwestycji, polegających na budowie podziemnych magazynów gazu powinna być analiza ekonomiczna, dostosowana do ich specyfiki i uwzględniająca szeroki zakres wskaźników, a także rozpatrująca zagadnienia związane z ryzykiem i niepewnością. Przedsiębiorstwo planujące budowę podziemnego magazynu gazu, po dokonaniu takiej analizy,
będzie dysponowało wiedzą, pozwalającą na skuteczne funkcjonowanie na rynku.
8. W przypadku Polski możemy spodziewać się w przyszłości powstania rynku komercyjnych usług magazynowania i pojawienia się konkurencyjnych w stosunku do PGNiG S.A. operatorów podziemnych magazynów gazu, podobnie jak dzieje się to w innych krajach europejskich.
9. W niniejszej pracy autor zaproponował metodykę oceny efektywności ekonomicznej podziemnego magazynu gazu. Proces oceny podzielony został na dwie części:
Etap I – ocena i wybór wariantu budowy magazynu. Etap II – szczegółowa analiza wybranego wariantu.
Wykorzystanie metody zdyskontowanych przepływów pieniężnych umożliwia dokonywanie analizy w stosunku do wybranego punktu w czasie trwania inwestycji. Punkt odniesienia dla przepływów pieniężnych nie musi znajdować się na początku inwestycji, co sprawia, iż część przepływów może być oprocentowana a nie zdyskontowana.
10. Najważniejszymi, z punktu widzenia opłacalności ekonomicznej podziemnego magazynowania gazu, czynnikami są: cena za magazynowanie oraz nakłady inwestycyjne. Już niewielkie ich zmiany powodują bardzo duże zmiany wartości zaktualizowanej netto (NPV). Ich właściwe oszacowanie, optymalizacja oraz niedopuszczenie do zbyt dużych negatywnych zmian podczas procesu budowy i eksploatacji ma kluczowe znaczenie dla ekonomicznego sukcesu takiej
12. W trakcie przeprowadzania analizy scenariuszy oceniono trzy podstawowe scenariusze oraz dwa dodatkowe. Scenariusz 1 można nazwać „bazowym”, gdyż zakłada iż parametry przyjmą wartości najbardziej prawdopodobne. Scenariusz 2 to wersja „pesymistyczna” – parametry przyjmują w nim wartość wpływające w sposób negatywny na opłacalność przedsięwzięcia, natomiast Scenariusz 3 to wersja „optymistyczna” z parametrami lepszymi od oczekiwanych. Pozostałe dwa scenariusze to warianty „bazowe’, zakładające niepełne wykorzystanie pojemności czynnych magazynu.
13. Wykorzystanie metody Monte Carlo pozwala na znaczne poszerzenie wiedzy na temat ocenianego projektu inwestycyjnego. Jako wynik otrzymujemy bowiem statystyki m.in. rozkładu wyników i wartości dystrybuanty, dzięki której można
wyznaczyć przedziały wartości dla szukanego wyniku wraz
z prawdopodobieństwem ich wystąpienia. W analizie przykładowego wariantu, przy wykorzystaniu stworzonego przez autora programu komputerowego, przeprowadzono cztery symulacje:
symulację NPV,
symulację minimalnej ceny,
symulację NPV z uwzględnieniem ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu,
symulację minimalnej ceny z uwzględnieniem ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu.
