Известно, что «Газпром» заранее предупредил РАО «ЕЭС России» о снижении объемов поставок газа электростанциям на 12,2 млрд. куб. м в 2000 г., на 20 млрд. — в 2001 г. и на 30 млрд. куб. м — в 2002 г. В свою очередь, в РАО «ЕЭС России» при 4-процентном годовом приросте электропотребления предвидят угрозу возникновения в 2003-2005 гг. дефицита генерирующих мощностей. Нехватка газа для электростанций и необходимость замещения его другими энергоресурсами, либо сдерживания растущего электропотребления – первый грозный симптом надвигающегося энергетического кризиса, преодоление которого потребует существенного изменения территориально-производственной структуры ТЭК и энергетической политики в целом. Одной из главных причин сложившейся предкризисной ситуации в нефтегазовом комплексе является чрезвычайно неудовлетворительное состояние сырьевой базы и производственных фондов. В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли: основные нефтегазовые провинции – в Западной Сибири и Урало-Поволжье – находятся на поздних стадиях разработки: выработка запасов на действующих месторождениях достигла 54% и добыча там падает, т.к. доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55-60% и продолжает расти. Ресурсный потенциал «новых» нефтегазоносных провинций Тимано-Печерского региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока в несколько раз меньше, чем «старых», и освоение их будет высокозатратным. Неудовлетворительно состояние транспортных коммуникаций. В нефтяной промышленности свыше 20 лет эксплуатируется около 70% магистральных нефтепроводов (от их общей протяженности). Особо неблагополучная ситуация сложилась в нефтепереработке как из-за территориального размещения мощностей НПЗ, так и состояния ее основных фондов. Глубина переработки нефти в среднем по отрасли составляет всего лишь около 65%, в то время как во всем мире она достигает 80-90%. Износ основных фондов НПЗ приближается к 80%. В газовой промышленности базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны: Медвежье – на 78%, Уренгойское (сеноман) – на 67%, Ямбургское (сеноман) – на 46%. В 2000 году на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, получено свыше 85% газа. В 2020 г. в целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях ожидается в размере 140 млрд. куб. м, при этом для 70% потребуется освоение новых районов. Весьма неудовлетворительная ситуация сложилась в газотранспортной системе России, наиболее интенсивно развивавшейся в период с 1975-го по 1985 год. К настоящему времени 13% газопроводов эксплуатируется свыше 30 лет, 20% – от 20 до 30 лет, 34% — от 10 до 20 лет. Но за последние 10 лет ввод в действие новых магистральных газопроводов и отводов от них сократился почти в 10 раз: если в 1990 г. было построено около 4 тыс. км газопроводов, то в 1998 г. – лишь 450 км. Требует замены парк установленных на компрессорных станциях газоперекачивающих агрегатов. При проектном моторесурсе 15-17 лет 15% мощностей ГПА эксплуатируются более 25 лет. Их парк на 85% представлен газотурбинными установками, до 30% которых морально и физически устарели.
За последнее десятилетие существенно снизились – соответственно на 30 и 64% – объемы переработки природного и попутного газа.
