CC BY
79
СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ РЕГИОНА
УДК 332.142.4
ЛОКАЛЬНЫЕ РЫНКИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ СЕВЕРО-КАВКАЗСКОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЙОНА: АНАЛИЗ, ПРОБЛЕМЫ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
Г. И. ПАНАЕДОВА, доктор экономических наук, профессор, проректор по научной работе E-mail: galma-idnk@mail. ru Институт Дружбы народов Кавказа, г. Ставрополь
Проведен анализ развития локальных рынков нефти и нефтепродуктов Северо-Кавказского экономического района, включающего десять субъектов РФ и относящегося к традиционным нефтедобывающим провинциям. Выполненное исследование показателей запасов, добычи, переработки, потребления, динамики цен и ценовой политики в регионах позволило выявить проблемы и предложить направления развития.
Ключевые слова: локальный рынок, нефть, нефтепродукты, запас, добыча, нефтеперерабатывающий завод, цена, топливо.
Актуальность исследования экономических аспектов развития локальных рынков нефти и нефтепродуктов субъектов Северо-Кавказского экономического района (СКЭР) обусловлена высокой значимостью владения нефтяными ресурсами в развитии экономики региона и залогом их успешного дальнейшего развития.
Северо-кавказский экономический район включает десять субъектов РФ: Республика Адыгея, Республика Дагестан, Республика Ингушетия, Кабардино-Балкарская Республика, Карачаево-Черкесская Республика; Краснодарский край; Ростовская область; Республика Северная Осетия - Алания; Ставропольский край; Чеченская Республика. Анализ проведен по следующим параметрам: добыча,
переработка, потребление нефти и нефтепродуктов, динамика цен на потребляемое топливо и ценовая политика в регионах СКЭР.
Исследование локальных рынков нефти Северо-Кавказского макрорегиона проведем на основе оценки запасов и ресурсов нефти СКЭР. Существуют различные классификации оценки запасов и ресурсов нефти, в задачу которых входит не только измерение объемов углеводородов, содержащихся в недрах, но также определение доли этих запасов, извлечение которых будет экономически оправданным с учетом существующих технологий, оборудования и норм по охране окружающей среды. По некоторым критериям оценка запасов нефти может различаться, поэтому далее приведена информация о существующих классификациях «черного золота».
Используемая в Российской Федерации временная классификация 2001 г. разработана на основе классификации запасов и ресурсов, принятой в СССР в начале 1980-х гг. Российская система значительно отличается от международных стандартов SPE-PRMS и SEC, основана исключительно на анализе геологических признаков и не учитывает экономические факторы разработки месторождений.
Наиболее распространенной в мировой нефтяной отрасли в настоящее время является система управления ресурсами и запасами углеводородов SPE-PRMS (Petroleum resources management system).
Применяемая в рамках данной системы классификация управления ресурсами и запасами углеводородов, разработанная в 1997 г. обществом инженеров-нефтяников (Societyof petroleum engineers - SPE) совместно с Мировым нефтяным конгрессом (World petroleum congress - WPC) и Американской ассоциацией геологов-нефтяников (American association of petroleum geologists - AAPG), в последующие годы была дополнена разъясняющими и вспомогательными документами, а в 2007 г. была принята новая редакция системы.
Стандарты SPE-PRMS не только оценивают вероятность присутствия нефти в месторождении, но и учитывают экономическую эффективность извлечения запасов. При определении эффективности учитываются такие факторы, как затраты на разведку и бурение, транспортировку, налоги, существующие цены на нефть и многие другие. По данной классификации запасы делятся на категории: доказанные, вероятные и возможные - в зависимости от оценки шансов их извлечения. По данной классификации вероятность добычи доказанных запасов равняется 90 %, вероятных - 50 %, возможных - 10 %.
По классификации SEC учитываются только доказанные запасы нефти, срок действия лицензии и история возобновления лицензий для данной компании, а также капитализация нефтяной компании.
Рассмотрим число месторождений нефти с запасами и число действующих скважин в субъектах СКЭР (табл. 1).
Анализ данных, представленных в табл. 1, показывает, что наибольшее число месторождений имеется в Краснодарском крае. В Ставропольском крае и Республике Дагестан их почти в два раза меньше, в Чеченской Республике в 3 раза меньше при практически одинаковом уровне добычи, что свидетельствует о разной степени выработанности месторождений и качестве нефти. В Ростовской области, республиках Ингушетия, Кабардино-Балкария, Северная Осетия — Алания находятся от 2 до 7 месторождений, в Республике Адыгея и Карачаево-Черкесской Республике они отсутствуют.