Spis rysunków
Rys. 1.1. Udział poszczególnych typów magazynów w pojemności czynnej ogółem na świecie w roku
2003 ... 11
Rys. 1.2. Prognoza zapotrzebowania na energię pierwotną ... 13
Rys. 1.3. Wycena wartości poszczególnych rodzajów magazynów ... 14
Rys. 1.4. Odsetek zapotrzebowania na gaz ziemny, pokrywany ze źródeł własnych w krajach UE ... 15
Rys. 1.5. Udział pojemności magazynowej i gazu z własnych źródeł w zużyciu ogółem dla wybranych państw europejskich ... 16
Rys. 1.6. PMG w Polsce na tle systemu przesyłowego ... 17
Rys. 1.7. Zużycie gazu ziemnego wysokometanowego w latach 1989 – 2006 ... 18
Rys. 1.8. Przebieg zapotrzebowania na gaz ziemny wysokometanowy w ciągu jednego sezonu... 19
Rys. 1.9. Zależność miesięcznego zużycia gazu ziemnego od temperatury w Polsce w latach 2000-2006 ... 20
Rys. 1.10. Symulacja pojemności czynnej PMG koniecznej dla równoważenia nierównomierności zużycia gazu ziemnego, przy uwzględnieniu rezerw wymaganych w ustawie o zapasach oraz „rzeczywista” wielkość pojemności czynnych w latach 2000-2011 ... 21
Rys. 1.11. Pojemność czynna oraz moc odbioru PMG Wierzchowice w latach 2000-2006 ... 22
Rys. 1.12. Pojemność czynna oraz moc odbioru PMG Brzeźnica w latach 2000-2006 ... 23
Rys. 1.13. Pojemność czynna oraz moc odbioru PMG Strachocina w latach 2000-2006 ... 23
Rys. 1.14. Pojemność czynna oraz moc odbioru PMG Swarzów w latach 2000-2006 ... 24
Rys. 1.15. Pojemność czynna oraz moc odbioru PMG Husów w latach 2000-2006 ... 25
Rys. 1.16. Pojemność czynna oraz moc odbioru PMG Mogilno w latach 2000-2006 ... 27
Rys. 1.17. Łączna pojemność czynna oraz moc odbioru podziemnych magazynów gazu w Polsce w latach 2000-2006 ... 28
Rys. 1.18. Pojemność czynna oraz maksymalna moc odbioru systemowych PMG (Wierzchowice, Mogilno, Husów) w latach 2000-2006 ... 29
Rys. 1.19. Pojemność czynna oraz maksymalna moc odbioru lokalnych PMG (Strachocina, Swarzów, Brzeźnica) w latach 2000-2006 ... 29
Rys. 1.20. Wykorzystanie pojemności czynnej magazynów gazu w latach 2000-2006 ... 30
Rys. 2.1. Przykładowy rozkład nakładów dla magazynów budowanych w szczerpanych złożach oraz warstwach wodonośnych ... 37
Rys. 3.5. Przykładowe przepływy pieniężne dla projektu inwestycyjnego bez uwzględnienia ryzyka i
niepewności ... 65
Rys. 3.6. Przykładowe przepływy pieniężne dla projektu inwestycyjnego uwzględniającego ryzyko i niepewność ... 66
Rys. 3.7. Przykładowe przepływy pieniężne dla projektu inwestycyjnego uwzględniającego różne stopnie ryzyka i niepewności ... 66
Rys. 3.8. Przykładowa analiza wrażliwości. ... 68
Rys. 3.9. Przykładowy histogram wyników symulacji Monte Carlo ... 71
Rys. 3.10. Przykładowa dystrybuanta wyników symulacji Monte Carlo... 71
Rys. 4.1. Schemat blokowy analizy poszczególnych wariantów budowy podziemnego magazynu gazu w tej samej strukturze geologicznej. ... 74
Rys. 4.2. Schemat blokowy szczegółowej analizy wybranego wariantu budowy podziemnego magazynu gazu. ... 76
Rys. 4.3. Schemat blokowy aplikacji wykorzystanej do obliczenia NPV metodą Monte Carlo ... 80
Rys. 4.4. Schemat blokowy aplikacji wykorzystanej do obliczenia minimalnej ceny za magazynowanie gazu ziemnego metodą Monte Carlo ... 81
Rys. 5.1. Przebieg krzywych NPV dla każdego wariantu w ciągu 30 lat eksploatacji magazynu. ... 91
Rys. 5.2. Wartość zaktualizowana netto (NPV) dla poszczególnych wariantów ... 91
Rys. 5.3. Wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) dla poszczególnych wariantów ... 92
