Проект предполагает строительство локальной газораспределительной сети и парка хранения СУГ в с. Акша Акшинского района Забайкальского края.
1. Вводная часть (резюме).
Инициатор проекта: Драница Олег
Викторович.
тел./WhatsApp: 8 924 579 4592
эл. адрес: oleg.dranitsa@yandex.ru
Название проекта: «Строительство
локальной газовой сети в с. Акша Акшинского района Забайкальского края».
Общая инвестиционная ёмкость проекта
399 875 тыс. руб. В сумму входят расходы на разработку ПСД, СМР, приобретение
техники, оборудования, первоначальные оборотные средства и операционные расходы
компании на инвестиционном этапе. Инвестиционный этап 36 месяцев. Расчётный
срок возврата прямых инвестиций 150 месяцев, включая инвестиционный период.
Для реализации проекта 25.09.2019 г
создана новая компания ООО «Локальные газовые сети» с кодом деятельность по
ОКВЭД 35.22. «Распределение
газообразного топлива по газораспределительным сетям».
Проект поддерживается Правительством
Забайкальского края (региональная программа «Газификация жилищно-коммунального
хозяйства, промышленных и иных организаций Забайкальского края на 2018-2022
годы» файл «Программа газификации Забайкальского края»).
Место реализации проекта вошло в
перечень территорий опережающего социально-экономического развития (ТОСЭР)
«Забайкалье» (файл «988 постановление правительства РФ_создание ТОР
Забайкалье»).
Для реализации проекта требуется
долевое или заёмное финансирование 100%.
2. Суть проекта.
Проект предполагает строительство
локальной газораспределительной сети и парка хранения СУГ в с. Акша Акшинского
района Забайкальского края, предусматривающих техническую и технологическую
возможность подключения всех объектов организаций, учреждений, потребительского
рынка, населения для целей отопления, подогрева воды, приготовления пищи. Общая
протяженность газораспределительных сетей 55,314 км. Объём парка хранения 400 м3.
Расчётный годовой объём потребления СУГ 4663,02323 тонн.
Источник СУГ – Амурский ГПЗ. Доставка
собственными автогазовозами на условиях самовывоза. Плечо доставки 1551,7 км в
один конец.
Монетизация проекта за счёт реализации
СУГ потребителям через газораспределительные сети с ежемесячной оплатой за
потреблённый газ по показаниям приборов учёта.
Газораспредительная сеть будет иметь
возможность перехода на природный газ в перспективе при наличии постоянного
источника природного газа.
Проект имеет возможность
масштабирования более, чем в 100 раз.
3.
Особенности проекта.
·
Условия реализации:
-
Удалённость от краевого центра 285 км, от ближайшей железнодорожной станции 180
км;
-
Отсутствие объектов промышленности и малое количество населения, т.е. не
большие расчётные объёмы потребления газа;
Эти два пункта обуславливают невозможность
подвода магистрального трубопроводного газа. Поэтому приемлемым вариантом
является локальная сеть с собственным парком хранения.
-
Низкий уровень доходов населения.
Этот пункт связан со стоимостью
подключения домохозяйств к газораспределительной сети. В регионах РФ эта
стоимость колеблется от 300 до 500 тыс. рублей (разработка ТУ, ПСД на
подключение, строительство газопровода ввода). Этот ценовой барьер не позволяет
обеспечить массовую газификацию, поэтому нужны решения минимизирующие стоимость
подключения.
Перечисленные условия являются
аналогичными для большинства районных центров Забайкальского края. Поэтому
комплекс технических, технологических и организационных решений, позволяющий
реализовать газификацию Акши, позволит это сделать и в других районах, что, в
свою очередь, позволит говорить о массовой газификации Забайкальского края.
· Указанный комплекс технических, технологических и
организационных решений включает в себя следующие моменты:
-
Строительство, как указано выше локальной газовой сети с собственным парком
хранения;
-
В условиях локальности сети, т.е. ограниченности количества потенциальных
потребителей, важно обеспечить максимально возможное количество подключённых
потребителей, причём уже на ранней стадии реализации проекта, во время ведения
СМР. Для этого, как было указано, проект предусматривает техническую и
технологическую возможность подключения всех объектов организаций, учреждений,
потребительского рынка, населения. Т.е. потребителю при подключении не надо
будет разрабатывать ТУ, ПСД на подключение, строить газопровод ввод, и,
соответственно, нести на это расходы. Снижается ценовой барьер на подключение.