По доказанным запасам первый - Ставропольский край (83,61 млн т), второй — Краснодарский край (51,79 млн т), третья — Чеченская Республика (43,891 млн т), а наименьшие запасы — в Ростовской области. В остальных республиках доказанные запасы находятся в диапазоне от 3,3 до 9,9 млн т. По вероятным запасам лидирует Краснодарский край (183,02 млн т), а самые незначительные запасы находятся в Кабардино-Балкарской Республике (3,294 млн т). По возможным запасам лидером является Ставропольский край (129,12 млн т), а самыми незначительными возможными запасами
Таблица 1
Месторождения нефти с запасами и действующие скважины в субъектах СКЭР* в 2008-2010 гг.
Число Доказан- Вероят- Возмож- Число действующих Число вводимых новых
Субъект СКЭР место- ные запа- ные запа- ные запа- нефтяных скважин добывающих скважин
рождений сы нефти, млн т сы нефти, млн т сы нефти, млн т 2008 2009 2010 2008 2009 2010
Краснодарский край 74 51,79 183,02 82,06 1944 1698 1 518 2 0 4
Ростовская область 2 1,94 11,017 22,029 23 24 21 1 1 0
Ставропольский 48 83,61 20,68 129,12 314 304 332 0 0 0
край
Чеченская 22 43,891 15,7 83,104 233 200 199 1 0 0
Республика
Республика 7 9,64 8,04 37,28 547 509 598 0 0 0
Ингушетия
Кабардино- 5 6,647 3,294 13,039 43 41 46 0 0 0
Балкарская
Республика
Республика 37 9,914 18,288 94,203 100 101 105 1 0 0
Дагестан
Республика 4 3,357 13,4 7,697 66 68 71 2 1 1
Северная Осетия —
Алания
Всего... 199 210,789 273,439 468,532 3270 2945 2 890 7 2 5
* В Республике Адыгея и Карачаево-Черкесской Республике месторождения нефти отсутствуют.
обладает Республика Северная Осетия - Алания (7,697 млн т).
По числу скважин бесспорным лидером является Краснодарский край - 1 518, а минимальное число скважин имеется в Ростовской области - 21. Большое количество разведанных запасов свидетельствует о достаточном уровне работы геологоразведки.
В Республике Ингушетия имеется 598 нефтяных скважин, и добыча нефти составляет около 80 тыс. т нефти в год, при этом еще 9 лет назад добыча находилась на уровне 200 тыс. т в год. Причинами снижения добычи являются нерациональная эксплуатация имеющихся скважин и управленческие ошибки. Все месторождения находятся в завершающей стадии разработки, что обусловлено высокой обводненностью (до 85 %), значительным износом оборудования (до 77,5 %) и снижающейся добычей.
На территории Республики Дагестан находится 36 нефтеносных месторождений, из которых на 11 месторождениях выработанность составляет 75-98 %, на 19 - 35 - 80 %, на 6 - до 30 %. Показатели добычи по республике снижаются из-за высокой вы-работанности значительной части месторождений.
на территории Кабардино-Балкарской Республики имеется пять месторождений, относящихся к мелким, и потому добыча нефти в промышленных масштабах не ведется. С начала разработки всех месторождений добыча суммарно составила 5,133 млн т. В 2011 г. добыча не превысила 0,004 млн т при реальных нефтяных запасах на территории республики 3,2 млн т.
В Республике Северная Осетия - Алания из имеющихся четырех нефтеносных месторожде-
ний добыча ведется только на двух, поэтому для субъекта характерен низкий уровень добычи. В 2011 г. в республике завершился перевод фонда скважин на менее глубокую добычу нефти, так как бурение новых скважин на более низких горизонтах экономически нецелесообразно. В результате в низлежащих горизонтах остаются запасы нефти объемом в 217 тыс. т.
В Ростовской области открыто два месторождения с запасами нефти около 2 млн т, но добыча в промышленных масштабах не ведется. на территории Карачаево-Черкесской Республики нефтеносных месторождений не имеется, однако проведенные в 2006-2007 гг. геологические работы позволили оценить прогнозные ресурсы в 62,5 млн т.
В целом на локальных рынках нефти и нефтепродуктов регионов СКЭР добыча нефти ведется по принципу поддержания дебита, а не его наращивания, так как месторождения находятся в поздней стадии разработки.