Rys. 5.4. Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu (MIRR) dla poszczególnych wariantów ... 92
Rys. 5.5. Zdyskontowany okres zwrotu dla poszczególnych wariantów ... 93
Rys. 5.6. Wskaźnik wartości zdyskontowanej netto (NPVR) dla poszczególnych wariantów ... 93
Rys. 5.7. Wielkość jednostkowych, zdyskontowanych nakładów inwestycyjnych dla poszczególnych wariantów ... 94
Rys. 5.8. Minimalna cena zamagazynowanie dla poszczególnych wariantów ... 94
Rys. 5.9. Przebieg krzywej NPV w okresie analiz efektywności ekonomicznej ... 97
Rys. 5.10. Wartość NPV w zależności od ceny za magazynowanie ... 97
Rys. 5.11. Wartość IRR i MIRR w zależności od ceny za magazynowanie ... 98
Rys. 5.12. Wpływ zmiany poszczególnych parametrów na wielkość NPV ... 102
Rys. 5.13. Procentowa zmiana NPV przy wzroście ceny za magazynowanie, nakładów inwestycyjnych, kosztów stałych i zmiennych o 10% ... 103
Rys. 5.14. Wartość NPV dla analizowanych scenariuszy ... 106
Rys. 5.15. Wartość IRR dla analizowanych scenariuszy ... 106
Rys. 5.16. Wartość MIRR dla analizowanych scenariuszy ... 107
Rys. 5.17. Wartość zdyskontowanego okresu zwrotu dla analizowanych scenariuszy ... 107
Rys. 5.18. Wartość NPVR dla analizowanych scenariuszy ... 108
Rys. 5.19. Wielkość jednostkowych, zdyskontowanych nakładów inwestycyjnych dla analizowanych scenariuszy ... 108
Rys. 5.20.Wartość prostego okresu zwrotu dla analizowanych scenariuszy ... 109
Rys. 5.21.Wartość prostej stopy zwrotu dla analizowanych scenariuszy ... 109
Rys. 5.22. Minimalna cena za magazynowanie dla analizowanych scenariuszy ... 110
Rys. 5.23. Wartość NPV w zależności od stopnia wykorzystania magazynu (od 100 do 30%). ... 112
Rys. 5.24. Minimalna cena za magazynowanie w zależności od stopnia wykorzystania magazynu (od 100 do 30%). ... 112
Rys. 5.25. Wartość NPV w zależności od stopnia wykorzystania magazynu (od 200 do 500%). ... 113
Rys. 5.26. Minimalna cena za magazynowanie w zależności od stopnia wykorzystania magazynu (od 200 do 500%). ... 113
Rys. 5.27. Wartość NPV w zależności od stopnia wykorzystania magazynu (od 30 do 500%). ... 114
Rys. 5.28. Minimalna cena za magazynowanie w zależności od stopnia wykorzystania magazynu (od 30 do 500%). ... 114
Rys. 5.29. Histogram symulacji NPV ... 118
Rys. 5. 30. Dystrybuanta NPV ... 119
Rys. 5.31. Histogram symulacji minimalnej ceny ... 121
Rys. 5.32. Dystrybuanta minimalnej ceny ... 121
Rys. 5.33. Histogram symulacji NPV z uwzględnieniem ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu ... 124
Rys. 5.34. Dystrybuanta NPV z uwzględnieniem ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu ... 124
Rys. 5.35. Histogram symulacji minimalnej ceny z uwzględnieniem ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu ... 126
Spis tabel
Tabela 1.1. Pojemności czynne i moce odbioru PMG w Polsce w roku, 2006/2007 ... 17
Tabela 2.1. Typowy rozkład nakładów dla PMG w sczerpanym złożu ... 37
Tabela 2.2. Nakłady inwestycyjne w USD na 1 m3 pojemności czynnej dla PMG w sczerpanym złożu. ... 37
Tabela 2.3. Typowy rozkład nakładów dla PMG w warstwie wodonośnej ... 38
Tabela 2.4. Nakłady inwestycyjne w USD na 1 m3 pojemności czynnej dla PMG w szczerpanym złożu. ... 38
Tabela 2.5. Typowy rozkład nakładów dla PMG w kawernach solnych ... 39
Tabela 2.6. Nakłady inwestycyjne w USD na 1 m3 pojemności czynnej dla PMG w kawernach solnych. ... 39
Tabela 2.7. Typowy rozkład kosztów eksploatacyjnych dla PMG w szczerpanych złożach i warstwach wodonośnych ... 43
