Министерство Энергетики

Б.Г. Санеев, С.П. Попов, Д.В. Максакова. Газификация Монголии: возможности многостороннего сотрудничества*

Борис Григорьевич Санеев
д. т. н., профессор, ИСЭМ СО РАН
e-mail: saneev@isem.irk.ru

Сергей Петрович Попов
с. н. с., ИСЭМ СО РАН
e-mail: popovsp@isem.irk.ru

* Работа выполнена по гранту РФФИ  “18-510-94006 МОКНМ_а”

Статья посвящена анализу перспектив международного сотрудничества в целях создания системы газоснабжения Монголии. В настоящее время уголь и импортируемые нефтепродукты являются основой топливно-­энергетического баланса этой страны. Сжигание угля и выбросы автотранспорта вызывают чрезмерное загрязнение атмосферы населённых пунктов, в первую очередь в г. Улан-­Батор. Для решения проблем электроснабжения Монголии предлагается использовать новый для страны вид первичного энергоносителя – природный газ. Варианты газификации страны анализируются на основе использования модели развития систем газоснабжения в регионе Северо-­Восточной Азии.

Введение

Монголия богата энергоресурсами: углем, нефтью, солнечной и ветровой энергией. В 2017 году доля угля в общем объеме потребления первичной энергии страны составила 69 %, а его добыча в 2019 году достигла 50,8 млн т. Основу систем энергоснабжения крупных городов страны составляют угольные генераторы тепловой и электрической энергии – ТЭЦ. При этом около четверти городского населения живет в традиционных монгольских юртах, которые оборудованы чрезвычайно неэкологичными печами на твёрдом топливе. Высокий уровень загрязнения воздуха остро ставит вопрос о переходе систем энергоснабжения Улан-­Батора c твёрдого топлива на газ, а транспорта – на газомоторное топливо и электропривод. Кроме того, значимыми потребителями природного газа в Монголии могут стать мобильное жильё скотоводов, магистральный железнодорожный и автомобильный транспорт.

Печное отопление в юрте
Источник: katiekk / Depositphotos.com


Монголия обладает ограниченными ресурсами природного газа, как обычного, так и нетрадиционного. Трудноизвлекаемые запасы газа имеются на юго-востоке (Восточно-­Гобийский бассейн) и в восточной части страны (в бассейне реки Тамцаг). Производство синтетического метана из угля широко распространено в Китае, в том числе в автономном районе Внутренняя Монголия (АРВМ). Недостатками этой технологии, так же как и производства «сланцевого» газа, для условий юга Монголии является потребность в воде, и высокая цена конечного продукта – СПГ, которая достигает 26 долларов за млн БТЕ.
В настоящее время электроэнергетическая система страны представлена тремя изолированными системами, поскольку в 2018 году Центральный и Южный энергоузлы были соединены ЛЭП‑110 кВ. В стране отсутствуют конденсационные станции, тепловая генерация представлена угольными ТЭЦ (985 МВт) и дизельными электростанциям (58 МВт); мощность гидроэлектростанций составляет менее 30 МВт, ветровых – 150 МВт. Несмотря на наличие межгосударственных связей с Россией и Китаем, в Центральном энергоузле существует потребность в обеcпечении пиковой части графика нагрузки [1,2]. Энергетическая стратегия Монголии рассматривает возобновляемые источники энергии (в первую очередь, солнечную и ветровую энергию, а также гидроэнергетику в северных аймаках) в качестве основных источников обеспечения энергоснабжения страны . Использование природного газа может помочь решить проблему прерывистости, которая характерна для возобновляемой энергетики, а также обеспечить устойчивость работы электроэнергетической системы в условиях преобладания в её составе угольных ТЭЦ и крупных блоков на угольных ТЭС.
Целью исследования является количественная оценка эффективности вариантов газификации Монголии в условиях конкурентного газового рынка Северо-­Восточной Азии.

