CC BY
47
С.Б. ЛЮБИМОВ
Перспективы развития газовой составляющей ТЭК Дальневосточного региона
Рассматриваются проблемы, условия и перспективы развития газовой составляющей ТЭК как одного из основных факторов модернизации экономики Дальневосточного федерального округа с учетом процессов экономической интеграции в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Уточняется роль регионального газового сектора с участием иностранных инвестиций в экономическом развитии Дальнего Востока.
Ключевые слова: газовая составляющая ТЭК, потребление газа, газификация, государственная программа, соглашение о разделе продукции, диверсификация отраслей нефтегазового комплекса.
Prospects of development of the gas component of the Far East Fuel-Energy Complex. S.B. LYUBIMOV.
The problems, conditions and prospects of development of the gas component offuel-energy complex as a major factor in improving of the economy of the Far Eastern federal district in view of its integration into the Asia-Pacific region are considered. The role of the regional gas sector with foreign investment participation in the economic development of the Far East is clarified.
Key Terms: gas component of the fuel and energy complex, consumption of gas, gasification, the state program, a production sharing agreement, the diversification of oil and gas industries.
В настоящее время центр мирового производства и торговли все больше смещается на экономическое пространство стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР): Китая, Японии, Южной Кореи, Малайзии, Филиппин, Сингапура и др. В этом регионе экономическое сотрудничество с каждым годом становится все более интенсивным, а энергетическая сфера приоритетным направлением, т. к. именно в АТР ожидается стремительный рост энергопотребления при острой нехватке собственных энергоресурсов, в большинстве своем импортируемых из стран Ближнего Востока. Однако ближневосточный рынок энергоносителей, в частности рынок природного газа, удален от стран АТР, нестабилен из-за постоянных локальных конфликтов и не сможет в ближайшем будущем покрывать потребности мировых экономических лидеров, что заставляет последних искать новые рынки и новых поставщиков углеводородного сырья.
Использование газа к 2020 г. крупными потребителями возрастет по прогнозам приблизительно в 1,6 раза (табл. 1). Резко увеличится оно в Южной Корее (более чем в 2 раза), в Китае - почти в 1,9 раза,
в Японии же - всего на 10%. Экономика Японии снизила за последние годы темпы роста, а события, связанные с разрушением атомных станций, отрицательно скажутся на темпах развития и, соответственно, на потреблении газа.
Таблица 1
Прогноз потребления газа в Китае, Японии и Южной Корее, млрд м3
Страна 2010 г. 2020 г. 2020 г. к 2010 г., %
Китай 110 160-205 186
Южная Корея 35 50-73 209
Япония 100 95-110 110
Всего 245 305-388 158
Источник: [2, 12].
Являясь экологически чистым углеводородным сырьем, природный газ сегодня серьезно влияет на структуру импорта энергоносителей в АТР. Ухудшение состояния окружающей среды, с одной стороны, необходимость совершенствования структуры энергетического баланса, а также диверсификации источников энергии, с другой стороны, являются вполне закономерными стимулами стремительного роста потребления природного газа, отвечающего всем требованиям безопасной и современной системы энергообеспечения региона.
На данный момент на рынке газа стран АТР преобладает сжиженный природный газ (CHI'). К примеру, потребление СПГ в Японии составляет 70 млрд м3/год, что соответствует 11,6 % структуры потребления энергоресурсов страны в целом. Объем собственной добычи газа здесь незначителен - около 2-2,5 млрд м3/год [11]. До 2020 г. ориентация Японии на преимущественные закупки СПГ сохранится. Ведутся переговоры о заключении новых и продлении срока действующих контрактов. Вероятность поставок природного газа по трубопроводам невысока.
В Республике Корея с учетом высоких темпов экономического роста и проводимой политики диверсификации поставщиков дополнительным источником к поставкам СПГ после 2010 г. может стать поставка трубопроводного газа. Однако в последнее время появились сообщения об открытии на южном шельфе страны крупного месторождения газа с запасами примерно в 200 млрд м3, что, скорее всего, скорректирует конъюнктуру корейского рынка природного газа и уменьшит прогнозные значения объемов закупок по импорту.