Tabela 2.8. Koszty eksploatacyjne PMG w złożach sczerpanych i w warstwach wodonośnych ... 44
Tabela 2.9. Koszty eksploatacyjne PMG w kawernach solnych ... 45
Tabela 2.10. Roczne koszty eksploatacji wraz z kosztami konserwacji i remontów w % ogólnych nakładów inwestycyjnych ... 45
Tabela 5.1. Dane techniczne i ekonomiczne dla wariantu I ... 84
Tabela 5.2. Wyniki wstępnej analizy dla wariantu I ... 84
Tabela 5.3. Dane techniczne i ekonomiczne dla wariantu II ... 85
Tabela 5.4. Wyniki wstępnej analizy dla wariantu II ... 86
Tabela 5.5. Dane techniczne i ekonomiczne dla wariantu III ... 86
Tabela 5.6. Wyniki wstępnej analizy dla wariantu III ... 87
Tabela 5.7. Dane techniczne i ekonomiczne dla wariantu IV ... 88
Tabela 5.8. Wyniki wstępnej analizy dla wariantu I ... 88
Tabela 5.9. Zestawienie wyników wstępnej analizy dla wszystkich wariantów ... 89
Tabela 5.10. Ranking wariantów budowy PMG ... 90
Tabela 5.11. Wyniki analizy przy pomocy metod prostych ... 95
Tabela 5.12. Wyniki analizy przy pomocy metod dyskontowych ... 96
Tabela 5.13. Wartości poszczególnych parametrów podczas analizy wrażliwości ... 101
Tabela 5.14. Wartość NPV w zależności od zmiany poszczególnych parametrów ... 101
Tabela 5.15. Parametry scenariuszy wykorzystanych w analizie ... 104
Tabela 5.16. Wyniki analizy scenariuszy ... 105
Tabela 5.17. Wartość oczekiwana, odchylenie standardowe i współczynnik zmienności dla scenariuszy 1-3 ... 105
Tabela 5.18. Wartość NPV oraz minimalnej ceny za magazynowanie w zależności od stopnia wykorzystania magazynu (od 100 do 30%). ... 111
Tabela 5.19. Wartość NPV oraz minimalnej ceny za magazynowanie w zależności od stopnia
wykorzystania magazynu (od 200 do 500%) ... 113
Tabela 5.20. Parametry zmiennych losowych, wykorzystanych w symulacji NPV ... 117
Tabela 5.21. Podstawowe statystyki symulacji NPV ... 117
Tabela 5.22. Wartości dystrybuanty dla symulacji NPV ... 118
Tabela 5.23. Parametry zmiennych losowych, wykorzystanych w symulacji minimalnej ceny ... 119
Tabela 5.24. Podstawowe statystyki symulacji minimalnej ceny ... 120
Tabela 5.25. Wartości dystrybuanty dla symulacji minimalnej ceny ... 120
Tabela 5.26. Parametry zmiennych losowych, wykorzystanych w symulacji z uwzględnienie ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu ... 122
Tabela 5.27. Podstawowe statystyki symulacji NPV z uwzględnieniem ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu ... 122
Tabela 5.28. Wartości dystrybuanty dla symulacji NPV z uwzględnieniem ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu ... 123
Tabela 5.29. Podstawowe statystyki symulacji minimalnej ceny z uwzględnieniem ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu ... 125
Tabela 5.30. Wartości dystrybuanty dla symulacji minimalnej ceny z uwzględnieniem ryzyka niepełnego wykorzystania magazynu ... 126
Literatura:
1. Ang J.S., Lewellyn W.G., Risk Adjustment in Capital Investment Project
Evaluations, Financial Management, Summer 1982, s. 5-14
2. Amundsen E. S., Seasonal Fluctuations of Demand and Optimal Inventories of a
Non-renewable Resource Such as Natural Gas, Resources and Energy
Economics, 13, 285-306, 1991.
3. Bacon P.W., The Evaluation of Mutually Exclusive Investments, Financial Management, Summer 1977, s. 55-58.
4. Balestra P., Nerlove M., Pooling Cross Section and Time Series Data in the
Estimation of a Dynamic Model: the Demand for Natural Gas, Econometrica,
34, 585-612, 1966.