Краткий обзор истории
обсуждения проблемы

Возможности использования ресурсов природного газа Сибирской платформы начали широко обсуждаться в последнем десятилетии прошлого века. Предполагались следующие направления монетизации этих уникальных ресурсов – для развития газохимии, газификации Байкальского региона, а также организация поставок трубопроводного газа в Китай и другие страны региона Северо-­Восточной Азии [3, с. 266–269]. Наличие маршрутов, которые могли проходить по территории Монголии, позволило поставить вопрос о газификации этой страны.
По заданию государственных органов ИСЭМ СО РАН в 1998 году выполнил научное исследование “Концепция создания единой системы добычи и транспортировки нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с выходом на рынки стран Азиатско-­Тихоокеанского региона”. Согласно сделанным в данной работе выводам, экспортный магистральный газопровод «Иркутск – Улан-­Батор – Пекин» должен был стать частью создаваемой на востоке России единой газотранспортной системы. В 2000 году компания “РУСИА-Петролеум”, которой на тот момент принадлежала лицензия на гигантское газовое месторождение «Ковыктинское», завершала подготовку ТЭО этого проекта .

Четверть городского населения Монголии живет в традиционных юртах, оборудованных неэкологичными печами на твёрдом топливе


Маршрут газопровода «Иркутск – Улан-­Батор – Пекин» рассматривался как часть газотранспортной инфраструктуры в регионе Северо-­Восточной Азии (СВА)   , неоднократно сравнивался с другими альтернативами  [6, c. 63–69; 7, с. 119–123]. Технико-­экономические показатели проекта были представлены как на международных конференциях , так и в монографии ИСЭМ СО РАН [4, с. 115]. Монгольскими специалистами была обоснована перспективная потребность Монголии в природном газе; выполнен анализ политических, институциональных и инфраструктурных требований к реализации такого рода проекта . В публикациях ИСЭМ СО РАН совместно с монгольскими исследователями последовательно подчеркивалось стратегическое значение поставок российского газа в Монголию [5]. В 2018–2019 годах вопрос о строительстве транзитного газопровода «Россия – Монголия – Китай» обсуждался на саммитах ШОС  , а также на Восточном экономическом форуме в 2019 году .В сентябре 2019 года президент России дал поручение компании «Газпром» изучить возможность использования ресурсов Иркутской области, Красноярского края, а также полуострова Ямал, для поставок в Китай через Монголию .

Оценка перспективного спроса на газ

При формировании сценария замещения природным газом части конечного энергопотребления Монголии и развития маневренных мощностей энергосистемы страны на основе газа были учтены следующие факторы:
в предстоящие десятилетия в Китае будет возрастать доля природного газа в потреблении первичных энергоресурсов;
вследствие освоения нефтегазоносных провинций в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке России, а также газовых месторождений в арктических регионах России будут возрастать возможности для конкурентоспособных поставок природного газа из России в регион Северо-­Восточной Азии, включая Китай;
в столице Монголии Улан-­Баторе сложилась чрезвычайная экологическая ситуация;
железные дороги Монголии не электрифицированы.
На основе разработанной в ИСЭМ СО РАН методологии прогнозирования энергопотребления в 2018 году были подготовлены референтные сценарии энергопотребления для стран Восточной Азии на период до 2050 года. Для Монголии, кроме того, был предложен сценарий газификации страны. В рамках такого сценария часть перспективной потребности в энергетических услугах в секторах конечного энергопотребления, а также часть объектов электрической и тепловой генерации переводятся на использование природного газа, в том числе с использованием технологий СПГ. В таблице 1 дана оценка масштабов газификации на основе создания автономных систем газоснабжения по всей территории Монголии на период до 2050 года.

Таблица 1. Оценка масштабов газификации для различных категорий
энергопотребителей Монголии (максимальный сценарий)


В случае реализации этого сценария за период до 2050 года будет потреблено на 143 млн тонн угля и на 42 млн нефтепродуктов меньше, что приведёт к снижению эмиссии парниковых газов более чем на 0,7 млрд тонн в эквиваленте СО2. Исходя из рассмотренных предположений, максимальную потребность в газе Монголии к 2025–2030 годам можно оценить на уровне в 3 млрд кубометров. Минимальный уровень, обеспечивающий существенное улучшение качества воздуха и стабилизацию работы энергосистемы страны, оценивается в 0,7–1 млрд кубометров. При оценке темпов газификации транспорта учитывается завершение строительства к 2023 году на юго-востоке Монголии НПЗ, который будет обеспечивать основную часть потребности страны в топливе. По другим оценкам, выполненным еще в 2008 году, потенциальный объем потребления газа Монголией составит около 2 млрд кубометров [8].

