РОССИЯ
США
ЕВРОПА
АЗИЯ И АФРИКА
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
БЫВШИЙ СССР

Статьи
 


 
 
Новости
 
 
 
 
 
  Просмотров 4131 -  |  
Шрифт


Азиатско-Тихоокеанский регион - АТР, представляет собой перспективных регион для импорта энергоносителей, и одно из ключевых направлений диверсификации экспорта российских природных ресурсов.

Больше половины мирового населения приходится на долю АТР - региона, который является одним из основных драйверов мировой экономики, отвечая приблизительно за 40% мирового экономического роста. Ожидается, что к 2020 году население Азиатско- Тихоокеанского региона составит половину семимиллиардного населения Земли. Только Китай, Индия и Япония, вместе взятые, уже насчитывают 3 миллиарда человек, что составляет на настоящий момент 80% населения региона. По прогнозам Организации Объединенных Наций ожидается, что уровень населения в развитых странах в долгосрочный период до 2040 года останется на нынешнем уровне - 205 млн человек, а в развивающихся странах покажет прирост в 0,6% в год и увеличится с нынешних 3,68 млрд. до 4,39 млрд, причем пик роста в Китае придется на 2030 год, а Индия к этому моменту обгонит Китай и выйдет на первое место среди стран мира по количеству населения. Урбанизация возрастет в развитых странах с 89% до 94%, а в развивающихся с 42% до 58%, что окажет существенное влияние на потребление энергии, учитывая, что доступ к ней более обеспечен в агломерациях, чем в сельских областях. Регион насчитывает самую большую популяцию работоспособного населения и четверть потребителей среднего класса в мире. Несмотря на все это, более полумиллиарда человек в регионе на данный момент не имеют доступа к электроэнергии, но по прогнозам Международного энергетического агентства - МЭА эта цифра должна снизиться до 47 млн. человек к 2040 году.

Основные экономики региона представлены мега-рынками Китая, Индии и Японии, десятью странами, входящими в Ассоциацию стран Юго-Восточной Азии - АСЕАН: Бруней, Вьетнам, Индонезия, Камбоджа, Лаос, Малайзия, Мьянма, Сингапур, Таиланд, Филиппины, а также рынками развитых стран - Южной Кореи, Австралии, Новой Зеландии, Тайваня и Гонконга. Рост ВВП на душу населения составляет 2% в Японии, 3% в Индии и 10-11% в Китайской Народной Республике - КНР. Международное энергетическое агентство, основываясь на данных Международного Валютного Фонда - МВФ, предполагает, что реальный ВВП развитых стран АТР будет расти в последующие 25 лет в среднем на уровне 1,7% в год, а развивающихся - 5,1% - из них Китай - 5%, Индия - 6%. Регион является самым большим производителем парниковых газов, отвечая за треть мировых выбросов углекислого газа и 60% потребления угля. Таким образом, АТР - ключевой регион для достижения целей по предотвращению изменения климата и повышения средней мировой температуры более чем на 2°С, обозначенными на Всемирном климатическом саммите в Париже - СОР 21 в декабре 2015 г.

Учитывая рост населения и экономики в регионе, в развитых странах АТР потребность в энергии снизится с текущих 857 млн. тонн нефтяного эквивалента до 842 млн. тонн нефтяного эквивалента к 2040 г., показав ежегодное снижение в 0,1%. В развивающихся странах АТР потребление энергии возрастет с текущих 2189 тонн нефтяного эквивалента до 7437 тонн нефтяного эквивалента - ежегодный прирост в 1,7%, что составит 46,3% от общемирового спроса на первичные энергоресурсы. Все первичные источники энергии покажут прирост в регионе, а природный газ покажет наибольшие темпы прироста среди ископаемых топлив. Его потребление возрастет с 705 млрд. куб. м в 2014 году до 1433 млрд. куб. м к 2040 году.

Экспортеры газа смотрят на рынок АТР как на самый быстрорастущий рынок, учитывая европейские тенденции снижения спроса на энергию и стремление североамериканского рынка к самообеспечению. Однако, спрос на газ в Азии - это прежде всего вопрос доступности ресурса, его конкуренции с углем и возобновляемыми источниками энергии в секторе электрогенерации, а также вопрос цены, по которой газ торгуется на рынках АТР. В настоящий момент в регионе широко обсуждается вопрос, учитывая, что газ, как топливо, намного чище угля, при какой его стоимости возможно достижение поставленных целей в области защиты окружающей среды и противодействия изменению климата.

