/
Author: Гительман Л.Д. Ратников Б.Е.
Tags: производство продукции и услуг по отраслям народного хозяйства электротехника экономика экономические науки менеджмент бизнес электроэнергетика теплоснабжение
ISBN: 5-7749-0429-6
Year: 2006
Text
ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА
БИЗНЕСА
Л.Д. Гительман,
Б.Е. Ратников
РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ
В ЭЛЕКТРО - И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА
В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
ПРЕОБРАЗОВАНИЯ
В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Издательство «Дело»
Л.Д. Гительман, Б.Е. Ратников
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ
БИЗНЕС
Допущено Учебно-методическим объединением вузов России
по образованию в области менеджмента к использованию
в учебном процессе в качестве учебного пособия
по дисциплинам специализаций специальности
"Менеджмент организации"
Академия народного хозяйства
при Правительстве Российской Федерации
Москва
Издательство "ДЕЛО"
2006
УДК338.46:621.31
ББК 65.304.14
Г 46
Гительман Л.Д., Ратников Б.Е.
Г 46 Энергетический бизнес: Учеб, пособие. - М.: Дело, 2006. - 600 с.
ISBN 5-7749-0429-6
Книга является первым фундаментальным изданием, посвященным актуальным проблемам энергетиче-
ского бизнеса в электроэнергетической отрасли, в системах теплоснабжения и на промышленных предпри-
ятиях. Отличительной особенностью данной работы является комплексное рассмотрение технико-технологи-
ческих, организационных и социальных аспектов при становлении энергетического бизнеса.
Книга адресована собственникам, менеджерам и специалистам энергетических и промышленных пред-
приятий; рекомендуется в качестве учебного пособия студентам и аспирантам энергетических и экономиче-
ских специальностей вузов, а также программ MBA.
ISBN 5-7749-0429-6
УДК 338.46:621.31
ББК 65.304.14
© Гительман Л. Д., Ратников Б. Е„ 2006
© Оформление. Издательство «Дело», 2006
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .............................................7
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА ................. 9
Глава 1. Введение в энергетический бизнес ............. 11
Виды энергетического бизнеса .......................... 11
Субъекты бизнеса....................................... 13
Социальная ответственность ............................ 16
; Привлекательность для инвестора ........................ 18
1
Глава 2. Отраслевые технико-экономические особенности. 24
Общественные функции и структура энергетики... ........ 24
Влияние технологии на экономику ....................... 28
Режимы энергопотребления............................... 33
Глава 3. Нормативные требования к энергоснабжению...... 40
Надежность электро- и теплоснабжения .................. 40
Качество энергии ...................................... 47
Экологические ограничения ............................. 51
Глава 4. Эффективность энергетического производства ... 55
Система показателей.................................... 55
Баланс интересов как основа эффективного производства . 58
Влияние отраслевых факторов ........................... 60
Глава 5. Прогрессивные энергетические технологии ...... 71
Направления технического прогресса..................... 71
> Газотурбинные и парогазовые установки .................. 74
Нетрадиционные энергоисточники......................... 77
! РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО-
| И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ........................................ 81
Глава 6. Формирование конкурентных рынков
» электроэнергии ....................................... 83
I Либерализация электроэнергетики как общемировая
тенденция ............................................. 83
Типы электроэнергетических рынков...................... 90
Интеграционные процессы в энергетическом бизнесе....... 95
Особенности российской модели рынка....................101
Глава 7. Функционирование рынков электроэнергии .......107
Рынок «на сутки вперед»................................107
Балансирующий рынок....................................112
Контрактные отношения в секторе свободной торговли ....114
Регулируемые двусторонние договоры ....................118
( Розничный рынок электроэнергии .........................119
Биржевые инструменты устранения ценовых рисков ........125
4
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Глава 8. Управление надежностью в новых условиях......131
Принципы надежного электроснабжения...................131
Распределение ответственности.........................140
Рыночные механизмы обеспечения надежности ............143
Глава 9. Рынки энергосервисных услуг..................149
Виды энергосервисной деятельности ....................149
Ремонтное обслуживание................................153
Услуги по повышению энергоэффективности ..............160
Глава 10. Реформирование систем теплоснабжения .......164
Рынки тепловой энергии ...............................164
Проблемы в теплоснабжении ............................167
Организация управления................................169
Глава 11. ТЭЦ на рынках тепла и электроэнергии .......176
Эффективность теплофикации............................176
Технические решения ..................................178
Обеспечение конкурентоспособности ТЭЦ ................185
Отпускные цены на тепло и электроэнергию..............187
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ................................... 191
Глава 12. Регулирование и контроль энергокомпаний ....193
Задачи регулирования отрасли .........................193
Привлечение инвестиций в электроэнергетику............195
Участие потребителей в инвестировании ................200
Механизм ценового регулирования.......................202
Розничные тарифы на электроэнергию и тепло............204
Глава 13. Энергетическая политика региона.............212
Принципы энергетической политики......................212
Антикризисная форма энергетической политики...........216
Реализация региональной политики
в сфере электроэнергетики ............................221
Метод интегрированного планирования ресурсов .........224
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА
В ЭНЕРГОКОМПАНИИ .................................... 229
Глава 14. Корпоративная идеология ....................231
Миссия энергокомпании ................................231
Видение перспективы ..................................232
Бизнес-концепция......................................233
Корпоративные цели....................................237
Стратегии менеджмента ................................246
Политика менеджмента .................................247
Глава 15. Стратегический менеджмент ..................250
Реалии бизнес-среды ..................................250
Стратегическое поведение .............................255
Разработка стратегии .................................259
Механизм реализации стратегии ........................265
Система противокризисного управления .................272
6
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Глава 23. Управленческий персонал - главный ресурс
преобразований ........................................482
Новые задачи...........................................482
Системная работа с персоналом ....................... 491
Организация корпоративного обучения................... 494
Техноло! ии работы с управленческим персоналом ........496
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
В ПРОМЫШЛЕННОСТИ ......................................511
Глава 24. Предприятие на энергетическом рынке..........513
Реформа и потребитель..................................513
Рациональное поведение потребителя электроэнергии .....515
Энергетические стратегии предприятия...................521
Продажа энергоносителей и технологических услуг........528
Методы управления рыночными рисками....................531
Глава 25. Управление энергохозяйством..................534
Учет и контроль энергопотребления .....................534
Организация энергохозяйства............................539
Оценка эффективности энергоменеджмента.................543
Глава 26. Повышение энергоэффективности................546
Устранение потерь энергоносителей .....................546
Регулирование режимов электропотребления...............548
Рационализация электропривода..........................558
Энергоэффективные системы освещения ...................565
Компенсация реактивной мощности .......................567
Использование вторичных энергоресурсов.................573
Маневренное энергоснабжение ...........................583
Создание собственных энергоисточников..................592
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
5
Глава 16. Структурные решения.........................279
Выбор организационной формы...........................279
Организационные структуры ............................283
Выделение самостоятельных бизнесов ...................291
Управляющие компании .................................296
Бесцеховая структура электростанции ..................300
Глава 17. Управление техническим развитием............305
Техническая стратегия.................................305
Оценка износа основных фондов.........................311
Снижение потерь энергии на электростанциях
и в электрических сетях ..............................315
Амортизационная политика компании ....................322
Лизинговые операции ..................................328
Глава 18. Внутрипроизводственные
экономические отношения ..............................333
Предпосылки и резервы совершенствования...............333
Организация планирования..............................335
Нормативная база......................................344
Цеховой хозрасчет.....................................347
Оплата труда .........................................353
Глава 19. Информационная поддержка
управленческих решений ...............................357
Классификация информационных систем ..................357
Техническая инфраструктура КИС........................364
Функционально-прикладная инфраструктура...............365
Управление эксплуатацией КИС..........................380
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ................... 387
Глава 20. Маркетинговая деятельность..................389
Содержание энергетического маркетинга.................389
Маркетинговые исследования............................392
Исследование рынка тепловой энергии ..................396
Прогнозирование энергопотребления.....................404
Ценовая политика энергокомпании.......................409
Маркетинг в различных видах энергетического бизнеса...413
Глава 21. Управление спросом на энергию...............430
Концепция управления спросом..........................430
Программы управления электропотреблением..............433
Стимулирование энергокомпаний ........................441
Особенности управления теплопотреблением .............444
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ 447
Глава 22. Руководство преобразованиями................449
Диагностика ситуации .................................449
Постановка задачи.....................................451
Создание организационного порядка.....................463
Реинжиниринг бизнес-процессов.........................470
Проектное управление..................................477
ПРЕДИСЛОВИЕ
Глубокие институциональные преобразования в электро-
энергетике, формирование либерализованных рынков электри-
ческой энергии и тепла вызвали появление новых видов коммер-
ческой деятельности, обобщенных понятием «энергетический
бизнес».
Он характеризуется очень широким разнообразием и охва-
тывает, во-первых, электро- и теплоэнергетику общего поль-
зования, региональную (коммунальную) и промышленную
энергетику, во-вторых, все основные виды деятельности - от
проектирования энергоустановок до сбыта энергоносителей
включительно, в-третьих, всю совокупность обслуживающих
бизнес-процессов (ремонт, услуги по энергоэффективности,
инжиниринг, измерения и др.).
В целом энергетический бизнес имеет свои привлекательные
и проблемные стороны. Вместе с тем можно выделить такие его
сущностные отличия, как
• инвестиционная рискованность;
• государственное регулирование;
• социальная ответственность;
• высокая иыеллектуалоемкость.
Перечисленное делает бизнес в энергетике достаточно слож-
ной сферой предпринимательства. Авторы разделяют ту пози-
цию, что становление частного бизнеса в электроэнергетике
станет пусковым механизмом кардинального повышения эф-
фективности отрасли и обеспечения общественных интересов
в электро- и теплоснабжении. Однако это предполагает созда-
ние государством комплекса определенных условий во внешней
среде и прежде всего прозрачных и работоспособных систем
защиты инвестиций и прав собственности, антимонопольного,
технического и тарифного регулирования. Вместе с тем, и это
не менее важно, успешное развитие бизнеса предопределяет-
ся профессиональными и деловыми качествами его субъектов:
собственников энергокомпаний, направляющих деятельность
менеджмента, и менеджеров, управляющих бизнес-процессами.
Чтобы эти качества были адекватны современным требованиям,
указанные субъекты нуждаются в соответствующем образова-
нии и подготовке. Надо иметь в виду, что в связи с развитием
рыночных отношений в энергетику устремляется широкий круг
лиц, не имеющих специальных знаний в области техники и тех-
нологии производства, что, как показывает опыт, препятствует
успешному ведению дел в этой отрасли. В то же время инже-
нерам-энергетикам необходимы базовые знания по экономике,
8
ПРЕДИСЛОВИЕ
финансам, маркетингу, организации рынков, управлению ком-
паниями.
Все сказанное обусловило цель настоящей книги', дать чита-
телю системные сведения, касающиеся внешних и внутриотрас-
левых условий, факторов и механизмов становления и ведения
энергетического бизнеса. При этом в комплексе рассматривают-
ся технико-технологический, организационно-экономический и
социальный аспекты данной проблемы.
Книга рассчитана на широкую аудиторию читателей. Кроме
названных выше субъектов энергобизнеса, она рекомендуется
студентам и слушателям программ MBA, которые, используя ее
как систематизированный курс, углубят усвоение основной про-
граммы образования.
Авторы надеются, что эта книга даст возможность всем заин-
тересованным лицам более уверенно включиться в энергетиче-
ский бизнес и избежать многих ошибок на этом нелегком пути.
1
ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
ВВЕДЕНИЕ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ОТРАСЛЕВЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ОСОБЕННОСТИ
НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЮ
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА
ПРОГРЕССИВНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
11
ГЛАВА 1
1 Бизнесы в области
генерации, сбыта и
сервисов относятся
к конкурентным видам,
в области передачи
(сетевые услуги) -
к регулируемым.
ВВЕДЕНИЕ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ВИДЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БИЗНЕСА
1
В широком смысле энергетический бизнес — это любая
коммерческая (предпринимательская) деятельность в от-
раслях топливно-энергетического комплекса, включая и сфе-
ру использования энергоносителей. Ее конечными результа-
тами являются разнообразные энергетическая продукция и
услуги - товары, предназначенные для реализации на соот-
ветствующих рынках,
В настоящей книге этот бизнес рассматривается примени-
тельно только к электро- и теплоэнергетике. В связи с этим
продукцией следует считать электрическую и тепловую энер-
гию, производимую на электростанциях и различных тепло-
источниках. Энергетические услуги подразделяются на два
вида: услуги по энергоснабжению и сервисы. Первые охваты-
вают деятельность поставщиков по передаче энергии по маги-
стральным и распределительным электрическим и тепловым
сетям, а также по сбыту (торговле) энергоносителей. Вторые
(сервисы) включают множество видов самых разнообразных
вспомогательных услуг в сферах генерации, передачи, сбыта
и полезного использования энергии. Сюда, в частности, от-
носят ремонтное обслуживание, услуги по рационализации
энергопотребления (повышению энергоэффективности), ин-
жиниринг (технические решения и проекты в области модер-
низации), биллинг (измерения и расчеты). В табл. 1.1 приве-
дена группировка рашых видов энергетического бизнеса по
определенным классификационным признакам.
В зависимости от принятых моделей энергетических рынков
могут различаться и формы организации энергетического биз-
неса. Так, отдельные бизнес-функции могут сосредоточивать-
ся в независимых энергокомпаниях: генерирующих, сетевых
(магистральных и распределительных), сбытовых, сервисных1.
В энергохолдингах их будут осуществлять дочерние структуры,
координируемые корпоративным центром (управляющей ком-
панией). В вертикально интегрированных организациях специ-
ализированные бизнес-функции выполняют производственные
структуры с разной степенью экономической самостоятельно-
сти и ответственности.
Следует также отметить, что рассматриваемый бизнес осно-
вывается не только на частной форме собственности на энер-
гоактивы. Ведь в рыночной экономике в качестве субъекта, из-
влекающего прибыль от хозяйственной деятельности, могут
выступать федеральные и региональные органы исполнительной
12
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ВИДЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ БИЗНЕСОВ
Классификационный признак Вид или область бизнеса
Вид энергоносителя Электроэнергетика Теплоэнергетика Комбинированное производство (энергоснабжение)
Количество энергоносителей в одной поставке Специализированный (один) Мультиэнергетический (несколько)
Отраслевая принадлежность Энергетика общего пользования Коммунальная энергетика Промышленная энергетика
Связь с основным технологическим процессом П роизводственный* Непроизводственный
Бизнес-функция Генерация Передача Сбыт Сервис
Наличие (отсутствие) конкуренции Монопольный (регулируемый) Конкурентный (нерегулируемый)
Форма собственности Частный Государственный Муниципальный
Таблица 1.1
* Производство
и передача энергии
по магистральным и
распределительным
сетям, энергоремонты
власти, а также органы местного самоуправления. При условии
эффективного общественного контроля они принимают решения
исходя из общепринят] ix коммерческих критериев и даже всту-
пают в конкурентные отношения с представителями частного
бизнеса. При этом они могут сдават- свое имущество в аренду
частным компаниям-операторам, которые берут в управление
соответствующие активы и обеспечивают высокоэкономичную
и надежную эксплуатацию энергообъектов. Наконец, в той или
иной степени они могут принимать участие в акционерном ка-
питале энергокомпаний, вплоть до владения контрольными па-
кетами акций.
Особо необходимо сказать о промышленной энергетике как об-
ласти энергетического бизнеса. Здесь следует обратить внимание
на тенденцию коммерциализации энергохозяйства предприятий
и выделения внутреннего энергоснабжения в отдельную бизнес-
функцию, причем начиная от предоставления экономической са-
мостоятельности подразделениям энергохозяйства (на принципах
самоокупаемости) и кончая созданием отдельных энергоснабжа-
ющих компаний в структуре крупных промышленных корпора-
ций. Другой немаловажный фактор - сооружение собственных
энергоисточников и выход энергоемких предприятий на рынки
в качестве продавцов энергоносителей (прежде всего электриче-
ской и тепловой энергии). Все это позволяет рассматривать про-
мышленную энергетику как важную часть современных бизнес-
структур в сферах электро- и теплоснабжения.
РАЗДЕЛ 1 ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
13
СУБЪЕКТЫ БИЗНЕСА
Субъектами, принимающими основополагающие решения в
сфере энергетического бизнеса, являются собственники активов
и топ-менеджеры энергетических организаций. Собственника-
ми могут быть юридические и физические лица (акционеры и
владельцы энергообъектов), правительственные органы (феде-
ральные и региональные), муниципалитеты.
Следует иметь в виду, что разные формы собственности, су-
ществующие в энергетике, имеют свои преимущества и недо-
статки. Например, считается, что субъекты частной собствен-
ности более адекватно реагируют на ценовые сигналы рынка,
инвестиционно активны и ориентированы на рост эффектив-
ности производства. В то же время есть мнение, что, опираясь
на государственную или муниципальную собственность, мож-
но лучше реализовать общественные интересы в области энер-
госнабжения, связанные с надежностью, экологией, ресурсо-
сбережением и стабильными ценами на энергоносители.
Наша позиция заключается в том, что достоинства любой
формы собственности проявляются на практике только через со-
ответствующую систему управления. Если, скажем, правитель-
ство способно предложить эффективную систему управления
определенными энергоактивами, то государственная собствен-
ность свой потенциал в данных условиях раскроет. В против-
ном случае эта форма просто дискредитирует себя в глазах
общества. Аналогично, если владелец предприятия не сможет
наладить эффективный менеджмент, то преимущества частной
собственности здесь также реализованы не будут.
Из сказанного можно сделать три вывода: структура соб-
ственности в энергетике
1) представляется сложной, т е. основанной на сочетании
разных форм;
2) различается по странам с учетом сложившейся сравни-
тельной эффективности государства и частного бизнеса как
хозяйствующих субъектов, а также национальных традиций и
представлений о роли государства в энергообеспечении страны.
Заметим, что эта структура подвижна и может меняться на раз-
ных этапах экономического развития страны;
3) выстраивается с учетом того обстоятельства, что для
каждой формы существует своя наиболее подходящая область
энергетики. В частности, государственная собственность вос-
требована для таких важных системообразующих энергообъ-
ектов, как национальная электрическая сеть, крупные гидро-
электростанции, иногда атомные электростанции (особенно на
начальном этапе становления частного бизнеса в электроэнер-
гетике), причем лучше, если это будут акционерные компании
с контрольным пакетом у государства. Другая разновидность
общественной собственности - муниципальная - находит свое
14
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Подчеркнем, что
здесь не идет речь
о мелких акционерах
(миноритариях).
место в городских системах теплоснабжения через участие в
акционерном капитале энергокомпаний. Конечно, при этом и
государство, и органы местного самоуправления должны на-
учиться эффективно управлять собственностью, доверенной им
обществом.
Принимая во внимание курс на становление частного бизнеса
в энергетике России, обратимся к характеристике его субъектов -
крупных собственников, владеющих энергопредприятиями, кон-
TponnpvioiHHx финансовые потоки и менеджмент в акционерных
компаниях и определяющих стратегию их развития.
Для них существует три основных пути в энергетический
бизнес:
• приобретение активов энергокомпаний и отдельных энер-
гопредприятий ;
• конкурсное инвестирование в новые энергообъекты;
• создание собственных бизнес-структур.
Первый путь связан с приватизацией существующих объек-
тов (генерирующих и сетевых), осуществляемой государством,
в частности, через механизм конкурсных торгов (аукционов).
Второй - предполагает участие в конкурсах инвестиционных
проектов на создание новых генерирующих мощностей; побе-
дители на определенных условиях получают в собственность
построенный и введенный в эксплуатацию объект.
Примерами третьего пути - создания собственных бизнес-
структур - являются сооружение независимых источников
электро- и теплоснабжения на промышленных предприятиях,
образование энерготрейдинговых компаний и энергосервисных
организаций различного профиля (в том числе специализиру-
ющихся в области комплексного управления активами энерго-
предприятий и консалтинга).
В процессе становления и развития энергетического биз-
неса участвуют собственники двух типов; дадим им наимено-
вания спекулятивный и квшифицированный. Спекулятивный
собственник1 использует, как правило, первый путь вхожде-
ния в энергетический бизнес - покупку предприятий и активов
(пакетов акций) приватизируемых компаний. В основе таких
операций лежит расчет на рост рыночной стоимости активов
компании в недалеком будущем (особенно если они считаются
недооцененными), а также на устойчивое и существенное по-
вышение цен на энергию. Подобного собственника мало инте-
ресуют качество менеджмента, эффективность производства,
инвестиции в развитие бизнеса. Он изначально настроен на
его перепродажу по более высокой цене и (или) максимизацию
прибыли исключительно за счет предельной загрузки мощно-
стей, поэтому нередко нацеливает менеджмент на игнорирова-
ние требований по надежности и качеству энергоснабжения и
режимных распоряжений органов диспетчерского управления.
Такой собственник, несмотря на то что приносит государству
доход от приватизации, не только бесполезен для российской
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
15
энергетики в ее нынешнем состоянии, но и дискредитирует в
обществе саму идею энергетического бизнеса.
Противопоставляемый спекулятивному квалифицированный
собственник обладает следующими характерными признаками:
• рассматривает энергобизнес в качестве основного и по-
стоянного;
• воспринимает свой бизнес как социально ответственный;
• считает долгосрочные цели бизнеса приоритетными;
• ориентирован на инновационное развитие компании;
• постоянно готов к конструктивному взаимодействию с
менеджментом компании и органами власти.
Принимая во внимание перечисленные признаки, можно дать
следующее наиболее емкое определение: квалифицированный
собственник — это стратегический инвестор с выраженным
восприятием социальной ответственности своего бизнеса.
Если персонифицировать такого собственника как физиче-
ское лицо, то это хорошо образованный человек, обладающий
знаниями в области права, финансов, экономики, энергетиче-
ской технологии, достаточными, чтобы корректно ставить цели
менеджерам, обсуждать проблемы и контролировать их дея-
тельность. Следует особо подчеркнуть, что акцент на иннова-
ционную деятельность в сочетании с принципом социальной
ответственности бизнеса потребует от собственника определен-
ных технических знаний. Причем, как показывает практика, в
этом отношении в России образовался серьезный пробел, недо-
пустимый для эффективного ведения бизнеса в такой сфере, как
электро- и теплоэнергетика.
Однако речь, конечно, не идет о подмене менеджеров ком-
пании ее собственниками. У каждого уровня свои функции в
управлении бизнесом. Собственник, как правило, нацелен на
рост стоимости компании и повышение ее финансовой эффек-
тивности. Он определяет стратегические цели, контролирует
финансовые потоки, отслеживает эффективность своего менед-
жмента, решает ключевые кадровые вопросы. При этом он дол-
жен иметь ясные представления о механизмах формирования
связей между техническими, экономическими и финансовыми
аспектами деятельности организации.
Руководство компании и менеджеры по видам деятельности
организуют бизнес-процессы, обеспечивают текущее управ-
ление, разрабатывают и осуществляют стратегию компании.
В связи с этим первоочередная задача собственника - сформи-
ровать высококвалифицированный состав менеджмента и нала-
дить с ним эффективное взаимодействие.
Понятно, что с позиций общественных интересов необходи-
мо поставить заслон на пути проникновения в отрасль собствен-
ников откровенно спекулятивного типа и, наоборот, создать все
условия для привлечения квалифицированных бизнесменов.
Для этого приватизация энергетических объектов проводит-
ся на конкурсных условиях с обягательным предварительным
16
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
квалификационным отбором претендентов (физических и юри-
дических лиц). Также надо шире практиковать аукционы инве-
стиционных проектов с последующей передачей объекта в соб-
ственность. Причем такие торги следует проводить в отношении
не только новых энергомощностей, но и для существующих
объектов, подлежащих реконструкции и техническому перево-
оружению. Последнее имеет весьма важное значение, если учи-
тывать состояние основных фондов отечественной энергетики.
СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТС1 ЦЕННОСТЬ
Принцип социальной ответственности является ключевым
в характеристике цивилизованного энергетического бизнеса. Он
непосредственно вытекает из уникального значения энергетики
для жизни современного общества.
Социально ответственным может считаться тот бизнес, дей-
ствия субъектов которого (собственников и менеджеров) спо-
собствуют реализации соответствующих общественных инте-
ресов или, по крайней мере, не входят с ними в противоречие.
Применительно к рассматриваемому бизнесу указанные инте-
ресы в самой общей формулировке заключаются в устойчивом
обеспечении спроса на электрическую и тепловую энергию на
основе надежного, безопасного и экологичного энергоснабже-
ния с минимальными нагрузками на природные топливно-энер-
гетические ресурсы.
Действовать в соответствии с принципом социальной от-
ветственности для субъектов производственного энергобизнеса
означает:
• неукоснительное выполнение всех установленных правил
работы на энергетических рынках и в составе энергоси-
стем;
• поддержание безотказной работы и хороших экологиче-
ских характеристик генерирующего и сетевого оборудова-
ния с помощью своевременного ремонтного обслужива-
ния, модернизации и замены;
• обеспечение системной надежности путем содержания
резервов мощностей и выполнения режимных распоряже-
ний органов диспетчерского управления;
• участие в осущест влении национальных и региональных
энергетических программ, а также в разработке и реализа-
ции схем электро- и теплоснабжения городов;
• исключение долговременных перегрузок сетевого обо-
рудования и применение правила «социального при-
оритета» при очередности подключения потребителей
к электрическим сетям с ограничениями по пропускной
способности.
Перечисленные признаки можно квалифицировать как нор-
мы социальной ответственности энергетического бизнеса. Сре-
ди них выделяются нормы рекомендательного и обязательного
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
17
1 У собственника
с высокой культурой
ведения бизнеса эти
факторы перепле-
таются в сложном
взаимодействии, и он
не всегда ясно пред-
ставляет себе главный
побудительный мотив
ответственных реше-
ний.
характера (последние относятся ко всему, что связано с надеж-
ностью энергоснабжения).
Необходимо подчеркнуть, что в формировании социально от-
ветственного бизнеса участвуют два фактора: этический и эко-
номический1. Первый является продуктом длительного эволю-
ционного развития рыночных отношений в конкретной стране и
характерной чертой так называемого цивилизованного бизнеса
нашего времени. Его значение, конечно, не надо умалять, но не
стоит и переоценивать, особенно если принять во внимание со-
временный этап общественного развития в России.
Второй (экономический) фактор связан с более прагматич-
ными соображениями. Реализация принципа социальной от-
ветственности требует перераспределения ресурсов компании
в те сферы деятельности, которые не приносят увеличения те-
кущих доходов, но, по существу, минимизируют риск их поте-
ри в перспективе. Наглядный пример - затраты на повышение
надежности энергоснабжения, представляющие собой форму
самострахования ущербов от аварийных ситуаций, которые в
особо неблагоприятных условиях способны вообще обрушить
бизнес.
Таким образом, квалифицированный собственник, создаю-
щий ответственный энергобизнес, сознательно идет на некото-
рое ограничение финансовых результатов в краткосрочном пе-
риоде в пользу долговременной стабильности своего бизнеса.
Такая политика может преследоват ь и конкретную цель улуч-
шения его общественного имиджа, а это доверие клиентов и хо-
рошие взаимоотношения с местными властями, т.е. прямые и
косвенные экономические выгоды.
Ведение реального социально ответственного бизнеса, веро-
ятно, будет сталкиваться с непростой проблемой определения
оптимальной величины ресурсов, отвлекаемых на указанные
цели. Выход состоит в создании системы целенаправленного
государственного стимулирования социальной ответственно-
сти в виде разнообразных льгот, преференций и компенсаций.
Особое значение это имеет, например, для привлечения част-
ного бизнеса к участию в энергетических программах разных
уровней.
Вместе с тем грубые нарушения определенных норм от-
ветственности руководителями энергетического бизнеса, спо-
собные вызвать тяжелые последствия (например, перегрузка
электросети или невыполнение команд органов диспетчерского
управления), должны пресекаться адекватными экономически-
ми и административными санкциями.
Следовательно, государство как представитель обществен-
ных интересов выполняет важную функцию создания благо-
приятных экономических условий для практической реализа-
ции принципа социальной ответственности в энергетическом
бизнесе.
18
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Особо следует сказать о ценах на энергию. Так, нередко вы-
сказывается мнение, что поддержание некоторых «социально
приемлемых цен» должно входить в пакет норм общественной
ответственности частного бизнеса. Такая позиция в корне не-
верна. Тарифы определяют либо рынок в соответствии со спро-
сом и предложением, либо уполномоченные на это специальные
государственные органы. В последнем случае социальную от-
ветственность за ценообразование несет регулятор.
Как уже указывалось, социальная ответственность энерго-
бизнеса относится к числу основных признаков квалифициро-
ванного собственника, но, чтобы «поставить» бизнес данного
типа, ему необходимо обратить самое серьезное внимание на
укрепление технического менеджмента (это следует из характе-
ра приведенных выше норм социальной ответе! венности).
ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТЬ ДЛЯ ИНВЕСТОРА
Известно, что энергетические объекты изначально явля-
ются особо капиталоемкими, ремонтоемкими, а инвестиции в
электроэнергетику имеют относительно длительные сроки оку
паемости. Причем в этой отрасли всегда будет весьма неблаго-
приятное для инвесторов соотношение между продажной ценой
электроэнергии и стоимостью основного капитала. Положение
усугубляется, когда эти факторы проецируются на российскую
действительность: высокий физический износ основного капи-
тала и низкий технико-экономический уровень производствен-
ного аппарата, причем в преддверии ожидаемых высоких темпов
экономического роста. Поэтому налицо серьезнейшая проблема
привлечения инвестиций для отечественного энергетического
бизнеса, механизмы решения которой находятся только в ста-
дии становления.