В сентябре 2019 года президент России дал поручение «Газпрому» изучить возможность поставок газа Иркутской области, Красноярского края и Ямала в Китай через Монголию


Низкая средняя плотность населения Монголии и наличие многочисленных изолированных и мобильных потребителей приводят к необходимости её газификации на основе создания автономных газоснабжающих систем на основе технологий СПГ. На уровне аймаков распределительные СПГ‑системы будут обеспечивать коммунально-­бытовых и промышленных потребителей в населённых пунктах, а также потребности транспорта и мелких мобильных бытовых потребителей – скотоводов. Таким образом, даже в случае газификации страны на основе строительства ответвлений в Улан-­Батор от транзитных газопроводов «Россия – Китай», в Монголии потребуется создание развитой инфраструктуры СПГ.
Оценка сравнительной эффективности вариантов газификации Монголии осуществлялась с использованием модели развития газоснабжения стран в регионе Северо-­Восточной Азии GEAR. В этой модели для Японии и стран Корейского полуострова предполагается два центра газопотребления, а для Китая выделено несколько условных центров газопотребления и узлов его развивающейся газотранспортной системы. Такой подход позволяет оценивать зоны конкуренции между импортными потоками трубопроводного газа из континентальных районов Евразии и регазифицированного импортного СПГ из прибрежных провинций Китая.
Для оценки перспективной потребности газа стран Восточной Азии за основу были взяты прогнозы мирового и регионального энергопотребления, выполненные в 2019 году Международным энергетическим агентством, Управлением энергетической информации Министерства энергетики США (EIA), институтом энергетических исследований РАН, Институтом экономики энергетики Японии, Азиатско-­Тихоокеанским центром энергетических исследований (APERC). Референтные сценарии энергопотребления стран Восточной Азии включали оценку потребности в природном газе для Китая по его четырём макроэкономическим регионам. Наряду с Прибрежным, особое внимание было уделено Центральному региону (в который входят провинции Хэнань, Шаньси, Хубэй, Аньхой, Хунань и Цзянси), поскольку наряду с северным регионом и районом Пекина, он является одним из наиболее перспективных потребителей трубопроводного газа из России. Предполагается, что к 2025 году потребление газа в этом регионе может возрасти с 32 млрд кубометров в 2017 году до 50–60 млрд кубометров к 2025 году, и 70–100 млрд кубометров – к 2035 году.
Китай, граничащий как с Россией, так и Монголией, является источником высоких темпов роста не только регионального рынка Северо-­Восточной Азии, но и всей мировой газовой отрасли. Несмотря на наличие крупнейших ресурсов так называемого «нетрадиционного газа», растущий спрос на газ потребует значительного увеличения его импорта в регион. Поставки в Китай сетевого газа из Восточной и Западной Сибири, в том числе и по транзитным маршрутам через территорию Монголии, могут рассматриваться как одни из наиболее надёжных и долговременных источников удовлетворения этого спроса, наряду с морским импортом СПГ.

Колонка на АЗС в Монголии
Источник: kagemusha / Depositphotos.com

Варианты обеспечения
потребности Монголии в газе

Монголия граничит только с Россией и Китаем, и не имеет выходов к морю. Любые варианты газификации этой страны на основе импорта географически ограничены по направлениям, а технологически – возможными сегментами вновь создаваемой международной газотранспортной системы, которые представлены технологиями сетевого и сжиженного газа.
Вследствие иммобильности трубопроводной инфраструктуры, ее высокой стоимости и длительных сроках окупаемости, возникает необходимость рассмотреть альтернативные варианты поставок газа в Монголию, например, СПГ. В настоящее время почти 20 % мощностей по производству СПГ Китая расположены в граничащем с Монголией автономным районом Внутренняя Монголия. Китай уже в 2018 году начал поставки сжиженного газа в Монголию. Несмотря на относительно низкие объемы, этот факт символизирует рождение газовой инфраструктуры Монголии.
При выборе базовой инфраструктуры для импорта газа в Монголию следует учитывать возрастающую конкуренцию на национальных и региональных рынках газа. Она является следствием не только развития технологий производства метана (в том числе из трудноизвлекаемых ресурсов и конверсии других природных энергоресурсов), транспорта и хранения СПГ, но также трансформации механизмов ценообразования на региональных и глобальных рынках. Поскольку процесс повышения конкуренции при формировании цен у потребителей на рынках Северо-­Восточной Азии идет высокими темпами, то его, безусловно, следует учитывать при рассмотрении вариантов поставок газа в Монголию [9].
Важны и политические аспекты строительства газотранспортной инфраструктуры. Россия, Китай и расположенная между ними Монголия будут энергетически взаимосвязаны. Монголия зависит от транзита угля через Китай и Россию, а Китай и Россия будут зависеть от транзита газа через Монголию. Это может способствовать снижению уровня транзитных рисков.

