CC BY
249
* СООБЩЕНИЕ *
МИНАКИР Павел
Александрович
Академик, профессор, доктор экономических наук, научный руководитель Институт экономических исследований ДВО РАН, ул. Тихоокеанская, 153, Хабаровск, Россия, 680042
MINAKIR Pavel
Aleksandrovich
Academician, professor, doctor of economics, scientific director Economic Research Institute FEB RAS, 153, Tikhookeanskaya Street, Khabarovsk, Russia, 680042
УДК 339
РОССИЯ В АТР: РАЗВИТИЕ И СОТРУДНИЧЕСТВО В ЭНЕРГЕТИКЕ
Рассматриваются тенденции предложения и спроса в ключевых секторах энергетического комплекса России. Анализируются тренды и проблемы энергетического сотрудничества России со странами Северо-восточной Азии.
Энергетические рынки, внешняя торговля, проекты,
энергоресурсы, география сотрудничества ■ ■ ■
RUSSIA AND THE ASIA-PACIFIC COUNTRIES: DEVELOPMENT AND COOPERATION IN THE ENERGY SECTOR
The article presents the tendencies of supply and demand in the key sectors of Russian energy complex. The researchers analyze possibilities and problems of cooperation in the energy sector between Russia and the Asia-Pacific countries.
Energy markets, foreign trade, energy resources, projects, geography of cooperation
minakir@ecrin.ru
© Минакир П.А., Дёмина О.В., 2017
Статья подготовлена на основе доклада, представленного на «17th Expert Working Group Meeting on Energy and Environment: Renewable Energy and Green Growth» (Гонолулу, Гавайи, 4-6 апреля 2017 г.).
S4,
".-Г:
iKJOPrifVJ
ДЕМИНА Ольга
Валерьевна
Кандидат экономических наук, старший научный сотрудник
Институт экономических исследований ДВО РАН, ул. Тихоокеанская, 153, Хабаровск, Россия, 680042
DYOMINA Olga
Valeryevna
Ph.D. in economics, senior researcher Economic Research Institute FEB RAS, 153, Tikhookeanskaya Street, Khabarovsk, Russia, 680042
demina@ecrin.ru
Введение
Повышенный интерес к топливно-энергетическому комплексу (ТЭК) обусловлен его значительной ролью в экономике России. Так, доля ТЭК в 2015 г. в ВРП составила свыше 18,5%, в структуре промышленного производства - около 44%, в объёме экспорта - 63%, в общем объёме инвестиций в основной капитал - 27%, в объёме налоговых поступлений в бюджет - 35%:. Развитие ТЭК России определяется внешней конъюнктурой, доля экспорта в общем объёме произведённых первичных энергоресурсов в стране составляет около 40%. В результате наблюдается высокая зависимость макроэкономических показателей российской экономики от конъюнктуры на мировых энергетических рынках.
Традиционным направлением экспорта российских энергоресурсов является европейское направление, однако на протяжении последних 15 лет наблюдается наращивание поставок в страны АТР. При этом для традиционных центров добычи углеводородов характерно снижение объёмов добычи, а развитие отраслей ТЭК связано со смещением производства в регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока. Начато широкомасштабное освоение ресурсов Дальнего Востока, в макрорегионе продолжается строительство соответствующей транспортной инфраструктуры. Именно спрос на рынках стран АТР выступал драйвером развития отраслей ТЭК Дальнего Востока на протяжении 2000-2015 гг.
Данная статья является обобщением работ авторов, посвящённых анализу кооперации России и стран АТР в энергетической сфере [2; 3; 4; 5; 6]. В первой части статьи приведены характеристика текущего состояния и оценка перспектив сотрудничества в энергетической сфере России и стран АТР. Во второй части выполнен анализ сырьевой базы и инфраструктурной обеспеченности отраслей ТЭК Дальнего Востока.