Привлекательность бизнеса в сфере электро- и теплоэнер-
гетики определяется оценками собственников (инвесторов) по-
тенциальных возможностей реализации своих интересов (глав-
ным образом финансовых целей). Она выражается, в частности,
в таких показателях, как
• приток (отток) инвестиций в отрасль;
• интенсивность конкуренции на приватизационных аукци-
онах;
• частота смены собственников в основных бизнесах (гене-
рация, передача, сбыт);
• доля частного бизнеса в обороте электроэнергии.
Выбор вида бизнеса осуществляется на основе экономиче-
ских оценок и субъективных предпочтений. В числе последних
рассматриваются свои финансовые и организационные возмож-
ности, опыт, образование, амбиции, отношение к риску в бизне-
се и другие индивидуальные характеристики.
Оценки привлекательности дифференцируются по видам биз-
неса и формируются с учетом следующих основных факторов:
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
19
• требования к продукции (услуге) - функциональное на-
значение и качесз венные характеристики;
• ожидаемая рентабельность инвестируемого капитала;
• характер спроса на про дукцию (услугу);
• вид деятельности (монопольная, конкурентная);
• условия входа на рынок;
• риски.
Рассмотрим приведенные факторы применительно к основ-
ным видам производственного энергобизнеса.
Продукция (услуги). Электрическая энергия и тепловая энер-
гия являются продуктами всеобщего потребления, обладающи-
ми стандартными параметрами качества (частота и напряжение,
давление и температура). Поэтому рынки, на которых обраща-
ются эти энергоносители, отличаются колоссальной емкостью,
мощнейшими финансовыми потоками и практическим отсут-
ствием продуктовых инноваций, что повышает их структурную
стабильность. Все эти особенности в совокупности, безусловно,
способствуют сравнительной привлекательности энергетиче-
ского бизнеса в целом. Здесь невозможны весьма беспокойные
для бизнеса изменения в ассортименте продукции, мотивиру-
емые в других отраслях неценовой конкуренцией, нередко до-
вольно жесткой (сотовая связь, компьютеры и др.). На этот
товар всегда будет спрос.
Однако следует иметь в виду, что хотя альтернативы электро-
энергии как энергоносителю в подавляющем большинстве слу-
чаев действительно нет, это не означает, что ее будут покупать
по любой назначенной цене. Ведь если цена превысит некоторый
приемлемый уровень, то одни будут ее потреблять, но переста-
нут платить; необходимо учитывать, что энергопредприятия, по
существу, кредитуют своих клиентов, так как выработка и потре-
бление совпадают по времени, но не совпадают с установленны-
ми сроками оплаты. Другая часть потребителей среагирует бо-
лее цивилизованно и адекватно - перейдет на самообеспечение
энергией и мощностью. Отметим, что это, как правило, самые
выгодные клиенты для электроэнергетики - крупные энергоем-
кие промышленные предприятия. В связи с этим энергобизнес не
может не принимать во внимание низкий в обозримой перспекти-
ве платежеспособный уровень большинства населения регионов
России и угрозу потери значительных финансовых поступлений
от промышленности как итог пренебрежения именно ценовой
конкуренцией со стороны мощных потребителей. Это реалии, ко-
торые, конечно, снижают потенциальную эффективность энер-
гетического бизнеса в нашей стране.
Есть и еще один момент. Даже если определенная часть то-
варопроизводителей примет высокие цены, то это, естествен-
но, спровоцирует опасные инфляционные процессы, которые в
результате товарооборота в конечном счете ударят по самому
источнику - безответственному энергобизнесу. Что произойдет
дальше - вполне понятно без комментариев.
20
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
Рентабельность. Величина прибыли, получаемая в расче-
те на единицу вложенного капитала, зависит от многих фак-
торов: стоимости основных фондов объекта; отпускных цен
(тарифов) на энергоносители; цен на топливо; мощности и
технико-экономической эффективности энергетических уста-
новок. В связи со сложившимися соотношениями между та-
рифами на энергию и капиталоемкостью энергообъектов в
целом рентабельность инвестируемого капитала в электро- и
теплоэнергетике ниже среднепромышленного уровня. Но она
существенно различается внутри энергетической отрасли, в
частности в зависимости от типов энергоустановок, которыми
оснащаются электростанции, котельные и другие энергопред-
приятия. Например, сегодня рентабельность может оказаться
относительно выше для газотурбинных и парогазовых устано-
вок небольшой мощности, чем для крупных электростанций, а
рентабельность теплоисточников больше, чем электрогенери-
рующих объектов. Частный капитал, что вполне естественно,
устремляется в те сферы энергетики, где финансовая эффек-
тивность на данный момент складывается на уровне макси-
мальных значений. Однако это далеко не всегда соответствует
долгосрочным общественным интересам.
Спрос. Динамика спроса на энергоносители оказывает боль-
шое влияние на эффективность рассматриваемого бизнеса. Как
известно, энергетические предприятия отличаются высоким
уровнем фондоемкости и значительной долей постоянных из-
держек в себестоимости. Для таких производств любое изме-
нение выручки от реализации всегда порождает более сильное
изменение прибыли (действие «операционного рычага»). При-
чем, чем выше удельный вес постоянных затрат, тем больше
этот эффект.
Отсюда следует важный вывод: в условиях стабильно ра-
стущего спроса эффективность, а значит, и привлекательность
энергобизнеса практически всех видов резко возрастают, а при
падающем спросе - так же интенсивно уменьшаются. Более
того, в последнем случае бизнес ожидают убытки, если их нель-
зя компенсировать за счет цен или диверсификации деятельно-
сти. В этом отношении заметим, что ожидаемая динамика спро-
са на тепло- и электроэнергию в условиях России создает для
бизнеса благоприятные возможности.
Если спрос начнет расти стабильно высоким темпом, то эф-
фективность данного бизнеса будет максимальна. В противном
случае не исключаются даже банкротства энергокомпаний (осо-
бенно имеющих в инвестированном капитале большую долю
заемных ресурсов).
Вид деятельности. В конкурентных видах бизнеса (напри-
мер, генерации) цены не регулируются государством, а склады-
ваются под влиянием спроса и предложения. Свободные цены
привлекают бизнес и мотивируют технологические инвести-
ции, так как вся полученная прибыль остается у собственника
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
21
и не подлежит никаким ограничениям. Однако при этом необ-
ходимо помнить, что и весь инвестиционный риск собственник
принимает на себя (конечно, в условиях реальной конкуренции
производителей). Понятно, что чем слабее конкуренция, тем бо-
лее привлекательным становится вход в рынок.
В монопольной деятельности (передача энергии) цены регу-
лируются, а следовательно, установлены определенные огра-
ничения на прибыль, например, для электросетевой распреде-
лительной компании. В этом случае появляется возможность
переложить (по крайней мере, частично) инвестиционный риск
на потребителя, так как устанавливаемый тариф должен гаран-
тировать окупаемость капиталовложений. Тарифы на таком
рынке, как правило, более предсказуемы, чем на конкурент-
ном, и всегда возможно обосновать регулятору более прием-
лемую цену.
Вход в рынок. Лицо (юридическое или физическое), прошед-
шее квалификационный отбор и вступившее в права собствен-
ности на энергообъект, получает лицензию на участие в работе
энергетического рынка. Далее субъект бизнеса получает доступ
к сетевой инфраструктуре и вступает в договорные отношения с
другими участниками рынка. Однако следует подчеркнуть, что
при определенных условиях собственник может испытывать
серьезные затруднения по входу в рынок. Так, причиной это-
го может стать олигополистическая структура оптового рынка,
сложившаяся в результате слияния компаний, как реакция на
обострение конкурентной борьбы. При этом немногочисленные
крупные поставщики не заинтересованы во вступлении новых
компаний на рынок и постараются его заблокировать, напри-
мер, путем согласованных манипуляций ценами. Из сказанного
следует, что отсутствие дискриминационных барьеров на всех
этапах вхождения в рынок является важным дополнительным
стимулом для субъектов энергетического бизнеса.
Риски. При оценке привлекательности энергетического биз-
неса рекомендуется обратить внимание на следующие виды ри-
сков:
• инвестиционный;
• ценовой;
• финансовый;
• технический;
• регулировочный.
Анализ рисков призван дать ответ на два вопроса: а) насколь-
ко существен данный риск? б) каким образом можно его нейтра-
лизовать?
Инвестиционный риск - это риск недополучения прибыли
при реализации инвестиционного проекта. Его можно значи-
тельно снизить, если перейти на сооружение установок комби-
нированного энергоснабжения небольшой мощности с исполь-
зованием прогрессивных газотурбинных технологий. В случае
22
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
крупных объектов необходим ы государственные гарантии до-
ходности проекта (предоставляемые, в частности, победителям
инвестиционных торгов).
Ценовой риск. Он вызван, во-первых, нерегучярными суточ-
ными колебаниями цен на электроэнергию на организованном
(биржевом) оптовом рынке. В результате крайне сложно органи-
зовать процесс планирования производства в компании даже в
краткосрочном периоде. Решение проблемы состоит в развитии
мощного рынка (внебиржевого) двусторонних долгосрочных
контрактов и страховании ценовых рисков на организованных
(биржевых) рынках финансовых контрактов; во-вторых, не-
определенностью перспективной динамики цен на природный
газ. Пока можно уверенно утверждать, что цены будут расти.
Однако многое зависит от политики реформирования газовой
отрасли.
Финансовый риск связан с неплатежами потребителей, а так-
же нарушениями финансовых обязательств различными участ-
никами энергетических рынков. Риск неплатежей ложится на
энергосбытовые компании, что побуждает их обращать особое
внимание на борьбу с коммерческими потерями (хищениями)
энергии. В частности, рекомендуется выявлять группы «риска»
среди потребителей и устанавливать более жесткие условия при
заключении договора энергоснабжения. Целесообразно ввести
и специальное страхование финансовых рисков энергосбыто-
вых организаций.
Технический риск — это угроза отказов оборудования, сни-
жения технической надежности электро- и теплоснабжения и
перерывов в подаче энергии потребителям. Технологические
процессы на энергетических предприятиях отличаются высо-
кой сложностью, что требует высококвалифицированного, а
значит, весьма дорогостоящего эксплуатационного, ремонтного
и управленческого персонала. Кроме того, энергопредприятия
работают в сложной системе многоканальных внешних связей
с проектировщиками, строителями, монтажниками, постав-
щиками топлива, оборудования, ремонтных и других услуг.
Большое количество разных контрактов и жесткие требования
к качеству перечисленных услуг объективно делают энергети-
ческий бизнес более рископринимаюгцим, нежели какой-либо
другой. Кардинальная нейтрализация данного риска требует
наличия у компании соответствующей технической политики
и высококвалифицированного технического менеджмента. В то
же время целесообразно ввести дифференцированную плату за
надежность на розничном и оптовом рынках, т.е. рассматри-
вать надежность как особый вид адресной услуги по энерго-
снабжению. Надежность можно также рассматривать как объ-
ект страхования.
Регулировочный риск порождается неожиданными и небла-
гоприятными для бизнеса действиями органов регулирования
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
23
энергетики. Причем он может иметь место как в конкурент-
ном, так и в монопольном секторе. Проявляется во многих
аспектах: ценообразовании, экологическом регулировании,
налоговом регулировании, стандартах по надежности энер-
госнабжения, правилах работы на рынках.
Отметим, что это тот вид риска, на который субъект бизне-
са практически влиять не может. Поэтому собственники, как
правило, реагируют на него особенно болезненно, и его воз-
действие на привлекательность энергетического бизнеса значи-
тельно. Следовательно, необходимо, чтобы все решения регу-
ляторов были предельно прозрачны и предсказуемы. Если же
действия регулятора, предпринимаемые в русле общественных
интересов, наносят частному бизнесу экономический ущерб, то
он должен возмещаться в обязательном порядке в той или иной
форме.
Таким образом, в качестве общего вывода следует заклю-
чить, что энергетический бизнес, весьма престижный в любой
стране, в то же время характеризуется высокой сложностью,
социальной ответственностью и рискованностью во многих
аспектах. Причем в связи с управлением рассмотренными
рисками участие государства имеет решающее значение: это,
во-первых, правовое обеспечение действий субъектов бизнеса
по нейтрализации рисков; во-вторых, система финансовых га-
рантий для инвесторов, работающих в условиях повышенного
риска, и компаний, специально участвующих в национальных
энергопрограммах; в-третьих, эффективный механизм регули-
рования бизнеса, минимизирующий внешние риски для соб-
ственников энергообъектов.
24
ГЛАВА 2
ОТРАСЛЕВЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ОСОБЕННОСТИ
ОБЩЕСТВЕННЫЕ ФУНКЦИИ И СТРУКТУРА ЭНЕРГЕТИКИ
Часть энергетического комплекса, снабжающая народное хо-
зяйство преобразованными энергоносителями, включает элек-
тро- и теплоэнергетику. Их общественная миссия как базовых
инфраструктурных отраслей (наряду с топливными) состоит в
обеспечении энергетической безопасности страны — важней-
шего элемента национальной безопасности. Ведь энергия — один
из главных факторов производства и формирования современ-
ного общества в целом.
Электроэнергетика является ведущим звеном энергетики
страны. Рассматриваемая как производственно-технологи-
ческий комплекс, она включает установки для генерирования
электроэнергии, совместного (комбинированного) производ-
ства электрической и тепловой энергии, а также передачи
электроэнергии к абонентским установкам потребителей.
Электроэнергетика призвана выполнять следующие важные
общественные функции.
1. Надежное и бесперебойное электроснабжение потреби-
телей в соответствии с действующими государственными стан-
дартами параметров качества электроэнергии.
2. Обеспечение дальнейшей электрификации народного хо-
зяйства как процесса расширения использования электроэнер-
гии для получения разных форм конечной энергии (механиче-
ской, тепловой, химической и др.) и замены электричеством
других энергоносителей.
3. Развитие теплофикации городов: процесса высокоэффек-
тивного централизованного теплоснабжения на основе комби-
нированной выработки электрической и тепловой энергии.
4. Вовлечение в топливно-энергетический баланс страны
(через производство электрической энергии) возобновляемых
источников энергии, низкокачественного твердого топлива, ядер-
ной энергии. В этом случае в электроэнергетике сокращается ис-
пользование дефицитных и высококачественных видов топлива,
прежде всего природного газа, который находит более эффектив-
ное применение в других отраслях народного хозяйства.
Подчеркнем, что указанные функции должны осуществлять-
ся с учетом общественных требований к рациональному рас-
ходованию топливно-энергетических ресурсов страны и эколо-
гичности энергетического производства.
Электроэнергия - самый прогрессивный и уникальный энер-
гоноситель. Ее свойства таковы, что она способна трансформи-
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
25
роваться практически в любой вид конечной энергии, в то время
как топливо, непосредственно используемое в потребительских
установках, пар и горячая вода - только в механическую энер-
гию и тепло разного потенциала. Применение электроэнергии
в производстве позволяет интенсифицировать технологические
процессы (резко увеличивать скорость их протекания), обеспе-
чивает их полную автоматизацию и высокую точность регули-
рования, что ведет к значительному росту производительности
труда, сокращению расхода материальных ресурсов и повыше-
нию качества продукции. При этом некоторые прогрессивные
процессы, в частности, в металлургии и химии вообще не до-
пускают использования каких-либо других энергоносителей.
Кроме того, на стадии потребления электроэнергия - самый
экологически чистый энергоноситель. Ее можно передавать на
большие расстояния, что позволяет обслуживать широкий круг
потребителей включая регионы, не обеспеченные достаточны-
ми ресурсами органического топлива.
На уровне народного хозяйства страны экономические и со-
циальные преимущества электроэнергии наглядно проявляются
в тесной корреляционной связи между такими показателями,
как производство валового внутреннего продукта в расчете на
душу населения и электропотребление на одного жителя. Ста-
тистические данные по разным странам мира показывают, что в
общем случае там, где выше душевое потребление и выработка
электроэнергии, наблюдается и более высокий уровень эконо-
мического развития (рис. 2.1). На рисунке также показано влия-
ние на электропотребление природно-климатического фактора;
так, северные страны отличаются (при прочих равных услови-
ях) более электроемкой экономикой.
Электроэнергия производится на электростанциях разных ти-
пов: тепловых (ТЭС), идравлических (ГЭС), атомных (АЭС), а
также на установках, использующих так называемые нетрадици-
онные возобновляемые источники энергии (НВИЭ). Основным
30
Рис. 2.1. Зависимость
объема потребления
электроэнергии от
уровня экономического
развития страны
(2001 г.)1.
Площадь круга
пропорциональна
объему потребления
электроэнергии.
1 Энергорынок.
Профессиональный
журнал. 2005. Март.
27
24
21
18
15
12
9
6
3
О
Норвегия
Швеция
Финляндия. фканада
..- Австрия Белый:
Япония^)
„ Германия .
Россия .Чехия Корея.---"'?'
Цвенгриа?Оо"” О С
.- .О"'° Испания
.. ^уЧЭольша Греция
^.Данйя’^-х/
) франция
Великобритания
Италия
5 10 15 20 25 30 35 40
ВВП на душу населения по паритету
покупательной способности (ППС), тыс. долл.
26
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
типом электростанций являются тепловые, на которых исполь-
зуется органическое топливо: уголь, газ, мазут. Среди НВИЭ
наибольшее распространение в мире получили солнечные, ве-
тровые, геотермальные электростанции, установки, работаю-
щие на биомассе и твердых бытовых отходах.
Тепловые электростанции оборудуются паротурбинными
энергоблоками различных мощностей и параметров пара, а так-
же газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) установками.
Последние могут работать и на твердом топливе (например, с
внутрицикловой газификацией).
Основу производственного потенциала электроэнергетики
России составляют электростанции общего пользования; на них
приходится более 90% генерирующих мощностей. Остальная
часть - ведомственные электростанции и децентрализованные
энергоисточники.
В структуре мощностей электростанций общего пользова-
ния лидируют паротурбинные ТЭС (рис. 2.2). Тепловые элек-
тростанции включают конденсационные (КЭС), генерирующие
только электроэнергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), на ко-
торых осуществляется комбинированная выработка электро-
энергии и тепла. В топливном балансе ТЭС определяющую
роль играет природный газ. Его доля составляет около 65% и
превышает долю угля более чем в 2 раза. Участие нефтетоплива
незначительное (менее 5%).
Рис. 2.2. Структура
генерирующих
мощностей
электроэнергетики
В соответствии с Энергетической стратегией страны до
2020 г. в структуре генерирующих мощностей предполагает-
ся увеличить долю АЭС (примерно в 1,5 раза по сравнению с
2000 г.), а также снизить долю природного газа в топливном
балансе ТЭС, соответственно существенно повысив использо-
вание угля.
Стимулом структурных изменений в топливном балансе электро-
энергетики будет увеличение цен на газ и изменение сложившегося
соотношения цен на уголь и газ. Энергетической стратегией опреде-
лено, что конкурентоспособность угольных ТЭС по сравнению с га-
зовыми достигается при цене газа в 1,6-2 раза выше, чем цена угля (в
расчете на 1 т условного топлива). Такие ценовые пропорции обеспе-
чат предусматриваемое энергетической стратегией России снижение
доли газа и увеличение доли угля в структуре потребляемого ТЭС
топлива.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
27
Концепцией технической политики РАО «ЕЭС России» опре-
делено, что при новом строительстве, техническом перевоору-
жении и реконструкции ТЭС, исполыующих природный газ,
следует применять только парогазовые и газотурбинные техно-
логии (см. главы 5 и 11). Использование паросиловых техноло-
гий для этих целей запрещается.
Электростанции объединены электрическими сетями разно-
го уровня напряжения на параллельную работу в районные элек-
троэнергосистемы, которые в свою очередь образуют объеди-
ненные энергосистемы (ОЭС). Электрические связи между ОЭС
формируют единую энергосистему страны (ЕЭС). Основными
технологическими элементами электросетевого комплекса слу-
жат линии электропередачи (воздушные и кабельные) и транс-
форматорные подстанции с соответствующим вспомогательным
оборудованием. Различают магистральные и распределитель-
ные электрические сети; последние доводят электрическую
энергию от узлов нагрузг.и до абонентских установок потре-
бителей. Линии электропередачи напряжением 0,4-1150 кВ
имеют общую протяженность порядка 3 млн км, в том чис-
ле ма1 истральные электросети напряжением 220-1150 кВ -
157 тыс. км.
Для обеспечения надежного энергоснабжения и качества
электроэнергии в соответствии с требованиями технических
регламентов в масштабе всей ЕЭС создана система опера-
тивно-диспетчерского управления (ОДУ). Она построена по
иерархическому принципу; ее верхний уровень представлен
организацией - системным оператором (СО) ЕЭС России, ко-
торому подчинены органы ОДУ объединенных и районных
энергосистем. Свои функции органы ОДУ осуществляют через
централизованное управление технологическими режимами
работы объектов электроэнергетики и электропотребляющих
установок потребителей.
Как указано в Федеральном законе об электроэнергетике
(ст. 5), «технологическую основу функционирования электро-
энергетики составляют единая национальная (общероссий-
ская) электрическая сеть, территориальные распределитель-
ные сети, по которым осуществляется перейача электрической
энергии, и единая система оперативно-диспетчерского управ-
ления».
В хозяйственном отношении основные производственные
объекты электроэнергетики объединены в составе компаний
энергохолдинга «РАО ЕЭС», независимых акционерных энерго-
компаний, промышленных предприятий, а также предприятий
коммунальной энергетики (в двух последних случаях - неболь-
шие ТЭЦ). Таким образом, имеют место разная ведомственная
(балансовая) принадлежность и различные формы собственно-
сти на активы предприятий электроэнергетики.
К объектам теплоэнергегики относятся теплоисточники
(паровые и водогрейные котельные), а также тепловые сети
28
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Часть теплоэнергии
(около 30%) выраба-
тывается в России на
ТЭЦ, которые относят-
ся к объектам электро-
энергетики.
(магистральные и распределительные) с трубопроводами, насо-
сными станциями и тепловыми пунктами1.
Котельные имеют разную ведомственную принадлежность
(муниципальные, промышленные и др.). Среди них выделяют-
ся централизованные теплоисточники, обслуживающие целый
район теплоснабжения или группу разных потребителей, и де-
централизованные, прикрепленные к конкретным абонентам.
В частности, к децентрализованным причисляют котельные
мощностью до 20 Гкал/ч; в целом с учетом ТЭЦ в России цен-
трализованно вырабатывается около 70% тепловой энергии. Но
дальность передачи тепла, в отличие от электроэнергии, ограни-
чена по технико-экономическим соображениям: для пара всего
до 1,5-2 км, для горячей воды - до 20-30 км.
Главными функциями теплоэнергетики в обществе являются:
• надежное и бесперебойное обеспечение потребителей не-
обходимыми им теплоносителями с требуемыми объем-
ными и качественными параметрами;
• поддержание теплового комфорта в жилых и обществен-
ных зданиях (в строгом соответствии с температурами на-
ружного воздуха).
Данные функции должны реализовываться на основе вне-
дрения экономически и экологически оптимальных схем тепло-
снабжения городов и сельских районов страны.
Тепловая энергия в виде пара и горячей воды широко при-
меняется в различных отраслях народного хозяйства для
технологических нужд, отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения. Следует подчеркнуть, что электроэнергия и те-
плоэнергия - взаимозаменяемые и конкурирующие энергоноси-
тели. Особенно это касается силовых и среднетемпературных
процессов, где в качестве энергоносителя может использоваться
как пар различных параметров, так и электричество. При благо-
приятных экономических предпосылках электроэнергия может
заменять горячую воду в низкотемпературных процессах, обе-
спечивая более качественное pei улирование параметров и по-
требительский комфорт.
ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИИ НА ЭКОНОМИКУ
Технологический процесс энергоснабжения имеет следую-
щие уникальные особенности.
1. Совпадение во времени процессов производства и по-
требления энергии. Эта главная технологическая особенность
электроэнергетики вызвана невозможностью крупномасштабно-
го коммерческого аккумулирования энергии в сочетании с высо-
кой скоростью транспорта энергоносителей. Отсюда следует, что
режим производства энергии однозначно определяется режимом
ее потребления. Практически это означает, что при хронологиче-
ской неравномерности потребления энергии спрос на нее в каж-
дый момент времени должен покрываться в строгом соответствии
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
29
с графиком нагрузки конкретного потребителя. Следовательно, в
данном периоде времени (например, в течение суток) потреби-
тель должен быть обеспечен не только определенным объемом
энергии, но и соответствующей мощностью. Графики нагрузок -
важный инструмент производственного планирования и текуще-
го оперативно-технологического управления.
Режим энергопотребления, отражаемый графиками нагрузок
потребителей, оказывает сильное влияние на издержки энер-
гетического производства на отдельных энергопредприятиях.
Чем больше неравномерность графика нагрузки, по которому
вынуждена работать электростанция, котельная или районная
энергосистема, тем выше себестоимость энергии, а значит, и ее
отпускная цена.
Энергогенерирующие установки, функционирующие в пере-
менном режиме, должны находиться в постоянной готовности
к несению максимальных нагрузок. Издержки, связанные с
поддержанием готовности энергооборудования, возмещают-
ся потребителями в виде отдельной платы за присоединенную
мощность (максимальную нагрузку) независимо от величины
энергопотребления за расчетный период, т.е. уровня использо-
вания этой мощности.
Невозможность создания запасов готовой продукции в элек-
троэнер1етике требует наличия резервов генерирующих мощ-
ностей, пропускной способности электрических и тепловых
сетей, а также запасов топливных ресурсов. Величина этих ре-
зервов нормируется, а затраты на их формирование и содержа-
ние включаются в стоимость энергии.
Одновременность производства, передачи, распределения и
потребления электроэнергии является основной причиной чет-
кого разграничения вопросов хозяйственного и оперативно-тех-
нологического (диспетчерского) управления в энергетических
системах. Режим работы предприятия в электроэнергетике име-
ет гораздо большее значение, чем в промышленном производ-
стве. Поэтому ведение режимов передается самостоятельному
аппарату диспетчерского управления энергосистемой, состоя-
щему из ряда иерархических звеньев - от главного диспетчера
до начальника смены электростанции, руководящего работой
эксплуатационного (вахтенного) персонала. В результате управ-
ления режимами достигается оптимальное распределение на-
грузки между агрегатами, имеющими разную экономичность,
что позволяет минимизировать издержки производства в целом
по энергосистеме.
Технологическое единство производства и потребления энер-
гии предопределяет необходимость тесного экономического
взаимодействия энергокомпаний и потребителей. Основными
направлениями такого взаимодействия являются:
• рационализация режимов энергопотребления;
• формирование взаимоприемлемых тарифов на энергию;
30
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• координация планов развития энергопотребляющих уста-
новок, генерирующих и транспортных мощностей энерго-
систем.
2. Непрерывный характер производственного процесса.
Эта особенность обусловливает высокий уровень автоматиза-
ции производства и управления технологическим процессом.
Как известно, высокоавтоматизированное производство отлича-
ется высокими фондовооруженностью и производительностью
труда. Таким образом, электроэнергетика принадлежит к числу
малотрудоемких отраслей народного хозяйства, а в производ-
ственных издержках энергетических предприятий составляю-
щая по оплате труда занимает незначительную долю. При этом
численность персонала определяется установленной мощнос-
тью электростанций и не зависит от выработки электроэнергии,
т.е. от режима использования этой мощности.
Между тем значительная сложность и высокая скорость осу-
ществления технологического процесса вызывают большие пси-
хофизиологические нагрузки на оперативный персонал энерго-
предприятий и органов диспетчерского управления. Работники
должны иметь высокую профессиональную квалификацию,
психологическую устойчивость, дисциплинированность. При-
чем важное значение имеют как производственный опыт от-
дельных работников, так и четко отлаженное взаимодействие
различных подразделений и служб. Таким образом, очевидна
особая роль человеческого фактора в электроэнергетике.
Отсюда следуют два вывода. Во-первых, по уровню оплаты
труда персонал энергокомпаний должен занимать одно из веду-
щих мест в народном хозяйстве. Во-вторых, требуется регуляр-
но выделять значительные средства для подготовки и повыше-
ния квалификации кадров электроэнергетики.
3. Сложность и особые условия работы энергетического
оборудования. Энергетическое оборудование, особенно уста-
новленное на электростанциях, отличается конструктивной
сложностью и большой металлоемкостью. В процессе эксплу-
атации оно подвергается воздействию высоких температур,
давлений, химически агрессивных сред, радиоактивности. По-
этому при его изготовлении применяются специальные дорого-
стоящие конструкционные материалы, способные в условиях
нормальной эксплуатации достаточно продолжительное время
выдерживать эти нагрузки без нарушения основных параметров
технологического процесса.
Указанные факторы определяют высокую капиталоемкость
объектов электроэнергетики. Например, удельные капиталовло-
жения в крупные ТЭС на угле превышают 1000 долл./кВт. Кроме
того, сроки проектирования, строительства, монтажа и эксплу-
атации крупных энергоблоков весьма длительные (до 5-8 лет и
более для крупных ТЭС и АЭС мощностью несколько миллио-
нов киловатт). Капитальные ремонты основного оборудования
(парогенераторов, турбин) отличаются продолжительностью и
большими издержками.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
31
4. Взаимозаменяемость генерирующих установок. Уста-
новки, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию,
могут использовать различные первичные энергоресурсы:
• органическое топливо разных видов (уголь, газ, мазут
и др.);
• ядерную энергию;
• возобновляемые источники энергии (гидроэнергию, сол-
нечную, ветровую, геотермальную и др.).