Инструментарий для оценки сравнительной эффективности вариантов развития газотранспортной инфраструктуры в регионе
Северо-­Восточной Азии

Как правило, для исследования процессов торговли энергоресурсами используются методы экономико-­математического моделирования и оптимизации развития технических систем производства и транспорта энергоносителей. В настоящее время имеется несколько известных моделей мирового рынка газа: модель Института экономики энергетики Университета Кёльна, модель Университета Райса (институт Бейкера), модель EIA, модель компании NEXANT, модель ИнЭИ РАН. Для России в ИСЭМ СО РАН разработана модель Единой системы газоснабжения [4, с. 131–144].
Достаточно полный обзор моделей газовых рынков выполнен в работах . Поскольку эти модели не являются общественным достоянием (хотя документация по ним находится в свободном доступе), то возможности их практического использования для целей настоящего исследования существенно ограничены. В связи с этим была разработана собственная производственно-­транспортная сетевая оптимизационная модель GEAR (Gas infrastructure in Eastern Asia Region). В этой модели описаны два сегмента газотранспортной инфраструктуры: сжатый, или сетевой газ, и сжиженный – СПГ. Представлены следующие объекты и связывающие их логистические маршруты (рисунок 1):
семь условных центров потребления – i) Пекин, ii) Харбин, iii) Ухань, iv) Гонконг (все – в Китае), v) Сеул (Корейский п-ов), vi) Токио (Япония), vii) Улан-­Батор (Монголия);
девять узлов добычи и экспорта сетевого газа на территории России и стран Азии: 1) Ковыктинский, 2) Чаяндинский, 3) Красноярский центр газодобычи в Эвенкии, 4) Западно-­Сибирский центр газодобычи, включающий месторождения на п-ве Ямал и в Обской губе, 5) шельф о. Сахалин, 6) восточная Туркмения, 7) Бирма (в т. ч. регазификационный терминал СПГ), 8) Персидский залив (совместно Катар и Иран), 9) АРВМ (в том числе производство СПГ);
пять логистических хабов – А) Чжунвэй (на маршруте магистрального газопровода Запад-­Восток в Китае, Нинься-­Хуэйский автономный район), Б) Хабаровск (на слиянии потоков газа по трубопроводам с Сибирской платформы и от месторождений шельфа о-ва Сахалин), В) Иркутск (на слиянии потоков газа с центров добычи на Сибирской платформе), Г) Новокузнецк (центр потребления на юге Западной Сибири, конечный пункт потоков газа с месторождений северных районов Тюменской области и Ямала), Д) камчатский хаб для перевалки СПГ, произведённого в арктических регионах России;
восемнадцать условных центров производства СПГ для морского транспорта и терминалов регазификации – A) Южный Сахалин, B) Владивосток, C) Катар/Иран, D) Бирма, E) Дапенг, F) Путянь, G) Тяньжень, H) Далянь, I) Инчон, J) Кавасаки, K) Китимат, L) Порт-­Артур (Техас), M) Папуа Новая Гвинея, N) восточное побережье Австралии (Гладстон), O) западное побережье Австралии (северо-­западный шельф), P) восточная Африка (шельф Мозамбика), Q) западная Африка (Нигерия), Y) Ямал.