Проведем более подробно анализ динамики добычи нефти на локальных рынках регионов СКЭР за 2006-2010 гг. (рис. 1).
Анализ данных, представленных на рис. 1, показывает, что уровень добычи нефти в субъектах СКЭР разный, при этом относительно высокую добычу ведут Ставропольский и Краснодарский края и Чеченская Республика. Малую добычу, но в промышленных масштабах ведут республики Ингушетия и Дагестан. В Кабардино-Балкарской Республике и Северной Осетии - Алании добычу в промышленных масштабах не ведут. В Чеченской Республике прирост добычи затруднен в связи с почти полным разрушением геолого-разведывательной структуры.
Рис. 1. Динамика добычи нефти по регионам СКЭР в 2006-2010 гг., млн т
Таблица 2
Показатели производства нефтепродуктов крупнейших нефтеперерабатывающих заводов регионов СКЭР в 2011 г.
Субъект РФ Нефтеперерабатывающий завод Год ввода в эксплуатацию Мощность по переработке, млн т Глубина переработки, %
Республика Дагестан «Каспий-1» 2000 0,30 67
Краснодарский край Туапсинский НПЗ 1929 4,51 53
Краснодарский край Афипский НПЗ 1964 4,10 51
Краснодарский край Краснодарский НПЗ 1911 2,20 53
Ростовская область Новошахтинский ЗНП 2009 2,50 65
Так, из 1 300 скважин добыча ведется менее чем на 200. В целом необходимо отметить, что на территории СКЭР добыча нефти ежегодно снижается в связи с выработанностью месторождений и фондов оборудования. Так как объемы добычи нефти на территории СКЭР недостаточны для удовлетворения потребностей экономики, в регионы поставляют нефтепродукты из других субъектов РФ.
Важным элементом инфраструктуры рынка нефти и нефтепродуктов является нефтеперерабатывающая промышленность, к которой относятся 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и 250 мини-заводов, имеющих суммарные мощности примерно 296 млн т (табл. 2). Однако из 27 НПЗ 20 были построены в середине XX в. и потому изношенность материальной базы отрасли составляет 75 %, что отрицательно сказывается на глубине переработки нефти. Среднее значение глубины переработки составляет по Российской Федерации 71,3 %, в США - 95 %.
Анализ данных, представленных в табл. 2, показывает, что на локальных рынках нефтепродуктов регионов СКЭР находятся пять НПЗ, из них четыре крупных и один небольшой. Крупные НПЗ, находящиеся на территории Краснодарского края, построены до революции и во времена СССР и имеют небольшую глубину переработки (51-53 %). Наиболее крупными из них по мощности являются Туапсинский НПЗ (4,51 млн т) и Афипский НПЗ (4,1 млн т), а вместе с Краснодарским НПЗ суммарно имеют мощность 10,8 млн т в год. Новошахтинский НПЗ, недавно построенный в Ростовской области, имеет глубину переработки 65 % и мощность 2,5 млн т. Нефтеперерабатывающий завод «Каспий-1» на территории Республики Дагестан имеет глубину переработки 67 % и мощность 300 тыс. т в год. На локальных рынках нефти и нефтепродуктов СКЭР не происходит значительного повышения активности НПЗ, что связано с изношенностью оборудования, отсутствием новейших технологий по переработке
нефти, низким качеством нефтепродуктов и высокой энергоемкостью производства.
На локальных рынках СКЭР также имеются многочисленные мини-НПЗ с годовой переработкой не более 30 тыс. т нефти в год и с глубиной переработки около 49 %, а также самодельные перегонные установки («самовары»), которые перерабатывают похищенную нефть, не оплачивая налоги в бюджет и поставляя некачественное топливо.
Следует отметить, что финансовые вложения в модернизацию морально и физически устаревших производств не делают их конкурентоспособными с передовыми западными фирмами по затратности производственного процесса, энергетическому обеспечению, системам управления производством и др., что в конечном итоге негативно сказывается на ценообразовании конечной продукции. Изменение прибыли в зависимости от глубины переработки нефти представлено на рис. 2.
одним из важнейших показателей, характеризующих уровень оценки технического состояния
45 -|
40--[5 -
35---
зо--п-"
25--й-'! -
20--1-И-■! -
15--ЦП-1--■!-
10---1--
5---1-м-
о -I-г!Ш-1—=-1--
□Неглубокая топливная схема □ Топливная схема с каталитическим крекингом и Глубокая топливная схема °Топливно(глубокая)-химическая схема
Рис. 2. Изменение прибыли в зависимости от глубины переработки нефти, млрд руб.