Всё это уже «сидит» в проекте, до ввода в здание потребителя. Так из указанных
55,314 км газораспределительных сетей 14,63 км – это газопроводы вводы. Это
несколько повышает капитальные затраты, поэтому так же важны решения, снижающие
общий объём капитальных затрат по проекту;
-
Решением, снижающим общий объём капитальных затрат по проекту является
централизация локальной сети. Т.е. подача газа из одного парка хранения.
Строительство одного парка хранения стоит гораздо дешевле, чем строительство
нескольких парков хранения такого же объёма в сумме, и тем более дешевле, чем
автономная газификация, где каждому потребителю предоставляется отдельный
газгольдер.
-
Кроме того, содержание и обслуживание одного парка хранения так же менее
затратно, чем нескольких парков хранения такого же объёма в сумме, а это уже
снижение операционных затрат компании.
Важное значение здесь ещё имеет и
логистика. Большегрузные автогазовозы должны сливаться в парке хранения и
уходить снова в рейс по графику. При разгрузке автогазовоза в нескольких
небольших парках хранения или в газгольдерах у каждого потребителя будет
увеличиваться время на разгрузку, т.е. снижаться эффективность использования
большегрузного автогазовоза. А в условиях плотной застройки большегрузный
автогазовоз просто не сможет подъехать к каждому газгольдеру на разгрузку.
Значит, придётся иметь ещё маленький автогазовоз, который будет забирать газ с
большого и развозить по газгольдерам. А это дополнительные расходы на
логистику, и большегрузный автогазовоз превращается в стационарную ёмкость на
время разгрузки, что ещё больше будет снижать эффективность его использования.
Сливать большегрузный автогазовоз в большую ёмкость и отправлять в рейс, а из
этой ёмкости развозить маленьким автогазовозом по газгольдерам тоже не вариант,
так как здесь и дополнительные затраты на ёмкости, и на их обслуживание, и на
логистику. Дешевле от большой емкости проложить газопровод до потребителей и
исключить маленькие газгольдеры и маленький автогазовоз, и мы приходим к
централизованной газораспределительной сети.
-
Ещё одно техническое решение. Потребители запитываются газом от сетей низкого
давления. Сети низкого давления имеют небольшую протяжённость из-за падения
давления от протяжённости. Даже в небольшой Акше протянуть газопроводы низкого давления на всю
протяжённость Акши не получиться. С природным газом это решается путём прокладки
магистрали с высоким давлением и от неё через понижающие редукторы запитываются
сети низкого давления. С СУГом так не получится, так как СУГ при высоком
давлении сжижается, и сжиженный СУГ создаёт в трубопроводе пробки. Проектом
предлагается от парка хранения через Акшу по магистрали подавать СУГ в жидкой
фазе под высоким давлением. В трёх местах (южная часть Акши, центральная и
северная) отбирать СУГ в жидкой фазе, испарять через испарители и подавать в
сети низкого давления.
-
Ещё одно техническое решения направлено на возможность перевода
газораспределительной сети на природный газ в перспективе при наличии
постоянного источника природного газа. Газораспределительная сеть, построенная
под СУГ, может также распределять и природный газ при подаче его в эту сеть.
Разница в удельной теплоте сгорания. У природного газа она меньше, чем у СУГ,
поэтому проектом предусматривается увеличенная пропускная способность
газораспределительной сети с учётом возможности работать на природном газе.
Здесь главная проблема в условиях хранения СУГ и природного газа. Они (условия
хранения) разные. Поэтому для перехода газораспределительной сети в перспективе
на природный газ потребуется отдельный парк хранения под природный газ (или
система приёмки, хранения и регазификации
сжиженного природного газа, или компримированного).
Возможность перехода на природный газ
существует, в том числе, и при возможной в будущем разработке нефтяного
месторождения, находящегося в 50-ти км южнее Акши (файл «Лицензия на
пользование недрами»). Оценочный запас месторождения 1,3 млн. тонн. И здесь
снова очевидно преимущество централизованного варианта газораспределительной
сети. Запустить природный газ в децентрализованную газораспределительную сеть в
одном месте и обеспечить при этом всех потребителей газом не позволит
гидравлика сети, а построить рядом с каждым газгольдером ещё и объект хранения
природного газа будет невероятно дорого, не говоря про наличие свободных
земельных участков, логистику, содержание, обслуживание и т.д. В варианте
централизованной газораспределительной сети достаточно будет в местах установки
испарителей СУГ разместить редукторы понижающие давление природного газа,
продуть магистраль высокого давления от остатков СУГ и запустить природный газ.