Нефтяная и газовая отрасли Относительная балансовая стоимость основных фондов в нефтяной и газовой промышленности снизилась к началу 2000 г. до 16,6% от основных фондов промышленности России. Снижение доли указанных отраслей вызвано снижением балансовой стоимости основных фондов газовой отрасли. Основные фонды предприятий нефте- и газодобывающей отраслей составили на конец 1999 г. соответственно 461 397 и 38 282 млн. руб., нефтеперерабатывающей отрасли 7 364 млн. руб., а предприятий трубопроводного транспорта – 139 696 млн. руб. Износ основных фондов достиг в нефтедобывающей отрасли 55,2%, в нефтеперерабатывающей отрасли –59,8%, в газовой отрасли –22,8%, в целом по промышленности –51,9%. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин за период 1992-1999 гг. сократился в стране с 147 тыс. до 132 тыс. единиц. Из них по состоянию на 1 января 2000 г. неработающих оказалось 33 тыс., или около четверти от эксплуатационного фонда. За 1996-1999 гг. для удержания добычи нефти на уровне 300 млн. т требовалось пробурить 58,6 млн. м скважин, а пробурено 23,8 млн. м. Поэтому вместо необходимых 22,6 тыс. нефтяных скважин было введено в эксплуатацию всего 10,9 тыс., то есть вдвое меньше. Естественно, что в 2000 г. отставание по эксплуатационному бурению ликвидировать не удалось, прежде всего из-за отсутствия необходимых бурильных мощностей и инвестиций. По экспертной оценке, существующие мощности бурильного парка могут обеспечить в лучшем случае проходку 10 млн. м скважин в год. То, что значительная часть фонда скважин простаивает, привело к разбалансированию систем разработки месторождений и выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете все это порождает потери (конечная нефтеотдача может уменьшиться на 5-7%, что при сегодняшнем объеме вовлеченных в разработку запасов нефти и текущих ценах на мировых спотовых рынках эквивалентно 65-80 млрд. долл.) и является грубейшим нарушением Закона «О недрах» в части рационального их использования. Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих путем их консервации – низкий дебит нефти и высокая обводненность, делающие их эксплуатацию для компаний убыточной при действующей налоговой системе, которая ориентирована на налогообложение высокодебитных месторождений с высокой долей горной ренты в цене. Она не является гибкой и поэтому не учитывает увеличения издержек добычи по мере уменьшения дебита скважин, роста их обводненности, а значит, и резкого сокращения доли ренты в цене. Отсутствие средств у предприятий и «почтенный» возраст эксплуатируемого оборудования приводят к повышенной аварийности, прежде всего на внутрипромысловых нефтепроводах, где ежедневно происходит 75-80 прорывов, из них более 50 – на коллекторах. Силами строительных подразделений ОАО «Транснефть» ежегодно ремонтируется 1,4 тыс. км магистральных нефтепроводов при общей их протяженности в 47 тыс. км. Средняя стоимость ремонта составляет 140-150 тыс. долл./км. Для ремонтно-восстановительных работ всех эксплуатируемых нефтепроводов требуется около 6,5 млрд. долл., причем свыше 300 магистральных насосов (около 20%) требуют незамедлительной замены. Как отмечалось, износ основных фондов в нефтепереработке приблизился к 80%, что чревато угрозой техногенных катастроф, ибо НПЗ несут в себе большую химическую, пожарную и экологическую опасность, и от аварий спасают пока высокая культура производства и высококвалифицированные кадры. Сегодня отсутствует четкая стратегия модернизации и технического перевооружения отечественной нефтепереработки, а то, что намечалось федеральной целевой программой «Топливо и энергия», не выполнено. За время ее «действия» с 1996-го по 1999 г. из предусмотренных 38 новых установок нефтепереработки введено только 8, а достижение намечавшейся среднеотраслевой глубины переработки в 75% теперь откладывается на 10 лет. Необходимо подчеркнуть, несмотря на острую необходимость модернизации и технологического развития нефтепереработки, из инвестиций, реализованных в 1999 г. в нефтяном комплексе, в нее было направлено лишь 8,5%. Ее углубление является принципиально важным направлением решения застаревшей проблемы отставания в этой сфере от мировых стандартов. Для этого необходимо увеличить в технологиях доли гидроочистки, алкилирования, изомеризации, каталитической депарафинизации и других вторичных процессов. В настоящее время загрузка сырьем мощностей по первичной переработке нефти составляет 58,8%. Эти мощности создавались в эпоху «большой нефти», эксплуатация их при низком коэффициенте использования неэффективна, ведет к перерасходу энергоресурсов, сырья и катализаторов. Физически и морально устаревшие установки должны выводиться из эксплуатации, причем некоторые нефтеперерабатывающие заводы целесообразно вообще закрыть. Новым направлением должно стать внедрение малогабаритных модульных установок для первичной переработки нефти и газового конденсата, каталитического гидрокрекинга, облагораживания бензина с максимальным приближением производства нефтепродуктов к потребителям и экспортным терминалам. Проведенные исследования показывают целесообразность строительства семи новых НПЗ общей мощностью 21-29 млн. т нефти в регионах с большим потреблением топлива и вблизи экспортных терминалов, реконструкции шести заводов с уменьшенной мощностью и сохранения объемов переработки на уровне 