НПЗ, является индекс комплексности Нельсона (табл. 3).
Проведенный анализ показал, что в СКЭР проблема заключается не только в модернизации заводов, но и в необходимости закрытия многих мини-НПЗ, так как из-за стремления получить высокую прибыль последние снижают качество нефтепродуктов. Увеличение глубины переработки, повышение качества и объема выпускаемой продукции, рост рентабельности, прибыли, спроса на выпускаемую продукцию возможны с переходом на современные технологии.
Проведем анализ изменений цен на автомобильное топливо в СКЭР за 2007-2011 гг. (табл. 4).
Анализ данных, представленных в табл. 4, позволяет утверждать, что цены на топливо в регионах СКЭР имеют существенное различие. Самый дорогой бензин марки АИ-92 реализуется на терри-
Таблица 3
Индекс технического состояния нефтеперерабатывающих заводов (индекс комплексности Нельсона)
Страна, регион, завод Индекс Нельсона
Мир в целом 5,9
США 9,5
Европейский Союз 7,2
Гданьский НПЗ 9,8
«Зона Аугуста» (Сицилия, Италия) 9,3
Россия 4,7
«Уфане фтехим» 7,4
омский МПЗ 5,4
Хабаровский НПЗ 2,2
Краснодарский НПЗ 1,9
Туапсинский НПЗ 1,3
Афипский НПЗ 1,0
Таблица 4
Динамика изменений цен на автомобильное топливо в СКЭР за 2007-2011 гг., руб. /л
Регион Год Изменение в 2011 г. по отношению к 2007 г.
2007 2008 2009 2010 2011 Руб./л %
Автомобильные бензины марки АИ-92
Ставропольский край 19,1 21,4 19,3 22,8 25,8 6,7 35
Республика Ингушетия 18,9 23 21,9 22,5 26,5 7,6 40,2
Кабардино-Балкарская Республика 18,9 21,5 20,5 22,1 25,7 6,8 35,9
Карачаево-Черкесская Республика 18,8 21,6 20,7 21,9 25,6 6,8 36,1
Республика Дагестан 18,7 22,6 21 22,4 27,1 8,4 44,9
Чеченская Республика 20,9 24,9 21,5 24 26,9 6 28,7
Республика Северная осетия - Алания 18,8 22,5 21,5 22,1 25,7 6,9 36,7
Краснодарский край 20,1 23,1 19,25 22,54 25,9 5,8 28,8
Ростовская область 19,2 22,1 17,99 22,70 26 6,8 35,4
Автомобильные бензины марки А-76
Ставропольский край 16,6 18,8 15,8 19,6 22,9 6,3 37,9
Республика Ингушетия 16,7 20,3 19,5 20,3 23,1 6,4 38,3
Кабардино-Балкарская Республика 16,2 18,4 17,6 19,7 22,8 6,6 40,7
Карачаево-Черкесская Республика 16,3 18,9 18,1 19,8 22,8 6,5 39,8
Республика Дагестан 15,9 19,3 15,3 20 23 7,1 44,6
Чеченская Республика 17,8 20,8 17,9 21,7 23,9 6,1 34,2
Республика Северная осетия - Алания 16,5 18,3 17,5 19,6 22,7 6,2 37,5
Краснодарский край 16,5 18,8 15,98 18,72 23 6,5 39,3
Ростовская область 15,8 18,3 14,95 18,89 23,1 7,3 46,2
Дизельное топливо
Ставропольский край 17,5 21,7 19,4 20,2 25,5 8 45,7
Республика Ингушетия 16,9 18,1 19 18,9 23,5 6,6 39
Кабардино-Балкарская Республика 17,3 18,7 20 18,1 26,1 8,8 50,8
Карачаево-Черкесская Республика 17,4 19,8 18,5 19 26,4 9 51,7
Республика Дагестан 17,2 21,2 19,4 20,5 24,7 7,5 43,6
Чеченская Республика 19,1 23 20,9 20 24,1 5 26,1
Республика Северная осетия - Алания 17,9 18,5 20 19 24,8 6,9 38,5
Краснодарский край 18 21,3 19,34 18,05 25,6 7,6 42,2
Ростовская область 16,8 20,2 17,97 18,80 25,7 8,9 52,9
тории Республики Дагестан, второй по дороговизне регион — Чеченская Республика. Минимальная цена зарегистрирована в Карачаево-Черкесской и Кабардино-Балкарской республиках. Максимальный рост цен за 2007—2011 гг. зарегистрирован в Республике Дагестан (44,9 %), а минимальный (28,7 %) — в Чеченской Республике, что позволяет констатировать постоянно высокую цену вне зависимости от экономической ситуации.
