Топливно-энергетический комплекс Дальнего Востока: трансформация условий развития

С трибуны Президиума

Вестник ДВО РАН. 2006. № 3

В.Д.КАЛАШНИКОВ

Топливно-энергетический комплекс Дальнего Востока: трансформация условий развития

Обсуждаются вопросы приоритетов и особенностей топливо-, энергоснабжения Дальнего Востока. Исследуются изменения в системных условиях развития топливно-энергетического комплекса региона в пост-кризисный период, рассматриваются проблемы долгосрочного развития ТЭК в интеграционной зоне «Юг Дальнего Востока-Сахалин», где реализуются крупномасштабные энергосырьевые, электроэнергетические, инфраструктурные проекты.

Fuel and power sector of the Far East: transformation of development conditions. V.D.KALASHNIKOV (Economic Research Institute, FEB RAS, Khabarovsk).

The issues of historical priorities and features of fuels and energy supply of the Far East are discussed. Changes of system conditions of regional energy development during the post-crisis period are examined. Crucial issues and challenges of long-term energy development of the Far East arisen from consequences of realization of large-scale energy projects within the area of Far Eastern South — Sakhalin are considered.

Производственные структуры топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Дальневосточного федерального округа (ДВФО) играют заметную роль в его экономическом развитии. Только в промышленных отраслях комплекса создается около 10% валового регионального продукта (ВРП), 29% промышленной продукции, обеспечивается почти 39% экспортных доходов региона. Инвестиции в модернизацию объектов и проекты ТЭК в 2003 г. превышали 22% капиталовложений (а с учетом международных проектов Сахалин-1, Сахалин-2 - более 50%).

Большие расстояния, необжитые пространства (особенно в северных и северо-восточных районах), неравномерное хозяйственное освоение Дальнего Востока обусловили отсутствие его единой, технологически связанной общеэнергетической системы. Кроме того, условия топливо-, энергоснабжения на этой обширной территории резко дифференцированы по районам. Так, сравнительно благоприятные условия и перспективы для концентрации производства топливно-энергетических ресурсов существуют в широтном ареале «Южная Якутия-континентальный юг Дальнего Востока-Сахалин» (интеграционная зона «Юг Дальнего Востока-Сахалин»). В материковых границах зоны создана объединенная электроэнергетическая система Востока (ОЭС Востока). На этой территории проживает 77% населения региона, создается 66% ВРП, более 70% первичной энергии, генерируется свыше 74% электрической энергии. На остальных территориях выделяются порядка 18-20 автономных энергорайонов, а также десятки пунктов локального, изолированного энергообеспечения.

КАЛАШНИКОВ Виктор Дмитриевич - кандидат экономических наук (Институт экономических исследований ДВО РАН, Хабаровск).

Доклад подготовлен в рамках гранта РГНФ, поддержанного Региональным экономическим советом (2005-2006 гг.), при поддержке гранта ДВО РАН (2006 г.) «Ресурсные и инфраструктурные проекты как фактор регионального развития (на примере южной макрозоны Дальнего Востока)».

Производство первичной энергии на Дальнем Востоке в 2004 г. оценивается в объеме 32,3 млн т условного топлива, валовое энергопотребление - около 39 млн т, т.е. чистое сальдо ввоза первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) составило примерно 6,7 млн тут. В основном из-за внешних поставок нефти и готовых нефтепродуктов, а также ввоза энергетических углей из Забайкалья и Восточной Сибири совокупный объем энергопотребления Дальнего Востока длительное время не соответствует валовым размерам и структуре производства ТЭР.

Ключевые пропорции в структуре потребления первичной энергии в ДВФО на протяжении длительного времени остаются стабильными. В 2002-2004 гг. доминирующие позиции в топливно-энергетическом балансе региона удерживали уголь и нефтепродукты (около 87%).

За последние 25 лет генеральные приоритеты энергетической политики на Дальнем Востоке менялись. В 1970-1980-е гг. текущее функционирование и перспективное планирование развития ТЭК было подчинено инфраструктурной задаче обеспечения стратегической надежности топливо-, энергоснабжения внутренних производственных потребителей и населения в условиях постоянно растущего потребления ТЭР и нехватки производственных мощностей. В 1990-е годы, период острейшего экономического кризиса, массовых неплатежей, на передний план вышла проблема обеспечения текущей (оперативной) надежности энергоснабжения в условиях спада энергопотребления и вынужденной «консервации» перспективы. С 2001-2002 гг. системное развитие ТЭК региона приобретает новые структурные особенности и перспективы.