Предлагаемый в проекте комплекс
технических и технологических решений в Российской Федерации нигде не
встречается. Но сами решения по отдельности, в том или ином виде присутствуют и
применяются.
Для выполнения работ по
проектированию, экспертизе ПСД, подбору оборудования, выполнению СМР,
пуско-наладке планируется заключение договора с ООО «Завод Газсинтез» г.
Саратов. Со специалистами завода мною предварительно обсуждались технические и
технологические аспекты реализации проекта, схема газификации Акши на завод
направлялась, специалисты завода со схемой ознакамливались (файлы «Письмо»,
«Выписка из СРО по ООО САРРЗ», «Выписка ООО САРРЗ (изыскания) от22.11.2019»,
«Выписка ООО САРРЗ (строительство) от22.11.2019», «ИСО»).
4.
Обоснования по проекту.
·
Схема
газоснабжения, система приёма, хранения и регазификации сжиженного природного
газа сельского поселения «Акшинское» Акшинского района Забайкальского края на
период до 2025 г (файл «СГ+СПХР 22.03.2016»). На разработку схемы привлечены
федеральный средства в сумме 855 тыс. рублей через Забайкальский центр
инжиниринга и средства муниципального бюджета в сумме 95 тыс. рублей. Всего 950
тыс. рублей. В схеме сделан расчёт потребления газа по видам потребления, по
категориям потребителей, по месяцам года, схема сетей, гидравлический расчёт,
оценка капитальных затрат. Объёмы потребления и оценка капитальных затрат на
сети вошли в проект.
·
Оценка
капитальных затрат на парк хранения с учётом нормативного 7-ми дневного запаса
при максимальном январском потреблении (файл «РАСЧЁТЫ увеличенный запас»). Эту
оценку мне сделали специалисты ООО «Газпром газэнергосеть») по моей личной
просьбе.
·
Полуприцеп-газовоз.
Коммерческое предложение ООО «Техно Трейд» г. Москва (файл «ГАЗОВОЗЫ от
32м3-55м3 Иран»).
·
Автомашина тягач.
Коммерческое предложение ООО «Иркутск Вольво» г. Иркутск (файл «Предложение
тягач Вольво_6х4»).
·
Сервисное
обслуживание автомашины тягача. Коммерческое предложение ООО «Иркутск Вольво»
г. Иркутск (файл «Offer»).
5.
Финансовый план.
(Файл «Финансовый план проекта 0%»).
Лист «Штатное расписание» сделаны
расчёты начисления заработной платы персонала, отчислений в фонды по
действующим ставкам. Все значения автоматически переносятся в финансовый план.
Лист «График транспортирования».
Промежуточный расчёт объёмов транспортирования СУГ с учётом помесячных объёмов
потребления, отпускной стоимости СУГ, возможностей транспорта делать рейсов
месяц и ёмкости парка хранения СУГ. Эти расчёты участвуют в расчётах расходов
на покупку СУГ, расходов на транспортирование СУГ, командировочных водителей и
т.д.
Лист «Электроэнергия на т.н.». Расчёт
электроэнергии на технологические нужды. Все значения автоматически переносятся
в финансовый план.
Лист «Командировочные». Расчёт
командировочных водителей. Все значения автоматически переносятся в финансовый
план.
Лист «Покупка СУГ». Расчёт расходов на
покупку СУГ. Все значения автоматически переносятся в финансовый план.
Лист «ГСМ на Газовозы». Расчёт
расходов на ГСМ автогазовозами по нормативам Приказа Минтранса. Здесь же
расходы на масло моторное и мочевину по нормативам. Все значения автоматически
переносятся в финансовый план.
Лист «Износ шин». Расчёт расходов на
замену колёс автогазовозов по нормативам пробега. Все значения автоматически
переносятся в финансовый план.
Лист «Платон». Расчёт расходов на
оплату проезда по дорогам федерального значения. Все значения автоматически
переносятся в финансовый план.