5. Behrens W., Hawranek P.M., Poradnik przygotowania przemysłowych studiów
feasibility, United Nations Industrial Development Organization, Warszawa,
1993.
6. Bergmann B, Security of supply requires long-term thinking, Fundamentals of the World Gas Industry, Petroleum Economist, 2006
7. Bierman H., Smidt S., The Capital Budgeting Decisions, Macmilan, New York, 1998.
8. Brennan M. J., The Supply of Storage, American Economic Review, 48, 50-72, 1958.
9. Brennan M. J., A note on Seasonal Storage: Reply, Econometrica, 28, 921-922, 1960.
10. Brick I.E., Weaver D.G., A Comparison of Capital Budgeting Techniques in
Indentifying Profitable Investments, Financial Management, Winter 1984, s.
29-39.
11. Brigham E.F., Gapenski L.C., Zarządzanie Finansami, Polskie Wydawnictwo Ekonomiczne, Warszawa, 2000
12. Butler J.S., Schachter B., The Investment Decision: Estimation Risk and Risk
Adjusted Discount Rates, Financial Management, Winter 1989, s. 13-22
13. Chaney P.K., Moral Hazard and Capital Budgeting, Journal of Financial Research, Summer 1989, s. 113-128.
14. Chaton C., Creti A., Villeneuve B., The Economics of Seasonal gas Storage, Serie des Documents de Travail du Crest No. 2005-52, Institut National de la Statistique et des Etudes Economiques, 2005.
15. Chaton C., Creti A., Villeneuve B., Gas Storage and Security of Supply, LERNA Working Paper, 2005.
16. Committee on Energy and Commerce, Hearing to Examine Hurricane Katrina’s
Impact on U.S. Energy Supply, energy-commerce.house.gov/108/hearings. 2005.
17. Cremer H., Gasmi F., Laffont J.J., Access to Pipelines for Competitive Gas
Markets, Journal of Regulatory Economics, 24, 5-33, 2003.
18. Crum R.L., Derkinderen F.G., Readings in Strategies for Corporate Investments, Pitman, New York, 1981.
19. Czopek K., Trzaskuś B., Wpływ systemu taryfowego na próg rentowności
w obrocie gazem, Szkoła Ekonomiki i Zarządzania w Górnictwie 2004 :
ekonomika, organizacja, zarządzanie i marketing w przemyśle wydobywczym : Krynica 15–17 września 2004.
20. Czopek K., Trzaskuś B., Wariantowe rozwiązania ogólnego modelu CVP
w warunkach rynkowych dystrybucji gazu, Polityka Energetyczna ;2007 t. 10
z. 1 s. 105–118.
21. Czopek K., Koszty stałe i zmienne, Teoria – Praktyka, Agencja Wydawniczo-Poligraficzna „ART-TEKST”, Kraków 2003.
22. Devadoss S., Market Interventions, International Price Stabilization and
Welfare Implications, American Journal of Agricultural Economics, 74,
281-290, 1992.
23. Dietert J., Pursell D., Underground Natural Gas Storage, Energy Industry Research, Simmonds & Company, 2000
28. EIA, Retail Unbundling, US Summary,
www.eia.doe.gov/oil_gas/natural_gas/restructure/state/us.html , 2003.
29. EIA, US Natural Gas Pipeline und Underground Storage Expansion in 2003,
www.eia.doe.gov/archives/ngpipestor04.pdf , 2004.
30. Erhardt M.C., Bagwat Y.N., A Full-Information Approach for Estimating
Divisional Beats, Financial Management, Summer 1991, s. 60-69.
31. Evandro C. N. et al., Underground Gas Storage in the World. Situation in the
Republic of Argentina, SPE 38243, 1997.
32. Evans L. J., The Re-Engineering of Gas Storage Facilities to Meet the New
Demands of Today’s Marketplace, SPE 59797, 2000
33. Fama E.F., Risk Adjusted Discount Rates and Capital under Uncertanity, Journal of Financial Economics, August 1977, s. 3-24.
34. Farrington B., Cox D., Prospects for a new storage, , Fundamentals of the World Gas Industry, Petroleum Economist, 2006
35. Findlay M.C., Gooding A.E., Weaver W.Q., On the Relevant Rosk for
Determining Capital Expenditure Hurdle Rates, Financial Management, Winter
1976, s. 9-16.