Текущее состояние и перспективы сотрудничества в энергетической сфере России и стран АТР
Одним из основных направлений российского сотрудничества со странами АТР является энергетика. С начала 2000-х гг. приоритетным направлением национальной энергетической стратегии становится активизация энергетиче-
1 http://www.customs.ru/index.php?option=com_newsfts&view=category& id=52&Itemid=1978&limitstart=60; http://www.gks.ru/wps/wcm/connect/ rosstat_main/rosstat/ru/statistics/enterprise/industrial/#; https://www.nalog.ru/ rn27/related_activities/statistics_and_analytics/forms/.
--4
TAN
-.-г:
ского сотрудничества со странами АТР, прежде всего Китаем, Японией и Республикой Корея. В 2000-2015 гг. в России произошёл более чем 12-кратный рост экспорта первичных энергоресурсов в восточном направлении, в том числе поставки угля увеличились с 12,8 до 51,7 млн т, нефти - с 1,5 до 65,5 млн т, природного газа - с 0 до 9,5 млн т1. При этом доля восточного направления в экспорте российских энергоресурсов в 2015 г. составила: по углю - 34 %, нефти -27%, природному газу - 10%2. В дальнейшем предполагается увеличение поставок на азиатские рынки. Так, целевые ориентиры по доле восточного направления поставок российских энергоресурсов к 2030 г. составляют 19-20% для природного газа и 22-25% для нефти и нефтепродуктов3.
Можно выделить следующие наиболее перспективные направления сотрудничества российских энергетических компаний с партнёрами из АТР [1; 2; 4; 7; 10]:
- долгосрочные контракты на поставку энергоресурсов;
- проектное финансирование;
- поставки оборудования и сервисное обслуживание;
- совместное строительство инфраструктурных объектов (трубопроводы, электрические сети, дороги);
- участие в разведке и добыче углеводородов;
- реализация совместных проектов по добыче полезных ископаемых, строительству электростанций на территории третьих стран;
- совместные научно-технические разработки в области энергетики.
Однако существуют определённые ограничения для развития энергетического сотрудничества. Так, расширение поставок энергоресурсов на рынки стран АТР со стороны России может ограничиваться следующими факторами: недостаточным объёмом геологоразведочных работ; высокой стоимостью разработки месторождений и транспортировки энергоресурсов, требующей соответствующего уровня экспортных цен для возврата инвестиций; дефицитом инвестиционных ресурсов, обусловленным масштабом их привлечения для одновременной реализации нескольких капиталоёмких проектов; отсутствием средств и технологий для разработки энергетических проектов в силу действия секторальных санкций со стороны ряда зарубежных стран; неразвитостью транспортной инфраструктуры4. Со стороны крупнейших экономик АТР факторами, сдерживающими увеличение объёмов поставок российских энергоресурсов на рынки данного региона, могут выступать: квотирование импорта энергоресурсов; высокая неопределённость цен на энергоресурсы и объёмов их поставок; усиление конкуренции поставщиков; протекционизм по отношению к национальным энергетическим компаниям; отсутствие магистральных трубопроводных систем и нерешённость вопросов транзита [3; 9; 10]. Развитие совместных научно-технических разработок может сдерживаться общим отставанием уровня отечественных энергетических технологий, за исключением отдельных направлений (например, в атомной энергетике). Развитие более сложных форм сотрудничества связано с формированием стратегических альянсов и обменом активами на уровне компаний. В данной ситуации ограничением выступает правило «симметричности позиций», то есть при допуске партнёров из стран АТР к активам по добыче и транспортировке углеводородов на
1 https://comtrade.un.org/data/
2 https://comtrade.un.org/data/
3 Энергетическая стратегия России на период до 2030 года (утверждена распоряжением Правительства РФ № 1715-р от 13 ноября 2009 г.).
4 Например, требуется реализация 14 проектов по развитию железнодорожной инфраструктуры для транспортировки угля в восточных районах РФ.
территории России необходимо предусмотреть участие российских компаний в проектах по разведке, добыче, транспортировке, подземному хранению, переработке и сбыту конечным потребителям на территории стран АТР.