Лист «Расчёт амортизации ОС». Расчёт
начисления амортизации основных средств. Все значения автоматически переносятся
в финансовый план.
Лист «Расчёт налога на имущество».
Расчёт начисления налога на имущество. Все значения автоматически переносятся в
финансовый план.
Лист «Финансовый план». Расчёт сделан
при ОСНО. НДС 20%, считается автоматически, начисления на ФОТ 30,2% по
водителям 30,4%, налог на имущество 2,2%, налог на прибыль по авансовым
платежам 20%, считается автоматически. Расчёт сделан на возврат прямых
инвестиций при нулевой ставке. Горизонт расчёта 15 лет, помесячно.
В раздел «Операционная деятельность»
сведены все расчётные данные, добавлены данные, не требующие расчёта, и
сгруппированы в группы: Административные расходы, Эксплуатационные расходы,
Расходы на приобретение и транспортировку СУГ, Налоги и страхование.
Технологические потери считаются автоматически (норматив из приказа ФСТ от 2015
года). Данные в группах суммируются, группы тоже суммируются и образуют
«Отток». Всё автоматически. «Приток» равен «Выручке от реализации». «Выручка от
реализации» получена умножением объёмов реализации из схемы газификации на
действующий тариф АО «Читаоблгаз» для абонентов групповых резервуарных
установок (приказ РСТ Забайкальского края) 42,08 руб./кг СУГ. Поступления от
реализации проставлены месяцем, следующим за месяцем реализации. «Денежный
поток от текущей деятельности» - разница между «Притоком» и «Оттоком».
Раздел «Инвестиционная деятельность».
В «Притоке» стоят суммы от реализации автомобильного транспорта по трейд-ин. В
«Оттоке» все расходы на основные средства, включая малоценку. «Денежный поток
от инвестиционной деятельности» - разница между «Притоком» и «Оттоком».
Раздел «Финансовая деятельность». В
«Притоке» поступления средств от банка, возврат из бюджета НДС, переплат по
налогу на имущество, авансовых платежей по налогу на прибыль. В «Оттоке»
выплаты банку. «Денежный поток от финансовой деятельности» - разница между
«Притоком» и «Оттоком».
В «Общем денежном потоке за период»
суммируются денежные потоки от «Операционной деятельности», «Инвестиционной
деятельности» и «Финансовой деятельности».
В «Общем денежном потоке нарастающим
итогом» суммируются результаты «Общего денежного потока за период» подряд.
В разделе «Отчёт о прибылях и убытках»
формируется налогооблагаемая база по налогу на прибыль без НДС, высчитываются
авансовые платежи пологу на прибыль, общая сумма налога за период, чистая
прибыль отчётного периода (убыток) и чистая прибыль отчётного периода
нарастающим итогом (убыток). Авансовые платежи по налогу на прибыль
автоматически переносятся в раздел «Операционная деятельность» в группу
«Налоги, страхование». По итогам отчётного периода формируется сумма возврата
налога на прибыль в «Приток» раздела «Финансовая деятельность».
Выводы. Общая сумма инвестиций 399 875
тыс. рублей. Через 36 месяцев инвестиционного периода по строке «Общий денежный
поток нарастающим итогом» с 37-го месяца реализации проекта начинается
накопление средств для возврата прямых инвестиций. На 150-м месяце реализации
проекта сумма прямых инвестиций собралась в полном объёме и выплачена
инвестору. Таким образом, при указанных выше параметрах финансовой модели
окупаемость проекта по прямым инвестициям составила 150 месяцев, из которых 36
месяцев инвестиционный период, а 114 месяцев собственно срок окупаемости.
6.
Сравнительная себестоимость отопления на различных
видах топлива.
(Файл «Сравнительная себестоимость
отопления»). Это даёт понимание объективности цены реализации СУГ. С учётом
удельной теплоты сгорания различных видов топлива, КПД различных котлов и
приведения полученных значений к одной единице измерения стоимости тепла в
теплоносителе - руб./кВт/ч, данные
сведены в первую строку таблицы. Во второй строке таблицы стоимость отопления
альтернативными видами топлива переведена в паритетную стоимость СУГ руб./кг.
Во второй таблице сделана примерная дифференциация тарифа по категориям
потребителей при средневзвешенном тарифе 42,08 руб./кг СУГ.