Технология энергетического производства может быть осно-
вана на различных тепловых схемах и энергетических циклах:
конденсационной и теплофикационной выработке электроэнер-
гии; паротурбинном, газотурбинном и парогазовом (комбини-
рованном) циклах. При этом генерирующие установки могут
различаться единичными мощностями, параметрами пара (ТЭС
и АЭС). В системах транспорта электроэнергии возможно при-
менение переменного либо постоянного тока разных уровней
напряжения.
Технологическая взаимозаменяемость энергоустановок
предопределяет многовариантность решения задачи энерго-
снабжения региона. Выбор наилучшего варианта осуществля-
ется на основе специальных экономических расчетов. В то же
время взаимозаменяемость генерирующих энергоустановок
ограничена их производственной специализацией, т.е. режима-
ми использования в энергосистеме. Например, газотурбинная
и гидроаккумулирующая электростанции могут рассматри-
ваться как взаимозаменяемые и конкурирующие, потому что
предназначены для работы в переменном режиме благодаря
прежде всего своим маневренным качествам. Но газотурбин-
ную станцию и крупную АЭС, предназначенную для работы
в режиме постоянной нагрузки, считать взаимозаменяемыми
неправомерно. АЭС следует сопоставлять с крупными паро-
турбинными ТЭС, работающими на разных видах топлива.
Нельзя считать взаимозаменяемыми и энергоустановки, выра-
батывающие энергетическую продукцию разного ассортимен-
та. Например, ТЭЦ, в установках комбинированного производ-
ства которой генерируется электрическая и тепловая энергия,
не может сравниваться с отдельной котельной или отдельной
КЭС. Установка комбинированного производства может рас-
сматриваться как взаимозаменяемая только с энергетическим
комплексом: котельная + КЭС.
С учетом указанных ограничений взаимозаменяемость гене-
рирующих энергоустановок дает возможность разрабатывать и
оценивать различные сценарии развития районных энергоси-
стем и формировать для каждой из них оптимальную структуру
энергетических мощностей исходя из критериев надежности,
экологичности и экономичности энергоснабжения.
5. Низкий кпд генерирования электроэнергии. Электро-
энергетика относится к весьма топливоемким отраслям народ-
ного хозяйства. На современных крупных ТЭС, оборудованных
32
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
паротурбинными конденсационными энергоблоками, кпд в луч-
шем случае несколько превышает 40%. Переход на парогазовый
цикл позволяет увеличить кпд примерно до 60%. Тем не менее
даже в этом случае около 40% тепла топлива непроизводитель-
но выбрасывается в окружающую среду.
Таким образом, основная составляющая издержек произ-
водства на ТЭС связана с топливом (50 - 70% себестоимости).
В этих условиях для электростанций, использующих дальне-
привозной качественный уголь, может обостриться проблема
надежности топливоснабжения (крупная угольная ТЭС потре-
бляет в сутки несколько железнодорожных составов с топли-
вом). Поэтому на ТЭС требуется создание больших оператив-
ных и страховых запасов топлива.
Так как возможности существенного роста кпд электростан-
ций, а значит, снижения удельных расходов топлива на произ-
водство электроэнергии в обозримой перспективе ограниченны,
надо стремиться по возможности сокращать использование в
электроэнергетике высококачественных, дорогих и дефицитных
видов органического топлива, прежде всего природного газа и
мазута. Естественно, что в каждом регионе эта проблема долж-
на решаться с учетом местных условий формирования топлив-
но-энергетического баланса.
6. Взаимодействие с окружающей средой. Характерной
особенностью технологии производства энергии на ТЭС и АЭС
является непрерывный сброс огромного количества тепла в
окружающую среду - реки, озера, пруды и другие водоохлаж-
дающие бассейны, а также в атмосферу (посредством градирен,
систем испарительного охлаждения). При размещении вновь со-
оружаемых электростанций это порождает трудности в подборе
соответствующих площадок, которые позволяли бы обеспечить
сброс тепла в непосредственной близости от них (проточная вода
или искусственные гидротехнические сооружения больших раз-
меров в виде водохранилищ, испарительных прудов, градирен).
Гидротехнические сооружения для системы охлаждения ТЭС и
АЭС требуют больших капитальных затрат.
Более низкий, чем у ТЭС, коэффициент полезного исполь-
зования тепла у большинства современных АЭС приводит к
значительно большим для них потребностям в охлаждающей
воде и соответственно большим затратам на гидротехнические
сооружения.
Тепловое «загрязнение» окружающей среды ТЭС, работа-
ющими на органическом топливе, сопровождается огромным
расходом кислорода из атмосферы, непрерывным выбросом га-
зов, золы, а также вредных для растительного и животного мира
окислов серы и азота. Это создает значительные экологические
проблемы и влечет за собой крупные затраты на сооружение
и эксплуатацию специальных природоохранных технических
устройств.
РАЗДЕЛ 1 ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
33
РЕЖИМЫ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ
Режимы энергопотребления отражаются в графиках элек-
трических и тепловых нагрузок: суточных, недельных, годовых.
Такие графики широко применяются в практике производствен-
ного планирования, ценообразования, оперативно-технологиче-
ского (диспетчерского) управления.
В частности, при помощи графиков электрической нагрузки
решаются такие важные задачи, как
• определение общей потребности в генерирующих мощно-
стях электростанций в регионе (энергосистеме);
• установление состава генерирующих мощностей энерго-
систем;
• экономичное распределение нагрузки между электростан-
циями и отдельными агрегатами;
• планирование ремонтов оборудования энергосистем;
• разработка тарифов на энергию, дифференцированных по
периодам суток, дням недели, сезонам года.
Зависимость электрической нагрузки от времени суток отра-
жается в суточном графике электрической нагрузки. Он может
составляться как для отдельной электростанции, так и для рай-
онных и объединенных энергетических систем.
Полный суточный график нагрузки энергетической систе-
мы складывается из графиков отдельных потребителей. Кроме
того, учитываются расход электроэнергии на собственные нужды
электростанций и потери в электрических сетях. Конфигурация
суточных графиков энергосистемы определяется в основном осо-
бенностями графиков нагрузки различных потребителей, долями в
суммарной нагрузке коммунально-бытового сектора, одно-, двух-,
трехсменных и непрерывно работающих предприятий (рис. 2.3).
Рис. 2.3. Совмещенный
суточный график
электрической
нагрузки крупного
промышленного
района в зимний
период:
I - коммунально-бытовая
нагрузка; II - односменные
промышленные
предприятия;
III - электрифици-
рованный транспорт;
IV - двухсменные
промышленные
предприятия;
V - трехсменные
промышленные
предприятия
и непрерывные
производства
2 Энергетический бизнес
34
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис 2.4. Изменение
графика нагрузки
энергосистемы
по дням недели
Графики электрической нагрузки различаются по сезонам
и месяцам года, а также дням недели - рабочим и выходным
(рис. 2.4,2.5). Для условий России электрическая нагрузка зимой
больше, чем летом. Наименьшее ее значение называется миниму-
мом нагрузки, он имее! место в ночные часы суток. В утренние
и вечерние часы наблюдается повышение нагрузки, причем зи-
мой более значительное, чем летом. Поэтому все неооходимые
ремонты оборудоваши в электроэнергетике стремятся провести
в летний период, чтобы в обязательном порядке обеспечить по-
крытие зимнего максимума в самые короткие световые дни. Этот
максимум называется пиком нагрузки. На его основе определяет-
ся необходимая установленная мощность электростанций. Элек-
трическая нагрузка в субботу, воскресенье и праздничные дни
существенно ниже, чем в рабочие. Это может потребовать оста-
новки ряда крупных энергетических агрегатов, что снижает их
эксплуатационные показатели. В то же время у энергокомпаний
появляется возможность проводить в такие дни ремонты обору-
дования, обеспечивая тем самым надежность его работы.
Рис. 2.5 Годовой
график месячных
максимумов нагрузки
энергосистемы
Суточные графики нагрузки можно разделить на базовую
(базисную), ограниченную минимальной ночной нагрузкой,
и переменную части (рис. 2.6). В свою очередь переменная
часть подразделяется на полупиковую, которая располагает-
ся между минимальной ночной и средней нагрузками, и пи-
ковую - между средней и максимальной нагрузками. Такая
структура графика нагрузки служит основой для определения
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
35
Рис. 2.6. Структура
суточного графика
электрической
нагрузки
энергосистемы:
1 - пиковая часть;
2 - полупиковая часть;
3 - базовая часть
состава генерирующих мощностей электростанций энерго-
системы. Обычно в обеспечении графика нагрузки участву-
ют установки разной мощности, топливной экономичности
и маневренности. При этом имеет место специализация элек-
тростанций в покрытии отдельных частей графика нагрузки.
Крупные высоко экономичные электростанции (ТЭС и АЭС)
целесообразнее использовать с наибольшей возможной на-
грузкой значительную часть года. Это так называемые базо-
вые электростанции. Станции, используемые в течение ко-
роткого периода времени только для покрытия максимумов
нагрузки, соответственно являются пиковыми. Кроме того, в
энергосистемах работают электростанции, занимающие про-
межуточное положение по годовому числу часов использова-
ния своей мощности, - полупиковые.
В качестве пиковых применяются установки, отличающие-
ся прежде всего высокой маневренностью, т.е. способностью
быстро поднимать нагрузку, изменять ее в широком диапазоне.
Они специально приспособлены для частых запусков и остано-
вов. При этом их топливная экономичность особого значения не
имеет, так как работают они в течение года непродолжительное
время. К числу таких специализированных пиковых электро-
станций относятся, например, газотурбинные, имеющие от-
носительно низкий кпд, но высокие маневренные свойства и к
тому же малую стоимость. Весьма перспективно сооружение в
отдельных регионах гидроаккумулирующих электростанций,
эффективно работающих в пиковых режимах.
Графики нагрузки отдельных районных энергосистем могут
существенно различаться по конфигурации и аналитическим
36
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
характеристикам. Это связано прежде всего с разной структурой
потребителей и климатическими условиями в регионах страны.
Различаются и способы покрытия региональных нагрузок, т.е.
стрт ктура генерирующих мощностей, что определяется услови-
ями топливоснабжения электростанций и наличием гидроэнер-
гетических ресурсов. В результате совместного действия всех
этих факторов в каждом регионе (энергосистеме) формируется
своя стоимость энергии.
Основные характеристики суточных графиков нагрузки
(см. рис. 2.6) складываются из максимальной нагрузки Ртах,
минимальной нагрузки /*т,п, среднесуточной нагрузки /’ср,
плотности графика нагрузки (коэффициента заполнения) - от-
ношения средней нагрузки к максимальной, неравномерности
нагрузки - отношения минимальной нагрузки к максимальной.
Годовой график нагрузки энер1 осистемы характеризуется та-
ким показателем, как число часов использования максимума на-
грузки, которое рассчитывается как отношение годового объема
выработанной электроэнергии к годовому максимуму нагрузки.
Плотность и равномерность графика нагрузки оказывают
сильное влияние на экономические показатели энергосистемы
и соответственно обслуживающих ее энергокомпаний. В част-
ности, уплотнение графика ведет к снижению потребности в
генерирующих мощностях, а также текущих издержек произ-
водства за счет лучшего использования оборудования по мощ-
ности и во времени. Конфигурация графика нагрузки зависит от
структуры потребителей; например, повышение удельного веса
коммунально-бытовой нагрузки при ее высокой неравномерно-
сти вызывает разуплотнение общего графика. Это необходимо
учитывать при опережающем росте электропотребления в бы-
товом секторе.
Уплотнение графиков нагрузки энергосистем может осу-
ществляться путем государственных мер, внутриотраслевых
мероприятий, а i акже на основе регулирования энергопотребле-
ния непосредственно на предприятиях.
К государственным общеорганизационным мерам отно-
сятся распределение выходных дней промышленных предпри-
ятий, распорядок начала работы, обеденных и межсменных
перерывов, а также часовой сдвиг в летнее время. Отрасле-
вые средства уплотнения графиков нагрузок - это объедине-
ние энергосистем и аккумулирование электроэнергии в часы
ночного спада нагрузки с последующей выдачей ее в часы
системного максимума. Этой цели в наибольшей степени от-
вечают гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). В
период «провала» нагрузки ГАЭС работает в насосном ре-
жиме, затрачивая дешевую ночную электроэнергию, выраба-
тываемую базовыми электростанциями, для закачки воды из
нижнего водохранилища в верхнее. Это выравнивает график.
В период максимальных нагрузок ГАЭС работает в генератор-
ном режиме, onepai ивно срабатывая уровень воды из верхнего
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
37
1 В качестве таковых
обычно рассматривают
непрерывные (кругло-
суточные) производ-
ства с электроемкими
технологическими
процессами, допускаю-
щими снижение
потребляемой мощ-
ности в широком
диапазоне - вплоть
до отключения
на периоды утреннего
и вечернего максимума
(например, производ-
ство ферросплавов,
насосные установки
водоотлива шахт).
водохранилища и сокращая участие ТЭС в регулировании на-
грузки. Регулирование энергопотребления на предприятиях
направлено главным образом на уменьшение нагрузки, уча-
ствующей в общем суточном максимуме энергосистемы, пу-
тем перенесения ее на другие часы суток, а также на заполне-
ние ночного «провала» графика нагрузки. В числе способов
регулирования нагрузки предприятия-потребителя можно на-
звать организацию ночных смен в промышленности, создание
потребителей-регуляторов1, изменение времени проведения
ремонтов оборудования, рациональное распределение нагруз-
ки между отдельными агрегатами. В некоторых случаях ока-
зывается целесообразным снижение (ограничение) мощности
технологических установок в определенные периоды времени,
компенсируемое ее форсированием в другое время, и создание
необходимых запасов сырья и полуфабрикатов, позволяющих
отключать на различные сроки отдельные агрегаты технологи-
ческого процесса.
Таким образом, регулирование режимов потребителей тре-
бует определенных затрат. Стимулом для его осуществления
служит снижение платы за электроэнергию, которое обеспечи-
вается, в частности, с помощью дифференцированных тарифов.
Так, стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, потребляемой в ночные
часы, устанавливается на самом низком уровне, а в часы мак-
симальной нагрузки энергосистемы отпускается самая дорогая
энергия. Летом она дешевле, чем зимой, а в выходные дни де-
шевле, чем в рабочие.
Следует подчеркнуть, что подобная дифференциация от-
ражает объективные различия в затратах на производство
энергии в разные периоды времени. Так, в часы ночного спада
нагрузки практически вся электроэнергия вырабатывается на
наиболее экономичных базовых электростанциях с низкими
издержками. Напротив, в часы максимума стоимость энергии
резко возрастает за счет дополнительного привлечения к по-
крытию графика нагрузки низкоэкономичных ТЭС, находя-
щихся в горячем резерве.
Рационализация режимов электропотребления в целях уплот-
нения графика нагрузки может производиться потребителями
как самостоятельно, так и во взаимодействии с энергокомпани-
ей, обслуживающей местную энергосистему. Во втором случае
энергокомпания частично или полностью берет на себя расходы,
связанные с регулированием нагрузки (см. главу 21).
Следует подчеркнуть, что выбор способов регулирования и
методов его стимулирования в конечном счете обусловлен ре-
гиональными условиями энергоснабжения и действующей схе-
мой организации энергетического рынка (одна интегрированная
энергокомпания-монополист или несколько конкурирующих
производителей энергии в регионе).
Графики тепловой нагрузки, в отличие от графиков электри-
ческой нагрузки, строятся не для энергосистемы в целом, а для
38
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
отдельных районов теплоснабжения: по пару (с дифференциа-
цией по параметрам), горячей воде, а также суммарные.
Суточные и годовые графики нагрузки определенного райо-
на теплоснабжения складываются путем суммирования харак-
терных графиков отдельных групп потребителей. Генерируемая
тепловая мощность (нетто) должна быть больше максимальной
тепловой нагрузки на величину потерь при передаче и в тепло-
обменниках.
Рис. 2.7. Суточные
графики потребления
технологического пара
нефтеперерабатываю-
щим заводом
Суточный график тепловой нагрузки промышленного пред-
приятия зависит от технологических режимов производствен-
ных процессов, сменности, сезона года. Наиболее равномерные
суточные графики имеют теплоемкие производства: химические,
целлюлозно-бумажные, нефтеперерабатывающие (рис. 2.7, 2.8).
Нагрузка отопления и вентиляции остается неизменной в течение
суток или снижается в нерабочие часы. Нагрузка горячего водо-
снабжения существенно меняется по периодам суток.
Рис 2 8. Суточные
графики потребления
технологического пара
предприятием легкой
промышленности
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
39
Рис. 2.9. Годовой гра-
фик потребления тепла
нефтеперерабатываю-
щим заводом
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Месяцы
В течение года технологическое теплопотребление меняется
главным образом за счет прироста тепловой нагрузки, измене-
ния потерь в окружающую среду, расходов теплоты на разогре-
вы агрегатов после холодных простоев, остановов и ремонта.
Годовой график отопительной нагрузки показывает ее значи-
тельные сезонные изменения (рис. 2.9).
40
ГЛАВА 3
НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЮ
НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Надежность электроснабжения характеризуется беспе-
ребойностью обеспечения платежеспособного потребителя
энергией заданного качества в заданном объеме и на определен-
ном интервале времени.
Надежность определяется такими свойствами энергетиче-
ских систем, как безотказность оборудования, восстанав-
ливаемость электроснабжения после отказов и ресурсообе-
спеченность функционирования (прежде всего в отношении
производственных мощностей и энергетических ресурсов).
Потеря надежности выражается в утрате работоспособности
и отключении отдельных элементов энергосистемы и возник-
новении перерывов в электроснабжении потребителей. Такие
перерывы могут носить плановый характер (с предварительным
предупреждением потребителей) и аварийный (внезапное от-
ключение). Они вызываются следующими факторами:
• дефицитом генерирующих мощностей;
• перегрузками оборудования электрических сетей (недо-
статочная пропускная способность);
• перебоями в топливоснабжении элекгростанций;
• отказами оборудования (вызванными его повреждениями).
Основными причинами аварийных отказов оборудования в
свою очередь являются:
1) стихийные природно-климатические явления и другие
форсмажорные обстоятельства;
2) критическая изношенность оборудования;
3) человеческий фактор — ошибочные дейс1вия оперативно-
го персонала на энергопредприятиях и в органах диспет-
черского управления.
Аварии в электроснабжении могут быть двух видов: локаль-
ные и системные. Во втором случае при неблагоприятном сте-
чении нескольких факторов происходит внезапное массовое
отключение потребителей на значительных территориях с дли-
тельным периодом восстановления электроснабжения (до не-
скольких суток). Как показывает опыт, системные аварии нано-
сят огромный материальный ущерб (исчисляемый миллиардами
долларов), а также вызывают сильнейший психологический
стресс у населения. В крайних случаях дело может доходить до
человеческих жертв. Необходимо подчеркнуть, что при высо-
ком уровне электрификации и компьютеризации современного
общества длительные перерывы в электроснабжении приобре-
тают катастрофический характер.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
41
В связи с этим предотвращение тяжелых системных аварий
должно быть гарантировано соответствующими технически-
ми средствами и постоянной готовностью персонала органов
оперативно-диспетчерского управления решать три главные
задачи:
• предупреждение аварийных ситуаций еще на уровне пер-
вичной симптоматики их возникновения;
• своевременная локализация аварийных ситуаций, т.е.
предупреждение распространения их до системного
уровня;
• восстановление электроснабжения в кратчайшие сроки.
Для того чтобы управлять надежностью, надо иметь по-
казатели, характеризующие ее технический и экономический
аспекты. Так, уровень надежности электроснабжения в данной
энергосистеме обычно оценивается с помощью технических ха-
рактеристик:
• количество (частота) отключений за определенный пе-
риод;
• продолжительность отключений;
• объем недоотпущенной электроэнергии (мощности) в ре-
зультате отключений нагрузки потребителей.
Конкретно перечень показателей для измерения уровня на-
дежности электроснабжения устанавливается национальными
стандартами.
В качестве примера можно привести три наиболее часто использу-
емых в энергосистемах США индекса надежности.
• Индекс средней частоты отключений системы. Рассматривает-
ся путем деления общего числа долговременных (более 1 мин)
отключений на общее количество обслуживаемых потребителей
на определенной территории.
• Индекс средней продолжительности отключений системы.
Определяется путем деления суммарной продолжительности
отключений на общее их количес гво.
• Индекс средней продолжительности отключений потребите-
лей. Совокупное время отключения потребителей (время, за-
траченное на восстановление электроснабжения, умноженное
на количество отключенных потребителей) делится на общее
количество потребителей.
Отметим, что энергокомпании обязаны вести статистику по-
казателей, зафиксированных в национальном стандарте по на-
дежности электроснабжения. Таким образом осуществляется
мониторинг изменения уровня надежности в хронологическом
аспекте. Кроме того, указанные характеристики могут исполь-
зоваться в качестве обобщенных оценок технической эффектив-
ности энергетического производства. Гарантированные показа-
тели надежности также включаются в договоры энергокомпаний
с потребителями.
42
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
В современной электроэнергетике надежность является не
только технической, но и экономической категорией. В этом
качестве она оперирует такими базовыми понятиями, как за-
траты на ее обеспечение и ущерб от ее потери. Последний
относится к числу вероятностных событий, т.е. можно говорить
только о математическом ожидании его величины. Таким об-
разом, возникает задача технико-экономической оптимизации
уровня надежности, причем она должна решаться по-разному
в гависимости от значимости фактора надежности для разных
потребителей. В частности, нецелесообразно стремиться к до-
стижению 100%-ной гарантированной надежности для всех
электроприемников.
Если рассматривать обеспечение надежности электроснабже-
ния как специфическую услугу энергокомпании, то ее экономи-
ческая оценка представляет собой стоимость надежности, ко-
торая может быть выражена в двух формах: как удельный ущерб
(издержки) потребителя, вызванный перерывами в электроснаб-
жении, или как плата за некоторую гарантированную надежность,
на которую готов пойти потребитель электроэнергии. С учетом
баланса интересов энергокомпании и потребителя теоретически
эти величины должны совпадать.
Подобные экономические оценки надежности могут найти
практическое применение:
• при проектировании систем электроснабжения и опреде-
лении оптимальных величин резервов энергетических
мощностей;
• разработке национальных стандартов по надежности;
• обосновании размера компенсационных выплат потреби-
телям со стороны энергокомпаний при нарушении дого-
ворного (гарантированного) уровня надежности;
• разработке тарифов на электроэнергию, дифференциро-
ванных по уровням надежности электроснабжения;
• определении величины финансовых стимулов (премий)
для потребителей, согласных на отключения нагрузки
и предоставляющих свои мощности в распоряжение си-
стемного оператора;
• страховании надежности электроснабжения в энергоком-
паниях и у потребителей.
Конечно, определенный экономический ущерб от ненадеж-
ного электроснабжения несет и сама энергоснабжающая орга-
низация (здесь мы не имеем в виду компенсационные выплаты).
Он определяется:
• потерями дохода от реализации электроэнергии;
• затратами на аварийный ремонт оборудования электро-
станций и электрических сетей;
• перерасходом топлива на низкоэкономичных резервных
агрегатах;
• дополнительными затратами на пуск оборудования после
его восстановления;
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
43
1 По аналогии могут
рассчитываться ущер-
бы и для отдельных
отраслей народного
хозяйства и промыш-
ленности.
2 Если фактический
уровень надежност и
оказывается ниже
договорного (оплачи-
ваемого потребите-
лем), то, как правило,
потребителю возмеща-
ется энергокомпанией
нанесенный ущерб
который подсчитывает-
ся на основе реальных
потерь данного по-
требителя (за исклю-
чением форсмажора,
вызванного погодными
явлениями).
• увеличением потерь электроэнергии в электросетях при
работе в режиме дополнительной (аварийной) нагрузки.
Отметим, однако, что величина ущерба в энергокомпании в
сравнении с потребительским ущербом, как правило, невелика.
Наибольшие потери несут именно потребители электроэнергии.
На промышленных предприятиях они связаны с сокращением
выпуска продукции, снижением ее количества и повышением
брака, порчей сырья и материалов, поломкой инструментов и
оборудования, повышением износа оборудования.
В отраслях непроизводственной сферы - жилищно-комму-
нальном хозяйстве, бытовом обслуживании и торговле, на транс-
порте, в других отраслях социальной инфраструктуры - отказы
электроснабжающих систем приводят к ухудшению условий
груда и быта, росту заболеваемости, снижению количества и
качества коммунальных услуг, уменьшению фонда свободного
времени населения и ухудшению качества его использования.
При определении экономических оценок надежности используют-
ся различные методы. Например, для агрегированных оценок в мас-
штабе народного хозяйства привлекают макроэкономические показа-
тели (ВВП). На их основе рассчитывается вероятная (нормативная)
величина стоимости продукции, недополученной из-за перерывов
электроснабжения (равная ВВП/кВт-ч потребленной электроэнергии
за период)1. Средние ставки заработной платы могут быть использо-
ваны для совокупной оценки стоимости потерь свободного времени
населения — одного из основных элементов издержек этой категории
потребителей, возникающих в связи со сбоями в электроснабжении.
Другая группа методов основана на анализе рыночного поведе-
ния потребителей. В частности, затраты потребителя на повышение
надежности электроснабжения предприятия (резервные энергоисточ-
ники, страхование ущербов) могут служить экономической оценкой
предпочтительного уровня надежности. Если применяются тарифы
на электроэнергию, дифференцированные по уровням надежности, то
выбранный потребителем тариф автоматически рассматривается как
рыночная стоимость услуги по надежности электроснабжения. Ино-
гда затраты на надежность приравнивают к объему прибыли, недопо-
лученной из-за отключения потребите тя.
Методы опросов непосредственно выявляют мнение потребителей
в отношении требований, предъявляемых ими к надежности. Так, про-
мышленным и коммерческим потребителям може г быть предчоже но
оценить издержки, вызванные конкретным отключением: потери про-
дукции, брак, выход из строя оборудования. В другом случае потре-
бителей просят назвать сумму, которую они готовы заплатить, чтобы
избежать отключений, или сумму, которую они хотят получить в каче-
стве компенсации за перерыв в электроснабжении2.
При анализе надежности посредством экономических оце-
нок используются различные характеристики ущерба: издерж-
ки/отключение; издержки/кВт ч годового электропотребления;
44
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
издержки/кВт-ч годовой пиковой нагрузки; издержки/кВт-ч не-
доотпущенной электроэнергии.
Исследования показывают, что величина издержек в потре-
бительском секторе от снижения надежности электроснабжения
зависит от следующих основных факторов:
• типа потребителя (промышленное, коммерческое пред-
приятие, население);
• частоты, продолжительности и масштаба отключений;
• времени года и часов суток;
• предварительного уведомления об отключении.
При этом особое значение для потребителей имеет фактор
внезапности перерыва в электроснабжении, а также чувстви-
тельность технологического процесса к неожиданным отключе-
ниям нагрузки. Предварительные уведомления об отключении
позволяют потребителям соответствующим образом подгото-
виться и во многих случаях существенно сократить указанные
издержки.
Установлено также, что, например, для населения одно дли-
тельное отключение приносит больший ущерб, чем несколько
последовательных отключений такой же суммарной продолжи-
тельности. В то же время для коммерческих и промышленных
потребителей имеет место обратная картина; так, для них одно
отключение длительностью 1 ч создает меньший ущерб, чем
60 отключений по 1 мин.
Заметим, что применение экономических оценок в управле-
нии надежностью электроснабжения в условиях рыночных от-
ношений имеет свои особенности; эти вопросы подробно рас-
сматриваются в главе 8.
Пример. Определение экономического ущерба от отказа обору-
дования электросетевой компании.
Описание события. Воздушная одноцепная линия электропередачи
(ВЛ) ПО кВ, питающая промышленное предприятие, отключилась в
16 ч 20 мин (обрыв провода одной фазы) и в тот же день в 20 ч 20 мин
после выполнения аварийного ремонта была введена в работу. В мо-
мент отключения ВЛ несла нагрузку 25 МВт. Вторая питающая линия
ПО кВ от той же подстанции также несла нагрузку 25 МВт, а после
отключения была нагружена до 40 МВт.
Данные для расчета ущерба. Длина ВЛ по трассе 80 км; недоот-
пуск электроэнергии при простое ВЛ 40 МВт ч; потери мощности при
работе одной ВЛ в нормальном режиме 15 кВт/км; потери мощности
при работе ВЛ в аварийном режиме 40 кВт/км: затраты на аварийный
ремонт ВЛ: заработная плата с начислениями 1294 руб., стоимость ма-
териалов 4230 руб., расходы на автотранспорт и использование спец-
механизмов 1328 руб.
Удельный ущерб для промышленного предприятия 30 руб./ (кВт ч).
Тариф на электроэнергию для предприятия 0,85 руб./(кВт ч).
Тариф на передачу электроэнергии 0,18 руб./(кВт ч).
Цена на электроэнергию на оптовом рынке 0,55 руб./(кВт ч).
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
45
Расчет ущерба для потребителя электроэнергии. Ущерб оценива-
ется по агрегированному показателю для данной отрасли за вычетом
стоимости недопоставленной электроэнергии:
Уп = (30,0 - 0,85) • 40 000 = 1 166 000 руб.
Расчет ущерба для электросетевой компании (без учета компен-
сационной выплаты). Потеря дохода от недопоставки услуги по пере-
даче энергоносителя (при условно-постоянных эксплуатационных из-
держках):
УС1 = 0,18 40 000 = 7200 руб.
Затраты по оплате дополнительных потерь электроэнергии (при пере-
даче дополнительной мощности на одной ВЛ в аварийном режиме)
путем покупки электроэнергии на оптовом рынке:
Ус2 = 0,55 (40 — 15 — 15) • 80 4 = 1760 руб.