Современная макроструктура топливо- и энергоснабжения Дальнего Востока по технологическим условиям производства, поставкам, использованию ТЭР почти не отличается от сформировавшейся в период централизованной экономики. Ее основные черты: относительно небольшое по размерам и рассредоточенное на большой территории энер-гопотребление1; окраинный («запертый») и локализованный характер поставок энергоресурсов; отсутствие развитой транзитной и распределительной инфраструктуры энергоснабжения; лимитированные возможности реального выбора для потребителей ТЭР; целесообразность работы в сфере энергообеспечения монопольных структур.

На фоне оживления национальной и региональной экономики в 2002-2005 гг. усиливается тенденция стабилизации в текущем топливо-, энергоснабжении ДВФО, а проблемы неплатежей, характерные для кризисного периода второй половины 1990-х годов, утратили остроту: текущие расчеты акционерных обществ энергетики и электрификации (АО -энерго) финансируются в полном объеме (в 1997 г. доля денежных средств в оплате реализации электро-, теплоэнергии составляла всего 18,1%). В 2004-2005 гг. стабилизировалась динамика средних тарифов на электрическую энергию, централизованное тепло, отпускаемых АО -энерго Дальнего Востока (табл. 1). В I квартале 2005 г. средний годовой индекс роста тарифов на электричество примерно соответствовал темпу фактической инфляции (т.е. индексу потребительских цен - ИПЦ). Средние цены на основной вид котельно-печного топлива - уголь энергетический - в 2002-2004 гг. также менялись в диапазонах, близких к ИПЦ. Стабилизировалась и межрегиональная разница средних отпускных тарифов на Дальнем Востоке и в целом по России: в 2004-2005 гг. в районах ДВФО тарифы на электроэнергию превышают среднероссийские в 1,6 раза, по теплу - в 1,84 раза (табл. 1).

Электроэнергия, централизованное тепло являются ключевыми ресурсами в конечном энергоснабжении производственных предприятий, социальной сферы, населения ДВФО. Независимо от воли правительств, пожеланий политических деятелей значения энергетических тарифов инерционны во времени, они зависят от объективных технико-эконо-

1 Например, в южных районах Дальнего Востока концентрация энергоиспользования в расчете на 1 км2 состав-

ляет 15 тут в год, тогда как в провинциях северо-восточного Китая - 300, Японии - 1900 тут.

Среднеотпускные тарифы на электрическую и тепловую энергию в ДВФО

Виды энергии 2003 г.* 2004 г. 2005 г.

Электроэнергия, коп. /кВт-ч 120,1 129,0 147,0

Тепловая энергия, руб. / Гкал 516,4 545 637

Отношение к среднеотпускным тарифам РФ, %

по электроэнергии 163 160 160

по тепловой энергии 196 184 184

* Данные II квартала.

Источник: данные представительства «Востокэнерго», аппарата полномочного представителя президента РФ в ДФО.

мических особенностей добычи (производства), поставок топливных ресурсов, их преобразования в конечные виды ТЭР. Относительные показатели тарифов на электроэнергию и тепло иллюстрируют объективную ситуацию: Дальний Восток был и остается регионом сравнительно высокой стоимости котельно-печного топлива и получаемой на его базе конечной энергии.

После длительного структурного кризиса постепенно стабилизируется производственное и финансовое положение в угольной промышленности - профилирующей топливной отрасли Дальнего Востока. В 2004 г. добыча угля в регионе вновь увеличилась и достигла 31,7 млн т, а в 2005 г., по предварительным итогам производственной программы, - 32,7 млн т (прирост на 2,6%).

Северные энергорайоны и энергоузлы Дальнего Востока (за исключением Магаданского) в основном обеспечивают себя собственным твердым топливом, но юг региона испытывает товарный дефицит угля, покрываемый поставками из Забайкалья и Восточной Сибири. Однако дефицит угля в настоящее время касается лишь определенных его марок, к тому же он может быть вскоре ликвидирован по мере увеличения выработки электроэнергии строящейся Бурейской ГЭС и газификации Хабаровского края. Дальнейшие ощутимые приросты в добыче угольного топлива в районе жестко ограничиваются инвесторами, которые требуют надежных долгосрочных гарантий сбыта продукции.