Азиатские газовые рынки разнообразны - начиная от зрелых рынков Японии и Южной Кореи, быстрорастущих энергетических гигантов - Индии и Китая, быстроразвивающихся и претерпевающих изменения рынков стран АСЕАН, заканчивая молодыми, но перспективными рынками Пакистана и Бангладеш. Несмотря на свой текущий уровень развития, все эти рынки будут вынуждены повысить свой текущий уровень импорта, чтобы обеспечить растущий внутренний спрос и восполнить падающий уровень добычи в странах, обладающих запасами газа. Учитывая географическую и геологическую специфику АТР, сжиженный природный газ - СПГ, продолжит играть лидирующую роль в движении газа внутри региона. По прогнозам МЭА СПГ будет отвечать за 80% растущего импорта в долгосрочной перспективе, хотя конкуренцию ему могут составить трубопроводные проекты из России, Туркменистана и Ирана.

В настоящее время потребление природного газа растет по всему региону за исключением развитых стран - Японии и Южной Кореи. Китай - основной источник роста спроса. В этой стране ниша газа в области электрогенерации подвергается атаке со стороны более дешевого угля и возрастающей доли использования возобновляемых источников энергии, цены на которые неуклонно снижаются. Наибольшую степень роста покажет газ в промышленности - 2,1%, электрогенерации - 1,3%, самый быстрый рост - 3,4% - использование газа на транспорте, в т.ч. СПГ в качестве топлива для тяжелых грузоперевозок и морского транспорта.

По данным компании ВР, собственные запасы газа в регионе насчитывают 15,6 трлн. куб м. газа, что составляет 8,4% от общемировых запасов. Индия, помимо традиционного, обладает большими запасами сланцевого газа, Австралия - запасами метана угольных пластов, а Китай - большими запасами и того, и другого. В Японии, как и на большинстве шельфовых территорий региона, находятся крупные запасы газогидратов, но технология их промышленной добычи находится в стадии разработки. Страны Юго-Восточной Азии зависят, в основном, от внутренней добычи, за исключением Сингапура, который не имеет внутренних запасов и переключается с трубопроводного газа на СПГ. Индонезия обладает большими запасами нетрадиционного газа, но сложные географические условия, низкое развитие инфраструктуры, проблемы с лицензированием и выплатой роялти не позволяют начать добычу. И Индонезия, и Малайзия экспортируют газ как в виде СПГ, так и с помощью трубопроводов, но также и импортируют СПГ на отдаленные островные территории.



Добыча в регионе составила 556,7 млрд. куб. м газа в 2015 году, потребление - 701,1 млрд. куб. м в 2015 г. Основные трубопроводные потоки идут из Казахстана, Туркменистана, Узбекистана и Мьянмы в Китай - 0,4; 27,7; 1,5; 3,9 млрд. куб. м в 2015 году соответственно; из Индонезии в Малайзию - 2,6 млрд. куб. м газа и в Сингапур - 7,9 млрд. куб. м газа; из Мьянмы в Таиланд - 9,4 млрд. куб. м газа; из Восточного Тимора в Австралию и из Малайзии в Сингапур - 6,4 и 1,3 млрд. куб. м газа. Всего импорт газа по трубопроводу в регионе в 2015 году составил 61,2 млрд. куб. м газа, экспорт - 31,5 млрд. куб. м газа. Низкий уровень развития трубопроводной инфраструктуры привел к тому, что Китай - единственная на данный момент страна АТР, где существует конкуренция между трубопроводным газом - трубопроводы из центральной Азии - Туркменистана, Узбекистана, Казахстана - и Мьянмы и СПГ.



В долгосрочном периоде спрос на газ в Азии превысит добычу газа в регионе, создав дефицит в 400 млрд. куб м. к 2040 году. Размер дефицита будет напрямую зависеть от успеха стран в регионе в разработке собственных газовых ресурсов.