Затраты на аварийный ремонт ВЛ:
Ус3 = 1294 + 4230 + 1328 = 6852 руб.
Итого ущерб электросетевой организации:
Ус2 = 7200 + 1760 + 6852 = 15 812 руб.
Как видно из приведенного примера, ущерб для предприятия более
чем в 70 раз превышает потери электросетевой компании - виновника
перерыва в электроснабжении.
Совпадение во времени процессов генерирования и потребле-
ния энергии, невозможность складирования готовой продукции
приводят к необходимости создавать резервы электрогенерирую-
щих мощностей в энергосистемах. В соответствии с назначением
различают следующие виды технологического резерва.
Аварийный резерв предназначается для обеспечения элек-
троснабжения в случаях снижения генерируемой мощности,
вызванного аварийными простоями оборудования электро-
станций и электрических сетей. Величина его принимается
исходя из общей мощности всей энергосистемы, числа агре-
гатов, установленных на электростанциях. Она должна быть
не меньше мощности самого крупного агрегата в системе.
3 то же время величина этого резерва требует тщательно-
го обоснования, так как затраты на его создание весьма зна-
чительны, а недостаток приводит к снижению надежности
энергоснабжения.
Нагрузочный (частотный) резерв предназначен для поддер-
жания частоты переменного тока в энергосистеме в норматив-
ных пределах при возможных отклонениях максимума нагрузки
от его расчетной величины. Он должен рассматриваться со-
вместно с аварийным резервом, так как надежность и качество
энергоснабжения гесно взаимосвязаны.
46
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Ремонтный резерв пре/(назначен для компенсации мощно-
сти, которая выводится в плановые ремонты. Он предусматри-
вает возможность проведения текущих и капитальных ремонтов
оборудования электростанций без отключения потребителей.
Капитальные ремонты выполняются, как правило, при сезон-
ном снижении нагрузки в энергосистеме (например, летом).
Если этого снижения достаточно, то ремонтный резерв при мак-
симальных нагрузках требуется в основном при проведении те-
кущих ремонтов. Величина его зависит от общего количества
агрегатов в системе, мощности ремонтируемых агрегатов, про-
должительности планового ремонта, площади сезонного «про-
вала» годового графика нагрузки энергосистемы.
Указанные виды составляют так называемый оперативный
резерв энергосистемы.
Компенсационный (стратегический) резерв требуется для
предупреждения возможных нарушений энергобаланса систе-
мы вследствие неопределенности роста потребности в электро-
энергии, а также вероятного отставания ввода новых генериру-
ющих мощностей. Он определяется в процессе координации
планов развития энергосистемы и отраслей-потребителей.
Надежность теплоснабжения связана с определенной спе-
цификой. Она вк цочает:
• существенно меньший народно-хозяйственный ущерб от
перерывов теплоснабжения по сравнению с электроснаб-
жением;
• отсутствие единых региональных систем теплоснабже-
ния, подобных электроснабжающим, и ограниченность
параллельной работы теплогенерирующих установок;
• возможности аккумулирования тепла (размещение акку-
мулирующих емкостей в различных точках систем тепло-
снабжения позволяет повысить их надежность);
• ни зкую вероятность выхода из строя теплогенераторов во
время максимума нагрузки;
• возможность увеличения тепловой мощности ТЭЦ за счет
снижения ее электрической мощности.
В условиях России одним из наиболее важных меропри-
ятий по повышению надежности теплоснабжения являет-
ся резервирование тепловых сетей (смежные магистрали от
одной или разных ТЭЦ соединяются перемычками). Выбор
диаметров магистралей следует производить с учетом допол-
нительного транзитного расхода воды по ним в аварийных
условиях.
Существующие котельные с тепловой мощностью 210—
420 ГДж/ч (50-100 Гкал/ч) и более могут использоваться в ка-
честве резервных источников теплоснабжения. В некоторых
случаях целесообразно сооружение специальных резервных на-
сосных станций и использование для резервирования рабочих
насосных станций.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
47
КАЧЕСТВО ЭНЕРГИИ
Под качеством энергии следует понимать совокупность ее
параметров (свойств), опросе чяющих способность электро-
или теплоэнергии удовлетворять потребности различных
энергоприемников в соответствии с их назначением.
Надежность и качество электроснабжения тесно связаны.
Например, понижение частоты тока в энергосистеме, вызванное
дефицитом генерирующих мощностей, может потребовать от-
ключения или ограничения части потребителей, т.е. снижения
надежности электроснабжения при безотказной работе обору-
дования. В связи с неразрывностью производства и потребления
электроэнергии ее качес гво определяется не только производи-
телем (его генерирующим, трансформирующим, передающим и
распределяющим оборудованием), но и потребителем, характе-
ристиками электроприемников.
Показатели качества электроэнергии в сетях общего назначе-
ния устанавливаются ГОСТом.
Основным параметром является частота переменного
тока. Стандартное значение частоты в нашей стране 50 Гц.
В энергосистемах частота обычно изменяется в относитель-
но небольших пределах, поэтому пользуются показателем от-
клонений ее фактического значения от номинального. В ЕЭС
России допустимы отклонения ±0.1 Гц. Такие узкие преде-
лы изменения частоты обусловлены значительным влиянием
этого параметра на технико-экономические показатели работы
электроприемников. Так, снижение частоты вызывает умень-
шение числа оборотов электродвигателей и падение произво-
дительности механизмов, которые приводятся во вращение
электродвигателями. В то же время значительное повышение
частоты в энергосистеме может привести к повреждению обо-
рудования, расстройству технологических процессов, разлад-
ке автоматических линий.
Отклонения и колебания частоты оказывают влияние и на
работу оборудования электростанций. Изменяется мощность
электродвигателей питательных насосов, вентилятооов и центро-
бежных насосов. Чувствительны к понижению значений частоты
электроприемники собственных нужд электростанций, где на-
блюдается непроизводительный перерасход топлива. Кроме того,
понижение частоты тока в системе может приводить к увеличе-
нию потерь мощности и напряжения в электрических сетях.
Частота переменного тока - общесистемный параметр, г.е. в
любой точке энергосистемы она должна иметь одно и то же зна-
чение. Поэтому изменение частоты может вызывать уменьше-
ние выпуска продукции на всех промышленных предприятиях
региона, получающих энергию от данной системы.
Таким образом, отклонение частоты переменного тока от но-
минального значения приводит к существенному ущербу как у
потребителей электроэнергии, так и в энергосистемах.
48
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Главной причиной понижения уровня частоты является не-
баланс активной мощности в энергосистеме. Он может проис-
ходить при непредвиденных, случайных и кратковременных
(в разрезе суток) увеличениях электрической нагрузки сверх
расчетного максимума. Нагру точный резерв предназначен для
компенсации этих нерегулируемых колебаний нагрузки. Важ-
ную роль в поддержании нормативного уровня частоты играет
внутризаводское регулирование режимов электропотребления в
целях выравнивания суточных графико з нагрузки предприятий
и в итоге - снижения общего максимума энергосистемы.
Значительные изменения частоты могут приводить к крупным
системным авариям. Для предотвращения этого предусмотрены
специальные автоматические устройства частотной разгрузки
(АЧР), отключающие часть менее ответственных потребителей.
После ликвидации дефицита мощности срабатывают автоматы
повторного включения (АПВ). Следовательно, поддержание ча-
стоты на необходимом уровне требует затрат на нагрузочный
резерв и регулирующие устройства.
Существенное влияние на работу электроустановок ока-
зывают отклонения напряжения. Отклонение уровня напря-
жения у потребителей происходит в основном вследствие
небаланса реактивной мощности в энергосистеме. В связи с
этим большое значение имеют мероприятия потребителей по
повышению коэффициента мощности (например, установка
статических конденсаторов). Допустимые пределы отклоне-
ний напряжения от номинальных значений также установлены
ГОСТом. Изменение напряжения оказывает неблагоприятное
воздействие на работу осветительных приборов и асинхрон-
ных двигателей, в совокупности составляющих значительную
часть всех электроприемников. Так, понижение напряжения
резко уменьшает световой поток, а следовательно, коэффици-
ент полезного действия лампы и освещенность рабочей по-
верхности. Но в этом случае увеличивается срок службы лам-
пы. При повышении напряжения растет световой поток, но
сокращается срок службы.
Уменьшение освещенности рабочих мест влечет за собой
снижение производительности труда и ухудшение его качества.
Увеличивается число несчастных случаев на производстве. При
понижении напряжения у асинхронных двигателей уменьшает-
ся кпд и происходит интенсивное старение изоляции, повыше-
ние приводит к перегрузке обмотки статора.
Работа электротермических установок при снижении напря-
жения существенно ухудшается, увеличивается длительность
технологического процесса, а в некоторых случаях происходит
полное егл расстройство. Падение напряжения питания элек-
тропечей приводит к снижению их производительности. Ана-
логично на электролизных установках уменьшается произво-
дительность, повышаются удельные расходы электроэнергии и
увеличивается себестоимость продукции.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
49
Колебания напряжения - сравнительно быстрые изменения
напряжения во времени - вызываются в основном работой от-
дельных электроприемников и связаны с потреблением реак-
тивной мощности. Они могут возникать при пусках мощных
асинхронных двигателей, работе прокатных станов и электро-
сварочных аппаратов, толчках тока в период плавки в электри-
ческих печах. Колебания напряжения оказывают влияние на ра-
боту осветительных приборов, которые меняют свои основные
характеристики, вызывают повышенную утомляемость работа-
ющих, снижают производительность труда. При наличии коле-
баний напряжения в электросетях промышленных предприятий
с установками высокочастотного нагрева, индукционными пе-
чами, сварочными агрегатами может иметь место ущерб в виде
брака продукции, повреждений оборудования, останова электро-
установок, ухудшения качества сварки. Колебания напряжения,
возникающие на крупных металлургических заводах, оказыва-
ют влияние не только на работу своих электроприемников, но
и на устойчивость энергосистемы и экономичность отдельных
электростанций.
Помимо отклонений и колебаний напряжения определенный
народно-хозяйственный ущерб могут вызывать несимметприя в
3-фазной сети и несинусоидальностъ напряжения. Основной ис-
точник несимметрии - однофазные нагрузки: дуговые и индук-
ционные печи, сварочные агрегаты и др. Несинусоидальность
обусловливается в основном регулируемыми вентильными пре-
образователями. Несимметричные и несинусоидальные режи-
мы приводят к дополнительным потерям мощности и энергии,
повышенному нагреву электрооборудования, а следовательно, к
ускоренному старению изоляции и повышенной аварийности.
Эти режимы могут вызывать также ложные срабатывания ре-
лейной защиты и телеуправления.
В отличие от регулирования частоты, которое производится
только в энергосистемах, регулирование параметров напря-
жения может осуществляться непосредственно на промыш-
ленных предприятиях. Для экономической оценки выбора и
применения специальных компенсирующих и регулирующих
устройств затраты на их приобретение, установку и эксплуа-
тацию следует сопоставить с тем ущербом, который возникает
у потребителя в связи с нарушением качества электроэнергии.
Величина ущерба зависит от характера технологического про-
цесса, состава электроустановок в системе электроснабжения
предприятия, а также от параметров качества электроэнергии.
Понижение ее качества в большинстве случаев приводит к та-
ким последствиям, как
• изменение количества и качества выпускаемой продук-
ции;
• порча сырья и материалов;
• расстройство технологических процессов;
• простои рабочих и ухудшение условий труда;
50
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• повышение аварийности и повреждаемости оборудования;
• сокращение срока его службы.
В общем случае издержки, связанные с обеспечением уста-
новленного ГОСТом качества электроэнергии на предприятиях-
потребителях, можно разделить на три категории:
А - затраты на разработку мероприятий по предупреждению
ухудшения показателей качества (приобретение регулирующих
и компенсирующих устройств, обучение персонала, расходы на
его стимулирование);
Б - затраты на организацию учета и контроля уровня каче-
ства электроэнергии (содержание служб управления качеством,
приобретение приборов, проведение лабораторных и стендовых
испытаний);
В - затраты, связанные с ликвидацией последствий (ущер-
ба) от работы предприятия при пониженном качестве электро-
энергии.
Анализ издержек показывает, что затраты категорий А и Б
гораздо меньше, чем затраты категории В.
Контроль показателей качества проводится потребителем на
границе балансовой принадлежности сетей в целях проверки
соответствия фактических значений показателей качества допу-
стимым, зафиксированным в договоре на пользование электро-
энергией.
Взаимная ответственность производителей и потребителей
за поддержание качества электроэнергии может учитываться,
например, при ценообразовании путем введения скидок и над-
бавок к тарифам за электроэнергию.
Показателями качества тепловой энергии, отпускаемой по-
требителям, являются давление пара, температура и качество
горячей воды. Пар, используемый на технологические цели в
промышленности, подается разного давления. Наиболее рас-
пространенное давление 0,6-0,8 МПа; часто требуется пар
давлением 1,0-1,4 МПа, а в химических и нефтехимических
производствах иногда нужен перегретый пар (3,0-4,0 и даже
8,0-9,0 МПа). На некоторых машиностроительных предпри-
ятиях для привода моторов и прессов применяется пар давле-
нием 0,8-1,5 МПа.
На технологические нужды используется также горячая вода
разной температуры. При этом по техническим условиям воз-
можны различные требования к качеству исходной воды. В за-
висимости от необходимой температуры горячей воды и требо-
ваний, предъявляемых к ее качеству, применяются различные
схемы горячего водоснабжения для технологических целей.
Качество отопительных систем определяется их способнос-
тью обеспечивать и непрерывно поддерживать комфортный
температурный режим в отапливаемых помещениях. Это пред-
полагает гибкое регулирование количества и температуры по-
даваемого теплоносителя на уровне как теплоисточника, так и
абонентских установок.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
51
Особые требования должны предъявляться к гооячему водо-
снабжению для бытовых целей. Здесь важны не только темпера-
тура подаваемой воды, но и ее санитарные и основные органо-
лептические характеристики: состав, прозрачность, цвет, запах.
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ
Быстрый рост мирового энергопотребления приводит к уве-
личению воздействия энергетики на окружающую среду. Это
воздействие чрезвычайно разнообразно и определяется в основ-
ном типом энергоустановки (рис. 3.1).
В настоящее время большая часть вырабатываемой электри-
ческой энергии производится тепловыми электростанциями.
Поэтому именно ТЭС представляют собой основной объект для
изучения отрицательного влияния на биосферу. Они потребля-
ют около трети добываемого в мире топлива. Например, ТЭС
мощностью 2400 МВт потребляет при работе на угле 1000 т/ч
твердого топлива и 1600 т/ч кислорода. Выбросы такой стан-
ции, оборудованной электрическими фильтрами (кпд 99%), со-
ставляют, т/ч: СО2 - 2300, Н2О - 250, SO2 - 34, NO2 - 9, зола - 2
(в атмосферу), зола - 190, шлак - 35 (твердые отходы).
Воздействие ТЭС на окружающую среду зависит от исполь-
зуемого топлива. При сжигании твердого топлива в атмосферу
Рис. 3.1. Основные
факторы воздействия
энергетики на
окружающую среду
52
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
поступают летучая зола, частицы недогоревшего топлива, серни-
стый и серный ангидриды, окислы азота, фтористые соединения.
В золе содержатся различные токсичные соединения - мышьяк,
двуокись кремния и др. Использование жидкого топлива (мазутов)
исключает из отходов производства только золу. При сжигании
природного газа существенными загрязнителями становятся окис-
лы азота, но в среднем их выбросы на 20% ниже, чем при сжигании
твердого топлива. Это объясняется не только свойствами самого
топлива, но и особенностями его сжигания. Таким образом, эко-
логический ущерб от вредного воздействия ТЭС на окружающую
среду в случае использования газа минимален в сравнении с дру-
гими видами топлива. Сопоставление усредненных показателей по
загрязнению атмосферы продуктами сжигания ТЭС при работе на
различных видах топлива представлено в табл. 3.1.
УСРЕДНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ
ТЕПЛОВЫМИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ,Г/(КВТЧ)
Вид загрязнителя Вид топлива
Каменный природный уголь Бурый уголь Мазут Газ
SO2 6,00 7,70 7,40 0,002
Твердые частицы 1,40 2,70 0,70 -
ЫО2 21,00 3,45 2,45 1,900
Фтористые соединения 0,05 0,11 0,004 -
Таблица 3 1
Кроме того, ТЭС оказывают вредное тепловое воздействие на
окружающую среду, влияют на ландшафт местности. В среднем
для сооружения ТЭС необходима площадь 2-3 км2, а с учетом
золоотвалов, подъездных дорог она возрастает до 3-4 км2. На
этой территории изменяются рельеф местности, экологическое
равновесие, структура почвы. Крупные градирни существенно
увлажняют микроклимат в районе ТЭС, способствуют образо-
ванию туманов, моросящих дождей, а в зимнее время - инея и
изморози. С охлаждающей водой в водоемы сбрасывается боль-
шое количество тепла, повышающее температуру воды в них,
что влияет на изменение флоры и фауны. Значительное коли-
чество тепла попадает в атмосферу с уходящими газами, из-за
неполного сгорания топлива (химический и механический недо-
жог) теряется через изоляцию конструктивных элементов и др.
В последние юды повсеместно повышается внимание к
использованию возобновляемых источников энергии: гидро-
энергии, солнечной и энергии ветра, морей и океанов, тепла под-
земных источников. Преобразование энергии возобновляемых
источников в электричество и тепло на сегодняшнем технологи-
ческом уровне обходится чрезвычайно дорого. Однако проблемы,
связанные с уменьшением запасов топлива и увеличением отрица-
тельного воздействия на природу в процессе энергопроизводства,
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
53
вынуждают изыскивать средства для повышения эффективно-
сти этих видов энергии. Считается, что все эти источники эко-
логически чисты. Однако не надо забывать, что и здесь воздей-
ствие на окружающую среду может быть ощутимым.
Солнечные станции - это огромные пространства, покрытые сол-
нечными батареями или зеркалами. Основным материалом в солнеч-
ных батареях является арсенид галлия, т.е. соединение металла с ядо-
витым веществом — мышьяком. При массовом внедрении солнечных
батарей потребуется развитие экологически вредной отрасли химии.
С ветроэнергетическими установками связан вид загрязнения, ко-
торый не всегда учитывается, — шумовое. Когда в американском штате
Огайо была построена крупнейшая ветросиловая установка высотой
более 100 м и мощностью 10 МВт, она проработала всего несколько
суток. Жизнь в радиусе нескольких километров сделалась невозмож-
ной. Дело не только в слышимом шуме. В шуме, создаваемом ветря-
ком, сильна инфразвуковая компонента, а инфразвук с частотой 7 Гц,
совпадающей с ритмом головного мозга, способен вызывать сильней-
шие расстройства здоровья.
Повышению внимания к экологическому аспекту энер1 ети-
ки России способствовало принятие законов «Об охране атмос-
ферного воздуха» (1999 г.) и «Об охране окружающей среды»
(2002 г.), в которых впервые в практику природоохранной дея-
тельности в законодательном порядке введены такие понятия,
как «экологическая нагрузка на природную среду», «экологиче-
ские и технические нормативы».
Следует отметить, что при планируемом увеличении доли
угля в топливном балансе электроэнергетики ожидается суще-
ственное обострение экологических проблем и ужесточение
экологических ограничений.
В связи с этим приоритетными задачами природоохранной
технологической стратегии в России становятся:
• создание головных образцов промышленных установок
очистки газов от окислов серы и азота;
• освоение принципиально новых технологий подготовки и
очищения топлива.
Необходимо форсировать создание головных экологически
чистых энергоблоков, предназначенных для работы на основ-
ных видах твердого топлива страны. Проекты таких блоков
включают перспективные и наиболее эффективные решения по
сжиганию топлива, очистке дымовых газов, водоподготовке и
утилизации золошлаковых отходов, в том числе котлов с «кипя-
щим слоем»; ПГУ с внутрицикловой газификацией; новые элек-
тро- и рукавные фильтры; методы совмещенной очистки газов
от окислов серы и азота. При этом экологические требования
к разрабатываемым технологиям находятся на уровне прогрес-
сивных зарубежных нормативов (табл. 3.2).
54
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ВНОВЬ ВВОДИМЫМ КОТЕЛЬНЫМ УСТАНОВКАМ
Паропроизво- дительность котла (тепловая мощность) Твердые частицы, кг/МДж Газообразованные окислы, _ Приведенная зольность топлива,% кг/МДж Вид топлива _ : _ <1,0 < 4,0 > 4,0 серы азота
420 т/ч и более (300 МВт,или 1000 ГДж/ч) Природный _ _ _ _ 125 газ Мазут 50 - - 400 185 Каменный 50 150 400 240/480* уголь ' Бурый уголь 50 100 150 400 225
Менее 420 т/ч Природный _ _ _ _ 250 газ Мазут 150 - - 600 290 Каменный 150 150 600 470/575 уголь ' Бурый уголь 150 150 150 600 340/440
* В числителе - для твердого шлака, в знаменателе - для жидкого шлака.
Таблица 3.2
В связи с ратификацией Российской Федерацией Киотского
протокола для энергетики актуально снижение производства
парниковых газов (главным образом СО2). Выбросы СО2 элек-
тростанциями составляют ~ 30% от эмиссии этого газа в стране.
Основные способы снижения выбросов СО?: повышение энер-
гоэффективности, переход на другие виды топлива, внедрение
возобновляемых источников энергии. Значительный эффект до-
стигается при комбинированной выработке электроэнергии и
тепла на ТЭЦ. По имеющимся оценкам, повышение топливной
экономичности угольных энергоблоков и ТЭЦ может сократить
эмиссию СО2 на 20% и более. Существуют мнения, что с присо-
единением России к Киотскому протоколу существенно расши-
рились возможности для развития именно нетра (иционных воз-
обновляемых источников энергии (альтернативной энергетики).
Дело в том, что средства, полученные Россией от продажи части
неизрасходованной квоты на выброс парниковых газов другому
государству, могут быть вложены в альтернативную энергети-
ку (в соответствии с Протоколом целевое использование этих
средств носит обязательный характер).
55
ГЛАВА 4 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА СИСТЕМА ПОКАЗАТЕЛЕЙ Эффективность можно рассматривать как меру реализа- ции определенных целей и как соотношение между результата- ми и затратами, необходимыми для их получения. Эффективность — это сложная системная категория, от- ражающая как многоцелевой характер деятельности энер- гокомпании, так и ее взаимодействие с субъектами внешней среды. Система показателей эффективности, характеризующих от- дельные стороны деятельности энергокомпании, дает комплекс- ную оценку качества ее менеджмента. Такая оценка необходима как для руководства компании, так и для ее собственников-ак- ционеров, потребителей энергии, регулирующих органов, об- щественных групп (экологических движений), внешних инве- сторов. В системе показателей эффективности выделяются три основных блока: • результативность; • экономичность; • рентабельность. Результативность как элемент эффективности отражает ре- ализацию основных целей компании в • производственной деятельности; • инновационной сфере; • управлении спросом (взаимодействии с потребителями); • природоохранных мероприятиях. Производственная результативность измеряется показате- лями, характеризующими энергообеспечение потребителей по объему поставок энергии, мощности и качественным параме- трам энергоносителей. Инновационная результативность в технической сфере мо- жет быть представлена такими показателями, как коэффициен- ты выбытия и обновления основных фондов, возрастная струк- тура фондов. Результативность деятельности по взаимодействию с по- требителями энергии (маркетинговой деятельности) может быть оценена, например, по доле инвестиций компании в ра- ционализацию энергопотребления, по коэффициентам, отра- жающим неравномерность и плотность графиков нагрузки, а также в целом по итогам выполнения специальных программ по управлению спросом (см. главу 21). Результативность эколо- гической деятельности должна показывать, как энергокомпания
56
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
выполняет установленные нормативы выбросов загрязняющих
веществ.
Следует подчеркнуть, что общий принцип расчета результа-
тивности заключается в определении отношения фактически до-
стигнутого конечного результата, выражающего степень реализа-
ции данной функции, к плановому (нормативному) показателю.
Экономичность (экономическую эффективность) следует
рассматривать в двух аспектах: как производительность ресур-
сов и как удельные издержки производсз ва (себестоимость про-
дукции).
Показатели производительности ресурсов включают:
• удельные расходы топлива на отпуск электрической и те-
пловой энергии;
• производительность труда (например, удельную числен-
ность персонала в расчете на единицу установленной
мощности);
• фондоотдачу и данные использования оборудования и
производственных мощностей.
Удельные издержки (себестоимость) можно рассматривать в
виде обобщающего показателя экономичности, выраженного в
денежной форме.
В частности, на электростанциях более 80% всех издержек при-
ходится на четыре вида затрат: топливо, амортизацию, ремонт, опла-
ту труда. Причем на ТЭС затраты на топливо могут составлять от
50 до 70% суммарных издержек производства и зависят от цены и
вида топлива, кпд оборудования и режима использования генериру-
ющих мощностей. Амортизационная составляющая определяется
такими характеристиками, как балансовая стоимость основных фон-
дов, принятые сроки полезного использования объектов основных
фондов, доля оборудования, по которому прекращено начисление
амортизации, и др. Недооценка активов по рыночной стоимости и
большие физические сроки службы основных фондов ведут к сни-
жению удельного веса этого вида затрат в себестоимости электро-
энергии (тепла). Затраты на ремонты, включаемые в себестоимость,
зависят оз возрастных характеристик (износа) оборудования и при-
нятого норматива образования ремонтного фонда Наконец, оплата
труда представлена в себестоимости обычно всего несколькими про-
центами, что связано с высоким уровнем автоматизации основного
производства.
На АЭС наибольший вклад в себестоимость вносит амортизация,
а затраты на топливо в среднем не превышают 20%. Заметим, что на
сетевых предприятиях, где топливная составляющая в себестоимости
вообще отсутствует, наибольшая доля затрат приходится на амортиза-
цию оборудования и оплату труда персонала.
Рентабельность (финансовая эффективность) служит
конечным, обобщающим показателем деятельности энерго-
компании. Она формируется исходя из результативности и
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
57
экономичности, но является не простой суммой этих элементов
эффективности, а итогом сложного взаимодействия энергоком-
пании с внешней средой.
Показатели рентабельности характеризуют отдачу (в форме
чистой прибыли или прибыли до налогообложения) активов или
капитала компании. Наибольшее распространение получили:
• коэффициент рентабельности активов (Return on Assets,
ROA); '
• рентабельность всех активов (Return on Total Assets,
ROTA);
• коэффициент рентабельности собственного капитала (Re-
turn on Equity, ROE);
• показатель рентабельности обыкновенного акционерного
капитала (Return on Capital Employed, ROCE).
Менеджмент энергокомпании оценивается собственником
тем выше, чем большую отдачу он сможет получить с каждого
рубля капитала. Например, собственник требует, чтобы каж-
дый вложенный в активы рубль приносил прибыль не менее
заданного контрольного уровня (скажем, 5%). Это заставля-
ет менеджеров увеличивать выручку, снижать себестоимость
и непроизводственные расходы (относимые на прибыль),
уменьшать величину активов за счет избавления от непроиз-
водительной части, снижения дебиторской и кредиторской за-
долженности.
Между тем выбор того или иного показателя рентабель-
ности в качестве основного оценочного зависит от ряда про-
изводственных, экономических, финансовых характеристик
развития энергокомпании, в частности от ее инвестицион-
ной политики. Так, показатель рентабельности всей суммы
активов компании ROTA (рассчитываемый как прибыль до
налогообложения/активы) может ухудшиться в результате
привлечения заемных средств - долгосрочных кредитов под
модернизацию и новое строительство. Вероятно, здесь будет
более уместен показатель рентабельности собственного ка-
питала (ROE).
Таким образом, система эффективности строится по иерар-
хическому принципу. Отдельные ее элементы могут находиться
в противоречии друг с другом. Например, компания может быть
результативной, но не экономичной, экономичной, но не рента-
бельной.
Систему показателей эффективности следует анализировать
с учетом приоритетности отдельных целей и конечных резуль-
татов, полученных на данный период функционирования энер-
гокомпании. Приоритеты могут устанавливаться как внутри
блока результативности, так и между основными блоками (на-
пример, результативность и экономичность, результативность
и рентабельность). Очевидно, что структура приоритетов бу-
дет различна как у отдельных региональных энергокомпаний,
так и на разных этапах их развития. Тем не менее менеджеры
58
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
энергокомпаний должны четко осознавать, что в общем случае
удовлетворительные финансовые результаты, а значит, и конку-
рентоспособность можно обеспечить только при сочетании вы-
сокой результативности и экономичности.
Если разные субъекты заинтересованы в отдельных аспектах
эффективности, то менеджеры энергокомпании должны оцени-
вать всю систему в целом. В частности, акционеры нацелены
на конечные финансовые показатели, потребители энергии - на
производственную и маркетинговую результативность, обще-
ственность - на безопасность и экологические проблемы. Орга-
ны регулирования электро щергетики могут в большей степени,
чем другие субъекты, интересоваться экономичностью и ее свя-
зью с рентабельностью, а также инновационной результатив-
ностью с точки зрения целевого использования инвестицион-
ных ресурсов, финансируемых за счет тарифов на энергию.
С учетом сказанного требования к построению системы по-
казателей эффективности деятельности энергокомпании сводят-
ся к следующим.
1. Она должна отражать качество выполнения различных
функций энергокомпании как социально ответственной
организации.
2. В основе построения системы должен лежать иерархиче-
ский принцип с использованием причинно-следственных
связей.