Планы экономического развития КНР предусматривают последовательное совершенствование структуры энергетического баланса страны, прежде всего за счет сокращения доли угля и повышения доли природного газа к 2020 г. (табл. 1). Переход на использование высококачественных энергетических ресурсов обусловлен сложной экологичес-
кой обстановкой в крупнейших городах страны, технологическими требованиями промышленности. В настоящее время в стране ведется заблаговременная проработка целого ряда проектов импорта природного газа. Так, только в Северо-Восточном и Северном Китае потребность в нем составит около 20 млрд м3 [2, 8, 11, 12].
Ввиду того что запасы собственного газа у основных поставщиков в Индонезии и Малайзии невелики, а экспортные возможности стран Персидского залива ограничены, производство и поставки СНГ отсюда окажутся недостаточными и составят к 2020 г. не более 50-80 млрд м3 [11], то, по подсчетам экспертов Министерства энергетики РФ, к 2020 г. в АТР может возникнуть дефицит газа в объеме 120 млрд м3 [8].
В свете данных прогнозов российский Дальний Восток имеет значительные преимущества перед другими поставщиками, т. к. по научной оценке ФГУНПП «Аэрогеология» этот регион обладает колоссальным экспортным потенциалом в 10 трлн м3 газа, с учетом же акваторий Охотского и других морей запасы оцениваются в 14 трлн м3 [1]. При этом имеющиеся оценки прогнозных ресурсов скорее занижены, поскольку изученность Дальнего Востока глубоким бурением остается весьма недостаточной. Если в целом по стране данная изученность составляет 20 м на 1 км2 перспективной площади, то по суше Дальнего Востока эта величина колеблется в среднем от 0,2 до 0,4 м на 1 км2, на Сахалине же она заметно выше - 105 м на 1 км2.
Для справки следует отметить, что разведанные запасы нефти и газа Северного Ледовитого и Тихого океана оцениваются в 12,5 % общероссийских запасов, т. е. около 29,5 млрд м3, но лишь 11,5 % материковых и 6 % морских месторождений промышленно освоены [1].
Основываясь на этих данных, нетрудно предположить, что развитие газовой составляющей ТЭК Дальнего Востока при умелом и обдуманном подходе сможет положительно повлиять на темпы роста экономики ДВФО и позволит пополнить российский бюджет за счет реализации экспортных поставок.
Рынок энергоресурсов АТР при всей своей привлекательности имеет ряд особенностей, которые необходимо принимать во внимание в ходе реализации экспортной стратегии России. Например, преимуществами России на рынке АТР являются [2, 6, 11, 12]:
1) колоссальные запасы природных ископаемых;
2) возможность обеспечения поставок не только сжиженного, но и трубопроводного природного газа;
3) возможность значительного сокращения транспортных расходов ввиду географической близости региона;
4) ряд полезных элементов, сопутствующих природному газу.
Общая информация об экспортных перспективах природного газа России в АТР включает в себя прогноз роста потребности в постав-
ках природного газа на рынки Китая, Японии и Кореи до 2020 г., основные факторы, сдерживающие экспорт российского газа в эти страны, а также общие рекомендации по совершенствованию стратегии экспорта российского газа, добываемого на Дальнем Востоке (табл. 2). Из приведенных данных видно, например, что основными сдерживающими факторами экспорта природного газа в Южную Корею являются сложная политическая ситуация в Северной Корее и открытие собственного крупного месторождения на южном шельфе. России в данной ситуации рекомендуется скорейшее проведение переговоров с руководством Северной Кореи о перспективах строительства газового трубопровода и проведение исследований в области экономической целесообразности строительства заводов СНГ для транспортировки газа морским путем. Другие примеры прописаны в соответствующих разделах табл. 2.
Стремление выйти на рынок энергоресурсов АТР не должно идти в ущерб газификации самого ДВФО. Это продиктовано необходимостью освоения энергетических ресурсов и безотлагательной потребностью развития производительных сил данного восточного региона, укрепления его экономической мощи. Совершенствование производительных сил здесь немыслимо без создания развитой энергосистемы, современной транспортной системы, модернизации существующих и строительства новых морских логистических комплексов, применения новых технологий в береговой и морской разведке, а также в добыче полезных ископаемых. В конечном итоге эти преобразования создадут рабочие места для приостановки отрицательных миграционных процессов и закрепления населения.