Рис. 1.
Основные объекты газотранспортной инфраструктуры в Северо-­Восточной Азии


Масштабы потребления газа для всех рассматриваемых в модели центров потребления в странах Северо-­Восточной Азии, за исключением Монголии, рассчитаны как превышение прогнозной потребности над собственным производством, то есть как прогнозный объём импорта. Потребность возможного потребления природного газа для Монголии, на основе реалистичной оценки газа для 2025–2030 годов, принята в объёме 1,5 млрд кубометров.

Варианты международного сотрудничества в целях
газификации Монголии

Методически подход к количественному анализу эффективности кооперации основан на применении оценки снижения общей стоимости развития газотранспортной системы в Северо-­Восточной Азии. В данном случае эффект представляет собой снижение суммарных затрат на развитие газотранспортной системы, при котором каждый из участников трёхстороннего сотрудничества – Россия, Монголия и Китай – имеет максимально возможный экономический эффект при удовлетворении своих потребностей в газе. При этом предполагается, что все остальные акторы на рынке газа в регионе – Япония, оба корейских государства, а также экспортёры газа, не участвуют в сотрудничестве России, Китая и Монголии, целью которого является газификация Монголии.
При рассмотрении вариантов данного трёхстороннего сотрудничества сделано предположение о виде критериев его эффективности. Это предположение основано на интересах каждой из стран-­участниц. Интересы Монголии, очевидно, состоят в минимизации затрат на создание собственной системы газоснабжения и низкой стоимости обеспечения своих потребителей природным газом; интересы Китая, по-видимому, заключаются в минимизации стоимости импорта газа, и при возможности – в создании своего экспортного рынка газа в Монголии; для России же интерес связан с максимизацией рентного дохода от экспорта газа в страны Северо-­Восточной Азии.
Количественные оценки эффективности рассчитываются на базе рентных доходов от экспорта и стоимостных оценок импорта газа на основе уровней двой­ственных («теневых») цен, полученных в результате решения оптимизационной модели GEAR для соответствующего варианта развития газотранспортной инфраструктуры в регионе.
Рассматривались следующие варианты обеспечения газом перспективных потребителей в Монголии, основанные на создании центров автономного газоснабжения и комбинации традиционной трубопроводной системы газораспределения с технологиями СПГ:
производство газа в виде СПГ на основе собственных ресурсов и импортных технологий (трудноизвлекаемых запасов газа и/или метана угольных пластов, углехимия);
импорт СПГ из Китая железнодорожным транспортом;
импорт газа из Китая по трубопроводу;
импорт СПГ из России железнодорожным транспортом;
отвод от магистрального газопровода «Иркутск – Улан-­Батор – Пекин».
отвод к Улан-­Батору от магистрального газопровода, соединяющего Западно-­Сибирский центр газодобычи в России с системой газопроводов «Запад – Восток» в Китае.
Всего, применительно к сотрудничеству России, Монголии и Китая в целях создания системы газоснабжения Монголии, возможны четыре варианта создания коалиций для трёх акторов, которые приведены в таблице 2.

Таблица 2. Варианты сотрудничества России, Монголии и Китая для создания газоснабжающей системы Монголии (возможные коалиции акторов)