3. Информация о качестве менеджмента отдельным субъек-
там внешней среды должна предоставляться в удобной
для них форме.
4. Все показатели, входящие в систему, должны выражаться в
количественном виде, т.е. быть измеряемы.
БАЛАНС ИНТЕРЕСОВ КАК ОСНОВА ЭФФЕКТИВНОГО
ПРОИЗВОДСТВА
В процессе функционирования и развития энергокомпании
взаимодействуют многочисленные субъекты, каждый из кото-
рых имеет собственные интересы:
• потребители энергии и услуг;
• поставщики топлива и материально-технических ресур-
сов;
• инвесторы;
• акционеры-собственники;
• финансовые и налоговые органы;
• банки;
• государственные (федеральные и региональные) органы
власти;
• муниципальные органы власти;
• регулирующие и инспекционные органы;
• топ-менеджеры компании;
• наемные работники компании.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
59
Пример. Позиционирование баланса интересов крупной ком-
мунальной энергокомпании.
Интересы населения региона:
доступные тарифы,
повышение качества и стабильно-
сти коммунальных услуг
Интересы акционеров
и бизнес-сообщества:
приемлемая норма рентабельности,
эффективная диверсификация
рисков,
прозрачность финансовых потоков
Интересы государства и
местного самоуправления:
социально приемлемая тариф-
ная политика,
снижение издержек бюджета,
привлечение внебюджетных
инвестиций,
дооценка реальной стоимоса и
инфраструктуры,
сохранение режима собствен-
ности,
неизменность налоговой схемы
Если процессом согласования интересов не управлять, то
взаимодействие субъектов с разнонаправленными интересами,
а значит, потенциально конфликтное превратится в постоянное
противоборство, в «перетягивание каната». Применительно к
столь социально значимой отрасли, как электроэнергетика, по-
добные конфликты неизбежно приобретают общественный, а
следовательно, политический характер.
Важно подчеркнуть два момента:
• при попытке реализации интересов одной стороны без
ограничений интересы других сторон неизбежно ущемля-
ются;
• односторонний выигрыш носит иллюзорный характер и
может быть только временным.
Как энергокомпания, так и пользователи результатов ее де-
ятельности преследуют краткосрочные и долгосрочные цели.
Следует помнить, что именно долгосрочность имеет важнейшее
значение для управления эффективностью такой отрасли, как
электроэнергетика. Носителями долгосрочных интересов явля-
ются менеджеры энергокомпании. Во внешней среде таковыми
выступают государственные органы власти на федеральном и
региональном уровнях, а также соответствующие регулирую-
щие и инспектирующие органы. При этом, однако, в общем слу-
чае долгосрочные интересы и цели энергокомпании и общества
(в лице указанных государственных институтов) не совпадают.
Например, национальные приоритеты в энергетической полити-
ке требуют расширения использования угля и ядерной энергии.
Но с точки зрения энергокомпании выгоднее ориентироваться
в долгосрочной перспективе на сжигание природного газа. Для
60
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
разрешения этого противоречия государство вынуждено форми-
ровать и применять различные инструменты регулирования: от
методов прямого административного воздействия до косвенно-
го («мягкого») экономического стимулирования. При регуляр-
ном дисбалансе интересов (независимо от его направленности)
в конечном счете проигрывают все стороны.
Понимание этого приводит к следующим выводам.
• Прибыль энергокомпании не может быть увеличена при
постоянстве спроса и издержек производства. Увеличе-
ние ее за счет повышения тарифов на энергию неизбежно
приведет к перекосам на поле интересов субъектов энер-
гетического рынка и негативным последствиям для самой
энерго компании.
• Повышение эффективности энергетического производ-
ства является единственным кардинальным средством
разрешения экономических противоречий энергокомпа-
нии и субъектов внешней среды.
Между повышением эффективности энергетического про-
изводства и сбалансированностью интересов имеется связь не
только прямая, но и обратная. Это означает, что при дисбалансе
интересов в пользу субъектов внешней среды возможно падение
не только темпов роста эффективности энергокомпании, но и ее
абсолютного уровня. Одновременно с этим становится невоз-
можным удовлетворение экономических интересов субъектов
энергетического рынка. На рис. 4.1 приведена схема реализации
экономических интересов энергокомпании, которая иллюстри-
рует описанные выше взаимосвязи.
Учет и согласование интересов участников энергетического
рынка возможны при развитии следующих направлений:
• рыночной конкуренции;
• взаимодействия энергокомпаний с потребителями энер-
гии в области формирования взаимоприемлемых тарифов
и инвестиционной деятельности;
• государственного регулирования, в частности установле-
ния «справедливых» тарифов на энергию, четких и долго-
временных «правил игры» (законы, нормативные акты),
прозрачности информации;
• переговорного процесса.
Следует отметить, что переговорный процесс как инстру-
мент согласования интересов наиболее универсален и эффекти-
вен, в той или иной степени он используется во всех указанных
направлениях.
ВЛИЯНИЕ ОТРАСЛЕВЫХ ФАКТОРОВ
Режимы энергопотребления. Динамика спроса на энергию
оказывает влияние на эффективность энергопредприятий по
двум причинам: из-за совпадения во времени производства и по-
требления энергии и неравномерности потребления во времени.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
61
Рис. 4.1. Схема
реализации интересов
энергокомпании
Более равномерный и плотный суточный график энергопотре-
бления позволяет вырабатывать энергию с относительно боль-
шим коэффициентом использования установленной мощности
электростанций, что приводит к снижению удельных издержек
производства (себестоимости энергии). Снизить себестоимость
1 кВт ч электроэнергии можно, увеличив число часов использо-
вания установленной мощности электростанции, т.е. выработку
электроэнергии (рис. 4.2).
Такая зависимость основана на разделении всех издержек на
условно-переменные и условно-постоянные. Первые изменяют-
ся примерно пропорционально изменению выработки энергии
(например, затраты на топливо), вторые зависят только от уста-
новленной мощности предприятия и мало связаны с объемом
производства. В результате уменьшения постоянной составля-
ющей издержек в расчете на единицу продукции и происходит
сокращение всех удельных издержек. Поэтому крутизна эксплу-
атационной характеристики зависит от доли постоянных затрат
в общих издержках - на амортизацию, ремонт и др. (рис. 4.3).
Таким образом, чем дороже энергоустановка и чем боль-
шей топливной экономичностью она обладает, тем более чув-
ствительной оказывается себестоимость энергии к изменению
62
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 4.2.
Эксплуатационная
экономическая
характеристика
электростанции:
Сэ - себестоимость
электроэнергии;
hy - годовое число
часов использования
установленной мощности
электростанции
режима производства (потребления). В связи с этим крупные
атомные и тепловые электростанции на сверхкритических па-
раметрах пара стремятся использовать в базовой части графи-
ка нагрузки энергосистемы, т.е. с максимально возможным го-
довым числом часов использования установленной мощности
(Ау). И наоборот, малокапиталоемкие, но с низким кпд газотур-
бинные установки, обладающие при этом высокой маневрен-
ностью, целесообразно применять для покрытия кратковремен-
ных максимальных нагрузок, т.е. в пиковом режиме с низким
(см. главу 5). Таким образом, стоимость производства энергии
объективно будет различной в отдельные периоды суток, дни
недели, сезоны года.
Следует подчеркнуть, что применение специальных пико-
вых установок позволяет оперативно и надежно покрывать рез-
копеременные нагрузки, но не решает в полной мере проблему
эффективности энергетического производства и снижения та-
рифов на энергию. Поэтому прибегают к различным способам
выравнивания графиков нагрузки, включая как централизован-
но реализуемые организационные меры, так и стимулирование
рациональных режимов электропотребления.
В некоторых случаях нерациональные режимы работы
электроемких потребителей могут оказывать неблагоприятное
воздействие на качественные параметры энергии и уровень ее
потерь в электрических сетях. В то же время ущерб потреби-
телей от отказов систем энергоснабжения нередко значительно
превосходит соответствующие финансовые потери энергоком-
пании-поставщика. Поэтому необходима взаимная ответствен-
ность продавцов и покупателей электроэнергии, в том числе и
посредством страхования надежности энергоснабжения.
Итак, зависимость эффективности электроэнергетики от
режимов электропотребления предполагает тесное и многока-
нальное взаимодействие с потребителем. Основа такого взаимо-
действия - баланс экономических интересов обеих сторон.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
63
Рис. 4.3. Зависимость
себестоимости
электроэнергии
от числа часов
использования
установленной
мощности при разной
доле постоянных
издержек ап
(при этом
I II III
ап ** ап < ап )
Инвестиционный цикл. Потенциал эффективности энерге-
тического производства практически целиком формируется на
пред эксплуатационных стадиях: изготовления оборудования,
проектирования энергопредприятий, строительно-монтажных и
пусконаладочных работ. Задача персонала энергопредприятия -
реализовать этот потенциал, строго выполняя правила техниче-
ской эксплуатации, своевременно и качественно осуществляя
ремонт оборудования. Конечно, в процессе эксплуатации обо-
рудование может модернизироваться в целях корректировки
параметров эффективности. Тем не менее следует подчеркнуть,
что в электроэнергетике возможности эксплуатационного пер-
сонала влиять на эффективность производства ограничены
указанным потенциалом. Следовательно, эффективность де-
ятельности машиностроителей, проектных, строительных и
монтажных организаций в значительной мере предопределяет
эффективность энергопроизводства на электростанциях и сете-
вых предприятиях.
Однако это вовсе не означает, что энергокомпании должны
снять с себя ответственность за эффективность внешнего ин-
вестиционного цикла, возложив ее на перечисленные внешние
организации. Наоборот, роль энергокомпании как заказчика ин-
вестиционных услуг в условиях развития рыночных отношений
существенно возрастает.
Энергокомпания должна внимательно следить за технически-
ми нововведениями в инвестиционном комплексе и отслеживать
ситуацию на рынке соответствующих услуг. Большое значение
имеет развитие в этой сфере механизмов рыночной конкурен-
ции. Выбор поставщиков оборудования, проектных и прочих
услуг во всех звеньях инвестиционного цикла должен прово-
диться энергокомпаниями исключительно на конкурсной осно-
ве. В период перехода к развитым рыночным отношениям в этом
процессе должны принимать активное участие государственные
64
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
органы регулирования электроэнергетики, особенно на регио-
нальном уровне.
Следует отметить, что фактор рыночных стимулов во внешней
среде, возможно, более значим для повышения эффективности
энергетического производства, чем внутри собственно отрасли,
если учитывать технологические особенности и специфику фор-
мирования производственного аппарата электроэнергетики.
Эксплуатационный цикл. В течение срока службы энерго-
установок удельные текущие издержки производства энергии
испытывают значительные колебания. Это вызвано двумя фак-
торами: периодическим проведением восстановительных капи-
тальных ремонтов оборудования и неравномерностью физиче-
ского износа агрегатов во времени.
Можно выделить три характерных этапа эксплуатационного
цикла (рис. 4.4): I - приработка (освоение) оборудования; II -
нормальная эксплуатация, III - старение энергоустановки.
Первый этап связан с выводом энергоустановки на проектные
показатели, отражающие потенциал технико-экономической
эффективности (производительности ресурсов), заложенный в
инвестиционном цикле. В процессе освоения устраняются от-
дельные дефекты оборудования, накапливается опыт его экс-
плуатации. В результате растет рабочая мощность, выработка
энергии, снижаются расходы топлива. На этапе нормальной
эксплуатации технико-экономические парамез ры стабилизиру-
ются на уровне, близком к оптимальному, и периодически под-
держиваются посредством капитальных ремонтов, а иногда и
улучшаются с помощью модернизации. Наконец, на финишном
этапе происходит ускоренный износ базовых узлов агрегатов с
ухудшением основных характеристик: снижается производи-
тельность, падает кпд агрегатов, возрастают затраты на ремон-
ты, которые уже не могут восстановить показатели на прежнем
уровне (II этап). В результате удельные издержки резко идут
вверх, а экономическая конкурентоспособность установки,
естественно, снижается.
Рис. 4Д. Этапы
изменения
удельных затрат
на производство
энергии (Сэ) в
течение срока службы
энергоустановки (Тс)
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
65
Отметим, что конкретные формы рассмотренной закономер-
ности могут различаться в зависимости от типов энергоустано-
вок, режима работы, единичной мощности и вида используемого
топлива. Например, для небольших агрегатов высокой заводской
готовности период освоения значительно сокращается и может
быть сведен практически к нулю. Интенсивность физическо-
го износа сильно зависит от вида топлива: при использовании
природного газа она существенно меньше, чем при сжигании
твердого высокозольного топлива. При этом ухудшение экс-
плуатационных характеристик базовых энергоблоков нередко
сопровождается их вытеснением в пиковую часть графика элек-
трической нагрузки энергосистемы (если это целесообразно по
маневренным характеристикам).
Мощность энергоустановок. При прочих равных условиях
удельные капиталовложения и постоянные текущие издержки,
связанные с ними, снижаются с ростом единичной мощности
энергоустановки (рис. 4.5). Капиталовложения в электростан-
цию также уменьшаются с увеличением числа однотипных
энергоустановок (энергоблоков) на ней (рис. 4.6). При некото-
ром оптимальном числе агрегатов («опт) достигается минимум
удельных капиталовложений. Далее растут затраты в систему
технического управления энергоблоками и стоимость электро-
станции начинает повышаться. Существует закономерность:
чем больше единичная мощность установки, тем меньше их
оптимальное количество на электростанции. На более крупных
электростанциях также отмечается снижение удельной числен-
ности эксплуатационного и ремонтного персонала.
В то же время есть факторы, ограничивающие рост мощно-
стей в электроэнергетике. К ним, в частности, относятся:
• неопределенность спроса на энергию;
• сложность достоверной оценки сроков сооружения и
сметной стоимости энергетических объектов;
Рис. 4.5. Зависимость
удельных
капиталовложений в
энергоустановку (ку)
от ее единичной
мощности (А/у)
3 Энергетический бизнес
66
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 4.6. Зависимость
удельных
капиталовложений в
электростанцию (кс)
от числа однотипных
установок на ней (Пу)
• дополнительные затраты на обеспечение надежности;
• маневренные качества энергоустановок;
• влияние на окружающую среду и безопасность для персо-
нала и населения.
В последние годы в электроэнергетике развитых стран отчет-
ливо проявляется тенденция к уменьшению верхнего предела
единичных мощностей энергоустановок и электростанций в це-
лом. Повышается интерес к установкам малой и средней мощ-
ности (до нескольких сотен мегаватт). Причина этого состоит в
усилении действия перечисленных ьыше факторов, особенно в
отношении инвестиционного риска.
Действительно, для небольших электростанций незавершен-
ность строительства или ошибка в определении проектной стои-
мости представляет гораздо меньшую угрозу. Сокращается срок
окупаемости капиталовложений, легче привлекать акционерный
капитал, можно выплачивать относительно более низкие дивиден-
ды. Таким образом, на современном этапе стремление предотвра-
тить инвестиционный риск доминирует над эффектом масштаба.
Одновременно с указанной тенденцией сформировалось
новое направление технического развития, связанное с обеспе-
чением небольших энергоустановок более дешевым оборудова-
нием за счет упрощения его конструкции, применения альтерна-
тивных материалов, разработки новых тепловых схем. Широкое
распространение приобретают модульные установки полной
заводской готовности, не требующие монтажа на площадке. Все
это преследует цель компенсировать потери в эффективности.
Типы энергоустановок. Удельная стоимость, топливная эко-
номичность, численность персонала и экологические характери-
стики дифференцируются в широких пределах по типам энерго-
установок. В свою очередь последние могут различаться видом
топлива или первичного энергоресурса (ТЭС, ГЭС, АЭС, НВИЭ),
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
67
начальными параметрами пара (ТЭС, АЭС), схемой энергетиче-
ского цикла (ГТУ, ПТУ), отсутствием или наличием отборов пара
для теплоснабжения (КЭС, ТЭЦ) и другими характеристиками.
В частности, удельные капит аловложения в ТЭС на газе и мазуте
примерно на 15-20% ниже, чем в угольные электростанции. При
этом несколько меньше и удельные расходы топлива за счет более
высокого кпд котлоагрегатов (на 3-5%).
Рост начальных параметров пара перед турбиной на ТЭС
ведет к ощутимому снижению удельных расходов топлива, но
увеличивает стоимость установки. Затраты на охрану природы
удорожают энергоустановки ТЭС и АЭС на 15-30%.
Приведем зарубежные оценки удельных капитальных вложений в
новые электростанции.
Типы электростанций Паротурбинная на угле Атомная Гидравлическая Газотурбинная Парогазовая Ветроэнергетическая Фотоэлектрическая Геотермальная Приливная Удельная стоимость, долл./кВт 1000-1100 1300-1500 900-3000 300-350 500-600 1200-1600 6000-10000 >2400 >3500
Установка на твердых бытовых отходах 3000-5600
Установка на биомассе 1100-1800
«Вилки» в значениях стоимости для ТЭС и АЭС обоснованы
разными экологическими требованиями, для остальных устано-
вок - различными проектными условиями.
Прослеживается определенная связь между топливной экономич-
ностью и капиталоемкостью отдельных энергоустановок (табл. 4.1).
СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УДЕЛЬНЫХ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ
И РАСХОДА ТОПЛИВАДЛЯ РАЗНЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК
Показатель ПТУ ГТУ ЛГУ ГЭС АЭС
Удельные капиталовложения, долл./ кВт 1100 350 525 2000 1500
Удельный расход условного топлива, г/( кВт-ч) 320 408 245 -
Таблица 4.1
Проранжируем энергоустановки по выделенным показателям.
Первый ранг присвоим установкам, которые обладают либо наиболь-
шими удельными капиталовложениями, либо наибольшими удельны-
ми расходами топлива (табл. 4.2). Очевидна закономерность: с ростом
топливной экономичности увеличивается стоимость установки («ка-
питал замещает энергоресурс»). Чтобы выявить приоритетную по эф-
фективности установку, надо сложить сумму рангов и выбрать объект
с максимальной суммой. Это парогазовая установка (сумма рангов 7),
68
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РЕЗУЛЬТАТЫ РАНЖИРОВАНИЯ ЭНЕРГОУСТАНОВОК
ПО УДЕЛЬНЫМ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯМ И РАСХОДУ УСЛОВНОГО ТОПЛИВА
Тип установки Ранг капвложений Ранг расходов топлива
ГЭС 1 5
АЭС 2 4
ПТУ 3 2
ПГУ 4 3
ГТУ 5 1
Таблица 4.2
которая наилучшим образом сочетает высокую экономичность по то-
пливу с относительно небольшой удельной стоимостью.
Для анализа были выбраны пиковые ГТУ без утилизации выхлоп-
ных газов и ПГУ, вырабатывающие только электроэнергию. Отметим,
что в последние годы в мировой практике получили широкое распро-
странение установки комбинированного производства электрической
и тепловой энергии - теплофикационные ГТУ и ПГУ разной мощно-
сти. Их стоимость на 15-20% выше, но они обладают высокой энерге-
тической эффективностью (см. главу 11).
Электросетевой комплекс также отличается разнообразием в
отношении типов и стоимости оборудования линий электропе-
редачи и трансформаторных подстанций (табл. 4.3).
УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТОИМОСТИ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА*
Напряжение, кВ ВЛ, тыс. долл./км КЛ, тыс. долл./км ПС, млн долл.
Открытая Закрытая
110 40-60 1100-1200 1.2-1,5 3,0-4,0
220 30-80 740-1100 1.5-1,9 -
500 80-110 1700-2500 10.0-17,0 -
* Диапазон учитывает
разные характеристики
опор, сечение и
количество цепей,
марки и количество
кабеля в траншее,
мощность и количество
трансформаторов для ПС.
При сооружении ВЛ
и КЛ в населенных пунктах
и горных местностях
указанные значения
увеличиваются
в 1,5-3,5 раза.
ВЛ - высоковольтные
линии;
КЛ - кабельные линии;
ПС - подстанции.
Таблица 4 3
Отметим, что с ростом напряжения увеличивается пропуск-
ная способность сетей, но резко возрастают удельные капита-
ловложения. При этом кабельные линии значительно дороже
воздушных. Стоимость подстанций зависит от типа компонов-
ки (открытая, закрытая). На стоимостные характеристики ЛЭП
и ПС влияют и другие многочисленные факторы, учтенные в
табл. 4.3 интервалами значений.
Надежность энергоснабжения. Нередко надежность и эко-
номичность энергопроизводства вступают в противоречие. На-
пример, решение проблемы бесперебойности топливоснабже-
ния ТЭС требует диверсификации поставщиков топлива. При
получении топлива от нескольких поставщиков средняя его
цена может быть выше, чем при пользовании услугами только
одного поставщика.
Создание необходимых резервов генерирующих мощностей
также снижает экономические и финансовые показатели эффек-
тивности. Профилактические ремонты оборудования приводят
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
69
к значительным колебаниям эффективности в течение эксплу-
атационного цикла. В связи с этим наиболее рационально для
энергокомпании следующее поведение: выполнять правило без-
условного приоритета надежности над краткосрочными ком-
мерческими целями и оптимизировать затраты на обеспечение
нормативов надежности энергоснабжения. В целом надо под-
черкнуть, что, несмотря на разные возможные экономические
стратегии поддержания надежности энергоснабжения, этот
фактор снижает финансовые результаты энергокомпаний.
Определенная опасность заключается в том, что при либе-
рализации энергетических рынков и создании конкурентной
среды в энергопроизводстве возникает соблазн односторонней
ориентации на текущую коммерческую эффективность, т.е. на
финансовую рентабельность. Значит, перед органами государ-
ственного регулирования электроэнергетики появляется новая
проблема.
Из сказанного следуют выводы.
• Уровень и динамика экономической и финансовой эффек-
тивности энергокомпаний непосредственно зависят от
поведения потребителей, т.е. от режимов элекгропотре-
бления Это обусловливает необходимость усиления вза-
имодействия производителей и потребителей энергии.
• Потенциальная эффективность энергетического произ-
водства формируется в основном на предэксплуатаци-
онных стадиях создания генерирующих мощностей. По-
этому большое значение имеет организация действенных
рыночных отношений в отраслях инвестиционного ком-
плекса.
• Эффективность энергетического производства колеблется
в отдельные периоды эксплуатации энергоустановок. Это
вызвано закономерностями физического износа техники и
периодическим проведением ремонтов оборудования.
• Инвестиционный риск превалирует над эффектом масшта-
ба в технической политике. Поэтому проявляется тенден-
ция к снижению верхних пределов единичных мощностей
агрегатов в электроэнергетике.
• На эффективность оказывают влияние типы энергоуста-
новок. Существует зависимость между капиталоемкостью
и топливной экономичностью энергоустановок. Так как в
разных регионах формируются различные структуры ге-
нерирующих мощностей, то и эффективность энергопро-
изводства объективно дифференцируется в территориаль-
ном аспек ге.
• Выполнение нормативных требований по надежности
энергоснабжения ведет к снижению финансовых резуль-
татов в краткосрочном аспекте. В условиях дерегулирова-
ния электроэнергетики это может привести к недооценке
энергокомпаниями фактора надежности.
70
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
* * *
В период экономического спада 90-х годов многократное
снижение вводов мощностей электростанций (в 3 раза) и элек-
трических сетей (почти в 5 раз) привело к ускоренному росту
износа основных фондов электроэнергетики, степень которого
1 О методах измерения в среднем по отрасли оценивается в 60% и более1.
износа см. главу 17. Обновление производственного аппарата отрасли сдержива-
лось рядом факторов, в том числе:
• ограниченностью собственных ресурсов энергокомпа-
ний, а также непривлекательностью проектов для внеш-
них инвесторов при существующем уровне цен на элек-
троэнергию;
• недостаточной готовностью отечественного энергома-
шиностроения, электротехнической промышленности и
строительной индустрии;
• низкими ценами на топливо, препятствующими реализа-
ции капиталоемких проектов повышения экономичности
ТЭС и ориентирующими на продление срока эксплуата-
ции оборудования (как менее капиталоемких решений).
Как результат наблюдается растущее отставание техниче-
ского уровня российской электроэнергетики от развитых зару-
бежных стран; в табл. 4.4 это показано на примере энергетиче-
ской эффективности электростанций и сетевого комплекса.
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В СРАВНЕНИИ С ЗАРУБЕЖНЫМ, %
Показатели Россия Мировой уровень
Среднее значение Передовые образцы Среднее значение Передовые образцы
кпд ТЭС на газе’
ПТУ 38,5 - 40 44-45
ПГУ - 51-52 54-55 58
кпд ТЭС на угле 34,2 38-44 37-40 45-47
Потери в электрических сетях 13,2 - 7,5 -
Таблица 4.4
В обозримой перспективе ожидается появление достаточно
сильных импульсов к внедрению прогрессивного оборудования,
среди которых прежде всего:
• становление конкурентного рынка электроэнергии;
• опережающий рост цен на природный газ;
• ужесточение экологических ограничений;
• обострение проблемы маневренности генерирующих
мощностей.
71
ГЛАВА 5
ПРОГРЕССИВНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
НАПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРОГРЕССА
Тепловые электростанции
Развитие теплоэнергетических технологий происходит в на-
правлении повышения кпд газотурбинных установок (ГТУ) до
45% и парогазовых установок (ПГУ) до 60%, а также экономич-
ности угольных энергоблоков до кпд = 45-47% с одновремен-
ным увеличением эффективности природоохранных систем.
1. Для газомазутных ТЭС'.
- ПГУ бинарного типа, одновальные и другие схемы с
кпд = 55-60% на базе внедрения высокоэффективных га-
зовых турбин единичной мощностью 70-300 МВт с кпд
выше 38%;
- ГТУ-ТЭЦ.
2. Для ТЭС на угле'.
— внедрение энергоблоков на суперсверхкритические па-
раметры острого пара (Рц = 30-32 МПа; /<) = 600-620 °C)
с кпд 45-47%;
- внедрение на энергоблоках 200 и 300 МВт котлов с цирку-
лирующим кипящим слоем с кпд > 90%;
- внедрение ПГУ с кипящим слоем под давлением или с га-
зификацией угля.
Атомные электростанции
1. Совершенствование проектов ядерных энергетических
установок (ЯЭУ) традиционного типа в целях повышения их
безопасности и эффективности использования ядерного топли-
ва (проекты ВВЭР-92, БН-800);
2. Расширенное внедрение атомной теплофикации в райо-
нах с суровыми климатическими условиями для снижения по-
требности в органическом топливе и экологической нагрузки
на территорию на базе ЯЭУ малой мощности и повышенной
безопасности (в том числе в подземном исполнении);
3. Создание нового поколения ЯЭУ с улучшенными харак-
теристиками топливного цикла, обладающих свойствами есте-
ственной самозащищенности, на базе ядерных реакторов на
быстрых нейтронах со свинцовым теплоносителем (проекты
«Брест-300»), а также установок повышенной безопасности на
базе реакторов с водным теплоносителем средней мощности
(проекты НП-500);
4. Участие в международных проектах, направленных на
решение стратегических задач атомной энергетики (МТЯР -
международный проект создания термоядерного реактора,
ГТ-МГР- международный проект создания модульного ге-
лийохлаждаемого реактора с газовой турбиной);
72
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 К малым ТЭЦ
(мини-ТЭЦ) принято
относить установки с
единичной электриче-
ской мощностью от 0,1
до 1,5 МВт.
5. Продление назначенного срока службы действующих
энергоблоков до 40-50 лет.
Электрические сети
1. Создание и внедрение управляемых (гибких) линий элек-
тропередачи.
Гибкие системы передачи переменного тока (FACTS) позволяют
реализовать новый принцип регулирования в сетях — «векторный»,
когда по заданным законам регулируется не только величина, но и
фаза вектора напряжения в заданной точке энергосистемы. Благода-
ря такой технологии удастся повысить пропускную способность ЛЭП
вплоть до ограничения по нагреву проводов, обеспечить высокую сте-
пень устойчивости, принудительное (в соответствии с требованиями
диспетчера) потокораспределение в сложной электрической сети, со-
держащей ЛЭП различных классов напряжений.
2. Использование явления «высокотемпературной» сверх-
проводимости (ВТСП) в следующих видах электросетевого
оборудования:
- сверхпроводниковые токоограничители;
- силовые кабели;
- трансформаторы;
- накопители энергии.
Требуется организация полномасштабных НИОКР по разра-
ботке и созданию опытно-промышленных образцов оборудова-
ния на основе явления ВТСП.
3. Создание полностью автоматизированных подстанций.
Основа - применение во всех подсистемах АСУ ТП (техноло-
гические процессы) подстанций микропроцессорных устройств.
Тепловые сети
Бесканальная прокладка теплопроводов типа «труба в трубе» в
пенополиуретановой (ЦПУ) изоляции и полиэтиленовой оболочке
с системой оперативно-дистанционного контроля увлажнения изо-
ляции и в пенополиминеральной изоляции.
Такие теплопроводы позволяют на 80% устранить возможность
повреждения труб от наружной коррозии, сократить потери тепла че-
рез изоляцию, а также расходы по обслуживанию теплопроводов в 2-3
раза, снизить в 2-3 раза сроки строительства и в 1,2 раза капитальные
затраты при прокладке теплопроводов по сравнению с канальной про-
кладкой. Срок службы тепловых сетей с ППУ изоляцией прогнозиру-
ется на уровне 30 лет.
Малая и нетрадиционная энергетика
1. Применение для мини-ТЭЦ1 газопоршневых двигателей,
работающих на природном газе или продуктах газификации
угля, пиролиза, биогазе.