При рассмотрении цены бензина марки А-76 следует отметить максимальную цену в Чеченской Республике - 23,9 руб., минимальную — в Республике Северная Осетия — Алания - 22,7 руб. При этом наивысший рост цен зарегистрирован в Республике Дагестан (на 44,6 %), минимальный — в Чеченской Республике (на 34,2 %).
В ценах на дизельное топливо максимальная цена зарегистрирована в Карачаево-Черкесской Республике, а минимальная — в Республике Ингушетия. Максимальное повышение цены за исследуемый период зарегистрировано в Ростовской области (на 52,9 %), а минимальное — в Чеченской Республике (на 26,1 %). В целом в регионах СКЭР разница в цене на дизельное топливо составила 12,3 %.
Данные, представленные в табл. 4, являются среднегодовыми, так как цена меняется до 30 % в зависимости от времени года и начала сезона полевых работ. Также значительная разница в цене на топливо связана с географическими особенностями региона, его нестабильностью, проводимой государственной политикой, степенью развитости экономики и инфраструктуры.
Важным показателем, влияющим на рост ВВП и уровень жизни населения, является объем потребления топлива, так как наибольшую выгоду получают те регионы, которые потребляют нефтепродукты, а не продают их.
Анализ потребления топлива по регионам СКЭР показывает, что потребление практически отражает экономическую развитость регионов. Самыми крупными потребителями топлива в 2011 г. были более экономически развитые Краснодарский край (27 %) и Ростовская область (23 %), на долю которых приходится 50 % общего потребления топлива в СКЭР.
Далее по уровню потребления идут Ставропольский край (17 %), Республика Дагестан (12 %). Менее всего потребляют Чеченская Республика (7 %), Республика Северная Осетия — Алания (4 %), Кабардино-Балкарская Республика (5 %), Республи-
ка Ингушетия (3 %), Карачаево-Черкесская Республика (2 %). В целом по стране за последние годы внутри страны потребляется около 25 % добываемой нефти и продуктов ее переработки, в то время как ранее потребление составляло 75 % добываемой нефти, а экспорт — 25 %.
При исследовании потребления автомобильного топлива по СКЭР в 2011 г. выявлено, что больше половины потребления топлива приходится на большие города. Так, в Краснодарском крае — это города Краснодар (38,3 %), Сочи (20,2 %), Новороссийск (10,8 %); в Ростовской области - Ростов-на-Дону (51,1 %), Таганрог (17,4 %), Шахты (11,6 %); в Ставропольском крае - Ставрополь (36 %), Минеральные Воды (19,4 %), Пятигорск (10,1 %); в Чеченской Республике - Грозный (59 %), Гудермес (7,3 %); в Республике Северная Осетия — Алания - Владикавказ (69,2 %), Моздок (8,9 %), Беслан (8,1 %); в Карачаево-Черкесской Республике - Черкесск (38,4 %), Усть-Джегута (13,2 %), Карачаевск (10,6 %); в Кабардино-Балкарской Республике - Нальчик (36,9 %), Прохладный (11,7 %), Баксан (7,2 %); в Республике Дагестан - Махачкала (44,3 %), Хасавюрт (13,3 %), Дербент (10,9 %); в Республике Ингушетия - Назрань (38,4 %), станица Орджоникидзевская (16,6 %).
Рассматривая планы развития локальных рынков нефти и нефтепродуктов СКЭР, следует отметить, что в Республике Ингушетия планируют к 2015 г. освоить 4 млрд руб. инвестиций на реконструкцию и восстановление нефтяного комплекса региона с планируемым дебитом 170 тыс. т в год.
В Чеченской Республике запланировано строительство до 2014 г. нефтеперерабатывающего завода мощностью 1 млн т в год и с глубиной переработки до 85 %. Выход на проектную мощность Грозненского НПЗ планируется через 5—6 лет, с трудоустройством на стадии строительства 1,5—2,0 тыс. чел. и около 1 тыс. — после пуска завода. Также появится возможность расконсервации скважин и увеличения добычи до 2 млн т. По мнению экспертов, именно строительство нового НПЗ является главным проектом для республики и отправной точкой экономического роста в ближайшие годы.