Азиатско-тихоокеанский регион отвечал за треть мировой торговли газом и три четверти торговли СПГ в 2015 году - 71,7% импорта в 2015 г. В регионе находятся как основные покупатели рынка СПГ, так и продавцы. К экспортерам относятся: Австралия - 29,39 млн. тонн СПГ в 2015 г., Бруней - 6,61 млн. тонн, Индонезия - 16,12 млн. тонн, Малайзия - 25,03 млн. тонн, и Папуа Новая Гвинея - 7 млн. тонн. В то время как Катар остается лидером мирового экспортного рынка - 77,8 млн. тонн СПГ в 2015 году, Австралия впервые в истории обошла Малайзию и заняла второе место - 29,4 млн. тонн в 2015 году против малазийских 25 млн. тонн. Этот тренд будет иметь продолжение, не смотря на то, что обе страны имеют проекты по сжижению в стадии строительства, австралийские проекты обходят проекты в Малайзии и по количеству, и по итоговой суммарной мощности. Дополнительные 6 проектов в Австралии - общей мощностью 46 млн. тонн СПГ в год, должны быть пущены в эксплуатацию к концу 2019 года, причем по данным МЭА более 90% австралийского СПГ уже законтрактовано азиатскими покупателями. В Малайзии же всего три проекта находятся в стадии строительства, общей мощностью 6,3 млн. тонн в год.

Импортеры в АТР: Китай - 19,83 млн. тонн СПГ в 2015 г., Индия - 14,67 млн. тонн, Япония - 85,58 млн. тонн, Малайзия - 1,57 млн. тонн, Пакистан - 1,11 млн. тонн, Сингапур - 2,10 млн. тонн, Южная Корея - 33,36 млн. тонн, Тайвань - 14,63 млн. тонн, Таиланд - 2,58 млн. тонн. В долгосрочной перспективе во всем мире запланировано 22 новых проекта по регазификации, общим объемом в 118 млрд. куб. м газа, 82% из которых будут находится в АТР.

Средний уровень загрузки регазификационных терминалов в Азии - 42%, что на 11% выше, чем в среднем по миру. При этом, если уровень загрузки терминалов в Корее и Японии находится на уровне 30-40%, то уровень загрузки в Тайване близок к максимуму. В таком случае, для обеспечения энергетической безопасности необходимо строительство новых регазификационных терминалов, особенно в отсутствие собственной добычи или альтернативных возможностей импорта газа по трубопроводам. Пакистан запустил свой первый терминал по регазификации в 2016 году, пытаясь преодолеть нехватку первичных источников энергии в стране, и напрямую связанные с этим перебои в выработке электроэнергии. В Индии уровень загрузки терминалов поднялся до 70% в 2016 году, по сравнению с 60% в 2015.

Цена на СПГ в Японии в начале 2015 года составила 15$ за млн. БТЕ, упав к концу года на 6$ и составив 8,13$ в декабре, по сравнению с европейскими ценами в 6,80$ в среднем за год и американскими - 2,61$ за млн. БТЕ. Падение на азиатских рынках было вызвано снижением цен на нефть в целом и низким спросом на Азиатско-Тихоокеанском рынке в частности, из-за экономической стагнации и слишком большого предложения на рынке.

Можно выделить следующие причины высоких цен на СПГ в Азии: - большой процент торговли СПГ по цене с нефтяной привязкой в долгосрочных контрактах; - дополнительная премия продавцам за обеспечение надежности поставок - это связано в первую очередь с тем, что такие страны как Южная Корея и Япония, не имея собственных ресурсов газа, а также импортных газовых трубопроводов, на 100% зависят от поставок СПГ в страну; - низкий уровень гибкости спроса; - неразвитый спотовый рынок.

Снижение цен на СПГ, продаваемого по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой, позволили уменьшить разрыв цен при конкуренции с углем, помогая увеличить количество газа используемого для населения и коммерции, особенно в городских условиях, поддержав политику правительства Китая в использовании автотранспорта на СПГ для уменьшения вреда, наносимого окружающей среде. Несколько азиатских стран приняли политику переключения на уголь в период высоких цен на газ. Ожидается, что низкие цены на газ увеличат спрос на него, однако, дополнительные объемы будут использоваться, чтобы избежать нехватки энергии, а не вытеснить уголь с рынка электроэнергии.

Надежность поставок газа в АТР может быть обеспечена такими инструментами как: - диверсификация поставщиков; - гибкость в контрактных условиях - особенно касательно предварительно оговоренного пункта назначения; - подземные газовые хранилища.

Диверсифицированная структура контрактов - один из вариантов обеспечения надежности поставок. На рынке СПГ, который до настоящего момента характеризовался низкой ликвидностью, ограниченной спотовой торговлей и ограниченной гибкостью - диверсификация поставщиков - самый очевидный способ хеджирования рисков перебоев в поставках. Япония и Корея имеют самый диверсифицированный портфель поставщиков, импортируют СПГ более чем из 10 стран. Самую большую долю в поставках в Японию занимает Австралия - около 35%, из разных заводов по всей стране. Катар - основной поставщик в Южную Корею, Индию, Тайвань и Пакистан, его доля составляет от 25 до 80%.