РАЗДЕЛ 1 ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
73
Газопоршневые установки являются новым поколением двигателей
внутреннего сгорания. По сравнению с ГТУ такие двигатели имеют
более высокий кпд производства электроэнергии и меньшую его за-
висимость от изменения нагрузки и температуры наружного воздуха;
обладают большим моторесурсом; работают при небольшом давлении
газа, имеют короткие сроки поставки и строительства.
2. Создание многофункциональных энерготехнологических
комплексов (МЭК).
В качестве базы МЭК предлагается многотопливная дизель-
генераторная установка мощностью 1000 кВт, работающая со-
вместно с ветроэлектростанцией.
Для обеспечения многофункциональности и многотопливно-
сти в составе МЭК предусматриваются следующие системы и
агрегаты модульного типа:
• газогенераторная установка;
• малогабаритная установка по производству моторных то-
плив или газового конденсата;
• многотопливная дизель-электростанция;
• комплексная система утилизации тепла дизеля и газогене-
раторной установки;
• ветроэлектростанция;
• статический преобразователь частоты;
• аккумулятор тепловой энергии;
• накопитель электроэнергии (аккумулятор);
• система для пуска дизель-электростанции;
• система управления.
3. Для геотермальных установок:
• двухконтурные (бинарные) установки с использованием
низкокипящих жидкостей;
• бинарные установки в модульном исполнении мощностью
4 МВт;
• тепловые насосы для максимального использования гео-
термального тепла;
• теплофикационные геотермальные установки в целях ис-
пользования геотермальных вод, температура которых не
превышает 100 °C.
4. Для малых ГЭС:
• применение современных материалов при изготовлении
узлов гидротурбин;
• внедрение современных систем регулирования.
5. Для ветроэнергетических установок (ВЭУ):
• применение прогрессивных материалов при изготовлении
узлов ВЭУ;
• внедрение современных систем регулирования;
• разработка способов защиты от обледенения.
74
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
Высокоэффективные газовые энерготехнологии получили
широкое распространение и достаточно хорошо освоены во мно-
гих странах. Они рассматриваются как магистральные направле-
ния развития российской тепловой электроэнергетики и база для
реконструкции устаревших паротурбинных ТЭС. Рассмотрим их
основные технические и экономические характеристики.
Газотурбинные установки. Схема ГТУ, выполненная по
простейшей одновальной компоновке, приведена на рис. 5.1.
Рис. 5.1. Схема
газотурбинного
агрегата:
ВК - воздушный
компрессор;
ГТ - газовая турбина;
ГЭТ- гинера. эр
электрического тска:
TH - топливный насос;
ПД - пусковой двигатель;
КС - камера сгорания
Работа ГТУ осуществляется следующим образом. В камеру
сгорания подается жидкое или газообразное топливо и воздух.
Образующиеся газы с высокой температурой и под большим
давлением направляются на рабочие лопатки турбины. Турбина
вращает электрический генератор и компрессор, необходимый
для подачи воздуха под давлением в камеру сгорания. Горячие
газы расширяются в турбине, совершают работу и затем выбра-
сываются в атмосферу, если использование их теплоты в энер-
гетическом цикле не предусматривается.
Простота конструкции ГТУ облегчает их полную автомати-
зацию. Они потребляют незначительное количество охлаждаю-
щей воды и поэтому могут быть расположены в любом районе
энергосистемы, что снижает затраты на электрические сети и
потери при передаче электроэнергии.
Важным преимуществом ГТУ по сравнению с паротурбин-
ными является отсутствие дорогостоящих котельных агрегатов.
Удельная стоимость ГТУ в среднем не превышает 350 долл./кВт.
Они отличаются высокими маневренными качествами; дли-
тельность пуска и набора номинальной нагрузки составляет в
среднем 20-25 мин. Основным недостатком ГТУ, работающей с
выхлопом в атмосферу, является относительно низкий кпд, со-
ставляющий у лучших агрегатов 35-38%.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
75
Указанные особенности определили использование ГТУ
в энергосистемах в качестве пиковых электростанций с годо-
вым числом часов использования установленной мощности до
1500-2000 ч/год. Газотурбинные установки широкого диапазона
мощностей (от единиц до сотен мегаватт) применяются также
для оснащения теплофикационных электростанций (см. главу 11)
и при сооружении комбинированных napoi азовых установок.
Парогазовые установки. Газотурбинная и паротурбинная
установки, объединенные в единой тепловой схеме, образуют
комбинированную парогазовую установку. При этом сочетание
высокотемпературного подвода теплоты (температура газов
перед современной газовой турбиной составляет 1100-1300 °C)
с низкотемпературным отводом тепла из конденсатора паровой
турбины обеспечивает существенное повышение кпд цикла, а
значит, экономичности производства электрической энергии.
Применяются следующие основные схемы ПГУ.
1. Парогазовая установка с высоконапорным парогенера-
тором (рис. 5.2).
Воздух сжимается компрессором, который приводится во
вращение газовой турбиной, и подается в топку парогенерато-
ра, в котором под давлением сжигается топливо (жидкое или
Рис. 5.2. Схема
парогазовой установки
с высоконапорным
парогенератором:
1 - парогенератор;
2 - газовая турбина;
3 - компрессор;
4 - генератор;
5 - паровая турбина;
6 - конденсатор;
7-насос
газообразное). После топочной камеры продукты сгорания
охлаж чаются на поверхностях нагрева парогенератора и по-
ступают в газовую турбину. Из нее газы поступают в эконо-
майзер (подогреватель питательной воды для парогенератора),
а затем - в дымовую трубу. Так как парогенератор работает под
давлением, его габариты значительно меньше, чем у обычных
котлов.
2. Парогазовая установка, работающая по схеме сброса га-
зов в парогенератор (рис. 5.3).
Уходящие газы ГТУ пос гупают в топку котла. В этом случае
парогенератор может работать на твердом топливе, а жидкое или
газообразное топливо требуется только для газовой турбины.
76
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 5.3. Схема
парогазовой установки
со сбросом газов
в парогенератор:
1-7 - обозначения
см. на рис. 5.2;
8 - камера сгорания
3. Парогазовая установка с котлом-утилизатором (рис. 5.4).
Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор, где вы-
рабатывается пар, приводящий во вращение паровую турбину.
При этом как вариант в КУ может сжигаться дополнительное
топливо.
Рис. 5.4. Схема
парогазовой установки
с котлом-утилизатором:
1 - котел-утилизатор;
остальные обозначения
соответствуют принятым на
рис. 5.3
4. Парогазовая установка с внутрицикловой газификацией
твердого топлива (рис. 5.5).
Путем газификации твердого топлива в специальных газо-
генераторах получается искусственный газ, который подверга-
ется глубокой очистке, затем используется в высоконапорном
парогенераторе и далее направляется в газовую турбину. При
сжигании твердого топлива кпд цикла может достигнуть 50%.
Применение газогенераторов позволяет использовать для про-
изводства электроэнергии любые низкокачественные угли.
Очистка дымовых газов происходит непосредственно в техно-
логическом цикле, и поэтому дорогостоящих очистных соору-
жений не требуется.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
77
Рис. 5.5. Схема ПГУ
с внутрицикловой
газификацией:
а - принципиальная
тепловая схема установки;
б - схема извлечения СОг
из дымовых газов
(для ПГУсВЦПП
поколения).
1 - оборудование
топливоподготовки;
2 - газогенераторное
отделение;
3 - установка газоочистки;
4 - высоконапорный
парогенератор;
5 - компрессор;
6 - газовая турбине
7 - установка регенерации
и подогрева сетевой воды;
8 - каплеуловитель;
9 азоводяные
теплообменники;
10 - дымовая труба;
11 - паровая турбина;
12 - конденсатор;
13 - холодный
регенератор;
14 - газовая турбина
низкого давления;
15 - сепаратор.
I - топливо;
II - пар;
III - воздух;
IV - конденсат
Таким образом, применение ПГУ с внутрицикловой газифи-
кацией позволяет решить три основные проблемы теплоэнерге-
тики: повысить кпд энергоустановок; использовать низкосорт-
ное топливо; обеспечить экологическую безопасность.
Среди энерготехнологий на природном газе 111 У являются фа-
воритами во всем мире. Их единичная мощность достигла 400-
500 МВт, а кпд - 57-58%. Разработаны установки с кпд более 60%.
Причем высокую топливную экономичность ИГУ совмещают со
сравнительно невысокой стоимостью - 500-600 долл./кВт. По ма-
невренным качествам Ш У занимают промежуточное положение
между паротурбинными и газотурбинными установками. Поэтому
они могут успешно работать в полупиковой части графика нагруз-
ки энергосистемы с годовым числом часов использования установ-
ленной мощности 3000-5000 ч/год.
Следует подчеркнуть, что в настоящее время ПГУ расцени-
вают( я как наиболее эффективный вариант технического пере-
вооружения паротурбинных электростанций, работающих на
природном газе (в особенности крупных ТЭЦ).
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ЭНЕРГОИСТОЧНИКИ
Ветроэнергетические установки (ВЭУ) представляют собой
наиболее перспективный и сравнительно хорошо проработан-
ный в проектном и конструкторском аспектах вид нетрадицион-
ных возобновляемых источников электроэнергии. Это типичные
представители высокоэффективной региональной электроэнер-
гетики, обладающие следующими преимуществами:
• отсутствием потребности в топливе, а также воде и атмо-
сферном кислороде;
78
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• экологическая чистота (отсутствует эмиссия различных
вредных выбросов, имеющая место на ТЭС);
• короткий срок сооружения;
• возможность полной автоматизации установки.
Существуют два основных вида установок: с вертикальной и
с горизонтальной осью вращения. Последние составляют около
95% всех ветроустановок, подключенных к сетям энергосистем.
В» гроуст ановка включает следующие основные подсисте-
мы и узлы: ротор (или лопасти), преобразующий энергию ве-
тра в энергию вращения вала; кабину (или гондолу), в которой
обычно расположен редуктор (некоторые турбины работают
без редуктора), генератор и другие системы; башню, поддер-
живающую ротор и кабину; электрическое и электронное обо-
рудование; панели управления, электрические кабели, систему
заземления; оборудование для подключения к сети; систему
молниезащиты и др. Диаметр ротора ВЭУ по мере возрастания
мощности ветроустановки от 1 до 3000 кВт увеличивается от
2 до 100 м, а высота башни - от 8 до 100 м. Для ветроустанов-
ки мощностью свыше 150 кВт диаметр ротора и высота башни
примерно равны.
Энергия, производимая ветроустановкой, зависит от диаметра
ротора и скорости ветра. Производимые в настоящее время ветро-
установки имеют номинальную мощность от 40 Вт до 5000 кВт.
Скорость ветра — важнейший элемент в проектировании и
использовании ветроустановки. Для ветроустановок, подклю-
ченных к сетям энергосистемы, приемлемая минимальная ско-
рость 6 м/с. Главное правило состоит в том, что возможная вы-
рабатываемая мощность пропорциональна показателям скорости
вегра в кубе и диаметру ротора в квадрате. Это означает, что при
удвоении скорости ветра возможная вырабатываемая мощность
увеличивается в 8 раз. Даже небольшое возрастание скорости ве-
тра приводит к значительному увеличению мощности. Так, ветро-
установка, работающая при средней скорости 6 м/с, генерирует
мощность на 44% большую, чем при скорости 5 м/с.
Экономически наиболее выгодно применение ВЭУ, объеди-
ненных в группы, называемые ветроэлектрическими станциями
(ВЭС). Мощность ВЭС колеблется от сотен киловатт до сотен
мегаватт. Количество ВЭУ в них можно увеличивать, если по-
требность в энергии возрастает.
Ветростанция не может работать без связи с энергосистемой.
При проектировании обеспечивать эту связь лучше всего двумя
ЛЭП с разными точками энергосистемы. В частности, для оди-
ночных ветроустановок и небольших ВЭС нужно иметь резерв-
ный источник электроснабжения (дизель-генератор).
Коэффициент использования установленной мощности лю-
бого генерирующего источника зависит от его надежности,
графика нагрузки, необходимости его остановок для профи-
лактических и капитальных ремонтов. У ветроустановки этот
РАЗДЕЛ 1 ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА
79
Рис. 5.6. Максимальные
и минимальные цены
на электроэнергию
от разных источников
(усредненные значения):
1 - микро- и малые ГЭС;
2 - ВЭС; 3 - геотермальные
станции; 4 - ТЭС на
отходах деревообработки;
5 - газификация
биомассы; 6 - газ свалок;
7 - твердые бытовые
отходы; 8 - солнечные
термодинамические
станции;
9 - фотоэлектрическ ie
станции; 10 - ТЭС на угле;
11 - угольные экологически
мстые ТЭС; 12 - ТЭС на
газе; 13 - парогазовые
установки; 14 - атомные
станции
коэффициент еще зависит от наличия ветра и его скорости. Вот
почему коэффициент использования установленной мощности
ветроустановок существенно меньше, чем у других генераторов
(25-35%), хотя лучшие ветроустановки в хороших ветровых
условиях работают с коэффициентом 50%.
По имеющимся оценкам, в России технический потенциал
ветровой энергии составляет более 6000 млрд кВт-ч в год. Од-
нако этот потенциал распределен неравномерно. В частности,
перспективными регионами по применению энергии ветра яв-
ляются:
- области Архангельская. Астраханская, Волгоградская, Ка-
лининградская, Камчатская, Ленинградская, Магаданская, Мур-
манская, Новосибирская, Пермская, Ростовская, Сахалинская,
Тюменская;
- края Краснодарский, Приморский, Хабаровский;
- другие субъекты Российской Федерации - Дагестан, Кал-
мыкия, Карелия. Коми, Хакасия, Чукотка, Якутия.
По зарубежным данным, за последние 20 лет стоимость
электроэнергии от ветроэлектростанций, подключенных к
энергосистемам, упала более чем в 6 раз. В начале 80-х годов,
когда были введены в работу первые ВЭС, электрическая энер-
гия, производимая средней электростанцией, стоила 30 центов
за 1 кВт ч; сейчас лучшие ветроэлектростанции, действующие
в мире, производят электроэнергию по цене менее 5 центов за
1 кВт-ч. Эта цена сравнима с ценой любых энерготехнологий
на невозобновляемых топливах. За то же самое время удельная
стоимость ВЭУ, подключенных к энергосистемам, уменьшилась
с 4000 долл./кВт до почти 1000 долл./кВт, т.е. в 4 раза, и сравня-
лась с показателями ТЭС на органическом топливе.
На рис. 5.6 показано, как цена электроэнергии, вырабатыва-
емой на ВЭС, соотносится с ценой элекгроэнергии, вырабаты-
ваемой на электростанциях другого типа. Отсюда следует, что
80
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ветер - один из наиболее дешевых возобновляемых источников
энергии и ветростанции могут успешно конкурировать с любыми
электростанциями на невозобновляемых источниках энергии.
Таким образом, сооружение локальных ВЭУ и ветроэлектро-
станций, присоединяемых к энергосистеме, способно внести
весьма весомый вклад в реализацию таких важных приоритетов
энергетической политики, как энергетическая независимость
региона, надежное энергоснабжение, энергосбережение, эколо-
гическая безопасность региональной энергетики (см. главу 13).
Опыт стран с развитой ветроэнергетикой (Дании, Герма-
нии, США) показывает что государство оказывает мощную
экономическую поддержку этому направлению развития не-
традиционных энергоисточников. Например, соответствующим
независимым производителям законодательно гарантируется
беспрепятственный доступ к электрическим сетям для продажи
электроэнергии, выработанной на ВЭУ. При этом крупные энер-
гокомпании обязаны приобретать эту энергию. Для владельцев
ВЭУ устанавливаются специальные льготные цены, обеспечи-
вающие им повышенную доходность. Применяется частичное
субсидирование издержек производства для ветрогенераторов.
Предоставляются льготные кредиты и беспроцентные займы на
приобретение и монтаж ВЭУ.
Указанные методы, скорректированные с учетом российских
условий, могли бы составить экономический механизм реали-
зации региональной энергетической политики в части развития
НВИЭ.
ВОПРОСЫ
ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ
1. Назовите положительные и отрицательные стороны
электро- и теплоэнергетики как сферы бизнеса.
2. Определите ограничения, которые должны вводиться для
частного энергобизнеса.
3. Какие виды энергетического бизнеса вы считаете наиболее
привлекательными на сегодняшний день и в обозримой
перспективе?
4. Какие меры должно принять государство, чтобы дать
импульс развитию бизнеса в энергетике?
5. Нужно ли препятствовать притоку в отрасль спекулятивных
собственников или это следует воспринимать как
необходимый этап в становлении бизнеса?
2
РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ
В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
ФОРМИРОВАНИЕ КОНКУРЕНТНЫХ РЫНКОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
УПРАВЛЕНИЕ НАДЕЖНОСТЬЮ В НОВЫХ УСЛОВИЯХ
РЫНКИ ЭНЕРГОСЕРВИСНЫУ УСЛУГ
РЕФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
ТЭЦ НА РЫНКАХ ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
83
ГЛАВА 6
ФОРМИРОВАНИЕ КОНКУРЕНТНЫХ РЫНКОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ЛИБЕРАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
КАК ОБЩЕМИРОВАЯ ТЕНДЕНЦИЯ
Традиционной моделью организации электроэнергетики, ши-
роко применявшейся в различных странах до начала 90-х годов
прошлого века, была так называемая индустриальная (технологи-
ческая) модель, основанная на энергообъединениях с вертикаль-
но интегрированной структурой. Суть подобной схемы заключа-
ется в том, что в рамках одной энергокомпании осуществляется
централизованное хозяйственное и оперативно-технологическое
управление всеми стадиями процесса энергоснабжения в дан-
ном регионе (стране): производством, передачей и сбытом. Такая
компания получает статус естественной монополии, за ней закре-
пляется определенная территория обе. [уживания, на которой ис-
ключается деятельность других поставщиков. При этом качество
услуг монополиста и цены на энергию жестко контролируются и
регулируются специальными государственными органами на на-
циональном и региональном уровнях.
В то же время интегрированная энергокомпания испытывает
определенное конкурентное давление со стороны крупных про-
мышленных предприятий, владеющих электрогенерирующими
установками или собирающихся организовать собственное про-
изводство электроэнергии. Также имеет место косвенная конку-
ренция с поставщиками альтернативных энергоносителей, осо-
бенно природного газа. Следовательно, нет оснований считать
такую ор] анизацию чистой монополией.
Вертикально интегрированные структуры в электроэнерге-
тике имеют ряд преимуществ.
• В результате реализации «эффекта роста масштабов про-
изводства» снижаются удельные издержки. (Для электро-
энергетики это особенно актуально из-за большой ка-
питалоемкости и необходимости содержания пиковых
мощностей.)
• Монополия на электроснабжение и государственное регу-
лирование тарифов снижает риск крупных и долгосрочных
инвестиций для энергокомпании. Это создает благоприят-
ные предпосылки для развития электрификации, использо-
вания ядерной энергии, местных видов топлива, НВИЭ и
реализации других направлений государственной полити-
ки, неприемлемых с точки зрения краткосрочных (коммер-
ческих) интересов, иницииро шнных конкуренцией.
• Развитие всех элементов энергосистемы осуществляется
по единому плану (ввод новых генерирующих мощностей
и линий электропередачи скоординирован).
84
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• Возможности оптимизации структуры генерирующих
мощностей, резервов и режимов производства обеспечи-
вают снижение капитальных и текущих издержек и повы-
шение надежности электроснабжения региона.
• Концентрация значительных финансовых ресурсов и на-
личие высококвалифицированного персонала создают
благоприятные предпосылки для реализации технических
программ развития электроэнергетики.
В числе недостатков вертикально интегрированной структу-
ры обычно называют следующие:
• стремление руководства энергокомпании избегать пред-
принимательского риска и слабую восприимчивость к тех-
ническим нововведениям;
• возложение инвестиционного риска на потребителей элек-
троэнергии через регулируемые тарифы;
• сложность и несовершенство государственного регулиро-
вания тарифов, вызывающие периодические проблемы с
привлечением внешних инвестиций.
К концу XX в. в большинстве развитых стран была осознана
необходимость кардинальных изменений принципов организа-
ции электроэнергетики на основе рыночных преобразований.
Этому способствовали следующие предпосылки:
• накопление значительных избыточных генерирующих
мощностей в национальных электроэнергетических си-
стемах (содержание которых вынуждены оплачивать по-
требители через регулируемые тарифы);
• появление энергоустановок небольшой мощности с высо-
кими технико-экономическими показателями;
• расширение использования в электроэнергетике природ-
ного газа (что стимулировало внедрение высокоэффектив-
ных «газовых» технологий).
Все это в совокупности привело к тому, что некоторые преи-
мущества вертикальной интеграции постепенно утрачиваются,
и прежде всего «эффект масштаба».
Следует отметить и такой важный фактор, как курс на об-
щую либерализацию экономики, ведущий к снижению роли го-
сударства в управлении электроэнергетикой, сокращению сфе-
ры государственного регулирования естественных монополий и
предоставлению потребителям электроэнергии права свободно-
го выбора поставщиков, причем с переложением на последних
всех инвестиционных рисков.
Вместе с тем экономические и политические условия для ре-
формирования существенно различаются в разных странах, что
обусловлено историческими особенностями формирования си-
стем управления в электроэнергетике. Этим объясняются разли-
чия моделей и программ преобразований, которые обсуждаются
и реализуются на практике.
Общая для всех стратегия реформ заключается в либерали-
зации электроэнергетических рынков: переходе от закрытого,
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
85
монопольного рынка к открытому, конкурентному рынку энер-
гии и мощности.
При этом обеспечение свободной конкуренции между про-
изводителями и продавцами электроэнергии рассматривается в
качестве базового условия для осуществления двух важнейших
целей преобразований:
• повышения коммерческой эффективности деятельности
энергокомпаний и их ответственности за снижение из-
держек производства и качество обслуживания потреби-
телей;
• привлечения широкого круга инвесторов для сооруже-
ния новых и технического перевооружения действующих
энергоустановок.
Для электроэнергетики характерны следующие виды и фор-
мы конкуренции.
Прямая конкуренция:
• в сфере генерирования энергии - между энергокомпани-
ями-производителями; между энергокомпанией и соб-
ственными генерирующими установками потребителей
(формы прямой конкуренции в этой сфере - в использова-
нии действующих мощностей и в создании новых);
• в сфере торговли энергией - между поставщиками (про-
давцами) энергии, доводящими ее до конечных пользова-
телей.
Косвенная конкуренция (в сфере энергопотребления):
• между энергокомпанией и поставщиками альтернативных
энергоносителей (например, природного газа);
• между энергокомпанией и поставщиками услуг по энер-
госбережению.
В сфере передачи энергии по магистральным и распредели-
тельным сетям конкуренция исключена: здесь действуют есте-
ственные монополии. В то же время энергокомпании вступают
в конкуренцию во внешней среде на рынке капитала для полу-
чения инвестиционных ресурсов. Поэтому даже акционерные
компании, занимающиеся электросетевыми услугами, вынуж-
дены снижать издержки, чтобы быть привлекательными для ин-
весторов
Следует подчеркнуть, что эффективность производства в
электроэнергетике как отрасли с аппаратурной технологией
предопределяется техническими решениями, заложенными на
прединвестиционных стадиях изготовления оборудования, про-
ектирования энергоустановок, строительно-монтажных работ.
Это значит, что эффективность производства обусловлена по
существу эффективностью прошлых капитальных вложений, и
поэтому на действующих электростанциях возможности сниже-
ния издержек ограниченны. Таким образом, в электроэнергети-
ке конкуренция как фактор повышения эффективности должна
действовать прежде всего в сфере создания новых генерирую-
щих мощностей с использованием прогрессивных технологий.
86
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Тем не менее в
ряде высокоразвитых
европейских стран су-
ществуют смешанные
формы собственности
в "1лектроэнергетике.
Необходимым условием обеспечения эффективной конку-
ренции являются избыточные генерирующие мощности, а так-
же соответствующая им пропускная способность электриче-
ской сети. Причем интенсивность конкуренции повышается с
ростом количества производителей (поставщиков) энергии на
данном рынке. Увеличения числа конкурирующих участников
энергетического рынка можно достигнуть путем дезинтегра-
ции и разделения крупных компаний-монополистов, создания
независимых (функциональных) компаний в сферах генери-
рования, транспорта, распределения и сбыта энергии, а кроме
того, за счет привлечения на рынок новых, независимых про-
изводителей.
Считается, что конкуренция тогда максимально эффективна,
когда она одновременно существует в сфере как генерирова-
ния, так и сбыта (торговле). Хотя потребитель может получить
электроэнергию только от сетей местной распределительной
компании, купить ее в принципе он может у любого продавца.
Для этого необходимо, чтобы функция энергоснабжения (обе-
спечения физических поставок энергии) и функция продажи
электроэнергии были разделены, а все субъекты рынка получи-
ли свободный доступ к электросети.
Предполагается, что открытость рынков для конкуренции
зависит от масштабов приватизации и наличия частной соб-
ственности на предприятиях электроэнергетики, что компании,
находящиеся в собственности частного инвестора, способны ге-
нерировать энергию с наименьшими затратами1. В общем слу-
чае приватизация преследует две цели:
• отказ от дотаций государства, приток средств в бюджет, а
также привлечение частного (в том числе иностранного)
капитала в электроэнергетику;
• создание благоприятных условий для конкуренции как
основы более эффективного функционирования и разви-
тия отрасли.
Мировой опыт показывает, что сценарии проведения прива-
тизации в электроэнергетике специфичны для каждой страны и
могут осуществляться по следующим схемам:
1) продажа энергопредприятия целиком или отдельными до-
лями (энергоблоками, технологическими системами и др.);
2) продажа отдельных активов в виде акций;
3) привлечение частного капитала для улучшения финансо-
вого положения энергопредприятия, владельцем которого явля-
ется государство;
4) привлечение частного капитала на условиях: строитель-
ство - владение - эксплуатация - передача. Это означает, что
энергопредприятие остается в собственности компании, по-
строившей его, до полного возмещения вложенного капитала и
нормы прибыли на него, а после этого передается в собствен-
ность государства.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
87
Функционирование конкурентной среды обеспечивается
прежде всего механизмом рыночного ценообразования в сфере
генерирования энергии. Создание такого механизма требует во-
первых, выделения функции производства энергии в самосто-
ятельный вид бизнеса и, во-вторых, дерегулирования тарифов
и инвестиционной деятельности производителей энергии. Цена
генерирования будет устанавливаться только на основе баланса
спроса и предложения на энергетическом рынке. Такой подход
стимулирует снижение издержек производства и привлечение
инвестиций в электроэнергетику. При этом инвестиционный
риск целиком ложится на производителя, но и вся прибыль до-
стается ему (она ограничивается только ценой конкурентного
рынка, а не решениями регулирующих органов).
Конкурентоспособность энергокомпании на рынке электро-
энергии будет определяться гремя основными факторами:
• стоимостью энергии по отношению к аналогичному по-
казателю у конкурентов;
• качеством обслуживания клиентов;
• ассортиментом и условиями предоставления потребите-
лям дополнительных услуг по энергоснабжению.
Немаловажную роль играет и деловая репутация (имидж)
энергокомпании, особенно при заключении долгосрочных до-
говоров, связанных с сооружением новых энергомощностей.
Из сказанного следует: либерализация электроэнергетиче-
ских рынков осуществляется исходя из положения, что верти-
кальная интеграция является серьезным препятствием для даль-
нейшего роста эффективности электроэнергетики, поскольку
существование жестких внутрифирменных свжей исключает
развитие конкурентных отношений.
Для открытия электроэнергетических рынков необходимы
следующие действия:
• осуществить приватизацию объектов электроэнергетики
(если таковая необходима);
• отделить потенциально конкурентные сферы деятельно-
сти (прежде всего генерацию) от сфер деятельности есте-
ственных монополий;
• предоставить всем производителям свободный доступ к
транспортной сети оптового рынка;
• вывести крупных потребителей электроэнергии на опто-
вый рынок;
• ввести конкурентное ценообразование на оптовом рынке;
• отделить сбыт от распределения электроэнергии и орга-
низовать конкуренцию на розничном (потребительском)
рынке.
Дезинтеграция энергокомпаний может проводиться в один
или несколько этапов: отделение производства электроэнергии
от ее передачи и сбыта; отделение сбыта от передачи (распре-
деления). При полной дезинтеграции происходит разделение
собственности, и в каждой сфере деятельности создаются неза-
висимые организации - функциональные компании.
88
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Интегрированная энергокомпания
Рис. 6.1. Структура
закрытого
(монопольного)
электро-
энергетического рынка
(исходное состояние)
На рис. 6.1 и 6.2 представлена обобщенная модель реформи-
рования электроэнергетики, предусматривающая функциональ-
ное разделение интегрированных компаний и создание конку-
ренции среди производителей и поставщиков электроэнергии.
Она значительно упрощена и не отражает национальные осо-
бенности либерализации электроэнергетических рынков, но в
ней отражен ключевой подход к перестройке отрасли.
В результате либерализации электроэнергетических рынков
увеличивается число участников рынка и изменяется их состав.
На оптовый рынок выходят отдельные крупные потребители,
независимые производители электроэнергии, появляются бро-
керы, связывающие производителей и потребителей, и перепро-
давцы, не владеющие энергоустановками.
Рыночные отношения распространяются на уровни кратко-
срочного планирования и оперативного управления. Форми-
руются новые структуры - технологический и коммерческий
операторы рынка. Создаются электроэнергетические биржи,
способствующие корректировке планов оптового обмена элек-
троэнергией и мощностью на уровнях средне- и краткосрочного
планирования. Оптовый рынок разделяется на контрактный и
оперативный с новым порядком ценообразования на последнем.