Стоит отметить, что прогноз добычи и потребления газа в Дальневосточном регионе до 2020 г. (табл. 3) показывает незначительный рост собственного потребления природного газа регионом, в то время как объем добытого газа в полной мере обеспечит потребности региона и позволит наращивать экспорт газа в АТР.
Для активного вхождения в рынок энергоносителей стран АТР, а также для ускорения темпов роста производительных сил Дальнего Востока межведомственной рабочей группой с привлечением представителей заинтересованных министерств, ведомств, субъектов Российской Федерации, компаний и научных организаций была разработана и утверждена приказом Минпромэнерго «Программа 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 Азиатско-Тихоокеанского региона (Восточная газовая программа)» [8] с обоснованием основных параметров и ориентиров развития газового комплекса на ближайшие десятилетия.
Таблица 2
Анализ перспектив экспорта российского природного газа на рынки Китая, Японии и Южной Кореи
Составляющие анализа Основные импортеры природного газа в АТР
Китай Япония Южная Корея
Прогнозируемый рост потребности в поставках природного газа на 2020 г., 3 млрд м в год 50-60 10 13-15
Приоритетная структура поставок Поставки по трубопроводу Поставки СПГ Поставки СПГ, поставки по трубопроводу
Наиболее вероятные поставщики Якутский, Сахалинский газовые центры Сахалинский газовый центр Якутский, Сахалинский газовые центры
Основные факторы, сдерживающие экспорт природного газа из России 1. Политика наращивания собственной добычи газа (стремительное развитие добычи газа из сланцевых пластов) 2. Затянувшееся создание развитой структуры газопотребления 3. Конкурентные поставки из стран Среднего Востока и Туркмении 1. Незначительный рост потребления энергоресурсов до 2020 г. 2.Сложившийся до 2010 г. рынок поставщиков СПГ. Большая вероятность пролонгации контрактов с проверенными поставщиками 1. Открытие крупных газовых месторождений на южном шельфе 2. Сложная политическая обстановка в Северной Корее, как следствие трудности с прокладкой материкового трубопровода
Составляющие анализа Основные импортеры природного газа в АТР
Китай Япония Южная Корея
Рекомендации по совершенствованию стратегии развития экспорта дальневосточного газа 1. Использование опыта транснациональных нефтегазовых корпораций в развитии газодобычи в регионе 2. Разработка продуманной системы транспортировки газа, при которой затраты на обслуживание и транспортные издержки сводились бы к минимуму 3. Ускоренное развитие единой системы добычи и транспортировки газа 4. Достижение максимальной эффективности экспорта посредством создания единого экспортного канала 5. Применение новейших технологий в области добычи и транспортировки газа в связи с освоением новых месторождений 6. Проведение единой ценовой политики, отвечающей интересам России 1. Использование опыта транснациональных нефтегазовых корпораций в развитии газодобычи в регионе. 2. Расширение производственных мощностей по сжижению природного газа 3. Привлечение передовых инновационных технологий за счет налоговых льгот и разработки целевых нормативных актов 4. Создание единого экспортного канала 5. Проведение единой ценовой политики, отвечающей интересам России 1. Скорейшее проведение переговоров с руководством Северной Кореи о перспективах строительства газового трубопровода совместно со строительством железнодорожной магистрали 2. Проведение исследований в области экономической целесообразности строительства заводов СПГ для транспортировки газа по морю 3. Проведение единой ценовой политики, отвечающей интересам России
Составлено автором по: [2, 8, 11, 12].
Таблица 3
Прогноз добычи, внутреннего потребления и экспорта природного газа в Дальневосточном регионе до 2020 г., млрд м3
Показатель 2011 г. 2015 г. 2020 г.
Добыча газа на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири 32 55,6 158
Потребление газа на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири при планируемой газификации (базовый вариант) 8 12 14,5
Объем экспортного газа 24 43,6 143,5
Составлено автором по: [8, 3].