Очевидно, что стоимость отопления на
СУГ при тарифе на уровне действующего по АО «Читаоблгаз» для групповых
резервуарных установок 42,08 руб./кг СУГ дешевле тарифа на электроэнергию для
города 4,20 руб./кВт/ч и, тем более, дешевле тарифа для юридических лиц и ИП
6,6 руб./кВт/ч, но дороже тарифа на электроэнергию для сельских жителей 2,94
руб./кВт/ч. Паритетная стоимость СУГ в этом случае будет 35,99 руб./кг СУГ.
Стоимость отопления на угле и дровах приведена
справочно, но, строго говоря, она не будет объективной, так как удельная
теплота сгорания и КПД котлов имеют очень большой разброс. И в расчёте не
учитывается работа по хранению этого топлива, работа по обслуживанию котла
отопления и т.д., т.е. то, что называется качеством жизни. В этом смысле
основным конкурентом газа будет именно электроэнергия, так как эти виды энергии
обеспечивают сравнимое качество жизни. Кроме того, в Акше использование
населением угля для отопления не развито в виду сложности его приобретения и
доставки, а самостоятельная заготовка дров, либо покупка их у частников не
позволяет населению пользоваться субсидиями на ЖКХ, так как на руках не
остаётся платёжных документов для предъявления в отдел соцзащиты для начисления
субсидии. Переход населения на газовое отопление решает эту проблему, а
получаемые субсидии будут частично компенсировать стоимость этого отопления.
7.
Резервы проекта.
·
По ГСМ.
Расчёт затрат на ГСМ сделан на
основании стоимости ГСМ на АЗС в Акше. В Чите и по маршруту доставки СУГ
стоимость ГСМ на 10% ниже. Расход ГСМ рассчитан по нормативам Приказа
Минтранса. Практика эксплуатации автомашин при организации объективного
контроля за расходованием ГСМ показывает снижение этого расхода до 30% от
расчётного. Применение для оплаты ГСМ топливных карт, кроме возможности
формирования счёт-фактур с выделенным НДС, позволяет иметь скидки на АЗС
«Роснефти» 5%. Таким образом, реализация этих мероприятий может обеспечить
сокращение расходов на ГСМ до 45%.
Рассматривается возможность замены в проекте
тягачей Вольво на тягачи Камаз, представленные ПАО «Камаз» в 2019 году. Эти
тягачи вместо дизельного топлива используют пропан-бутановую смесь (файл «КАМАЗ
на пропан-бутане снизит Ваши расходы на топливо!»). Если заказать тягачи с
запасом хода по топливу достаточным для рейса в один конец и возможностью
работать на пропан-бутане из цистерны на обратном ходу, то, с учётом оптовой
стоимости пропан-бутана, расходы на ГСМ можно будет снизить более чем в пять
раз. В файле «Финансовый план проекта» на листе «ГСМ на Газовозы» ежегодные
расходы на ГСМ составляют более 20 000 тыс. рублей. При сокращении этих
расходов более чем в пять раз на 10-ти летнем периоде за вычетом 36-ти месяцев
инвестиционного периода, т.е. за 7-мь лет работы проекта, экономия может
составить более 112 000 тыс. рублей. И эта сумма добавится по строке
«Общий денежный поток нарастающим итогом», что сократит срок возврата прямых
инвестиций по проекту.
·
Коньюктура на
СУГ.
У меня накоплена вся статистика
реализации СУГ на электронных торгах по базису поставки Сургут (файл
«Статистика торгов Пропан»). Это
ближайший и крупнейший пока в России ГПЗ. Статистика сформатирована в
средневзвешенные месячные и годовые цены (файл «Итоги торгов Пропан»). В
расчётах применена средневзвешенная стоимость по соответствующим месяцам 2019
года. В целом по 2019 году средневзвешенная стоимость СУГ составила 17 929
руб./тонна.
Запуск Амурского ГПЗ существенно
увеличивает предложение СУГ в РФ, и есть все основания полагать, что отпускные
цены на СУГ по базису поставки Амурский ГПЗ будут ниже, чем нам
Сургутском. Во-первых, Амурский ГПЗ
крупнейший в России и второй по мощности в мире, обеспечен новым оборудованием
и современными технологиями. Его проектная мощность 1,5 млн. тонн СУГ в год,
т.е. масштабы производства позволяют обеспечивать меньшую себестоимость СУГ.