Инвестиции - сложная проблема для предприятий ТЭК, тем не менее сегодня в стадии реализации находятся 35 важнейших структурных проектов, осуществляемых в рамках Федеральной целевой программы «Дальний Восток и Забайкалье»2. Среди них -Бурейская ГЭС, вывод которой на проектную мощность надежно гарантирует экономичное электроснабжение на юге Дальнего Востока. За 2003-2005 гг. в нее инвестирован почти 1 млрд долл. США. В ноябре 2005 г. мощность станции доведена до 1005 МВт, расчетная выработка - до 3,5 млрд кВт-ч. Параллельно для передачи энергии Бурейской ГЭС построены высоковольтные линии (на напряжение 500 кВ) Приморская ГРЭС - ПС «Хабаровская», Бурей-ская ГЭС - ПС «Хабаровская», завершается строительство подстанции 500 кВ «Хехцир-2».

В 2003-2005 гг. интенсивно развивались инвестиционные программы по обустройству и формированию комплексной производственной, транспортной, перерабатывающей инфраструктуры в рамках реализации проектов «Сахалин-1», «Сахалин-2». В 2008 г. оба проекта обеспечат добычу более 15 млрд м3 природного газа, свыше 17 млн т сырой нефти, что более чем удвоит валовое производство первичных ТЭР в ДВФО (рис. 1).

2 Калашников В.Д. ТЭК Дальнего Востока: от тактики выживания к стратегическим решениям // Вестн. ДВО РАН. 2005. № 5. С. 15-17.

В 2002-2005 гг. продолжалось строительство важнейших и капиталоемких объектов

ли I. зоотг. юж. пк** тки

&ПрирВДйЛ «П1  НафтI.

Рис. 1. Прогноз добычи природного газа (млрд м3), сырой нефти (млн т) по проектам «Сахалин-1», «Сахалин-2»

газотранспортной инфраструктуры - газопроводов: Средневилюйское ГКМ-Мастах-Бер-ге-Якутск, 3-я нитка (расчетная производительность 2,6 млрд м3/ год, протяженность 382,6 км, сметная стоимость 2,9 млрд руб., срок ввода в эксплуатацию - 2008 г.); Саха-лин-Комсомольск-на-Амуре-Хабаровск (4,5 млрд м3, 502,3 км, 13,2 млрд руб., 2006 г.); Соболевский район (Нижне-Квакчинское месторождение)-Петропавловск-Камчатский (389 км, 9,7 млрд руб., 2007 г.).

В реализацию программ технической модернизации Комсомольского и Хабаровского нефтеперерабатывающих заводов в 2000-2004 гг. инвестировано более 340 млн долл. США, введено в эксплуатацию новейшее оборудование по вторичной переработке нефти: установки каталитического риформинга, изомеризации легких фракций бензина, гидроочистки дизельных фракций и др. Есть позитивные результаты и на объектах угольной промышленности ДВФО (шахта «Северный Ургал», разрезы «Ерковецкий» и «Ушумунский», угледобывающие объекты южной Якутии, Сахалинской области), в реализации проектов расширения зоны централизованного электроснабжения в Хабаровском крае, Республике Саха (Якутия), Чукотском автономном округе, реконструкции и модернизации распределительных электро-, теплосетей.

В регионе постепенно «проясняется» структура стратегических компаний-операторов и рамочных условий работы базовых рынков топлива и энергии. При этом примерно с 2000 г. основные сегменты энергетического рынка ДВФО подвергаются экспансии со стороны крупных финансово-промышленных групп России. Рынки нефти, нефтепродуктов, угля, электроэнергии все более монополизируются, а режимы их регулирования остаются непрозрачными либо неопределенными. На Дальнем Востоке все еще не удается «передать» мощным стратегическим операторам сектор газификации, коммунального электро-, теплоснабжения.