Успешная реализация данной программы улучшит сложную экономическую ситуацию в регионе, повысит энергобезопасность субъектов Федерации ДВФО, откроет новые рынки сбыта российского газа, ускорит процесс становления всей сопутствующей инфраструктуры и индустрии. Кроме того, для Приморского края открываются реальные возможности строительства специальных плавучих средств и оборудования по развитию морской добычи, а именно буровых платформ, ледоколов, газовозов, танкеров, вспомогательных судов [5]. Однако, по мнению некоторых специалистов [6], Восточная газовая программа все еще имеет ряд ключевых недостатков, таких как консервация на долгосрочную перспективу ряда уникальных и крупных месторождений, затягивание с формированием предприятий глубокой переработки и химии углеводородов, региональная ограниченность проектов газификации.
В соответствии с программой уже начато строительство двух крупных центров по добыче и транспортировке газа - Сахалинского и Якутского - с прогнозируемым годовым производством газа в 55,6 млрд м3 к 2015 г. и более 158 млрд м3 к 2020 г. Их развитие проходит по двум принципиально разным сценариям, имеющим и проблемы, и преимущества, которые требуют пристального изучения и скорейшей реакции властей.
Отличительной особенностью развития Якутского газового центра является ключевое участие государственной компании Газпром. На данный момент в рамках Якутского газового центра идет разработка нефтегазового месторождения Чаянда, строительство технологической зоны и трубопровода Якутия-Хабаровск-Владивосток. Особую роль в развитии Якутского газового комплекса может сыграть высокое содержание в добываемом на Чаяндинском месторождении газе этанола, пропана, бутана и других важных элементов, в том числе таких, как гелий. Их переработка позволит впервые на Дальнем Востоке создать современную структуру сопутствующего производства, например гелиевой индустрии, имеющей важнейшее значение для развития в России высокотехнологичных производств (в космонавти-
ке и ракетной технике используется около 20 % потребляемого гелия, для приготовления дыхательных смесей, в низкотемпературной энергетике - 12 %, в машиностроении - около 18 %, в металлургии, медицине и воздухоплавании - по 5 %).
На данный момент мировая гелиевая промышленность монополизирована США (79 %) и Алжиром (15 %). Однако в связи с истощением основных месторождений гелия в США суммарная добыча его может сократиться наполовину уже к 2030 г. - с 84 млн до 44 млн м3.
Доля России в мировой гелиевой индустрии незначительна в связи с тем, что концентрация гелия в российском газе в 8-15 раз ниже, чем в американском, поэтому при сходных технологиях и технической оснащенности заводов себестоимость гелия в нашей стране в среднем в 10 раз выше. Дальнейшее развитие гелиевой индустрии должно осуществляться на базе богатых по содержанию данного элемента месторождениях Якутского газового центра. По научной оценке, Республика Саха обладает 35 % общероссийских запасов гелия (3169 млн м3) [4]. Содержание его в составе газовых месторождений этой территории находится в пределах от 0,15 до 0,6 %, что является высоким показателем по международной классификации. С учетом перспективного уровня спроса на рынке АТР поставки гелия из России могут составить в 2020 г. 35 млн м3, 2030 г. - более 90 млн м3 [4].
Сахалинский газовый центр формируется в основном за счет значительного увеличения добычи газа в рамках проектов Сахалин-1 и Сахалин-2, которые включают в себя пять нефтегазовых месторождений: Лунское, Пильтун-Астохское, Аркутун-Даги, Чайво, Одопту. Дочерняя компания корпорации Эксон Мобил - Эксон Нефтегаз Ли-митед является оператором проекта Сахалин-1, а дочерняя компания корпорации Шелл - Сахалин Энерджи основала проект Сахалин-2.
Специфика развития и темпы роста Сахалинского газового центра определяются прежде всего решающим участием частных транснациональных нефтегазовых корпораций, основанном на Соглашении о разделении продукции (СРП). Споры об эффективности СРП на Сахалине ведутся давно. Существует ряд положительных сторон, отрицать которые крайне сложно [7]:
1) основные нефтегазовые месторождения сахалинского шельфа были открыты во второй половине прошлого века, но реальное развитие проектов началось только после заключения Соглашения о разделе продукции по проектам Сахалин-1 и Сахалин-2;
2) реализация СРП является одним из основных источников прямых иностранных инвестиций в России;
3) сахалинские проекты стали лидерами по внедрению самых современных технологий в области добычи и переработки углеводородов (на Сахалине был построен первый и пока единственный в России завод по сжижению природного газа, впервые была применена технология наклонного шельфового бурения).