Контракты с заранее оговоренным пунктом назначения ограничивают возможности покупателя перепродать отплаченный товар в случае если ожидаемый спрос оказался меньше и не требуется законтрактованное количество газа, или при желании воспользоваться ценовой дифференциацией на региональных рынках.

В отличие от США и ЕС страны АТР практически не обладают возможностями для хранения газа из-за геологических ограничений или недостаточной проработки вопроса, что напрямую влияет на обеспечение надежности поставок газа, т.к. в случае внезапного прекращения поставок, хранилище выступает основным страхующим инструментом.

Более слабый, чем ожидался, спрос в Азии привел к тому, что на спотовый рынок выходят покупатели с долгосрочными контрактами с целью реализовать невостребованные объемы газа. При этом долгосрочные контракты сами по себе не являются проблемой. Напротив, они до сих пор важная составляющая привлечения инвестиций в проекты по строительству заводов СПГ. Все последние проекты по сжижению в США, России и Австралии смогли достичь принятия финального инвестиционного решения, будучи подкрепленными обязательствами по долгосрочным контрактам. Проблемы - в условиях самих договоров. Два основных вопроса с ценами СПГ в регионе АТР - контракты с нефтяной привязкой и отсутствие гибкости в условиях, говорящих о пункте назначения груза и условиях бери-или-плати. Со стороны покупателей поступают мнения об использовании в контрактах измененных условий, например, не отказываться от нефтяной привязки, но использовать более пологий вариант S-кривой в ценовой формуле; а также использовать в качестве базовой цены цену Хенри Хаб или цену на Азиатском хабе, которую еще предстоит определить.

Развитие газовых хабов в АТР потребует отхода от традиционной модели вмешательства правительств, регулируемых и субсидируемых газовых цен, ограниченного доступа к распределяющим сетям и контроля нескольких компаний - зачастую находящихся под государственным контролем над энергетическими рынками. В настоящее время Сингапур, Япония, Китай рассматривают варианты организации хабов на своей территории, а учитывая размеры региона, очевидно, что место найдется и не одному хабу.

В среднесрочной перспективе по прогнозам IEA суммарный спрос на СПГ в Южной Корее, Тайвани и Японии, на чью долю прошлось 54% мирового импорта СПГ в 2015, снизится на 5 млрд. куб. м к 2021 году и составит 36% от мирового рынка77. Спрос на СПГ в остальных странах АТР растет более быстрыми темпами, чем во всем остальном мире, в основном за счет потребностей Индии и Китая. К 2021 году импорт СПГ среди развивающихся экономик Азии - включая Китай, возрастёт более чем на 100 млрд. куб м. Текущий кризис перепроизводства не будет преодолен ранее середины 2020х годов, а вслед за преодолением кризиса вырастут и цены. Сохранится привязка к нефти в контрактах, но она будет слабеть и составит плюс 5-6$ за млн. БТЕ к европейской цене, учитывая затраты на транспортировку на азиатские рынки.

Азия в главе с Китаем - ключ к сбалансированному газовому рынку, но для разблокирования этого потенциала необходим прогресс в области регулирования рынков и окружающей среды, а также развитие инфраструктуры. Китай - лидер мирового роста спроса на газ. Рост составит 420 млрд. куб. м газа - эквивалент всему сегодняшнему потреблению Европейского союза. Собственная добыча вырастет до 340 млрд. куб. м на 210 куб м. Импорт дойдет до 210 млрд. куб. м - прибавив к текущему 120 млрд. куб. м, 70% из этого будет поступать по трубам из Туркменистана, Мьянмы и России. Доля СПГ в импорте достигнет 45% к 2040 г. Индия по долгосрочным прогнозам будет потреблять 190 млрд. куб. м природного газа к 2040. Из этого на импорт придется 100 млрд. куб. м, большая часть будет поступать в виде СПГ. Собственная добыча в Малайзии снизится с 70 млрд. куб. м в год до 50 млрд. куб. м газа в год, при условии постоянного роста внутреннего спроса. Австралия, как поставщик СПГ, обгонит Катар уже к 2020 году. Внутренняя добыча возрастет на 135 млрд. куб. м газа, практически все этого будет отправлено на экспорт. Доля газа в энергобалансе АТР возрастет с нынешних 21% до 24%, при этом 34% роста придётся на сектор электрогенерации.