Несмотря на наличие ограничений, на сегодняшний день все представленные формы сотрудничества осуществляются в различной степени. Максимальное развитие получило первое направление сотрудничества. Стабильно высокий спрос на энергоресурсы в странах АТР и возможности по диверсификации направлений экспортных поставок энергоресурсов обуславливают рост интереса российских энергетических компаний к рынкам данных стран. Наличие значительных запасов энергоресурсов, близость к рынкам сбыта1 и диверсификация поставщиков обуславливают встречный интерес партнёров из АТР к российским энергоресурсам [4; 5].
Успешно реализуются долгосрочные контракты на поставку сахалинского СПГ в Японию (130 млн т за 20 лет) и Республику Корея (30 млн т за 20 лет). В последние годы подписан ряд долгосрочных контрактов на поставку российских энергоресурсов в Китай: 25-летний контракт на поставку 365 млн т нефти, 25-летний контракт на поставку 100 млрд кВтч электроэнергии, 30-летний контракт на поставку 1 140 млрд м3 природного газа. Но даже в данных условиях доля российских энергоресурсов в структуре импорта Китая, Японии и Республики Корея не превышает 10%.
Относительно прочих форм сотрудничества можно отметить, что доля участия зарубежных компаний в российских энергетических проектах составляет порядка 20%2. Примерами совместных проектов с партнёрами из стран АТР могут служить: разработка ОАО «НК «Роснефть» и китайской компании КННК Среднеботуобинского месторождения (проект Таас-Юрях); строительство ОАО «НК «Роснефть» и китайской компанией КННК Тяньцзиньского НПЗ; 20%-ное участие китайской компании КННК в проекте ОАО «НОВАТЭК» «Ямал СПГ»; 20%-ное участие индийской нефтегазовой корпорации ONGC Videsh Ltd. в акционерном капитале проекта «Сахалин-1», подготовку к строительству которого ведёт ОАО «НК «Роснефть» в рамках проекта «Сахалин-1»; совместные российско-вьетнамские предприятия с участием КНГ «Петровьетнам»3.
Дальнейшие возможности увеличения экспорта российских энергоресурсов в страны АТР обусловлены прежде всего разработкой новых крупных месторождений энергоресурсов в Сибири и на Дальнем Востоке и развитием соответствующей инфраструктуры. Для указанных макрорегионов характерна низкая степень разведанности и изученности сырьевой базы. Так, разведанность запасов углеводородов на Дальнем Востоке по нефти составляет 6%, по газу - 8%4.
Роль Дальнего Востока обусловлена, во-первых, масштабным освоением новых месторождений, во-вторых, использованием территории для транзита энергетических ресурсов из Сибири. В настоящее время около 40% от объёма первичных энергоресурсов, поставляемых на экспорт в восточном направлении, добывается на Дальнем Востоке. Остановимся подробнее на анализе текущей ситуации в отраслях ТЭК Дальнего Востока.
1 Основные конкуренты России на рынках нефти и газа стран АТР - страны Ближнего Востока и Африки, угля - Австралия; расстояние поставок из этих стран в 2-5 раз превышает длину маршрутов транспортировки энергоресурсов из Восточной Сибири и Дальнего Востока.
2 minenergo.gov.ru/system/download/3380/3170
3 http://neftegaz.ru/analisis/view/8244-A.Novak.-Vystuplenie-na-11-y-vstreche-ministrov-energetiki-stran-ATES.-2-sentyabrya-2014-g-g-Pekin.
4 http://minenergo.gov.ru/en/node/5888
Характеристика отраслей ТЭК Дальнего Востока
В отраслевой структуре ТЭК Дальнего Востока преобладают добывающие отрасли. По итогам 2015 г. суммарный объём добычи нефти, природного газа и угля составил 95 млн тут1, объём нефтепереработки, производства электрической и тепловой энергии - 44 млн тут (в 2,1 раза меньше). Объём производства первичных энергоресурсов на Дальнем Востоке к 2015 г. увеличился в 3,8 раза по сравнению с аналогичным показателем 2000 г., при этом масштаб внутреннего потребления практически не изменился и сохраняется на уровне около 35 млн тут. Рост добычи энергоресурсов был обусловлен динамикой внешнего спроса, так как на экспорт отправляется свыше 50% добытых первичных энергоресурсов на Дальнем Востоке2. Объём экспорта первичных энергоресурсов за указанный период увеличился в 8 раз и превышает 48 млн тут.