Однако нельзя не замечать и отрицательные стороны СРП, которые мешают дальнейшему развитию Сахалинского газового центра:
1) иностранные корпорации не заинтересованы в газификации российских регионов, т. к. структура экспорта природного газа на проектах Сахалин-1 и Сахалин-2 ориентирована прежде всего на мировой рынок. Более того, существует большая вероятность конкуренции в ценовом сегменте экспортного газа, создаваемой Эксоном и Сахалин Энерджи российским государственным компаниям, при которой крайне сложно будет придерживаться единой ценовой политики, что повлечет за собой упущенную выгоду для России;
2) при создании дополнительных мощностей на проектах Сахалин-1 и Сахалин-2 зачастую происходит нерациональное расходование средств, которое по СРП с избытком возмещается за счет продажи российской нефти и газа;
3) соглашение о разделе продукции предоставляет значительную самостоятельность в принятии решений операторам проектов Сахалин-1 и Сахалин-2, затрудняющую управление Сахалинским газовым центром со стороны государственных органов и ставящую под угрозу развитие газификации ДВФО в целом. Альтернативное развитие Сахалинского газового центра российскими компаниями в данный момент находится лишь на начальном этапе.
Сопоставив все положительные и отрицательные стороны СРП, можно прийти к выводу, что России в кратчайшие сроки необходимо создание принципиально новой законодательной базы, способной учесть интересы не только государства, но и иностранных инвесторов, и обеспечить возможность взаимовыгодного сотрудничества при максимальной эффективности для всех участников. Тем более что международные корпорации располагают достаточными финансовыми активами, обладают набором передовых технологий, которые при совместной работе могли бы перенять и российские компании.
По нашему мнению, расширение участия иностранных корпораций в развитии газодобычи ДВФО следует осуществлять только на условиях ограниченной самостоятельности распоряжения добытым продуктом. Для реализации этого предложения необходимо разработать дополнение к СРП, при котором государство могло бы распоряжаться определенной долей объема добытого продукта. Данная схема даст возможность стабильно наращивать добычу газа в соответствии с растущими потребностями внутреннего и внешнего рынка, стимулировать приток иностранных инвестиций и контролировать развитие газового центра.
Иллюстрацией высокой экономической эффективности привлечения инвестиций в развитие региональной газовой отрасли Сахалина служат данные Российской статистической службы (табл. 4). Они позволяют сделать вывод, что во многом рассматриваемые показатели связаны между собой. Так, большая часть пр я-
мых иностранных капиталовложений (прямых иностранных инвестиций - ПИИ) в Сахалинскую область направлена на развитие регионального нефтегазового комплекса [2, 6, 10]. За период с 2000 по 2005 г. их объем вырос на 54 %, т. е. почти на 134 млн дол. США. Результатом стало увеличение уровня добычи газа на Сахалине за трехлетний период с 2005 по 2008 г. на 455 %, т. е. на 7,1 млрд м3. За этот же период валовый региональный продукт вырос на 177 %, т. е. на 215 млн руб., и достиг рекордного уровня в сравнении с ВРП других дальневосточных субъектов РФ. Высокий рост валового регионального продукта как основного показателя макроэкономического развития региона косвенно доказывает высокую экономическую значимость иностранных инвестиций в развитие региональной газовой отрасли.
Таким образом, создание и развитие региональных газовых комплексов может стать одним из основных факторов экономического роста всего Дальневосточного региона. Однако для достижения максимальной эффективности использования капиталовложений необходимо особое внимание уделять таким приоритетным направлениям, как гелиевая индустрия, использование попутного газа, сжижение природного газа и т. д., поскольку это будет способствовать диверсификации производственных отраслей в регионе, повышению экономической эффективности производств и развитию сопутствующей перерабатывающей промышленности.
Для надежного обеспечения стремительно растущего внутреннего и внешнего рынков природного газа необходимы масштабные капиталовложения в геологоразведочные работы, а также использование передовых технологий по разработке шельфовых месторождений. В этом направлении рекомендуется привлекать прежде всего инвестиции передовых транснациональных нефтегазовых компаний. Это станет возможно только за счет серьезных изменений в российском законодательстве, в частности в законе РФ № 225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции».