Добыча газа растет по всему миру, лидерами будут являться США, Австралия, Восточная Африка. Учитывая отдаленность регионов добычи от регионов спроса, а также превышения уровня добычи над спросом внутри страны, очевидно, что большинство добытого газа будет отправлено на экспорт в виде СПГ. Доля межрегиональной торговли СПГ вырастет с сегодняшних 42% до 53%. Этому поспособствует и изменение условий контрактов, в частности, отмена конкретного пункта назначения, что облегчит формирование единого глобального рынка газа, где цена будет определяться балансом спроса и предложения.

Большинство проектов СПГ в стадии строительства приходятся на Австралию и США. Австралийские проекты имеют два важных преимущества перед американскими: первое - географическое - близость к перспективным рынкам сбыта, что напрямую скажется на стоимости транспортировки, а второе - то, что австралийские проекты должны начать свою работу раньше американских - приблизительно к 2018 году. В то время как американские проекты отличаются более низкой стоимостью добычи, поскольку большая часть газа добывается на суше, в отличие от дорогих шельфовых проектов в Австралии, и более низкой стоимостью инфраструктуры и новых установок для сжижения газа. Существующая трубопроводная инфраструктура, также как и наличествующие установки по регазификации сжиженного газа, которые переоборудуются в заводы по сжижению - снижают итоговую стоимость СПГ. Четыре из пяти строящихся на данный момент завода по сжижению переоборудуются из существующих регазификационных терминалов и экономят на уже построенной портовой, трубопроводной инфраструктуре и резервуарах для хранения СПГ.

Инвестиции стран региона АТР в перспективные проекты по сжижению газа по всему миру достаточно диверсифицированы. В плане инвестиций азиатских компаний в отрасль по сжижению газа в Северной Америке наблюдается разноплановая картина. С одной стороны - сильное влияние азиатских компаний в Канаде, в отличие от США, где наблюдается достаточно небольшая доля азиатских инвестиций и только в сектор добычи. В России азиатские компании - существенные покупатели и даже инвесторы в проекты, например, завод «Ямал СПГ». В Австралии ощущается достаточное влияние со стороны азиатских инвесторов, особенно в новые планируемые проекты. В Восточной Африке влияние Азии весьма высоко, т.к. проекты сложные, с отсутствующей инфраструктурой и недостатком квалифицированных кадров. Китайские, индийские, сингапурские и тайские компании уже владеют частью лицензий на месторождения на африканском шельфе, особенно много инвестиций в настоящее время в Мозамбике, в Танзании несколько меньше. Китай, Япония и Южная Корея - страны с самым сильным присутствием во всех четырех регионах, инвестируют одновременно и в сектор добычи, заводы по сжижению газа и контрактуют объемы газа. Индия также широко представлена, но практически не присутствует в австралийских проектах ни в секторе добычи, ни в секторе транспортировки.

Все проекты, находящиеся сейчас в стадии строительства - результат инвестиций, сделанных между 2009 и 2015 годами, и долгосрочных контрактов, заключенных до 2014 года. 15 заводов, суммарной мощностью в 150 млрд. куб. м газа в год строятся в Австралии, Малайзии, Индонезии, США, России и Камеруне. Если в ближайшие два-три года не будет принято новых инвестиционных решений, объемы сжижения выйдут на стадию плато к 2023 году. В этом году достигли финального инвестиционного решения производственные мощности общим объемом всего лишь 5 млрд. куб. м газа, по сравнению с 35 млрд. куб. м в среднем ежегодно за прошедшие пять лет. Также количество новых долгосрочных контрактов, которые являются одним из ключевых факторов - по подсчетам IEA все проекты прошедшие FID с 2009 по 2016 год были законтрактованы на 86% перед принятием решения, предваряющих FID, резко упало в 2015 и осталось на низких уровнях в 2016. Австралийские проекты, на стадии предваряющей стадию FID, были предварительно законтрактованы на 87%, американские на 91%, а российский проект компании Новатэк «Ямал СПГ» на 90%.

В то время как снизилось количество предложений по строительству береговых заводов по сжижению газа, количество предложений по строительству плавучих терминалов только растет. Четыре плавучих проекта СПГ в Австралии, Малайзии и Камеруне суммарной мощностью 8,7 млн. тонн в год находятся в настоящее время в стадии строительства. Еще 24 проекта суммарной мощностью 171 млн. тонн в год были заявлены в основном в США, Канаде и Австралии. Такие проекты направлены на коммерциализацию некрупных удаленных шельфовых месторождений и могут избежать большинства юридических коллизий связанных со строительством завода на побережье.