Наряду с традиционными товарами (электроэнергией и мощ-
ностью) на оптовом рынке появляются технологические услуги,
которые требуются для обеспечения надежной работы основной
электрической сети и поддержания установленных нормативов
качества электроэнергии в условиях функционального разделе-
ния отрасли.
На розничном рынке появляется большое количество новых
компаний - поставщиков энергетических услуг, которые предка* и-
ют и продают потребителям не только электроэнергию, но и обо-
рудование, повышающее энергоэффективность, а также консуль-
тационные услуги по энергосбережению и даже по обеспечению
качественных параметров электроснабжения. На потребительский
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
89
Конкуренция на оптовом рынке
Рис. 6.2. Структура
открытого
(конкурентного)
электроэнергетиче-
ского рынка (конечное
состояние)
рынок выходят организации, устанавливающие локальные энер-
гоисточники (небольшие газотурбинные установки и дизель-
генераторы), которые могут использоваться потребителями в
качестве резерва или в часы пиковых нагрузок энергосистемы,
когда имеют место высокие тарифы на электроэнергию.
Создаются новые сферы бизнеса, связанные с измерением
электропотребления, функциями учета и осуществлением рас-
четов между субъектами электроэнергетического рынка (бил-
линг). Следует подчеркнуть, что открытие для конкуренции
розничных рынков в еще большей степени усложняет струк-
туру электроэнергетического рынка и значительно повышает
операционные издержки, вызванные специализацией функций
и расширением круга предоставляемых услуг. Вопрос заключа-
ется в том, перекроются ли эти издержки снижением тарифов
на электроэнергию и более высоким качеством услуг.
Преобразования, происходящие в электроэнергетике, ба-
зируются на новейших достижениях в области компьютерных
технологий и средств связи. Все заявки, аукционы, финансовые
расчеты, технологическое управление и регулирование энерго-
90
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Владельцы отдельных
генерирующих устано-
вок, осуществляющие
поставки энергии в
общую электросеть
региона.
системы осуществляются с помощью компьютеров по каналам
связи и телеуправления. Использованием этих технологий так-
же занимаются специализированные фирмы, которые разраба-
тывают и необходимое программное обеспечение.
Следует подчеркнуть, что при либерализации электроэнер-
гетических рынков и формировании конкурентной среды пер-
востепенное значение имеет учет фактора надежности энерго-
снабжения. Недопустимо, чтобы коммерческие цели продавцов
приводили к игнорированию вопросов надежности на конку-
рентных рынках электроэнергии. Речь идет о своевременном и
качественном проведении ремонтов оборудования, содержании
резервов мощности, скоординированном развитии электростан-
ций, электрических и тепловых сетей, предотвращении пере-
грузок линий электропередачи. Это должно обеспечиваться с
помощью государственного регулирования конкурентных рын-
ков (особенно на этапе их становления).
Государственные регулирующие и антимонопольные органы
должны вести регулярный мониторинг конкурентных энергети-
ческих рынков. Опыт зарубежных стран показывает, что неред-
ко результатами конкуренции между энергокомпаниями бывают
их слияния и поглощения в различных формах горизонтальной
и вертикальной интеграции. Уже только одна угроза вхождения
на рынок новых производителей энергии может спровоцировать
объединение частных энергокомпаний. В конечном счете это
может привести к установлению «виртуальных монополий» с
соответствующими монопольными ценами, а значит, сама идея
либерализованного рынка будет дискредитирована перед потре-
бителями энергии, которые в наибольшей степени заинтересо-
ваны в эффективной конкуренции.
ТИПЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКОВ
В общем случае электроэнергетический рынок — это сфера
операций по купле-продаже следующих основных видов продук-
ции и услуг:
• электрической энергии;
• электрической мощности;
• услу1 по транспортировке и распределению электроэнер-
гии;
• технологических услуг, связанных с обеспечением на-
дежного функционирования основной электросети и под-
держанием качественных параметров энергоснабжения на
нормативном уровне;
• услуг по сбыту энергии (включая расчеты и измерения);
• услуг по повышению энергоэффективности, предоставля-
емых потребителям.
Субъектами (участниками) рынков являются:
I) производители электроэнергии - вертикально интегриро-
ванные энергокомпании, генерирующие компании, независи-
мые производители электроэнергии1;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
91
’ Коммерческий
оператор отвечает за
осуществление коммер-
ческой деятельности на
оптовом рынке (цено-
образование, договоры,
финансовые отноше-
ния); его функции также
может выполнять спе-
циальное подразделение
электроэнергетической
биржи. Системный
оператор отвечает за на-
дежную работу основ-
ной электрической сети
рынка и обеспечение
физических поставок
электроэнергии в соот-
ветствии с заключенны-
ми договорами.
2) поставщики электроэнергии - вертикально интегрирован-
ные компании, компании, осуществляющие передачу энергии
по магистральным сетям, компании-дистрибьюторы, осущест-
в^яющие передачу по распределительным сетям, энергосбыто-
вые организации;
3) энергосервисные компании;
4) биллинговые (расчетно-измерительные) компании;
5) независимые коммерсанты -брокеры (обеспечивают по-
среднические услуги при заключении контрактов), дилеры (по-
купают и перепродают электроэнергию);
6) потребители энергии различных групп и категорий.
Следует подчеркнуть, что электроэнергетический рынок явля-
ется искусственным образованием, воплощающим определенную
организационную модель. В зависимости от конкретной органи-
зационной модели электроэнергетического рынка состав участни-
ков, а также ассортимент продукции и услуг могут меняться.
Пространственная конфигурация рынка определяется гра-
ницами электроэнергетических систем, обладающих достаточ-
но сильными внутренними связями. Расширение границ рынка
требует увеличения пропускной способности межсистемных
линий электропередачи.
Электроэнергетические рынки любого типа в той или иной
степени контролируются государством, т.е. являются регулиру-
емыми. Это объясняется двумя причинами: приоритетом надеж
ности энергоснабжения и наличием естественных монополий в
электроэнергетике (в частности, в передаче и распределении
электроэнергии).
Для нормального функционирования рынка необходимы
соответствующие технологическая и организационная инфра-
структуры. Технологической инфраструктурой электроэнерге-
тических рынков служат электрические сети разных классов
напряжения. Текущее управление рынком осуществляют специ-
ализированные организации: коммерческий и системный (тех-
нологический) операторы рынка1. В табл. 6.1 приведена класси-
фикация электроэнергетических рынков.
КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКОВ
Классификационный признак Вид рынка
Географические границы Региональный, зональный, национальный, межгосударственный
Уровень рынка (категория покупателя) Оптовый, розничный (потребительский)
Характер сделок между участниками рынка Контрактный, оперативный
Сегмент потребительского рынка Промышленной, бытовой и пр. нагрузок; высокого, среднего и низкого напряжения; дневной, ночной, зимней и летней нагрузок
Организационная модель рынка Монопольный (закрытый); конкурентный (различные виды)
Таблица 6.1
92
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Рекомендованы Ди-
рективой ЕС в рамках
общих правил для
внутриевропейских
рынков электроэнер-
гии.
Оптовые рынки электроэнергии функционируют в сетях вы-
сокого напряжения. На оптовом рынке взаимодействуют произ-
водители, поставщики и отдельные крупные потребители элек-
троэнергии. Оптовые рынки подразделяются на контрактные и
оперативные. Контрактный рынок основан на двусторонних
соглашениях между субъектами оптового рынка (на срок от не-
дели до деся±ков лет). Оперативный рынок функционирует в
пределах текущих суток, разделенных на периоды определен-
ной продолжительности. Товарами на контрактных рынках яв-
ляются электроэнергия и мощность, на оперативных - только
электроэнергия.
Розничные рынки функционируют в сетях среднего и низкого
напряжения. На розничном рынке взаимодействуют распреде-
лительные электросетевые компании, сбытовые организации и
потребители данного региона. Подразделение этих рынков на
сегменты по видам нагрузки связано с широкой дифференциа-
цией требований к энергоснабжению и различиями в стоимости
обслуживания разных групп потребителей, питающихся от се-
тей разного класса напряжения в разные периоды суток и сезо-
ны года.
В электроэнергетике зарубежных стран уже применяются
либо намечаются для внедрения различные организационные
модели конкурентного рынка, учитывающие национальные
особенности и условия функционирования отрасли, цели ры-
ночных преобразований, экономические, социальные, полити-
ческие факторы. Главное, что объединяет все подходы, - это
дезинтеграция, т.е. разделение первоначально вертикально ин-
тегрированных энергокомпаний в отношении функций и сфер
деятельности (производство, передача, сбыт энергии). Это
делается с целью создать условия для конкуренции, а также
уменьшить возможности для дискриминации потребителей и
перекрестного субсидирования между конкурентными и есте-
ственно-монопольными сферами деятельности. При этом кон-
кретные используемые формы и глубина дезинтеграции могут
существенно различаться: от просто разделения учета в инте-
грированной компании до создания отдельных независимых
энергокомпаний.
В настоящее время известны три основные (базовые) модели
конкурентного рынка электроэнергии1 (табл. 6.2).
Модель 1. Доступ третьего лица (транзит). Потребитель
(клиент) получает возможность купить электроэнергию не
только у местной энергокомпании, к сетям которой он присо-
единен, но и у какой-либо другой (если нет системных ограни-
чений), т.е. у третьего лица. В этом случае местная компания
предоставляет услуги по транзиту электроэнергии по своим пе-
редающим и распределительным сетям. Клиенты и производи-
тели заключают двусторонние контракты на поставку электро-
энергии по договорным ценам. Оператор энергосистемы имеет
информацию только в отношении объемов и режима поставки и
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
93
МОДЕЛИ КОНКУРЕНТНОГО ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА
Характеристика модели Доступ третьего лица (транзит) Единственный покупатель(закупочное агентство) Пул (с открытым розничным рынком)
Форма дезинтеграции функций Разделение учета Разделение операций Полная дезинтеграция
Доступ к основной сети ОПТОВОГО рынка Договорный или регулируемый Конкурсный Свободный
Наличие конкурирующих производителей Есть Есть Есть
Наличие выбора для поставщиков (розничных торговцев) Нет — <1 — — М —
Наличие выбора для потребителя - “ - — ы — _ II —
Цена генерирования электроэнергии Договорная Договорная Единая цена пула
Таблица 6.2
1 Эта модель взята за
основу в концепции ре-
формирования электро-
энергетики России.
получает плату за передачу электроэнергии либо от производи-
теля (третьего лица), либо от клиента. Размер этой платы может
быть как договорным, гак и ограничиваемым регулирующим
органом. Данная модель предполагает сохранение вертикально
интегрированных компаний на энергетическом рынке и требует
только введения раздельного учета финансовых результатов и
затрат по стадиям производства, передачи и доведения энерго-
носителя до конечного потребителя.
Модель 2. Единственный покупатель (закупочное агент-
ство). Единственный покупатель выбирает производителей.
Независимые производители энергии конкурируют в области
строительства и эксплуатации электростанции. Конкуренция
идет за право на контракт с закупочным агентством на поставку
ему электроэнергии и мощности. Закупочное агентство имеет
монополию на высоковольтную сеть и на продажу электро-
энергии конечным потребителям. Последние, таким образом,
не имеют свободного доступа к электросети, т.е. не могут вы-
бирать поставщика. В качестве закупочного агентства может
выступать крупная интегрированная энергокомпания или от-
дельная независимая компания, владеющая основной сетью.
Для этой модели рекомендуется операциональное разделение
видов деятельности, которое можно осуществить, например,
в рамках энергетического холдинга. Однако на практике часто
ограничиваются лишь раздельным учетом. Иногда используют
различные варианты сочетания этой модели с моделью доступа
третьего лица.
Модель 3. Пул (с открытым розничным рынком)1. Наи-
более радикальная в отношении дезинтеграции модель: образу-
ются независимые компании в сферах генерирования, переда-
чи и распределения электроэнергии. Производители получают
94
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
свободный доступ к основной сети оптового рынка. Участники
оптового рынка (производители, дистрибьюторы, крупные по-
требители) объединяются в пул - самоорганизующуюся торго-
вую систему для работы на рынке по определенным правилам.
Формируется оперативный сектор оптового рынка - «спотры-
нок», или рынок наличной электроэнергии с механизмом конку-
рентного ценообразования. Торговой площадкой такого рынка
может служить биржа электроэнергии.
В наиболее простом варианте механизм ценообразования работает
следующим образом.
Цены на электроэнергию определяются на каждый диспетчерский
интервал (например, 30 мин или 1 ч) для предстоящих суток в соот-
ветствии с заявками, представляемыми генерирующими компаниями,
и оптимизационными расчетами, осуществляемыми коммерческим
оператором рынка. При этом каждая энергокомпания подает заявку
на выдачу мощности в электроэнергетическую систему, включающую
соответствующие стоимостные и объемные характеристики. Оптими-
зационная программа выбирает рациональный состав работающих
энергетических агрегатов и их загрузку. Затем для каждого диспет-
черского интервала составляется перечень допущенных к работе агре-
гатов, начиная с наиболее экономичных. Цена электроэнергии, выра-
батываемой самым неэкономичным агрегатом, замыкающим баланс
энергосистемы на данном интервале и занимающим последнее место
в списке, называется предельной (граничной) ценой или единой ценой
генерирования на оперативном рынке (рис. 6.3).
Рис. 6.3. Применение
метода граничной
стоимости
электроэнергии:
(Sj-Sg) - заявленная
стоимость
генерирования на /-м
интервале суток; Ppi -
суммарная нагрузка
потребителей региона;
PHi - невостребованная
мощность генераторов
электроэнергии; Рп -
суммарная рабочая
мощность генераторов
электроэнергии; Sn -
граничная (предельная)
стоимость
генерирования в
энергообъединении
Таким образом, участвуя в аукционах ценовых заявок, производи-
тели конкурируют между собой за право поставки электроэнергии в
основную электросеть оптового рынка и с гремятся максимизировать
свою прибыль за счет разницы между рыночной ценой и собственной
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
95
стоимостью генерации, как это показано на рис. 6.3. Более сложная
модель предполагает подачу объемно-ценовых заявок и со стороны
спроса, т.е. от покупателей электроэнергии. В частности, она нашла
применение при организации конкурентного оптового рынка в элек-
троэнергетике России (см. ниже).
Следовательно, все участники пула продаю! и покупают
электроэнергию по единой цене спотрынка (или цене пула).
При этом все они платят соответствующей электросетевой ком-
пании за использование основной сети оптового рынка; размер
этой платы регулируется государством.
Как правило, торговая система оптового рынка в форме пула
сочетается с рынком двусторонних контрактов. Клиент имеет
выбор между закупкой электроэнергии на бирже по складыва-
ющимся там рыночным ценам или непосредственно у произво-
дителя по договорной цене. В общем случае рынок наличного
товара (оперативный) используется для краткосрочной торгов-
ли, а контрактный - в долгосрочном аспекте и для уменьшения
ценового риска при операциях на споз рынке. В принципе воз-
можны различные комбинации обеих моделей. Часто в качестве
базового используют контрактный рынок.
На первом этапе, когда розничный рынок еще не открыт для
конкуренции, распределительные компании (дистрибьюторы)
покупают электроэнергию на спотрынке или по договорной цене
у конкретного производителя и передают ее по низковольтным
сетям с последующей продажей потребителям (покупателями
могут быть и крупные потребители, самостоятельно выходящие
на оптовый рынок). Затем, когда сбыт отделяется от распределе-
ния, на оптовый рынок выходят новые субъекты - конкурирую-
щие энергосбытовые компании.
ИНТЕГРАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ
БИЗНЕСЕ
В широком смысле интеграцией в бизнесе называется любая
форма хозяйственного объединения двух или нескольких пред-
приятий. Но полная интеграция в качестве своей основы пред-
полагает единую (либо совместную) собственность и общее
управление.
Предпосылками интеграции в электроэнергетике служат:
обострение конкуренции на либерализованном рынке; неста-
бильность рыночной конъюнктуры (спрос, цены); ограничения
на рентабельность регулируемых компаний (в частности, сете-
вых). Эти предпосылки в полную силу проявляются уже после
реструктуризации энергетических монополий, когда начинают
работать рыночные отношения. Разновидности интеграции по-
зволяют резко повысить финансовую устойчивость и конкурен-
тоспособность бизнеса на основе реализации эффекта масштаба
и диверсификации, создающей возможность широкого маневра
96
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
инвестициями, ресурсами, ценами. Можно сказать, что интегра-
ция с помощью рыночных механизмов корректирует результаты
проведенной в административном порядке реструктуризации
электроэнергетики.
Различают вертикальную, горизонтальную и конгломерат-
ную интеграцию. При вертикальной интеграции объединяются
предприятия (производства), осуществляющие последователь-
ные стадии единого технологического цикла, а также закупоч-
ные и распределительно-сбытовые операции. В горизонтальной
интеграции имеет место объединение предприятий, осущест-
вляющих однородные технологические процессы и производя-
щих параллельные продукты (услуги). Конгломератная инте-
грация- это объединение предприятий, выпускающих самую
разную продукцию; она обеспечивает широкую диверсифика-
цию бизнеса. В табл. 6.3 приведены основные особенности ин-
теграции в электроэнергетике. Рассмотрим подробнее различ-
ные интеграционные процессы.
Вертикальная интеграция. Жесткая технологическая связь
между генерацией, передачей и сбытом (поставкой) электро-
энергии и тепла всегда будет основой внутренней экономиче-
ской интеграции (и реинтеграции) на региональном уровне. Так,
в технологически изолированных энергосистемах сохраняются
энергокомпании с вертикально интегрированной структурой.
Другой пример - территориальные генерирующие компании,
ХАРАКТЕРИСТИКИ ИНТЕГРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
Вид интеграции Факторы интеграции Кол-во видов продукции (услуг) после объединения Примеры интеграции
Вертикальная внутриотраслевая Технологическая связь между бизнес-процессами Один (электроэнергия) Собственная генерация в региональной электросетевой компании (в разрешенном объеме)
Вертикальная межотраслевая Технологические связи между производствами Два-три (электроэнергия, тепло, газ или уголь) Электрогазовые, электроугольные компании
Горизонтальная Однородные (технологический процесс и продукция) Один (электроэнергия) Межрегиональные электросетевые компании; ГЭС-холдинг; территориальные генерирующие компании
Конгломератная Схожесть бизнес- процессов в транспортировке и сбыте разных энергоносителей; значительная доля электроэнергии в себестоимости услуг Несколько (электроэнергия, тепло, газ, связь, водоснабжение и ДР) Мультиэнергетические компании
Таблица 6.3
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
97
включающие ТЭЦ с тепловыми (магистральными) сетями.
Здесь развитие интеграции может пойти по пути объединения с
предприятиями тепловых (распределительных) сетей.
Возможной формой частичной реинтеграции на региональ-
ных розничных рынках электроэнергии является создание (или
приобретение) установок малой генерации электросетевыми
распределительными компаниями. В результате компания по-
лучает дополнительный доход, покрывает сверхнормативные
потери в сетях и, что особенно важно с позиции социальной от-
ветственности, обеспечивает повышенную надежность электро-
снабжения территории. При этом регулятор, очевидно, должен
установить предельную долю собственной генерации в общих
поставках электроэнергии в данном регионе.
На межотраслевом уровне перспективы вертикальной инте-
грации связаны прежде всего с электроугольными и электро-
газовыми компаниями. При этой форме интеграции топливо-
добывающее предприятие поставляет на ТЭС газ или уголь по
себестоимости либо трансфертной цене, а ТЭС в свою очередь
снабжает его электроэнергией не по тарифу оптового рынка,
а по себестоимости производства (трансфертной цене). В ре-
зультате снижения издержек и диверсификации деятельности
интегрированная электротопливная компания получает допол-
нительные конкурентные преимущества на обоих рынках и
значительно снижает риски бизнеса. Следует отметить и благо-
приятные возможности для полной электрификации газотран-
спортных систем.
Сегодня крупные зарубежные нефтегазовые компании дивер-
сифицировали свою деятельность и занялись выпуском продукции
с высокой составляющей газа в ее себестоимости. Они активно по-
купают или строят новые электростанции, приобретают акции энер-
гетических компаний. Данное направление обозначено как одно из
основных и в энергетической стратегии ОАО «Газпром»; разработана
концепция превращения «Газпрома» в газоэнергетическую компанию.
В частности, его дочерняя компания «Газпромэнерго» претендует на
то, чтобы стать полноправным участником электроэнергетического
рынка (рис. 6.4). Известна активная политика «Газпрома» и в сфере
теплоснабжения.
Учитывая важное значение интеграции, в частности, для эффек-
тивной внешнеэкономической деятельности «Газпрома», надо иметь в
виду следующее настораживающее обстоятельство. Мощнейшие фи-
нансовые возможности по существу государственной компании могут
в обозримой перспективе превратить «Газпром» в основного игрока на
рынке электроэнергии, что исходя из критериев общественной эффек-
тивности представляется неприемлемым. В связи с этим социальная
привлекательность электрогазовой интеграции существенно повыси-
лась бы после реструктуризации газового монополиста (с отделением
добычи от гранспорта углеводородного сырья).
4 Энергетический бизнес
98
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Газпромэнерго
Рис. 6.4.
Интеграционные
приоритеты в
энергетической
стратегии ОАО
«Газпром»
Горизонтальная интеграция. Здесь происходит объедине-
ние (слияние) родственных предприятий (компаний) в сферах
генерации, передачи, сбыта электроэнергии. Эти процессы
могут происходить как в ходе реструктуризации отрасли, так
и впоследствии. Примеры: территориальные генерирующие
компании, гидро-ОГК, межрегиональные распределительные
сетевые компании, образованные на основе правительственных
решений по реформированию электроэнергетики.
На либерализованных рынках горизонтальные слияния, осо-
бенно в конкурентных генерации и сбыте, осуществляются уже
под воздействием рыночных факторов. При этом преследуют
следующие цели:
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
99
1 Рыночную мощность
можно определить как
способность суще-
ственно влиять на цену
или количество про-
дукта на рынке.
2 Этот эффект обуслов-
лен действием синер-
гической связи, которая
при совместном
функционировании не-
зависимых элементов
системы обеспечивает
увеличение их общего
результата до величи-
ны большей, чем сумма
результатов этих же
элементов, действую-
щих раздельно.
• удовлетворение спроса расширяющегося рынка;
• реализация экономии издержек, обусловленной ростом
масштаба производства (в энергетике этот фактор имеет
особое значение);
• увеличение рыночной доли и усиление рыночной мощно-
сти1.
Следует подчеркнуть, что работать в условиях снижения цен
при сохранении достаточной доходности в состоянии позволить
себе только крупные игроки. Например, в Германии прямым
следствием либерализации рынка электроэнергии стал процесс
интенсивной горизонтальной интеграции компаний, концентра-
ции и централизации капиталов в электроэнергетике (правда,
под жестким контролем антикартельного ведомства). Конечно,
это зависит от исходного количества компаний на рынке и их
среднего размера. Очевидно, что антимонопольные органы не
должны возражать против подобных слияний, ведущих к со-
кращению издержек и цен, если доля самых крупных компаний
на рынке укладывается в допустимые пределы и интеграция не
создает барьеров при входе в рынок новых участников. Эти но-
вые игроки и призваны поддерживать конкурентную среду на
таких рынках. Среди них стоит отметить также небольших не-
зависимых производителей энергии (НПЭ) местного значения,
способствующих оживлению конкуренции в краткосрочном
плане. Но, как показывает зарубежный опыт, выживание на рын-
ке малого НПЭ в конечном счете маловероятно; почти всегда по
истечении короткого периода удачливый НПЭ продает, причем
с высокой прибылью, свои активы большой энергокомпании.
Конгломератная интеграция. Эта разновидность объ-
единения на розничных рынках реализуется в так называемых
мультиэнергетических компаниях (МК), обеспечивающих ком-
плексные поставки различных энергоносителей (электроэнер-
гия, газ, тепло) и других услуг, в той или иной степени связан-
ных с энергоснабжением (водоснабжение, телекоммуникации,
средства повышения энергоэффективности и др.). В зарубеж-
ной практике мультиэнергетические компании создаются чаще
всего на основе отдельных электросетевых и электросбытовых
организаций либо аналогичных вертикально интегрированных
структур («передача + сбыт»). Интегрирующими факторами
здесь служат, во-первых, технологическое родство некоторых
бизнес-процессов (например, прокладка газовых и тепловых се-
тей, сбыт энергоносителей) и, во-вторых, высокая доля элекгро-
энерг ии в себестоимости поставляемых услуг (водоснабжение,
связь).
Указанная диверсификация деятельности МК создает «си-
нергический эффект»2, который позволяет получить:
• экономию затрат в бизнесе;
• повышение доходов;
• комплексную оптимизацию системы энергоснабжения
территории.
100
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Общая экономия затрат включает снижение издержек в сбы-
те, при транспортировке энергоносителей, а также «общеси-
стемных» затрат.
600
с[
„ 500
g 400
о 300
с
о
о
5 200
О
X
2 юо
>♦
о.
Электроэнергия
Газ Газ + электроэнергия
Рис. 6.5. Экономия
затрат энергокомпании
от синергии продаж
При этом снижение затрат в сбыте (рис. 6.5, 6.6) достига-
ется за счет:
• сокращения издержек биллинга (единая клиентская база в
электроэнергетике, тепло- и газоснабжении);
• экономии на ведении клиентской базы.
Снижение затрат при транспортировке обеспечивается:
• созданием единой ремонтно-эксплуатационной базы;
• комплексным инжинирингом.
Снижение «общесистемных» затрат вызвано:
• созданием единого органа управления;
• организацией централизованного снабжения материаль-
но-техническими ресурсами;
• формированием единой инвестиционной политики;
Повышение доходов энергокомпании происходит вследствие
перекрестного хеджирования ценовых рисков на рынках энерго-
носителей, закрепления обширной клиентской базы с осущест-
влением платежей по единому счету, а также предоставления
дополнительных услуг потребителям. В частности, среди них
можно назвать:
• установку современных приборов учета;
• технологическое присоединение к сетям;
• энергосбережение, оптимизацию энергопотребления и
консалтинг;
• финансирование модернизации системы энергоснабжения
и лизинг оборудования.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕГТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
101
Рис. 6.6. Экономия
затрат энергокомпании
от синергии
продаж и масштаба
обслуживания (опыт
Германии)
Эффект комплексной оптимизации систем энергоснабжения
достигается за счет централизации управления и создания еди-
ного центра принятия решений в области электро-, газо-, тепло-
снабжения территории.
В России благоприятные условия для появления на рынках
мультиэнергетических компаний связаны с такими факторами,
как
• либерализация сбытовых услуг и сервиса;
• рост цен на газ и тарифов на электроэнергию и тепло;
• увеличение спроса на услуги в сфере телекоммуникаций,
водоснабжения и водоотведения;
• большие резервы повышения эффективности систем те-
плоснабжения.
В заключение отметим, что интеграционные процессы в
значительной мере способствуют повышению эффективности
энергетического бизнеса и во многих случаях лежат в русле ин-
тересов потребителей. Между тем при определенных условиях
они могут оказывать тормозящее влияние на конкуренцию на
энергетических рынках, а потому должны постоянно находить-
ся в поле зрения государственного антимонопольного органа.
ОСОБЕННОСТИ РОССИЙСКОЙ МОДЕЛИ РЫНКА
Цели и концепция. В качестве главных целей широкомас-
штабных рыночных преобразований в электроэнергетике Рос-
сии провозглашены:
• привлечение в отрасль широкого круга инвесторов для ее
технического обновления;
• создание эффективных механизмов конкурентного цено-
образования, сдерживающих рост тарифов на энергию;
102
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Некоммерческое
партнерство.
• расширение ассортимента и повышение качества услуг,
связанных с энергоснабжением.
В качестве основы реформирования отрасли принята кон-
цепция ее глубокой реструктуризации с разделением всех видов
деятельности на естественно-монопольные (передача электро-
энергии, оперативно-диспетчерское управление) и конкурент-
ные (генерация, сбыт, ремонтное обслуживание, непрофильная
деятельность). На этой базе предполагается сформировать в
обозримой перспективе полностью либерализованные (откры-
тые) оптовые и розничные рынки электроэнергии. При этом
передача электроэнергии по магистральным (системообразую-
щим) и распределительным сетям как монопольная деятель-
ность остается в государственном регулировании, а всем участ-
никам рынка будет обеспечен недискриминационный доступ к
услугам естественных монополий.
В итоге реструктуризации холдинга РАО «ЕЭС России» и
других предприятий отрасли создана технологическая и ком-
мерческая инфраструктура рынка электроэнергии, появились
новые энергокомпании-поставщики и формируются новые сек-
торы рынка.
Инфраструктурные организации. В их число входят:
1) оператор оптового рынка - НП1 «Администратор торго-
вой системы» (АТС);
2) системный оператор - СО-ЦДУ ЕЭС;
3) федеральная сетевая компания (ФСК) - объединяет маги-
стральные электрические сети, образующие националь-
ную электрическую сеть;
4) межрегиональные распределительные сетевые компании
(МРСК) - объединяют распределительные электрические
сети, обслуживающие розничные рынки;
5) администраторы региональных торговых систем;
6) операторы экспорта (импорта) электроэнергии.
В соответствии с Законом РФ об электроэнергетике АТС оптового
рынка выполняет следующие функции:
- организуе'1 оптовую торговлю электрической энергией;
- проводит сверку и зачет взаимных встречных обязательств
участников торговли;
- формирует системы гарантий и расчетов на оптовом рынке, за-
ключает договоры и осуществляет расчеты за электрическую
энергию и оказываемые услуги;
- регистрирует двусторонние договоры купли-продажи электри-
ческой энергии;
- организует системы измерения и сбора информации о факти-
ческом производстве и потреблении электрической энергии на
оптовом рынке и др.