1994 г. на 14 действующих заводах. Реализация этой стратегии позволит значительно сократить транспортировку нефтепродуктов к рынкам сбыта, повысить их качество и увеличить экспорт морским транспортом. Несмотря на огромные доходы – чистая прибыль, например, по итогам 1999 г. превысила 9 млрд. долл., – производственные инвестиции российских интегрированных нефтяных компаний составили в том году менее 3 млрд. долл. Тем не менее за последние 2-3 года произошло существенное увеличение инвестиций как по отрасли в целом, так и в отдельных компаниях. Причем фактические инвестиции превышают отчетные данные о них в связи с широким использованием схем финансирования капитальных вложений, отражаемых в отчетности лишь частично (лизинг и др.). Потребности нефтяных компаний России в инвестициях оцениваются в 20 млрд. долл. в год. При анализе вариантов увеличения мощностей по добыче нефти решающим фактором является конъюнктура, складывающаяся на мировом нефтяном рынке, и прогнозируемые на нем цены на нефтересурсы. При оценке целесообразности увеличения мощностей по добыче нефти, обеспечивающих рост поставок на экспорт, необходимо исходить из удельных капитальных вложений, требующихся на ввод единицы новых мощностей, в размере не менее 25-35 долл./барель, а также эксплуатационных издержек на добычу и транспортировку нефти в 10,5-13,5 долл./барель. При таких размерах удельных капитальных вложений и эксплуатационных затрат инвестирование роста экспортных нефтяных поставок сохраняет экономическое преимущество перед капитальными вложениями в другие сектора российской экономики лишь при мировых ценах более 18-20 долл./барель. Объем полностью амортизированных фондов на конец 1999г. составил 22% в нефтедобывающей отрасли, 39% в нефтеперерабатывающей и 11% в газовой отрасли. Объем введенных в 1999 г. новых фондов составил 33% от полностью амортизированных фондов в нефтедобыче, 13% – в нефтепереработке, 165% – в газовой отрасли. Для создания фондов собственного пользования в указанных отраслях было выделено 85-96% начисленной амортизации. Стоимость введенных новых фондов превысила амортизационные отчисления на 50% в нефтедобывающей отрасли, на 80% – в нефтеперерабатывающей, на 127% – в газовой отрасли. В суммарной стоимости незавершенного строительства доля объектов, сооружаемых для собственного пользования или на продажу, по уже заключенным договорам (сокращению «для собственного пользования») составила в нефтедобывающей отрасли 55,3%, в нефтеперерабатывающей – 80,2%, в газовой отрасли –12,4%. Следовательно, в отраслях с наименьшим износом минимальна и доля затрат на сооружение объектов для собственного пользования. Капитальные вложения на сооружение таких объектов составили 20% от полностью амортизированных фондов в нефтедобывающей отрасли, 30% — в нефтеперерабатывающей отрасли, 143% -в газовой отрасли. Указанные данные свидетельствуют о высокой степени вероятности того, что в ближайшие годы износ основных фондов в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях будет возрастать, а в газовой отрасли снижаться. В газовой отрасли высока балансовая стоимость основных фондов по неосновным видам деятельности: производство товаров и оказание услуг в сельском и жилищном хозяйстве (30%). В нефтедобывающей отрасли этот показатель составил 9,3%, в нефтеперерабатывающей отрасли — 7,5%. Следовательно, в отраслях с наименьшим износом стоимость фондов по неосновным видам деятельности максимальна. Государственный сектор составляет от 0,8 до 10,6% в балансовой стоимости отраслей. Доля введенных новых фондов в государственном секторе составляет 0,4 –19,1% от суммарных новых вводов. Износ фондов в государственном секторе нефтедобывающих отраслей на 8 пунктов выше, чем в среднем по отрасли. В настоящее время при резком увеличении цен на мировом нефтяном рынке, первоочередными являются вложения, обеспечивающие ввод в эксплуатацию бездействующих скважин и увеличение их производительности. Реструктуризация и модернизация нефтеперерабатывающей промышленности является принципиально важным направлением решения застаревшей проблемы отставания в этой сфере от мировых стандартов. Намечаемое строительство 5-7 новых НПЗ потребует не менее 6-7 млрд. долл., а для реконструкции и строительства новых мощностей глубокой переработки мазута на действующих заводах понадобится еще около 13 млрд. долл. до 2011 г. Необходимо подчеркнуть, что лишь для поддержания существующего уровня мощностей ТЭК, то есть обеспечения простого воспроизводства, в ближайшие пять лет потребуется более 60 млрд. долл., в том числе на поддержание мощностей нефтегазового комплекса – около 40 млрд. долл. Итак, приведенный анализ позволяет сделать следующие выводы: – наилучшие показатели по обновлению основных фондов имеет газовая отрасль, а наихудшие нефтеперерабатывающая; – тенденции по увеличению степени износа основных фондов в нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей отраслях в ближайшие годы сохранятся; – в газовой отрасли имеются резервы по увеличению капвложений на развитие без увеличения тарифов на газ, о чем свидетельствует значительное отвлечение капвложений на сооружение объектов несобственного пользования и для неосновной деятельности;
– в нефтеперерабатывающей отрасли необходима корректировка государственного регулирования для увеличения объемов вводов новых фондов.