На Дальнем Востоке можно выделить два основных центра добычи нефти и природного газа: Сахалинская область и Республика Саха (Якутия). В 2015 г. объём добычи природного газа составил 31,7 млрд м3, нефти и газового конденсата - 26,5 млн т3. Крупнейшими производителями углеводородов на Дальнем Востоке являются консорциумы «Сахалин-1» и «Са-халин-2», обеспечивающие свыше 50% добычи нефти и свыше 83% добычи природного газа в макрорегионе. По мнению экспертов, добыча нефти в макрорегионе практически достигла пика, что обусловлено выходом на проектную мощность основных разрабатываемых месторождений, прежде всего Талаканского. В свою очередь, перспективы развития добычи природного газа связаны со строительством магистрального газопровода «Сила Сибири», первоочередной ресурсной базой для которого предполагается Чаядинское месторождение, в настоящее время не разрабатываемое [9].
Переработку нефти на Дальнем Востоке осуществляют два крупных НПЗ - Комсомольский НПЗ (НК «Роснефть») и Хабаровский НПЗ (НК «Альянс»), а также два мини-НПЗ компаний «Петросах» и «Трансбункер». Общая мощность дальневосточных заводов в 2015 г. составила 12,8 млн т. Поскольку сахалинские проекты ориентированы на экспорт нефти в рамках соглашений о разделе продукции, сырьё для нефтепереработки в макрорегион поставляется из Уральского и Сибирского федеральных округов. Лишь незначительные объёмы нефти с сухопутных месторождений Сахалина поступают на Комсомольский НПЗ (до 2 млн т в год).
На Дальнем Востоке функционирует единственный в РФ завод по сжижению газа («Са-халин-2»). В 2015 г. было произведено 9,6 млн т СПГ4. В связи с нерешённостью проблем сбыта свыше 10 млрд м3 природного газа закачивается обратно в пласт [9]. Газ, который не за-действуется в производстве СПГ и не закачивается обратно в пласт, по системе трубопроводов направляется на рынки Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев. Основными потребителями газа являются электростанции (67%).
Добыча угля ведётся во всех дальневосточных субъектах РФ (за исключением ЕАО). Объём добычи в 2015 г. составил 38,4 млн т. К основным производителям можно отнести пять организаций, на долю которых приходится порядка 66% суммарной добычи угля в макрорегионе: ОАО ХК «Якутуголь», ОАО «Ургалуголь», ОАО «Приморский уголь», ООО «Эльгауголь», АО «Амуруголь». Объём переработки угля на Дальнем Востоке в 2015 г. со-
1 Тонн условного топлива.
2 По данным официальной таможенной статистики; по экспертным оценкам доля экспорта составляет 65%.
3 http://www.gks.ru/wps/wcm/connect/rosstat_main/rosstat/ru/statistics/publications/catalog/doc_1138623506156.
4 http://dvtu.customs.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=18551:-2015-&catid=63:stat-vnesh-torg-cat&Itemid=282
ставил 12,6 млн т [8]. Уголь, добываемый на Дальнем Востоке, используется в основном дальневосточными потребителями, до 75% от объёмов потребления приходится на электростанции.
На Дальнем Востоке функционирует около 4,8 тыс. электростанций и более 1 000 предприятий, осуществляющих теплоснабжение. Производство электроэнергии в 2015 г. в регионе составило около 51,1 млрд кВт-ч, тепловой энергии - 60,3 млн Гкал. Средний коэффициент использования установленной электрической мощности электростанций ДФО составляет 43%, тепловой мощности ТЭЦ - 35%1. Особенностями электроэнергетики ДФО являются отсутствие связей с Единой энергосистемой России, наличие технологически изолированных энергосистем и районов децентрализованного энергоснабжения. Основными потребителями электроэнергии являются промышленность, население и железнодорожный транспорт, тепловой энергии - население.