Практически все строящиеся и планируемые на данный момент заводы по сжижению природного газа рассматривают рынок стран АТР как ключевой. Какие же преимущества в такой ситуации могут быть у российских проектов? В России с 2009 года производит СПГ единственный пока завод на острове Сахалин, в числе его акционеров японские компании Mitsui - 12,5% акций и Mitsubishi - 10% акций, а сжиженный газ отправляется на экспорт в Китай, Южную Корею, Японию и Тайвань. ПАО "Газпром" и компания RoyalDutch Shell ведут переговоры о строительстве третьей производственной линии завода, что позволит увеличить его производственную мощность на 5 млн. тонн СПГ в год, весь произведенный газ отправится на рынки стран АТР. В ближайшее время должен быть запущен завод на полуострове Ямал. По данным компании Новатэк, на конец июня 2016 года готовность проекта составила 60%, а законтрактовано уже более 96% газа на ближайшие 20 лет. Основными инвесторами завода стали китайские компании, в Китай и будет направлена основная часть законтрактованного газа. Остальные крупнотоннажные проекты - Балтик СПГ, Печора СПГ, Арктик СПГ, Дальневосточный СПГ, Владивосток СПГ, находятся пока на разных стадиях проектирования и утверждения и могут использовать свои преимущества для заключения долгосрочных контрактов и прохождения стадии FID.

Географические преимущества, которые наличествуют у российских проектов - относительная близость к потенциальном рынкам сбыта в АТР: при летней навигации по Северному морскому пути существенно сокращается время доставки с проектов расположенных на побережье Северного ледовитого океана, не говоря уже о близости проектов в районе г. Владивосток и острова Сахалин, что позволит снизить транспортные расходы. Второе географическое преимущество - низкие температуры, которые позволяют существенно снизить затраты электроэнергии на сжижение газа, что напрямую скажется на итоговой цене товара и, как это можно регулярно наблюдать на примере производства СПГ на заводе Сахалин-2, превысить проектную мощность по сжижению и ежегодно выходить на 105-106% объемов производства. Необходимо использовать данные преимущества при привлечении азиатских инвестиций в отечественные проекты, особенно, в условиях западных санкций и невозможности доступа к долгосрочным кредитам, учитывая заинтересованность стран АТР вкладываться не только в заводы по сжижению, но в сектор добычи.

Также российские проекты могли бы предлагать соответствующие контрактные условия, учитывая потребности азиатских импортеров в среднесрочных и краткосрочных контрактах, а также объемах СПГ, продаваемых на споте, а в плане долгосрочных контрактов - отменить итоговую привязку к пункту назначения. Нельзя забывать о высоко ценимой азиатскими покупателями надежности поставок, которую необходимо обеспечить и соблюдать. Более низкие цены, по сравнению с другими проектами в Австралии и Восточной Африке, более короткие расстояния, чем у американских проектов и более выгодные контрактные условия позволят российским проектам занять свою нишу на быстро растущем рынке стран АТР и выйти на уровень, указанный в Энергетической стратегии Российской Федерации до 2035 г. - 55 млн. тонн СПГ в год, что позволит совместно с экспортом нефти и трубопроводного газа довести долю экспорта в страны АТР в общероссийском экспорте энергоресурсов до 39%.

Телегина Е.А., Федорова В.А. 

 

Назад



 
       АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЛЕНТА      --------

Экономика Швеции
  
.........................................................................

Экономика Ирландии


........................................................................


Экономика Нидерландов
 

.........................................................................

Экономика Германии
 

........................................................................

Экономика Финляндии
   
........................................................................

Экономика Польши


........................................................................

Экономика Франции


........................................................................

Экономика Норвегии

........................................................................

Экономика Италии


........................................................................

Экономика  Англии 

.......................................................................

Экономика Испании
.........................................................................

Экономика Дании


.......................................................................

Экономика Турции


.......................................................................

Экономика Китая


.......................................................................

Экономика Греции

......................................................................

Экономика США
 
.......................................................................

Экономика Австрии

......................................................................

Экономика России


.......................................................................

Экономика Украины


........................................................................

Экономика Кипра

.......................................................................

Экономика Израиля

.......................................................................

 Экономика Японии


......................................................................

 Экономика Индии


......................................................................

Экономика Европы


......................................................................