Кроме того, для закрепления на крупнейшем в мире энергетическом рынке АТР России требуется выработать фундаментальные стратегии по отношению к каждому отдельному государству региона, прежде всего для достижения максимальной эффективности российского экспорта. Вместе с тем основным приоритетом в развитии газодобычи на Дальнем Востоке должно оставаться удовлетворение потребностей внутреннего рынка.
Таким образом, реализация Восточной газовой программы с учетом предложенных рекомендаций позволит ускорить социально экономическое развитие Сибири и Дальнего Востока, усилит роль России на мировом энергетическом рынке, обеспечит ее геополитические, коммерческие и интеграционные интересы в АТР.
Таблица 4
Сравнительные показатели регионов Дальнего Востока по темпам роста добычи полезных ископаемых, ВРП и ПИИ на 01.01.2009 г.
Регион Добыча природного газа, 3 млрд м Темп прироста, % Валовой региональный продукт, всего, млн руб. Темп роста, % Объем ПИИ в экономику региона, тыс. дол. США Темп прироста, %
2005 г. 2007 г. 2008 г. 2005-2008 гг. 2005 г. 2007 г. 2008 г. 2005-2008 гг. 2000 г. 2005 г. 2000-2005 гг.
Республика Саха (Якутия) 1,6 1,6 1,8 11 183 027 242 657 304 987 66 610 25 257 4140
Камчатский край 0 0 0 0 43 974 66 077 78 248 77 99 6 -94
Приморский край 0 0 0 0 186 623 259 041 319 360 71 30 488 8174 -73
Хабаровский край 0 0 0 0 161 194 231 293 273 213 69 18 006 10 891 -40
Амурская область 0 0 0 0 76 861 111 761 136 784 77 4528 95 330 2100
Магаданская область 0 0 0 0 27 168 35 314 41 949 54 4773 62 -7698
Сахалинская область 2,0 6,8 9Д 455 121 014 286 273 335 878 177 246 131 380 071 54
Еврейская АО 0 0 0 0 14 204 23 726 26 695 87 58 1863 3210
Чукотский АО 0 0 0 0 12 355 20 984 30 699 148 0 0 0
Составлено автором по: [9].
Литература
1. Анализ перспектив освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока / Информ.-аналит. центр «МИНЕРАЛ». - М.: ФГУНПП «Аэрогеология», 2002. - 34 с.
2. Воронцова Н.И. Нефтегазовые перспективы России в АТР // Дальне-вост. капитал. 2003. № 12. С. 8-17.
3. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г. Прогноз развития новых центров нефтяной и газовой промышленности на Востоке России и экспорта нефти, нефтепродуктов и газа в восточном направлении // Экономика и социология. 2007. № 1.
4. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Сырьевая база и перспективы развития гелиевой промышленности России и мира. - Режим доступа: http://www.niikm.ru/articles/publications/helium_in_the_ world/l [Дата обращения 15.04.2011 г.].
5. Концепция долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2020 г. Одобрено Российским Правительством 17 ноября 2008 г. - Режим доступа: http://www.ifap.ru/ofdocs/rus/ rus006.pdf [Дата обращения 15.04.11].
6. Коржубаев А.Г. Комплексное освоение ресурсов газа на Востоке России // Проблемы Дальнего Востока. 2009. № 3.
7. Матвеев Ю.С., Субботин М.А. Рентный подход в недропользовании - М.: НИА-Природа, 2003.
8. Программа 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 Азиатско-Тихоокеанского региона. (Восточная газовая программа). - М.: Газпром, 2003.
9. Российский статистический ежегодник: стат.сб. / Росстат. - М., 2010.
10. Сахалин 1, 2, 3 // Gas.RF. - Режим доступа: http://gas.rftoday.ru/ tape/547/1/?fontsize=font_small [Дата обращения 12.03.2010 г.]
11. Светлов И.Б. Газовая составляющая топливно-энергетического комплекса Азиатско-Тихоокенского региона // Вестник ДВО РАН. 2006. № 5.С. 105-111.
12. Якимчук Ю.В. Перспективы экспорта нефти и газа РФ в страны СВА в первой половине XXI века // Проблемы устойчивого развития в условиях глобализации: материалы международ. науч. конф., 12 октября 2007 г. - Владивосток: Изд-во ТГЭУ, 2007.
©Любимов С.Б., 2011 г.