Проведенный сравнительный анализ локальных рынков нефти и нефтепродуктов СКЭР позволяет отметить, что имеющиеся проблемы охватывают весь цикл и затрагивают добычу, переработку и реализацию. Развитие локальных рынков нефтепродуктов и строительство крупных нефтеперераба-
тывающих мощностей осложняются политической обстановкой и нестабильностью региона, высокой коррумпированностью, неразвитой инфраструктурой и довольно низкими показателями уровня добычи.
Большой проблемой является активное строительство мини-НПЗ («самоваров» и «керосинок») в СКЭР (по данным Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, в стране имеется 182 таких завода). Проблема заключается в том, что мини-НПЗ имеют гораздо меньшую мощность по сравнению с обычными НПЗ -от 5 тыс. до 1 млн т сырья в год и, как правило, используют упрощенную технологию производства. Отсутствие на этих заводах вторичных процессов глубокой переработки нефти не может обеспечивать качество выпускаемой ими продукции в соответствии с требованиями.
Проблема осложняется и тем, что с 2006 г. нефтепереработка выведена из перечня видов деятельности, подлежащих лицензированию в соответствии с Федеральным законом от 08.08.2001 № 128-ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности». В связи с этим нарушена система контроля за обеспеченностью вновь создаваемых нефтеперерабатывающих производств достаточным набором технологических процессов, гарантирующих выпуск качественной, конкурентоспособной продукции, экологическую и техническую безопасность производства.
Однако, несмотря на имеющиеся проблемы на локальных рынках нефти и нефтепродуктов, в регионах СКЭР проводятся геологоразведочные работы, закупается новое противокоррозионное оборудование, осуществляются мероприятия по повышению качества поставляемого топлива. Повышение эффективности нефтяного рынка невозможно без инноваций в бурении, добыче, увеличения коэффициента извлечения полезных ископаемых. Осуществление инноваций заключается не только в своевременном использовании новых знаний, но и в своевременном отказе от устаревших технологий. Применительно к регионам СКЭР, где большинство скважин малодебитные, необходимы инновационные технологии для их разработки, а также предоставление предприятиям, занятым добычей и переработкой нефти, льгот как для малых предприятий.
Для перерабатывающего сегмента локальных рынков необходима разработка налоговых мероп-
риятий, стимулирующих производство качественных видов топлива и продуктов нефтехимии и препятствующих производству нефтепродуктов, не соответствующих уровню мирового качества.
Список литературы
1. База данных экономической статистики о странах мира, рынках и компаниях. URL: www. statinfo. biz.
2. Брагинский О. Б. Нефтехимический комплекс мира. М.: Академия, 2010.
3. Жуков Е. А. Нефть и экономика // Экономика и ТЭК сегодня. 2011. № 15.
4. Коржубаев А. Г., ЭдерЛ. В., Проворная И. В. Нефтеперерабатывающая промышленность России: тенденции, угрозы, перспективы // Бурение и нефть. 2012. № 1.
5. Липина С. А. Стратегические приоритеты социально-экономического развития республик Северного Кавказа. Пути и методы их достижения. М.: УРСС, 2010.
6. Пусенкова Н. Н. Государство в нефтяной отрасли. Эффективны ли национальные нефтяные компании? // ЭКО. 2010. № 9.
7. Сайт «Tvernedra. ru. Месторождения, карьеры России». URL: www. tvernedra. ru.
8. Сайт «Цены на бензин и карта АЗС России». URL: www. benzin-price. ru.
9. Сайт информационно-аналитического центра «Минерал». URL: www. mineral. ru.
10. Северный Кавказ. Модернизационный вызов / под ред. П. М. Стародубровской. М.: Дело, 2011.
11. Сильвестров Л. К. Мировые запасы нефти и коэффициенты ее извлечения // Энергия: экономика, техника, экология. 2008. № 10. С. 30-34.
12. Симония Н. А. Глобальный финансовый кризис и мировой нефтегазовый сектор // Мировая экономика и международные отношения. 2009. № 4. С. 13-21.
13. Социально-экономическое положение Северо-Кавказского федерального округа. 2011: стат. сб. М.: Росстат, 2011.
14. Стратегия социально-экономического развития Северо-Кавказского федерального округа до 2025 года: утверждена распоряжением Правительства РФ от 06.09.2010 № 1485-р. URL: http:// xn-80aealotwbjpid2k. xn-p1ai/gov/results/12423.
15. Тарасюк В.М. Инвестиционный потенциал нефтеперерабатывающей отрасли // Бурение и нефть. 2011. № 11.