К числу наиболее важных проектов, определяющих возможности и ограничения по экспорту энергоресурсов, относятся: шельфовые проекты о. Сахалин, нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан» (1-я и 2-я очереди), экспорт электроэнергии в Китай, Эльгинский угольный комплекс, заводы по производству СПГ (г. Владивосток, Дальневосточный СПГ (о. Сахалин)), газопровод «Якутия - Хабаровск - Владивосток» («Сила Сибири»), нефтехимический комплекс в Приморском крае, Амурский газоперерабатывающий завод. В отдалённой перспективе рассматривается создание электротехнического объединения «Азиатское суперкольцо», одним из первых элементов которого может стать объединение энергосистем о. Сахалин и Японии2.
Большая часть из указанных проектов уже вышла на проектные мощности. Текущие обязательства по экспорту российских энергоресурсов обеспечены соответствующей инфраструктурой, а дальнейшее наращивание поставок потребует её расширения. Так, текущая пропускная способность нефтепровода ВСТО используется на пределе (по итогам 2014 г. загрузка составила 96,8%). К 2020 г. планируется увеличение мощности ВСТО-1 до 80 млн т, ВСТО-2 -до 50 млн т, нефтепровода «Сковородино - Мохэ» - до 30 млн т3. Уголь на экспорт транспортируется по железной дороге, при этом резерв её пропускной способности уже исчерпан; одним из наиболее загруженных участков является направление от Кузбасса к дальневосточным портам. Существующая мощность дальневосточных портов по перевалке угля составляет порядка 50 млн т. Для обеспечения увеличения экспортных поставок в страны АТР требуются создание новых и реконструкция действующих угольных терминалов в восточных портах, согласованные с расширением сети железных дорог Восточного полигона. Все указанные мероприятия предусмотрены «Долгосрочной программой развития угольной промышленности России на период до 2030 г.» [3].
Экспортные возможности по поставкам природного газа из России в АТР сейчас ограничены мощностью завода СПГ и отсутствием газопроводов. В настоящее время в стадии строительства находятся следующие проекты: газопровод «Сила Сибири» и Амурский газоперерабатывающий завод. Общая протяжённость газопровода составит около 3 тыс. км, а проектная мощность - 61 млрд м3 газа в год. Строительство газопровода начато в сентябре 2014 г., по состоянию на 1 января 2017 г. проложено 700 км, планируемый срок завершения строительства - 2019-2020 гг. Так как природный газ месторождений Республики Саха (Якутия) характе-
1 http://www.rao-esv.ru/shareholders-and-investors/main-indicators/
2 Подробнее см. в [1; 2; 5; 7], а также: http://aperc.ieej.or.jp/file/2015/11/27/FinalReport-APERC-Electric_Power_ Grid_Interconnection_in_NEA.pdf
3 Распоряжение Правительства РФ № 816-р от 6 мая 2015 г. «Об утверждении схемы территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта)».
ризуется многокомпонентным составом, то для выделения ценных компонентов газа строится Амурский ГПЗ. Проектная мощность завода по переработке составит 42 млрд м3 природного газа в год, ввод в эксплуатацию запланирован на 2021 г.1
Заключение
Несмотря на реализацию рассмотренных проектов, не ожидается существенного изменения доли российских энергоресурсов на рынках стран АТР. Проведённый анализ подтверждает выводы, полученные авторами ранее: российские энергоресурсы ещё только «входят» на энергетические рынки стран АТР, сталкиваясь со сложившейся структурой конкурентных взаимодействий. При этом для рынков углеводородов стран АТР характерна высокая степень монополизации [4; 5]. Масштабное увеличение поставок российского газа в АТР представляется маловероятным в силу сжатия ёмкости рынка2. Китай, крупнейший потребитель угля в рассматриваемом регионе, сокращает спрос, в результате чего наблюдается усиление конкуренции со стороны местных (китайских) производителей угля и поставщиков из Индонезии и Австралии, имеющих преференции, поэтому расширение товарной ниши для российского угля также маловероятно [2].