Парадоксально, но реальный рост производства в промышленности, грузооборота транспорта, валового регионального продукта на Дальнем Востоке не требует заметного увеличении энергоиспользования (рис. 2). За 1998-2004 гг. реальный ВРП увеличился на 35%, в то же время валовое потребление электроэнергии возросло только на 14,9% (в южной зоне - на 20,4%). В 2005 г., по оценкам, прирост ВРП превысит 4%, а электропотребление, по предварительным данным, увеличилось только на 1% (на юге - на 2,1%). Еще меньшими темпами характеризуются оценки потребления централизованного тепла и первичной энергии. Требуются более тщательные доказательства феномена: без видимых усилий со стороны государства и заметных капиталовложений в энергосбережение энергоемкость региональной экономики (по ВРП) ДВФО снизилась за 7 лет на 24%! Умеренные потребности в энергии и топливе, стабилизация реальных тарифов на энер-

144

135 ПО 111 1Н 114 11*

1Й4 190

и«1. Змнгг. 2001 г. ИШ г* ни г. ММ г:

Рис. 2. Темпы роста ВРП

гию, а также цен на основные виды котельно-печного топлива снизили относительные энергетические затраты в общих издержках конечных производственных потребителей. Например, в затратах промышленных предприятий Хабаровского края доля расходов на топливо и энергию составила в 2004 г. 8,2%, тогда как в 1995 г. - 15%.

Незагруженные мощности по углю в Забайкалье, Восточной Сибири, а также начатые с октября 2005 г. поставки на рынок Хабаровского края природного газа с шельфа Сахалина надежно обеспечивают потребности в котельно-печном топливе в интеграционной зоне «Юг Дальнего Востока-Сахалин». Северные и автономные районы ДВФО в целом обеспечивают себя углем и другими видами котельно-печного топлива (за счет ввоза нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих заводов Хабаровского края). С учетом этих обстоятельств, а также благоприятного состояния балансов мощности и энергии ОЭС Востока, основных изолированных энергосистем ДВФО, по нашим прогнозам, в ближайшие 5-7 лет явной угрозы системного (балансового) дефицита котельно-печного топлива и электроэнергии нет. Но остается нерешенной сложная многолетняя проблема: неудовлетворительное техническое состояние основных фондов отраслей ТЭК, особенно объектов стационарной энергетики (электро-, теплоэнергетика, сетевое хозяйство), высокий износ оборудования в коммунальном энергоснабжении.

В последние годы меняется положение Дальнего Востока в энергетической геополитике Российской Федерации. Во-первых, в стране ощущается дефицит углей коксующихся марок для металлургической промышленности (основные запасы коксующегося угля сосредоточены в Кузнецком бассейне и южной Якутии). Во-вторых, правительство открыто признало проблему истощения разведанных запасов нефти в России. При этом дефицит эффективных запасов нефти Западной Сибири стимулирует воспроизводство запасов углеводородов на востоке страны. В-третьих, правительство страны и ОАО «Газпром» сталкиваются с проблемами поддержания национального баланса газа на европейском направлении и необходимостью подключения к Единой системе газоснабжения РФ месторождений Восточной Сибири. Тем самым потенциальная квота России на рынках природного газа в Восточной Азии «передается» прежде всего ресурсам месторождений Дальнего Востока. В-четвертых, Российская Федерация отчетливо проводит политику стратегической диверсификации вывоза энергоносителей в зарубежные страны, в том числе осуществляя дипломатическую, структурную и проектную проработку тихоокеанского направления. Об изменении положения Дальнего Востока в геополитике России говорит и заметная

трансформация энергетической геополитики нашей страны в АТР и Северо-Восточной Азии. Проанализируем ключевые факторы этих изменений.

Ситуация с нефтью. Общий спрос на сырую нефть в АТР в 2004 г. составил 1,1 млрд т и в 2,8 раза превысил возможности ее добычи в регионе. Потенциал роста добычи нефти в таких странах, как Китай, Индия, Индонезия, ограничен. В 2004 г. потребление сырой нефти «большой тройкой» стран СВА (Япония, Китай, Республика Корея) достигло 655 млн т, или 17,8%, мирового использования. При этом суммарный импорт сырой нефти «большой тройкой» превысил в 2004 г. 440 млн т. Ситуация с нефтью, находясь в центре политики энергетической безопасности стран АТР и СВА, активно «подстегивает» действия и решения по диверсификации ее поставок и энергоиспользованию.