Электроэнергетика Основные фонды электростанций составляют 47% стоимости основных фондов РАО «ЕЭС России», из них 39% относятся к ТЭС и 8% — к ГЭС. Износ электростанций достиг почти 70% и опережает износ других основных производственных фондов энергохолдинга. Причины нарастающего старения генерирующих мощностей электростанций вызваны массовым вводом мощностей в 50 –60-е годы и соответствующей выработкой ими своего ресурса к 90-м годам, замедленными по отношению к нормативам темпами списания физически изношенных фондов, а также снижением инвестиций в электроэнергетику и сокращением амортизационных отчислений как основного источника финансирования простого производства. Нормативный цикл службы турбин составляет в среднем 27 лет, но оборудование Череповецкой ГРЭС работает уже 40 лет, Волгоградской ГРЭС — около 55 лет, оборудование на станциях АО «Воронежэнерго» работает в среднем 39 лет, «Янтарьэнерго» — 52 года и т.д. Темпы износа основных фондов электростанций постоянно опережают их восстановление со все более возрастающим разрывом между ними. Коэффициент износа основных фондов ТЭС колеблется по АО-энерго от 29% («Чукотэнерго») до 80% («Ярэнерго»). Такие колебания объясняются инфляционными всплесками, запаздыванием переоценки, высокой стоимостью вновь вводимых фондов, «стоимостная» доля которых во много раз превышает «физическую», некоторой неопределенностью учета затрат на модернизацию и реконструкцию в балансовой и остаточной стоимости основных фондов. В целом же по электростанциям РАО «ЕЭС России» изношенность основных фондов в 1999г. составила 50% против 43% в 1995г., в том числе по машинам и оборудованию 67% против 61%. По ряду причин (минимизация налоговых платежей, невключение регулирующими органами в тарифы достаточного объема прибыли и др.) часть работ по техперевооружению и реконструкции оформляются как ремонтные , без увеличения амортизационных отчислений ( по оценке, это около 50% к объемам «правильно оформленного» техперевооружения и реконструкции). Однако в силу незначительности доли ремонтных работ, подменяющих техперевооружение, по отношению к суммарным потребностям в новом капитальном строительстве и реконструкции (оценочно не более 15%), такие ремонтные работы являются «латанием дыр» и ни в коей мере не компенсируют необходимые инвестиционные потребности. Весьма распространенной является ситуация, при которой износ оборудования начисляется до нулевой остаточной стоимости, однако после этого оно не демонтируется. Это объясняется в основном двумя причинами: из-за отсутствия достаточных финансовых средств нечем заменить изношенное оборудование; оборудование с нулевой остаточной стоимостью сохраняет свою работоспособность отчасти за счет ремонтов. Так, в 1999 г. стоимость списанных фондов на электростанциях, по которым амортизация уже начислялась, составила 52,4 млрд. руб., или 17%, а демонтировали их всего на 2,8 млрд. руб. (520,5 МВт). Коэффициенты обновления и выбытия генерирующих мощностей имеют низкие значения и будут продолжать снижаться. (Коэффициенты обновления и выбытия определяются как отношение ввода новых и ликвидированных основных фондов к среднегодовой стоимости фондов.) Так, коэффициент обновления основных фондов ТЭС уменьшился за четыре года в 3,9 раза (1,18 в 1999 г. против 4,62 в 1995г.), на ГЭС –в 23,3 раза(!) (соответственно 0,03 против 0,7), а коэффициент выбытия фондов ТЭС уменьшился в 7,2 раза (0,09 в 1999г. против 0,65 в 1995г.). Модернизация основных фондов электростанций характеризуется низкими значениями (менее 1) коэффициента обновления. Низкие коэффициенты обновления и выбытия основных фондов электростанций свидетельствуют о том, что увеличение стоимости основных фондов (в 1999 г. к 1995 г. в 3 раза) происходит в основном за счет их переоценки, а не за счет новых вводов. Каждые 5 лет объемы вводов генерирующих мощностей в России снижались вдвое. В то же время ситуация с выводом оборудования из эксплуатации с его демонтажом выглядела следующим образом. В 1986 —1990 гг. критического старения оборудования еще не наблюдалось, что объясняет относительно невысокие объемы его демонтажа. В 1991 –1995 гг. на фоне падения электропотребления в стране, когда не было особой необходимости эксплуатировать изношенные мощности и про- грессирующего старения оборудования появилась устойчивая тенденция к росту вывода оборудования из эксплуатации для демонтажа. Однако в последние годы из-за невозможности адекватной замены стареющего оборудования вследствие ухудшения