Указанные тенденции на рынках первичных энергоресурсов подтверждают тезис о том, что усилению конкурентных позиций для России могут способствовать вывод на рынки стран АТР продуктов более высокой степени переработки и создание новых товарных ниш на основе технологического лидерства [5]. Кроме того, существующие каналы поставок российских энергоресурсов на рынки стран АТР задействованы практически на пределе, а строительство новой энергетической инфраструктуры требует высоких затрат и в то же время создаёт дополнительные риски для российской стороны из-за значительной рыночной власти покупателя3.
Ожидания прироста региональных макропоказателей, индуцированных проектами по созданию транзитной инфраструктуры, могут быть завышены в силу того, что все крупные предприятия ТЭК не являются региональными резидентами, что приводит к перераспределению финансовых результатов от их деятельности за пределы Дальнего Востока. Существующая система налогообложения также направлена на концентрацию природной и экспортной ренты на уровне федерального бюджета. Таким образом, возможности развития макрорегиона за счёт физического наращивания объёмов экспорта энергоресурсов практически исчерпаны. Данный тезис получил количественное подтверждение. Были выполнены оценки последствий для экономической системы Дальнего Востока изменений объёмов производства и экспорта энергоресурсов. Для расчётов была использована разработанная в ИЭИ ДВО РАН модель экономических взаимодействий Дальнего Востока с включением детализированного блока ТЭК. Были оценены эффекты переориентации поставок энергоресурсов с внутреннего на внешний рынок и в обратном направлении, а также последствия изменения мировых цен на энергоресурсы [6]. В случае ограничений по экспорту энергоресурсов приоритетное удовлетворение спроса на уголь за счёт собственных ресурсов приведёт к приросту ВРП, а в случае нефти -наоборот. Региональные макропоказатели более чувствительны к изменениям цен нефти, газа и нефтепродуктов, чем к изменениям цен электроэнергии и угля. Полученный результат объясняется долей экспорта в структуре производства энергоресурсов. При снижении цен на все энергоносители до 15% и росте цен до 10% наблюдается несущественный отклик ВРП. Максимальный рост ВРП достигается при увеличении цен на газ на 25%, на нефтепродукты - на 20%,
1 http://www.gazprom.ru/about/production/projects/amur-gpp/
2 http://ac.gov.ru/files/publication/a/8435.pdf
3 Подробнее см. в [2; 5], а также: http://ac.gov.ru/files/publication/a/8435.pdf
на нефть - на 200%. При определении чувствительности региональных макропоказателей на изменение внешних цен энергоносителей значимыми являются ограничения по обязательному обеспечению энергоресурсами внутреннего спроса, степень загруженности существующих мощностей и степень влияния внешних цен на стоимость энергоресурсов, потребляемых внутри макрорегиона.
Список литературы
1. Восточный вектор энергетической стратегии России: современное состояние взгляд в будущее / Под ред. Н.И. Воропая, Б.Г. Санеева. Новосибирск: Гео, 2011. 368 с.
2. Дёмина О.В. Поворот на Восток: риски и возможности увеличения экспорта российских энергоресурсов в Китай // Регионалистика. 2016. Т. 3. № 6. С. 47-55. DOI: 10.14530/reg.2016.6
3. Дёмина О.В. Российские энергоресурсы на рынках стран АТР: развитие экспортной инфраструктуры // Регионалистика. 2015. Т. 2. № 4. С. 21-30. DOI: 10.14530/reg.2015.4
4. Дёмина О.В. Сотрудничество России и стран АТР в энергетической сфере // Пространственная экономика 2012. № 2. С. 136-138.