Динамика Китая. Развитие китайской экономики отличается масштабами энергопотребления: в 2004 г. использование первичной энергии составило 1,4 млрд т нефтяного эквивалента3, электроэнергии - 2,2 трлн кВт-ч. Впечатляют высокие темпы роста спроса на основные виды носителей энергии, которые в силу масштабов энергоиспользования в КНР «взламывают» энергетическую динамику Северо-Восточной Азии. В 2003-2004 гг. валовое энергопотребление КНР возросло на 34%, сырой нефти - на 25%, электроэнергии - на 32,2%. Китай, находясь под давлением интенсивно нарастающего потребления энергоресурсов, планирует рост импорта сырой нефти, внешние поставки природного газа и при этом сталкивается с серьезными текущими и структурными проблемами в секторе электроэнергетики.

Национальные, тихоокеанские и восточноазиатские обстоятельства энергетической геополитики заметно повышают экономические оценки дальневосточных топливно-энергетических ресурсов, проектов по их освоению и развитию. Результат изменения национальной и азиатской геополитики - появление мощных комплексных энергосырьевых, электроэнергетических и инфраструктурных проектов на Востоке России, а именно: трансконтинентальный нефтепровод Восточная Сибирь-Тихий океан (проект ВСТО) расчетной производительностью 80 млн т нефти в год;

рамочное соглашение о крупномасштабных поставках электроэнергии из России в КНР, подписанное в июле 2005 г. ОАО РАО «ЕЭС России» и государственной электросетевой корпорацией Китая (экспорт энергии из ОЭС Востока в китайском направлении не менее 25-30 млрд кВт-ч в год - такие масштабы кардинально меняют сложившиеся до сих пор представления о стратегической динамике развития электроэнергетики юга Дальнего Востока);

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 (технико-экономические заключения программы предусматривают развитие транзитных, экспорториентированных магистральных трубопроводов в ареале Сахалинский газодобывающий центр - юг Дальнего Востока4);

включение в государственную программу аукционов на право пользования недрами крупных нефтегазовых структур Сахалин-3, Магадан-1, Магадан-2, Чаяндинского месторождения в западной Якутии5;

передача в лицензионное пользование запасов коксующегося угля в южной Якутии (только в 2004-2005 гг. - более 400 млн т), возобновление работ на Эльгинском месторождении каменных углей.

Эти проекты еще плохо скоординированы, но уже вышли за рамки академических об-

3 Свыше 2 млрд тут.

4 Производство электроэнергии в ОЭС Востока в 2004 г. составило около 27 млрд кВт-ч.

5 Точные сроки проведения аукционов по данным площадям зависят от принятия новой редакции Федерального закона «О недрах».

суждений. В целом же крупные энергосырьевые и инфраструктурные проекты на Дальнем Востоке, комплекс обусловленных ими политических, институциональных, экономических решений определяют будущее энергетического развития ДВФО.

Расчеты на модели перспективного развития ТЭК Дальнего Востока показывают, что если основные энергосырьевые экспорториентированные проекты включить в долгосрочную производственную программу, то развитие добычи только первичных ТЭР может превысить в 2020 г. 190 млн тут, а нетто-выработка электроэнергии - 92 млрд кВт-ч (табл. 2).

Таблица 2

Прогноз производства / потребления ТЭР в ДВФО

Показатель 2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2030 г.

Производство первичной энергии, млн тут 34,5 84,0 136,7 192,5 221,2

Внутреннее валовое энергопотребление, млн тут 38,6 43,7 51,3 61,2 73,7

Чистая выработка электроэнергии *, млрд кВт-ч, 36,7 49,1 60,5 92,7 145,1

в том числе в ОЭС Востока 23,8 35,8 45,4 75,4 102,8

* Валовая выработка за вычетом собственных нужд электростанций.

Здесь необходимо привести несколько замечаний и вопросов относительно возможных последствий такого мощного роста производства топлива и энергии в регионе.