финансового состояния энергопредприятий и растущего при этом энергопотребления вывод оборудования из эксплуатации и его демонтаж стали сдерживаться. Между тем объем устаревшего оборудования, выработавшего свой проектный ресурс и требующего замены, реконструкции и модернизации, существенно вырос. К 2000 г. достигли предельной наработки 36,4 млн. кВт генерирующих мощностей, или 18% суммарной мощности электростанций России. К 2005 г. выработает свой проектный ресурс оборудование тепловых электростанций суммарной мощностью 47,6 млн. кВт, к 2010 г. –71,3 млн. кВт, к 2015 г. –100 млн. кВт. К 2005 г. предельного срока службы достигнут агрегаты ГЭС общей мощностью 26,7 млн. кВт, к 2010 г. эта мощность возрастет до 34 млн. кВт. В перспективе ситуация со старением основного энергетического оборудования будет ухудшаться. К 2010 г. более 50% действующего в настоящее время оборудования выработает свой ресурс, а к 2020 г. – свыше 80%. Причем нарастание объемов оборудования электростанций, вырабатывающего парковый ресурс, намного превышает темпы вывода его из работы и обновления. В настоящее время для замещения выбывающих мощностей с учетом роста энергопотребления должно ежегодно вводиться не менее 5 – 6 млн. кВт в год (против вводимых в последние годы 1,2 млн. кВт в год), а с 2005 г. – по 7-8 млн. кВт. Аналогичная ситуация с износом и демонтажом оборудования сложилась и в сетевом энергохозяйстве. Следует отметить, что имеется принципиальная разница в изношенности высоковольтных ЛЭП, находящихся на балансе и в эксплуатации предприятий межсистемных электросетей РАО «ЕЭС России», и низковольтных распределительных линий в АО-энерго, имеющих высокую степень физического износа. Протяженность последних составляет 1,9 млн. км из 2,4 млн. км всех линий холдинга, а именно они определяют надежность энергоснабжения коммунально-бытового сектора. Данные, характеризующие их физическое состояние, приведены в таблице (данные «ОРГРЭС»). К непригодным для эксплуатации сетям относятся те из них, которые содержат критическое по условиям работоспособности число элементов на 1 км линий, но чуть более лучшие «неудовлетворительные» и «непригодные» сети продолжают эксплуатироваться. Эти линии строились в основном на деревянных опорах, срок службы которых, обусловленный существующими в России пропиточными материалами, не превышает 25–30 лет. По экспертным оценкам, более 70% средств из инвестиционных потребностей сетевого хозяйства необходимо направить на замену низковольтных сетей и соответствующего оборудования. Значительно более благополучна ситуация с состоянием высоковольтных сетей, начиная от 110 кВ и выше, что объясняется продолжительным сроком службы ЛЭП на металлических и железобетонных опорах, их относительно невысокой протяженностью по сравнению с низковольтными распредсетями и удовлетворительным уровнем ремонтных работ. Высоковольтное сетевое хозяйство РАО «ЕЭС России» не демонтируется по этим причинам, а вывод из эксплуатации непригодных низковольтных распредсетей сдерживается отсутствием финансовых средств для нового строительства и растущим энергопотреблением в стране. Итак в «генерации» и сетевом хозяйстве холдинга происходит одновременное снижение как объемов вводов оборудования, так и его вывода из эксплуатации для демонтажа. Очевидно, эта тенденция в силу дефицита инвестиций сохранится и в ближайшие 2–3 года. В настоящее время значительная часть полностью изношенного (с нулевой остаточной стоимостью) энергетического оборудования продолжает эксплуатироваться без начисления амортизации и создает угрозу полномасштабного энергетического кризиса. При этом зачастую техническое перевооружение и реконструкцию подменяют ремонтами, при проведении которых увеличения восстановительной стоимости (основание для начисления амортизации) не происходит. Для устранения существующих искажений с состоянием производственных фондов необходима существенная корректировка амортизационной политики в холдинге. Это может быть достигнуто переоценкой основных фондов с учетом реальной восстановленной стоимости энергооборудования (по предварительной оценке – рост составит 1,5–2 раза с соответствующим увеличением амортизационных возможностей). Проведение такой переоценки позволит объективно оценить собственные инвестиционные источники, а в совокупности с наведением порядка с учетом затрат на реконструкцию, техперевооружение и ремонт, что является очевидной задачей головного Общества, будет способствовать и привлечению внешних инвестиций.