5. Дёмина О.В., Новицкий А.А. Энергетические рынки стран АТЭС: возможности для России // Пространственная экономика 2012. № 3. С. 55-78. DOI: 10.14530/se.2012.3.055-078
6. Захарченко Н.Г., Дёмина О.В. Моделирование экономических взаимодействий в системе «энергетика - экономика»: опыт Дальнего Востока // Пространственная экономика 2015. № 1. С. 62-92. DOI: 10.14530/se.2015.1.062-092
7. Стратегия развития топливно-энергетического потенциала Дальневосточного экономического района до 2020 г. Владивосток: Дальнаука, 2001. 112 с.
8. Таразанов И.Г. Итоги работы угольной промышленности России за январь - декабрь 2015 года // Уголь. 2016. № 3. С. 58-72.
9. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Моисеев С.А. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние // Бурение и нефть. 2015. № 12. С. 3-12.
10. Экономическое сотрудничество Дальнего Востока России и стран Азиатско-Тихоокеанского региона / отв. ред. П.А. Минакир. Хабаровск: РИОТИП, 2007. 208 с.
References
1. The Eastern Vector of Russia's Energy Strategy: State of the Art and Prospects. Ed. by N.I. Voropai, B.G. Saneev. Novosibirsk, 2011. 368 p. (In Russian)
2. Dyomina O.V. Turn to the East: The Risks and the Possibilities of Increasing of Russian Energy Export to China. Regionalistica [Regionalistics]. 2016. Vol. 3. No. 6. Pp. 47-55. (In Russian) DOI: 10.14530/ reg.2016.6
3. Dyomina O.V. Russian Energy Resources to the Markets of the Asia-Pacific Region: The Development of Export Infrastructure. Regionalistica [Regionalistics]. 2015. Vol. 2. No. 4. Pp. 21-30. (In Russian) DOI: 10.14530/reg.2015.4
4. Dyomina O.V. Energy Cooperation between Russia and the Asia-Pacific. Prostranstvennaya economika = Spatial Economics. 2012. No. 2. Pp. 136-138. (In Russian)
5. Dyomina O.V., Novitskiy A.A. The Energy Markets of the APEC Countries: Opportunities for Russia. Prostranstvennaya economika = Spatial Economics. 2012. No. 3. Pp. 55-78. (In Russian) DOI: 10.14530/ se.2012.3.055-078
6. Zakharchenko N.G., Dyomina O.V. Modelling Energy-Economy Interactions: The Far East Experience. Prostranstvennaya economika = Spatial Economics. 2015. No. 1. Pp. 62-92. (In Russian) DOI: 10.14530/ se.2015.1.062-092
7. The Strategy of the Development of Fuel and Energy Potential in the Russian Far East Economic Region up to 2020. Vladivostok, 2001. 112 p. (In Russian)
8. Tarazanov I.G. Russia's Coal Industry Performance for January - December 2015. Ugol' [Coal]. 2016. No. 3. Pp. 58-72. (In Russian)
9. Eder L.V., Filimonova I.V., Moiseev S.A. The Oil and Gas Industry in Eastern Siberia and the Far East: Trends, Challenges, Current status. Burenie i neft'[Drilling and Oil]. 2015. No. 12. С. 3-12. (In Russian)
10. Economic Cooperation between the Russian Far East and Asia-Pacific Countries. Ed. by P.A. Minakir.
Khabarovsk, 2007. 208 p. (In Russian) ■ ■ ■
Для цитирования:
Минакир П.А., Дёмина О.В. Россия в АТР: развитие и сотрудничество в энергетике // Региона-листика. 2017. Т. 4. № 2. С. 54-62. DOI: 10.14530/reg.2017.2 For citing:
Minakir P.A., Dyomina O.V. Russia and the Asia-Pacific Countries: Development and Cooperation in the Energy Sector. Regionalistica [Regionalistics]. 2017. Vol. 4. No. 2. Pp. 54-62. (In Russian) DOI: 10.14530/reg.2017.2
■ ■ ■
>C 4%
I К Тй. IK