36. Flexibility in Natural Gas Supply and Demand, IEA/OECD, Paryż, 2002
37. Gallagher T.J., Zumwalt J.K., Risk-Adjusted Discount Rates Revisited, Financial Review, February 1991, s. 105-114.
38. Gehr A.K., Risk-Adjusted Capital Budgeting Using Arbitrage, Financial Management, Winter 1981, s. 14-19.
39. Grant E.L., Ireson W.G., Leavenworth R.S., Principles of Engineering
Economy, Ronald, New York, 1976.
40. Greenfield R.L., Randall M.R., Woods J.C., Financial Leverage and Use of The
Net Present Value Investments Criterion, Financial Management, Autumn 1981,
s. 40-44.
41. Gup B.E., Norwood S., Divisional Cost of Capital: A practical Approach, Financial Management, Spring 1982, s. 20-24.
42. Harris R.S., O’Brien T.J., Wakeman D., Divisional Cost of Capital Estimation
for Multi-Industry Firms, Financial Management, Summer 1989, s. 74-84
43. Helmberger P., Weaver R., Welfare Implications of Commodity Storage Under
44. Hertz D.B., Risk Analysis in Capital Investments, Harvard Business Review, January-February 1964, s. 95-106
45. Hill A, Single European gas market a distant possibility, Fundamentals of the World Gas Industry, Petroleum Economist, 2006
46. Hotelling H., The Economics of Exhaustible Resources, Journal of Political Economy, 39, 137-175, 1931.
47. Hueth D., Schmitz A., International Trade and Final Goods: Some Welfare
Implications of Destabilized Prices, Quarterly Journal of Economics, 86,
351-365, 1972.
48. Hugout B., Gaz de France Experience in Underground Gas Storage, SPE 38245, 1997.
49. Ikoku C.U., Economic Analysis and Investments Decisions, Wiley, New York 1985.
50. Johnson V. M., Improving Gas Storage Development Planning Through
Simulation-Optimization, SPE 65639, 2000.
51. Just R., Lutz E., Schmitz A., Turnowsky S., The Distribution of Welfare Gains
from International Price Stabilization under Distortions, American Journal of
Agricultural Economics, 59, 652-661, 1977.
52. Kaldor N., Speculation and Economic Activity, Review of Economic Studies, 7, 1-27, 1939.
53. Kim S.H., Krick T., Do Executives Practice What Academic Preach?, Management Accouting, November 1986, s. 49-52
54. Kosowski P., Stopa J., Rychlicki S., Podziemne magazynowanie gazu jako
element systemu bezpieczeństwa energetycznego i rynku gazowego, Polityka
Energetyczna, t. 10 z. spec. 2 s. 131–140, Kraków 2007
59. Łucki Z., Ocena inwstycji I podejmowanie decyzji w górnictwie naftowym I gazownictwie, Polska Fundacja Promocji Kadr, Kraków 1995.
60. MacAvoy P.W., Pindyck R.S., Alternative Regulatory Policies for Dealing wit
the Natural Gas Shortage, Bell Journal of Economics and Management Science,
4, 454-498, 1973.
61. Massel B., Price Stabilization and Welfare, Quarterly Journal of Economics, 83, 284-298, 1961.
62. Megill R.E., An Introduction to Exploration Economics, Petroleum Publishing Co., Tulsa 1971.
63. Miller E.M., Safety Margins and Capital Budgeting Criteria, Managerial Finance, Number 2/3, 1988, s. 1-8.
64. Modjtahedi B., Movassagh N., Natural Gas Futures: Bias, Predictive
Performance and Theory of Storage, Energy Economics, 27, 617-637, 2005.
65. Mukherjee T.K., Capital Budgeting Surveys: The Past and the Future, Reviev of Business and Economic Research, Spring 1987, s. 37-56
66. Mukherjee T.K., The Capital Budgeting of Large U.S. Firms: An Analysis of
Capital Budgeting Manuals, Managerial Finance, Number 2/3, 1988, s.28-35
67. Mun J., Modeling Risk Applying Monte Carlo Simulation, Real Options
Analysis, Forecasting and Optimization Techniques, John Wiley & Sons Inc.,
Hoboken, New Jersey, 2006.