Однако эти и другие меры могут лишь несколько смягчить инвестиционный кризис, но они не позволят без крупномасштабного привлечения средств решить проблему обновления стареющего энергетического оборудования России.
Угольная отрасль В результате проведённой в 1994–1999 гг. реструктуризации угольной отрасли заметно изменилась производственная структура ее основных фондов. За счёт передачи непрофильных предприятий и организаций в муниципальную и частную собственность доля фондов основного производства в составе всего имущества угольной промышленности увеличилась с 85,5% до 90,2%, а собственно угледобывающих предприятий – с 71,4% до 74,7%. К началу 1999 г. стоимость основных фондов предприятий угольной отрасли составила 83,9 млрд. руб., из них фонды основного производства – 75,7 млрд.руб. После списания части фондов, передачи их другим организациям и частным лицам стоимость основных фондов угледобывающих предприятий в сопоставимых ценах за 1994–1998гг. уменьшилась почти на треть, из них на шахтах – на 48%, а на разрезах, напротив, возросла на 12,4%. За этот же период количество действующих шахт сократилось в 2,1 раза, а число разрезов возросло на восемь единиц. Следует заметить, что темпы снижения стоимости основных фондов за 1994–1999 г. превышали темпы снижения добычи за этот же период, что способствовало снижению фондоёмкости добычи. Значительно меньше изменений в стоимости основных фондов произошло на разрезах. Увеличение стоимости их основных фондов на 12,4% при росте добычи всего на 1,3% привело к росту фондоёмкости (рубль на тонну) добычи на 11%. Вследствие закрытия большого числа шахт при увеличении количества разрезов удельный вес стоимости основных фондов разрезов в общей стоимости всех угледобывающих предприятий за 1994–1999 гг. возрос с 27% до 44%. В результате проведённой реструктуризации угольной отрасли изменилась и структура ее основных фондов. Удельный вес горнокапитальных работ снизился за этот период с 50% до 37,7%, одновременно повысилась доля активной части фондов (с 25% до 30,4%), что вызвано увеличением доли открытого способа добычи и сокращением объёмов горнокапитальных работ на шахтах. Наряду с этим, выведение из эксплуатации большого количества убыточных и неперспективных шахт не сопровождалось снижением износа основных фондов действующих шахт. Износ основных фондов на конец 1998 г. достиг 43,1 %, а активной их части — 57,8%, что объясняется низкими темпами их обновления. Коэффициент обновления основных фондов (4,8%) в несколько раз меньше коэффициента их выбы-тия (22,5%). На основании приведенного анализа основных производственных фондов угледобывающих предприятий можно сделать следующие выводы: – в результате масштабной ликвидации убыточных и неперспективных шахт, как правило, с высокой фондоёмкостью стоимость основных производственных фондов предприятий по добыче угля уменьшилась на 31,9%; – опережающие темпы снижения стоимости основных фондов по сравнению с падением добычи углей способствовали снижению фондоёмкости добычи;
– в результате снижения инвестиций в капитальное строительство существенно снизился коэффициент обновления основных фондов, что привело к росту их износа до 43,1%, а активной части – до 57,8%.
Анатолий Кузовкин
, зав. лабораторией Института микроэкономики,
д.э.н., профессор
Статья написана по материалам исследований, проведенных в Институте микроэкономики, Топливно-энергетическом независимом институте и отраслевых проектных институтах с использованием данных Госкомстата России.