Во-вторых, в прилегающих регионах практически отсутствуют рынки сбыта для
такого количества СУГ. Расчётные объёмы проекта по Акше загружают Амурский ГПЗ
всего на 0,31%. Ж/д тариф на доставку СУГ с Сургутского ГПЗ в Читу составляет
более 10 000 руб./тонна. Тоже самое верно и в обратную сторону, т.е. ж/д
тариф с Амурского ГПЗ в западные регионы РФ, где основное количество
потребителей, будет ещё выше из-за большего расстояния. Соответственно,
отпускные цены с Амурского ГПЗ должны быть конкурентными не смотря на такую
добавку в виде ж/д тарифа.
Таким образом, при расчётном годовом
потреблении СУГ по проекту 4 663 023,23 кг, 1 рубль снижения затрат
на покупку 1 кг СУГ даёт дополнительную доходность по году
4 663 023,23 руб., 2 рубля снижения затрат, соответственно,
9 326 046,46 руб., 3 рубля, соответственно, 13 989 069,69
руб. На 10-ти летнем периоде за вычетом 36-ти месяцев инвестиционного периода,
т.е. за 7-мь лет работы проекта, дополнительный
доход при, например, при 3 руб./кг составит ещё 98 000 тыс. рублей. И
эта сумма добавится по строке «Общий денежный поток нарастающим итогом», что
ещё сократит срок возврата прямых инвестиций по проекту.
·
Регистрация
компании в качестве субъекта ТОСЭР «Забайкалье» позволит применять льготные
ставки по налогам, предусмотренные для субъектов ТОСЭР: 6% в ПФР, 1,5% в ФОМС,
0,1% в ФСС в течение 10-ти лет, 0% по налогу на имущество 5-ть лет, 1,1% по
налогу на имущество ещё 5 лет и 5% по налогу на прибыль в течение 5-ти лет с
момента её появления. И это ещё добавит по строке «Общий денежный поток
нарастающим итогом», и сократит срок возврата прямых инвестиций по проекту.
·
В расчётах
присутствуют ещё ряд резервов. Менее масштабных, но тоже полезных при
реализации проекта.
8.
Выводы.
·
Проект
экономически состоятелен, т.е. денежные потоки, формируемые проектом
обеспечивают возврат вложенных инвестиций и, в последующем, обеспечивают
прибыль.
·
Проект имеет
приемлемый для инфраструктурного срок окупаемости, тем более учитывая сроки
службы основных средств по проекту: стальные газопроводы 40 лет, полиэтиленовые
газопроводы 50 лет.
·
Все расчёты по
проекту сделаны без прямого бюджетного субсидирования и возмещения выпадающих
доходов, т.е. это можно рассматривать как возможный резерв при появлении соответствующих государственных программ.
·
Проект имеет ярко
выраженную социальную значимость.
·
Проект имеет
значимость пилотного проекта, причём учитывая реализуемые технические и
технологические решения, не только для Забайкальского края.
10. Приложения.
1.
Файл «Программа
газификации Забайкальского края».
2.
Файл «Лицензия на
пользование недрами».
3.
Файл «Письмо».
4.
Файл «Выписка из
СРО по ООО САРРЗ».
5.
Файл «Выписка ООО
САРРЗ (изыскания) от22.11.2019».
6.
Файл «Выписка ООО
САРРЗ (строительство) от22.11.2019».
7.
Файл «ИСО».
8.
Файл «СГ+СПХР
22.03.2016».
9.
Файл «РАСЧЁТЫ
увеличенный запас».
10.
Файл «ГАЗОВОЗЫ от
32м3-55м3 Иран».
11.
Файл «Предложение
тягач Вольво_6х4».
12.
Файл «Offer».
13.
Файл «Финансовый
план проекта 0%».
14.
Файл «988
постановление правительства РФ_создание ТОР Забайкалье».
15.
Файл
«Сравнительная себестоимость отопления».
16.
Файл «КАМАЗ на
пропан-бутане снизит Ваши расходы на топливо!».
17.
Файл «Статистика
торгов Пропан».
18.
Файл «Итоги
торгов Пропан».
19.
Файл «Приложение
№1 – План реализации операционной модели».
Поделиться