68. Myers S.C., Turnbull S.M., Capital Budgeting and the Capital Asset Pricing
Model: Good News and Bad News, Journal of Finance, December 1975, s.
1384-1386.
69. Nagy S., Rychlicki S., Siemek S., Import gazu a bezpieczeństwo energetyczne
Polski, Polityka Energetyczna ; ISSN 1429-6675. — 2005 t. 8 z. spec. s. 101–
113.
70. Natural Gas Information, IEA/OECD, Paryż, 2003
71. Natural Gas: Meeting the Challenges of the Nations Growing Natural Gas
Demand, National Petroleum Council, Washington, 1999.
72. Newbery D., Why Tax Energy? Toward a More Rational Policy, Energy Journal, 26, 1-40, 2005.
73. Newendorp P.D., Decision Analysis for Petroleum Exploration, Petroleum Publishing Co., Tulsa 1975.
74. Ney R., Rychlicki S., Siemek J., Aktualny stan wystarczalności zasobów oraz
perspektywy poszukiwań złóż węglowodorów w Polsce, GEOPETROL 2002 :
konferencja naukowo-techniczna nt. Pozyskiwanie paliw węglowodorowych ze źródeł krajowych – innowacje i osiągnięcia : Zakopane, 16–19. 09. 2002 / Instytut Górnictwa Naftowego i Gazownictwa. — Kraków : IGNiG, 2002, s. 17– 23.
75. Ney R., Siemek J., Gaz ziemny w polskiej gospodarce a dywersyfikacja dostaw, Przegląd Górniczy ; ISSN 0033-26X. — 2001 t. 57 nr 9 s. 23–26
76. Oi W., The Desirability of Price Instability Under Perfect Competition, Econometrica, 29, 1-40, 1961.
77. Osteryoung J.S., Capital Budgeting: Long Term Asset Selection, Grid, Columbus, Ohio, 1979.
78. Pindyck R., Volatility and Commodity Price Dynamics, MIT CEEPE Working Paper, 2002.
79. Piwowarski A.J., Analiza możliwości wykorzystania sczerpywalnych złóż
węglowodorów, zawodnionych horyzontów i wybranych warstw wodonośnych na podziemne magazyny gazu ziemnego, Warszawa, maj 2003.
80. Reinisch R., Wybrane, istotne aspekty podziemnych magazynów gazu, Wydawnictwo PLJ, Warszawa 2000
81. Robichek A.A., Interpreting the Results of Risk Analysis, Journal of Finance, December 1975, s. 1384-1386.
82. Ross M., Capital Budgeting Practices of Twelve Large Manufacturers, Financial Management, Winter 1986, s. 15-22
83. Routledge B., Seppi D.J., Spatt Ch.S., Equilibrium Forward Curves for
Commodities, Journal of Finance
86. Rychlicki S., Siemek J., Gaz ziemny w strategii bezpieczeństwa energetycznego
Europy i Polski – stan aktualny i perspektywy, Polityka Energetyczna ;
Wydawnictwo IGSMiE PAN, t. 10 z. spec. 1 s. 47–70, Kraków 2007.
87. Rychlicki S., Siemek J., Gaz ziemny w świecie, Europie i Polsce : zasoby,
handel, dywersyfikacja, Nowoczesne Budownictwo Inżynieryjne ; ISSN
1734-6681. — 2007 nr 2 s. 32–38.
88. Rychlicki S., Siemek J., Handel ropą naftową i gazem ziemnym, ,,Miejsce Polski w europejskim i światowym rynku ropy naftowej i gazu ziemnego” : V międzynarodowa konferencja naukowo-techniczna : Bóbrka, 17–19 maja 2007 : materiały konferencyjne, s. 101–111.
89. Rychlicki S., Siemek J., Kierunki dostaw gazu do Europy – stan aktualny
i tendencje przyszłościowe Polityka Energetyczna ; ISSN 1429-6675. — 2007
t. 10 z. spec. 2 s. 113–130, Wydawnictwo IGSMiE PAN, 2007
90. Rychlicki S., Siemek J., Bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego dla odbiorców