Первый вариант, представленный в таблице 2, описывает ситуацию отсутствия ­какого-либо сотрудничества, то есть вариант самообеспечения Монголии своих потребителей на основе собственных ресурсов. Несмотря на многолетние попытки, продвижения в этом направлении до недавнего времени было явно недостаточно, поэтому этот референтный вариант обозначен “Status Quo”, или “традиционно неизменный”. В этом варианте предполагается осуществить газификацию страны посредством внедрения технологий СПГ. Несмотря на то, что в основе такого варианта заложены уже отработанные в Китае технологии глубокой переработки угля, будем предполагать этот вариант независимым, имея в виду самостоятельность обеспечения потребности в газе Монголии за счёт собственных ресурсов первичной энергии.За нижнюю границу оценки стоимости газификации страны взята цена продажи СПГ с завода газификации угля в АРВМ  в декабре 2019 года, составившая примерно 400 долларов за 1 тысячу кубометров. В Монголии цена производства СПГ будет существенно выше за счёт импорта лицензированной технологии. Кроме того, возникнет необходимость обеспечения такого производства большим количеством воды, что представляет существенную дополнительную проблему в условиях засушливого климата страны.
Вариант двустороннего сотрудничества России и Монголии опирается лишь на возможность поставок СПГ, поскольку ранее проекты газификации Байкальского региона, не учитывающие подключение местных потребителей к экспортным газопроводам «Россия – Китай», были признаны неэффективными [7, с. 126].
Вариант двустороннего сотрудничества Монголии и Китая описывает возможности создания газотранспортной системы от города Баотоу (АРВМ) на основе одной из двух технологий – либо трубопроводных, либо СПГ.
В рамках двусторонних отношений Россия и Китай могут развивать газотранспортную инфраструктуру по экспорту газа из России в Китай. Рассматриваются варианты увеличения мощности газотранспортной системы «Сила Сибири», а также строительства магистрального трубопровода по югу байкальского региона с выходом в Китай в районе Забайкальска.
Кроме того, через территорию Монголии становится возможным строительство одной или двух международных газотранспортных систем, отвод от которых позволяет обеспечить все потребности страны в газе. Это газопровод от Иркутска до Пекина, через Улан-­Батор; и трубопровод «Сила Сибири‑2», которая соединяет юг Западной Сибири с западным хабом газотранспортной системы Китая в городе Чжунвэй.
При этом, во всех вариантах коалиций акторов, поставки СПГ из Росcии в Китай с заводов СПГ в Арктике (в первую очередь на полуострове Ямал) и в бассейне Охотского моря не ограничиваются.

Анализ вариантов
газификации Монголии

На основе решений модели GEAR для описанных вариантов сотрудничества России, Монголии и Китая был выполнен анализ вариантов газификации Монголии в условиях формирования конкурентного газового рынка. Суммарные затраты региональной газотранспортной системы в Северо-­Восточной Азии сокращаются при строительстве транзитного трубопровода «Иркутск – Улан-­Батор – Пекин». Однако данный эффект может быть реализован только при условии трёхстороннего сотрудничества между Россией, Китаем и Монголией. Сравнивая возможные варианты сотрудничества Монголии с Россией и Китаем с точки зрения интересов Монголии, отметим, что максимальное снижение стоимостных оценок для Улан-­Батора имеет место в случае строительства транзитного трубопровода из России в Китай через Монголию, рисунок 2.
Стоит отметить, что так называемые «теневые» или «узловые» цены (значения двой­ственных переменных задачи GEAR) зависят от наличия альтернативных маршрутов поставок газа, спроса на газ, а также от принятых численных значений стоимости добычи и транспорта газа. Кроме того, действительные рыночные цены формируются под воздействием множества факторов, в том числе не связанных напрямую с рынком газа, которые не отражаются в двой­ственных ценах модели. Анализируемые узловые цены представляют лишь один из элементов, характеризующих возможное состояние газового рынка этого региона.


Анализ варианта газификации Монголии, основанного на импорте газа из Китая, показывает, что поставки трубопроводного газа путем строительства ответвления от внутрикитайской системы трубопроводов «Запад – Восток» будут более эффективны по сравнению с импортом СПГ из АРВМ, учитывая удельные затраты на создание данной газотранспортной системы.
Вариант газификации Монголии на основе СПГ из России более предпочтителен по сравнению с импортом газа из Китая. Стоимостные оценки газа в Улан-­Баторе при импорте российского СПГ будут ниже аналогичного показателя для газа из Китая, вследствие более низкой стоимости газа на месторождениях Иркутского центра газодобычи и более короткого расстояния между производителем и центром потребления.
Поставки трубопроводного газа в Китай транзитом через территорию Монголии исключительно по маршруту «Новокузнецк – Тэс – Чжунвэй» не рассматривались, так как анализ результатов решений показал, что в этом случае удельные рентные доходы (разница между узловыми ценами и затратами по цепочке создания стоимости газа от производителя до потребителя, двой­ственные оценки задачи GEAR) при добыче газа на Ковыктинском и Чаяндинском месторождениях будут значительно ниже, чем в случае, когда имеется возможность поставок российского газа по обоим транзитным маршрутам из России в Китай по территории Монголии. Иными словами, наиболее рациональным вариантом для России является строительство двух магистральных газопроводов в Китай по территории Монголии – один с подачей газа Западно-­Сибирского центра в Чжунвэй, а второй – с переработанным газом Сибирской платформы по маршруту «Иркутская область – Монголия – Китай».