Прежде всего, для реализации долгосрочной производственной программы необходимы колоссальные капиталовложения. Только работа ОЭС Востока на экспорт электроэнергии в КНР в объеме 25 млрд кВт-ч в год потребует инвестиционных вложений (в действующие и сооружение новых электростанций в предстоящие 15 лет) более 29 млрд долл. США. В то же время опыт развития крупномасштабных нефтегазовых проектов на шельфе Сахалина показывает, что проблема дефицита инвестиционных ресурсов в ТЭК региона разрешима. Так, с начала работ по проектам «Сахалин-1», «Сахалин-2» инвестиционные расходы их операторов составили почти 10,5 млрд долл. США (с учетом ожидаемых итогов 2005 г. - более 16 млрд долл.).

Следующий момент: развитие программы и проектов крупномасштабного экспорта электроэнергии с Дальнего Востока меняет традиционные экономические оценки по использованию угольных ресурсов юга, особенно в районах Хабаровского края, Амурской области, где месторождения не имеют экспортных перспектив из-за качества угля (за исключением коксующихся и энергетических углей южной Якутии, а также Сахалина), на внешнем рынке в пользу нефти и газа. Угольная отрасль юга региона может стать привлекательной для внешнеэкономической сферы в случае строительства новых, современных угольных ТЭС экспортного назначения, но это связано с разрешением сложных проблем международного сотрудничества в секторе электроэнергетики.

Расчеты на модели долгосрочного развития ТЭК Дальнего Востока показали, что в регионе не так много эффективных проектов по эксплуатации ТЭР, а по долгосрочным оценкам интенсивная экспортная нагрузка уже к 2025 г. «выбирает» практически все эффективные гидроэнергетические проекты юга Дальнего Востока. И здесь необходимо ответить на следующие вопросы: как встроить экспорториентированные энергетические проекты в перспективные нужды потребителей ДВФО? Каковы долгосрочные последствия интенсивной направленности на экспорт эффективных проектов топлива и энергии? По прогнозам, внутреннее энергопотребление ДВФО будет с избытком компенсироваться мощным производством топливно-энергетических ресурсов (см. табл. 2), однако эта компенсация для российских потребителей может оказаться виртуальной. Реальный

пример с распределением углеводородов по соглашению о разделе продукции проекта «Сахалин-2» показывает, что экспорт сырой нефти и природного газа инвесторы жестко предпочитают внутреннему потреблению, и такое распределение продукции защищено действующим законодательством. Приграничная торговля электроэнергией с КНР в ОЭС Востока ведется по контрактам, в которых установлены цены в 1,6-2 раза ниже, чем для потребителей субъектов Федерации юга Дальнего Востока.

В перспективе ключевые производственные и структурные изменения в условиях топливо-, энергоснабжения региона произойдут главным образом в интеграционной зоне «Юг Дальнего Востока-Сахалин». Мощные масштабные энергосырьевые, электроэнергетические и инфраструктурные проекты должны «перевернуть» хозяйственную структуру Дальнего Востока. Как показывают оценки, уже в 2010 г. выпуск валовой добавленной стоимости в отраслях ТЭК превысит 270 млрд руб. (в ценах 2005 г.) - не менее 45% текущего ВРП Дальнего Востока.

Однако из опыта реализации капиталоемких нефтегазовых проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» следует, что крупные сырьевые проекты обладают весьма низким мультипликатором регионального развития. Сами по себе «масштабные инвестиции в энергетическую инфраструктуру, транзитные обороты углеводородов и энергии вряд ли смогут стать заметным стимулом регионального развития и повышения благосостояния региона. Нефтегазовые проекты, магистральный транспорт энергоносителей - действительно капиталоемкие и высокодоходные в эксплуатации, но они будут мало использовать рабочей силы, сосредоточатся на ограниченной территории, создадут очень ограниченные ареалы благополучия»6.

Таким образом, трансформация системных условий развития ТЭК региона, новые стратегические перспективы в интеграционной зоне «Юг Дальнего Востока-Сахалин», мощные масштабы производства, транзита топливно-энергетических ресурсов и капиталовложений требуют многоуровневого, комплексного и стратегического подхода к планированию энергетического комплекса на территориях заинтересованных субъектов ДВФО.

6 Минакир П. А. Тихоокеанская Россия: вызовы и возможности экономической кооперации с Северо-Восточной Азией // Пространственная экономика. 2005. № 4. С. 14.