Заключение

К настоящему времени в Монголии сложились благоприятные предпосылки для газификации страны: экологические последствия от сжигания угля и выхлопов автомобильного транспорта в городах, особенности ресурсного потенциала страны, наличие общих границ с Россией, крупнейшим мировым экспортером газа, и Китаем, одним из крупнейших источников роста мирового газового рынка.
Выполнена оценка масштабов и возможных направлений газификации Монголии, которая включала в себя прогноз перспективной потребности в газе, моделирование создания системы газоснабжения Монголии как составной части регионального конкурентного газового рынка стран Северо-­Восточной Азии, анализ перспектив двух- и многостороннего сотрудничества России, Монголии и Китая, в том числе в форме строительства одного или нескольких магистральных газовых трубопроводов, проходящих транзитом по территории Монголии.
Выявлено, что в условиях формирования конкурентного газового рынка Северо-­Восточной Азии для газоснабжения Монголии имеются предпосылки для сотрудничества между Монголией, Россией и Китаем. Они основаны на снижении затрат на поставку газа при строительстве магистрального газопровода из Иркутского и Красноярского центров газодобычи в Китай через Монголию, а также магистрального газопровода от месторождений Западной Сибири к западному хабу системы газоснабжения Китая через западные районы Монголии. Данные предпосылки могут реализоваться при наличии соответствующих институтов многостороннего сотрудничества, созданных на основе взаимного интереса трех стран.

Использованные источники

  1. Стенников В.А., Батмунх С., Санеев Б.Г. Стратегические направления развития электроэнергетики Монголии. – Известия РАН. Энергетика. 2019. № 6. С. 51–65.
  2. Борисов Г.О. Взаимодействие энергосистем Монголии и России в рамках экономического коридора. Материалы VI Международной научно-­практической конференции «Социально-­экономическое развитие России и Монголии: проблемы и перспективы». Улан-­Удэ, 21–22 мая 2019. С. 50–55.
  3. Восточный вектор энергетической стратегии России /под редакцией Н.И. Воропая и Б.Г. Санеева. – Новосибирск: Гео, 2011. – 368 с.
  4. Илькевич Н.И. Многоуровневое моделирование развития систем газоснабжения / Илькевич Н.И., Дзюбина Т.В., Калинина Ж.В. – Новосибирск: Наука, 2014. – 217 с. URL: http://isem.irk.ru/upload/iblock/f2f/f2f8abf2f9c499a359aebd6abd12df6e.pdf.
  5. Воропай Н.И., Б.Г. Санеев, С. Батхуяг, Х. Энхжаргал Энергетическое сотрудничество Монголии и России: современное состояние и стратегические направления // Пространственная экономика. – 2013. – № 3. С. 108–122. URL: http://spatial-­economics.com/eng/images/spatial-­econimics/3_2013/SE.2013.3.108–122.Voropai.pdf.
  6. Энергетика XXI века: системы энергетики и управление ими / Отв. ред. Н.И. Воропай. – Новосибирск: Наука, 2004. – 364 с. URL: http://isem.irk.ru/upload/iblock/36a/36a8101dcbf57b52aa6f964f3c7832cb.pdf
  7. Топливно-­энергетический комплекс Байкальского региона: современное состояние, перспективы развития / Под ред. Б.Г. Санеева; Рос. акад. наук, Сибирское отд-ние, Ин-т систем энергетики им. Л.А. Мелентьева. – Новосибирск: Академическое изд-во “Гео”, 2015. – 176 с. URL: https://www.rfbr.ru/rffi/ru/books/o_1949468#119
  8. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Перспективы поставок природного газа России в страны Азиатско-­Тихоокеанского региона // Регион: экономика и социология. – 2008. – № 2. С. 307–323. URL: https://elibrary.ru/download/elibrary_10607145_57021157.pdf
  9. Санеев Б.Г., Попов С.П., Максакова Д.В. Институты ценообразования на газовом рынке Восточной Азии: значение и последствия для России // Газовая промышленость. – 2019. – № 5. С. 110–118.