В круг основных задач системного оператора, в частности, включено:
• обеспечение надежного функционирования и развития ЕЭС
России;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
103
1 На территории
дальневосточных
энергосистем создается
одна энергокомпания
(холдинг), так как
условия для организа-
ции конкуренции там
отсутствуют.
• создание условий для эффективного функционирования рынка
электрической энергии (мощности);
• соблюдение установленных технологических параметров функ-
ционирования электроэнергетики и стандартных показателей
качества электроэнергии в условиях рыночных отношений в от-
расли;
• обеспечение централизованного оперативно-технологического
управления ЕЭС России.
Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании
К генерирующим относятся:
• оптовые генерирующие компании (ОГК), созданные на
базе крупных гидравлических и тепловых электростан-
ций;
• территориальные компании (ТГК), формируемые на осно-
ве активов АО-энерго;
• компании, созданные на базе АЭС государственного кон-
церна «Росэнергоатом»;
• региональные генерирующие компании - на базе АО-
энерго в технологически изолированных энергосистемах.
В активах ОГК на базе тепловых станций участие государ-
ства не предполагается. Они образуются по экстерриториально-
му принципу. ОГК на базе гидроэлектростанций представляет
собой производственно-финансовый холдинг с контрольным
пакетом акций головной компании у государства.
ТГК включают в основном активы ТЭЦ, тепловых сетей и ко-
тельных В обозримой перспективе определенная доля государства
в капитале ТГК останется, хотя, возможно, будет снижаться.
Вообще увеличение числа независимых генерирующих ком-
паний, особенно на базе тепловых электростанций различного
типа, является важным приоритетом преобразований, так как
служит залогом более качественной работы либерализованного
рынка и эффективного инвестиционного процесса в электро-
энергетике.
Структура оптового рынка электроэнергии. В соответ-
ствии с целевой моделью конкурентный оптовый рынок должен
включать три основных сектора, представленных на рис. 6.7.
Рынок двусторонних договоров рассматривается в качестве
основного и может составлять до 80% оборота электроэнер-
гии на оптовом рынке. Второй по значению - организованный
(биржевой) рынок «на сутки вперед», или «спотрынок», - пред-
назначен для оперативной реализации дополнительного пред-
ложения (спроса), периодически возникающего у участников
рынка; его доля оценивается на уровне 16-18%. В то же время
именно этот рынок определяет реальную цену электроэнер1 ии
Важной особенностью российской модели конкурентно-
го оптового рынка электроэнергии является выделение двух
больших ценовых зон: Европейская часть (включая Урал) и
Сибирь1. Такой подход обусловлен ограничениями пропускной
104
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Долгосрочный
рынок
двусторонних
договоров
• Стороны договоров фиксируют цены и объемы
поставок, несут обязательства по оплате потерь и
системных ограничений
Краткосрочный
рынок «на сутки
вперед»
Участники покупают (продают) необходимый
объем электроэнергии по цене аукциона
• Результаты аукциона - суточные почасовые
плановые графики про лзводства (потребления)
Балансирующий
рынок
• Обеспечение баланса производства
и потребления в реальном времени с
минимальными затратами на компенсацию
отклонений от суточных плановых графиков на
основе конкурентного отбора
Рис. 6.7. Секторы
конкурентного
оптового рынка
электроэнергии
способности магистральных ЛЭП, существенными различиями
в структуре генерирующих мощностей и их режимных характе-
ристиках. Кроме того, наличие системных ограничений и вну-
три указанных зон потребовало введения принципа «узлового
ценообразования» на спотрынке.
Обязательный этап в формировании полноценных рыночных
отношений в электроэнергетике - создание конкурентного рын-
ка резервов и других системных услуг, предназначенного для
обеспечения в новых условиях надежного функционирования
отрасли.
Целевая модель рыночных отношений предусматривает и
введение биржевого рынка производных финансовых инстру-
ментов - стандартизированных контрактов на поставку электро-
энергии. Финансовый рынок, непосредственно не связанный с
физическими поставками, выполняет важную функцию - защиту
продавцов и покупателей от рисков колебаний цены, складываю-
щейся на спотрынке под воздействием спроса и предложения.
Розничные рынки. Сфера розничного оборота электроэнер-
гии замыкается в границах регионов (субъектов Федерации).
Основой либерализованного розничного рынка электроэнергии
является широкая сеть конкурентных поставщиков - независи-
мых энергосбытовых компаний, которые могут быть созданы как
при реформировании AO-энерго, так и другими независимыми
организациями и будут осуществлять деятельность по продаже
электроэнергии конечным потребителям. При этом потребители
получают право свободного выбора и смены поставщиков.
1
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
105
Наряду с двусторонними договорами «поставщик - потре-
битель» на розничных рынках предполагаются организованные
торги (аукционы), которые должен проводить администратор
региональной торговой системы (АРТС).
В то же время конкурентный рынок на начальном этапе
функционирования должен содержать механизмы страхования
риска прекращения энергоснабжения потребителя из-за потери
им энергосбытовой компании по различным причинам, а также
рыночного риска, связанного с нерегулируемой деятельностью
энергосбытовых компаний. С этими целями вводится специаль-
ный институт гарантирующего поставщика розничного рынка,
который в обязательном порядке обслуживает регулируемый
сектор розничного рынка, включающий социально значимых
потребителей, в том числе население.
Перспективы развития розничных энергорынков, как пока-
зывает зарубежный опыт, связаны с двумя противоречивыми
процессами: с одной стороны, это функциональная специализа-
ция и диверсификация энергетического бизнеса, оказывающего
потребителям услуги в области энергосбережения, ремонтов
оборудования, лизинга, электрических измерений, с другой -
появление горизонтально интегрированных мультиэнергети-
ческих компаний, представляющих в одном пакете комплекс
услуг по энергоснабжению: поставка электроэнергии, газа, теп-
ла, средств энергоэффективности и др.
1 Непременным усло-
вием для переходных
моделей является не-
допущение снижения
технической надеж-
ности электроснаб-
жения и перебоев в
коммерческих постав-
ках электроэнергии на
оптовом и розничных
рынках.
- Федеральный опто-
вый рынок электро-
энергии и мощности.
* * *
Реализация в полном объеме целевых моделей оптового и
розничного рынков электроэнергии вследствие весьма высокой
сложности и новизны решений потребует достаточно длитель-
ного переходною периода. В это время осуществляется после-
довательное (поэтапное) внедрение базовых элементов целевой
модели, уточнение ее структурных параметров, создание новых
систем учета электроэнергии, отработка рыночных технологий.
Для этого применяются переходные модели^, предусматриваю-
щие различные сочетания конкурентного и регулируемого секто-
ров рынка. Причем сектор свободной торговли постоянно расши-
ряется, а регулируемый трансформируется. В частности, бывший
централизованный ФОРЭМ2 преобразуется в рынок регулируе-
мых двусторонних договоров, в процесс рыночных отношений
вовлекаются новые ценовые зоны (Сибирь), снимаются ограни-
чения на участие в секторе свободной торговли, регулируемый
сектор отклонений заменяется конкурентным балансирующим
рынком, вводится механизм торговли мощностью.
Переходный период на розничных рынках связан с форми-
рованием гарантирующих поставщиков, созданием для них
механизма антимонопольного регулирования, введением аль-
тернативных перекрестному субсидированию методов цено-
вой защиты социально значимых потребителей, подготовкой
потребителей к реализации права выбора (смены) поставщика
106
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
в условиях конкуренции энергосбытовых компаний. Следует
подчеркнуть, что в силу более высокого консерватизма рознич-
ных рынков процесс формирования конкурентной среды здесь
происходит с некоторым запаздыванием по отношению к опто-
вому рынку. Однако именно интенсивная конкуренция на регио-
нальных розничных рынках определяет эффективность функцио-
нирования оптового рынка, оказывая постоянное давление на его
цены. Следовательно, без этого фактора целевая модель оптового
рынка работать с ожидаемой результативностью не сможет.
Еще одно требование: в переходный период необходимо под-
держивать избыточность генерирующих мощностей (для обе-
спечения надежности и как основу конкурентной среды). Уже
сейчас в ряде регионов (в частности, в крупных городах) име-
ющаяся энергетическая база существенно отстает от темпов
роста экономики и блокирует ее дальнейшее развитие. В такой
ситуации первоочередной проблемой становится поддержание
надежности электроснабжения. В этой связи необходимо экс-
тренно создать специальный механизм привлечения инвести-
ций, соответствующий особенностям данного периода, когда
рыночные механизмы еще не заработали в полную силу. Это
задача Правительства РФ как главного регулятора реформы
электроэнергетики. Параллельно следует форсировать созда-
ние высоко экономичной локальной генерации на региональном
уровне, прежде всего, на основе газотурбинных установок ма-
лой и средней мощности (конечно, с соответствующим усиле-
нием электросетевого комплекса).
Наконец, важное гамечание. Существует ряд внешних обще-
экономических предпосылок, без которых ни одна целевая мо-
дель рынка электроэнергии не сможет в полном объеме реали-
зовать свой потенциал. Среди них следует отметить:
• общий благоприятный инвестиционный климат;
• наличие в стране развитой рыночной инфраструктуры
(банков, фондовых рынков, страховых систем и др.);
• эффективная система антимонопольного регулирования;
• зрелые конкурентно-рыночные отношения в отраслях,
обеспечивающих электроэнергетику ресурсами;
• выраженная ориентация потребителей на энергосбере-
жение;
• уровень платежеспособности населения, в целом адекват-
ный рыночным ценам на электроэнергию.
На наш взгляд, с учетом всего сказанного для России пере-
ходный период к целевой модели рынка электроэнергии может
существенно затянуться. Добавим, что в западных странах по-
добные реформы начинались в гораздо более комфортной эко-
номической и социальной обстановке.
107
ГЛАВА 7 ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РЫНОК «НА СУТКИ ВПЕРЕД»
Для проведения расчетов на данном спотрынке применяется
механизм ценообразования, основанный на конкуренции между
поставщиками и покупателями электроэнергии, обеспечиваю-
щей установление свободных цен, уравновешивающих спрос и
предложение.
За одни сутки до поставки электроэнергии АТС проводит кон-
курентный отбор ценовых заявок поставщиков (производителей)
и покупателей (крупные потребители, АО-энерго и др.). Указан-
ный отбор производится в форме централизованного расчета
равновесных цен и объемов электроэнергии, принятых к испол-
нению в этом секторе. Ценовые заявки подаются поставщиками
в отношении каждого генерирующего агрегата, а покупателями
- в отношении каждой точки поставки на каждый час следующих
суток. Заявки могут содержать несколько пар «цена - количество
электроэнергии», но их максимальное число регламентируется.
Участник может и не указывать цену (только объем); такая за-
явка называется ценопринимающей и предполагает, что данный
объем будет продан (куплен) по сложившейся в результате торгов
равновесной цене. Однако надо иметь в виду, что, подавая заяв-
ку по ценопринятию, потребитель рискует. Так, если цена сло-
жится для него выше некоторой точки безубыточности, то торги
пройдут с отрицательным для него резульгагом. Кроме того, при
подаче ценопринимающей заявки необходимо предоставлять фи-
нансовое обеспечение в максимальном размере.
На рис. 7.1 в графической форме показана примерная зависи-
мость цены от объема продажи (покупки) в заявках поставщи-
ков и покупателей (на определенный час следующих суток). На-
пример, точка с некоторыми координатами (S, V) на диаграмме в
ценовой заявке продавца означает, что он готов продать объем V
по цене не ниже S; меньший объем он может продагь по мень-
шей цене (из диаграммы). Точка (5,Г) на диаграмме в заявке по-
купателя означает, что он готов купить объем V по цене не выше
S; объем, меньший К, он может купить и по большей цене (из
диаграммы).
При проведении конкурентного отбора ценовых заявок на
каждый час АТС отбирает, с одной стороны, наиболее дешевых
поставщиков электроэнергии, на продукцию которых имеется
спрос, а с другой - покупателей с наиболее высокими ценами,
указанными в их заявках.
Процедура расчета почасовой равновесной цены и соответ-
ствующего ей объема электроэнергии, планируемого для торгов-
ли, производится специальной программой торговой системы
108
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 7.1.
Зависимость цены на
электроэнергию от
объема со стороны
предложения и со
стороны спроса
на основе обработки данных, содержащихся в заявках участ-
ников рынка. Эта программа применяет способ формирования
равновесной цены по критерию максимизации совокупного до-
хода участников рынка (с учетом потерь и ограничений при пе-
редаче электроэнергии). На рис. 7.2 в упрощенном виде показан
применяемый принцип ценообразования.
Равновесная цена получается в результате наложения графиков
совокупного спроса и совокупного предложения (в соответствии со
ступенчатыми заявками). При этом все поставщики, у которых заяв-
Рис. 7.2. Принцип
максимальной
выгоды участников
оптового рынка
при определении
равновесной цены
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
109
ленная цена оказалась меньше равновесной, получают экономическую
выгоду, в сумме равную нижней .аштрихованной площади. Все по-
купатели, у которых цена в заявке больше равновесной, получают вы-
году, равную верхней «штрихованной площади. В оптимизационной
модели ценообразования по методу «функции благосостояния» макси-
мизируется общая площадь, заштрихованная на рис. 7.2.
Другой особенностью механизма ценообразования является
применение метода узловой цены, который учитывает ограниче-
ния по пропускной способности электрических сетей и потери
при передаче электроэнергии (между точками поставки про-
изводителя и потребителя). Для этого используется расчетная
модель национальной электрической сети, по которой осущест-
вляется «привязка» генерирующих мощностей и потребителей
к определенным узлам сети. Следовательно, узловые цены бу-
дут различаться даже в пределах одной зоны оптового рынка
(например, Европейская часть, включая Урал или Сибирь).
По итогам процедуры расчетов в день «Х-1» для всех участ-
ников определяются узловые равновесные цены в узлах расчет-
ной модели электрической сети. В расчетную модель внесены
параметры сетевых объектов и другая информация, достаточ-
ная для составления системным оператором диспетчерского
графика на каждый час суток поставки «X». После формиро-
вания диспетчерского графика на сутки «X» участники получа-
ют информацию о цене и объемах, по которым обеспечены их
заявки. Технические средства коммерческого учета фиксируют
данные о фактическом производстве (потреблении) участником
электроэнергии. При отклонении от диспетчерского графика на
сутки «X» соответствующее количество электроэнергии опла-
чивается участником по ценам балансирующего рынка.
Участники торгов, чьи ценовые заявки оказались отвергну-
тыми в процессе конкурентного отбора, могут продать (купить)
электроэнергию на балансирующем рынке, а поставщики - и
на рынке технологических услуг (резервов). Это показано на
рис 7.3; видно, что цена балансирующего рынка выше, чем
равновесная на спотовом, и определяется маржинальной стои-
мостью генерирования.
Для обеспечения надежности расчетов условием входа
участников на рынок является предоставление ими финансовых
гарантий оплаты электроэнергии. По итогам работы на рынке
за сутки «X» участники производят расчеты по установленной
процедуре в сроки, исключающие возникновение стоимостных
небалансов и неплатежей.
Следует также подчеркнуть, что в соответствии с Правила-
ми оптового рынка электрической энергии для предотвращения
резких ценовых колебаний может быть установлен предельный
уровень цен на электроэнергию в секторе свободной торговли.
Для нормального функционирования оптового рынка важней-
шее значение имеет эффективное взаимодействие администрато-
ра торговой системы с системным оператором (СО), который
110
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 7.3. Проведение
торгов на рынке «на сутки вперед» (для одного часа) должен обеспечивать АТС информацией в отношении диспет- черских графиков нагрузки участников рынка, сетевых и балан- совых ограничений, размещения резервных мощностей. Кроме того, СО «ведет» балансирующий рынок и рынок резервов. На рис. 7.4 приведена общая схема взаимодействия основ- ных субъектов оптового рынка в процессе торгов, а в табл. 7.1 - особенности участия в рынке электростанций различного типа,
Таблица 7.1
СПЕЦИФИКА УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ РАЗНЫХ ТИПОВ В СЕКТОРЕ СВОБОДНОЙ ТОРГОВЛИ (СПОТРЫНОК)
Тип электростанции Ограничения Условия участия в рынке
АЭС Ограничения по соблюдению норм безопасной эксплуатации При подаче ценопринимающих заявок гарантируется работа в режиме безопасной эксплуатации (первая очередь загрузки) При подаче ценовой заявки результат торгов может оказаться отличным от технологического графика
ГЭС Интегральные ограничения Подают только ценопринимающие заявки (вторая очередь загрузки)
ТЭЦ Вынужденный теплофикационный режим При подаче ценопринимающих заявок гарантируется работа по графику теплофикационного режима (вторая очередь загрузки) При подаче ценовой заявки результат торгов может оказаться отличным от графика теплофикационного режима
Рис. 7.4. Схема взаимодействия участников оптового рынка «на сутки вперед»
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
112
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
которые ранжируются по очередности загрузки при подаче
ценопринимающих заявок на объем, превышающий спрос на
электроэнергию.
Введение конкурентного сектора свободной торговли дает
участникам оптового рынка следующие преимущества.
• Поставщикам выгодно участвовать в свободном секторе в
силу маржинального ценообразования (возможность по-
лучения сверхприбыли).
• У покупателей есть шанс купить электроэнергию по цене
ниже тарифа на розничном рынке.
• Участники имеют возможность сочетать покупки (прода-
жи) на спотрынке с двусторонними договорами и, таким
образом, в определенной степени страховать ценовые ри-
ски.
• Повышается мобильность поставщиков и покупателей: на
спотовом рынке можно восполнить внезапно возникший
недостаток электроэнергии или продать ее излишек.
Однако успешная работа на рассматриваемом рынке требует
серьезной подготовки и накопления определенного опыта для
корректного обоснования ценовых заявок и особенно правиль-
ного планирования покупателями объемов спроса (чтобы не по-
пасть на балансирующий рынок с высокими тарифами). В то же
время для некоторых промышленных предприятий, выходящих
на оптовый рынок, эти риски могут быть незначительными, на-
пример для металлургических произволе гв со стабильной и до-
стоверно прогнозируемой нагрузкой.
БАЛАНСИРУЮЩИЙ РЫНОК
Этот сектор конкурентного оптового рынка предназначен для
компенсации отклонений фактических объемов производства (по-
требления) электроэнергии от плановых, определенных для рынка
«на сутки вперед», в связи с вероятностным характером нагрузки.
При этом его основной задачей является поддержание в каждый
момент баланса между генерацией и потреблением с помощью
наиболее экономичных ресурсов, которыми располагает энергоси-
стема, т.е. ресурсов с минимальной стоимостью электроэнергии.
Балансирующий рынок должен действовать в режиме мак-
симально возможного приближения к реальному времени, т.е.
к ближайшему часу суток, в который осуществляются регули-
ровочные мероприятия. Его функционированием управляет си-
стемный оператор, который использует для этого регулировоч-
ные возможности генерирующих мощностей и некоторой части
потребителей электроэнергии. Для того чтобы подготовиться к
покрытию нагрузки в режиме реального времени, оператор со-
ставляет прогнозы потребления электроэнергии на соответству-
ющий час суток.
В принципе в балансирующем рынке принимают участие все
субъекты оптового рынка: генерирующие компании и потреби-
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
113
1 Расчеты осущест-
вляются через адми-
нистратора торговой
системы.
тели. Но в формировании цен на балансирующую электроэнер-
гию участвуют не все, например, из потребителей - только с
регулируемой нагрузкой, есть ограничения и по генерирующим
мощностям. Обязательное участие в ценообразовании должны,
очевидно, принимать мощности, отобранные на рынках враща-
ющихся резервов (см. ниже).
Квалифицированные участники (поставщики) балансирую-
щего рынка подают системному оператору заявки на догрузку
(отклонение «вверх») и разгрузку (отклонение «вниз») своих
мощностей по сравнению с плановыми объемами, принятыми
у них в рынке «на сутки вперед». В заявках указываются цены,
за которые поставщики готовы увеличить объем производства
на определенную величину, и цены, которые поставщики гото-
вы заплатить за соответствующую разгрузку при отклонении
«вниз» (в обоих случаях по внешней инициативе системного
оператора). Отметим, что заявки потребителей на снижение на-
грузки рассматриваются как эквивалентные заявкам генерирую-
щих компаний по регулированию «вверх».
В час, когда в системе возникает небаланс, вызванный ростом
электропотребления, системный оператор увеличивает генера-
цию и (или) сокращает нагрузку у потребителей-регуляторов,
причем начинает с заявивших минимальную цену на отклоне-
ние «вверх», которую (или большую) они хотят получить. Если
балансировка требует снижения производства, то разгрузка, на-
оборот, начинается с генераторов, заявивших наибольшие цены,
по которым они готовы платить.
На основе обработки заявок участников с помощью оптими-
зационной модели маржинального ценообразования на каждый
час определяется единая равновесная цена на балансирующую
электроэнергию. По этой цене должны рассчитываться на ба-
лансирующем рынке все поставщики - генерирующие компа-
нии и потребители, имеющие фактические отклонения по про-
изводству или потреблению электроэнергии по сравнению с
плановыми объемами, вызванные как внешней, так и собствен-
ной инициативой.
В связи с этим надо отметить, что по правилам балансиру-
ющего рынка все потребители, снижающие нагрузку, и гене-
раторы, увеличивающие производство, получают денежную
премию, а потребители, увеличивающие спрос, и поставщики,
сокращающие выработку электроэнергии, напротив, платят1.
Имеет значение и причина отклонений: собственная или внеш-
няя инициатива (команда оператора). Понятно, что во втором
случае нельзя допускать убыток участнику балансирующего
рынка в сравнении с платежами в рынке «на сутки вперед». Це-
левая модель оптового рынка предусматривает выполнение не-
обходимых для этого соотношений между ценой на балансиру-
ющую электроэнергию и ценами рынка «на сутки вперед».
Следует иметь в виду, что на балансирующем рынке торгуют-
ся не только отклонения, но и объемы электроэнергии, которые
114
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 При установлении
контрактной цены в
качестве справочных
используются средне-
взвешенные цены
спотрынка.
участникам не удалось продать (купить) на рынке «на сутки
вперед»; цены на балансирующем рынке, как правило, склады-
ваются выше, чем на спотрынке.
Существуют мнения, что в перспективе балансирующий ры-
нок из вспомогательного по отношению к спотрынку превра-
тится в основной. Торговля на нем будет вестись в режиме ре-
ального времени (он-лайн), когда заявки на покупку и продажу
принимаются 24 ч в сутки, вплоть до часа поставки электро-
энергии. Причем именно соотношение спроса и предложения
в реальном времени определяет истинную цену рынка, на ко-
торую ориентируются участники при заключении прямых дву-
сторонних договоров. Отметим, что реализация рынка он-лайн
требует сложных компьютерных программ прогнозирования
цен и объемов продаж, потребления, оптимизации стратегий и
режимов работы оборудования электростанций и сети. Рынок
«на сутки вперед» остается как первая итерация перед началом
торгов на рынке реального времени.
КОНТРАКТНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В СЕКТОРЕ СВОБОДНОЙ
ТОРГОВЛИ
Прямые двусторонние отношения должны играть ключевую
роль на конкурентном оптовом рынке электроэнергии. Двусто-
ронние договоры имеют ряд преимуществ по сравнению с цен-
трализованным спотрынком, и, в частности, они дают сторонам
возможность:
• долгосрочного планирования производственной деятель-
ности;
• защиты от рисков колебаний рыночной цены;
• учета индивидуальных особенностей производителя (по-
ставщика) и потребителя электроэнергии.
В мировой практике известны два типа прямых двусторон-
них договоров: физические и финансовые.
Физические договоры. Двусторонний договор представ-
ляет собой юридически оформленное обязательство продавца
и покупателя осуществить и принять поставку электроэнергии
(мощности) в определенных объеме, точке поставки и периоде
по согласованной (фиксированной) цене1. При этом контракт-
ные поставки электроэнергии могут покрывать выборочные
часы суток (только пикоъьге), дни недели (только рабочие), а
сроки действия контракта изменяются в широких пределах: от
недель и месяцев до десятков лет, вплоть до окончания про-
ектного периода эксплуатации новых генерирующих мощно-
стей. Различают прямые физические договоры с немедленной
поставкой наличной энергии, а также форвардные контракты,
которые заключаются на поставку товара, запланированного к
производству в будущем. Таким образом, для форвардных кон-
трактов характерен определенный период упреждения между
датой заключения договора и датой начала поставки электро-
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
115
1 Хеджирование можно
определить в общем
случае как процедуру
защиты продавца (по-
купателя) от колебаний
цен на конкурентном
рынке.
энергии. Этот период может достигать по продолжительности
сроков ввода новых электростанций; форвардные контракты,
как правило, являются долгосрочными (в ряде зарубежных
стран - до 30 Лет).
Указанные особенности форвардных контрактов и, в частно-
сти, фиксация цены забла! овременно, до начала физической по-
ставки товара делают этот вид прямого договора инструментом
хеджирования1 ценовых рисков, существующих на централизо-
ванных спотовых рынках. Следует подчеркнуть, что все параме-
тры двустороннего договора являются исключительно результа-
том согласительных процедур, осуществляемых контрагентами;
это относится и к методам финансового урегулирования в пери-
од поставки товара.
Однако прямые физические контракты классического типа
(и форвардные здесь не исключение), несмотря на интуитивную
привлекательность для участников рынка, имеют и недостатки.
Например, далеко не всегда физическое исполнение обязатель-
ства произвести и потребить заранее определенное количество
электроэнергии возможно на протяжении всего срока договора.
Также заключению и исполнению отдельных прямых физиче-
ских договоров могут препятствовать имеющиеся или возника-
ющие ограничения пропускной способности соответствующих
электрических сетей.
Но эти и другие недостатки можно в значительной степени
устранить, если модифицировать механизм договорных отноше-
ний, включив в него обязательное участие сторон в рынке «на
сутки вперед» с автоматическим формированием для участников
ценопринимающих заявок на объем договора и указанием поча-
совых договорных объемов электроэнергии. Если на рынке «на
сутки вперед» покупатель и продавец соответственно купили и
продали количество электроэнергии, равное их договорному объ-
ему, то они не производят никаких дополнительных расчетов с
рынком. Если же имеет место отклонение от договорного количе-
ства, то оно будет оплачиваться по равновесной цене спотрынка.
Пример. Промышленное предприятие «Л» заключило договор с
генерирующей компанией «В» о том, что «А» получит 100 МВт-ч элек-
троэнергии в час Д'дня А' по цене 400 руо. за 1 МВт-ч. В этот час «4»
по результатам аукциона купило на рынке «на сутки вперед» 80 МВт-ч
электроэнергии, а «В» продала на том же аукционе 70 МВт-ч по равно-
весной цене 350 руб. за 1 МВт-ч.
В результате
- «В» получит непосредственно от «А» по договору: 100-400 =
=40 000 руб. На рынке «В» продала 70 МВт-ч вместо 100 МВт-ч, которые
она должна была поставить по договору. Это означает, что она «купила»
на рынке недостающее количество электроэнергии (100-70 = 30), за ко-
торое «В» должна заплатить сумму в размере: 30-350 = 10 500 руб.;
- «А» заплатит непосредственно «В» по договору: 100-400 =
= 40 000 руб. На рынке «А» купило 80 МВт-ч вместо 100 МВт-ч,
116
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Размер указанной
платы определяется на
основании разности
узловых цен в точках
поставки покупателя и
продавца.
которые оно должно было получить по договору. Это означает, что
оно «продало» на рынке избыточное по сравнению с договорным
количество электроэнергии (100-80 = 20), за которое должно было
получить сумму в размере: 20-350 = 7000 руб.
Таким образом, в результате расчетов платежей, производимых
АТС, «В» должна заплатить рынку 10 500 руб., а «А» должно получить
от рынка 7000 руб. Рынок останется с суммой 3500 руб. (10 500-7000),
которые пойдут на оплату производителям тех 10 МВт-ч (80-70), на
которые потребление «А» превысило производство «В» по рыночной
равновесной пене в 350 руб./(МВт-ч).
Следует отметить, что расчеты между «А» и «В» в размере
40 000 руб. производятся в соответствии с условиями прямого догово-
ра и не проходят через рынок.
В российской модели рынка двусторонние договоры подле-
жат регистрации АТС для включения указанных в них объемов в
баланс сектора свободной торговли и определения финансовых
обязательств участников. Продавцы и покупатели электроэнер-
гии, заключившие прямые договоры, обязаны, как и остальные
участники сектора свободной торговли, оплачивать сетевые по-
тери и стоимость системных ограничений1. Денежные средства
продавца в объеме договора резервируются в качестве гарантии
поставки.
Финансовые договоры. Предметом двустороннего финансо-
вого контракта является установление цены на фиксированный
объем энергии. Если рыночная цена превзойдет контрактную,
то продавец вернет покупателю эту разницу. Когда рыночная
цена будет ниже контрактной, покупатель выплатит разницу
продавцу. Таким образом, между собой стороны рассчитывают-
ся только за отклонение равновесной цены от договорной. Не-
посредственно за товар каждый из участников расплачивается с
рынком по равновесной цене спотрынка с учетом фактического
объема поставки электроэнергии (как если бы прямого контра-
кта не было). В результате погашаются нежелательные колеба-
ния рыночной цены, причем в интересах обоих участников до-
говора.
Пример. Предприятие «А» и генерирующая компания «В» заклю-
чили финансовый контракт, в соответствии с которым на конкрет-
ный час определенных суток устанавливается цена 400 руб./(МВт ч)
на фиксированный объем электроэнергии 100 МВт-ч. Фактическое
потребление «А» в этот час составило 80 МВт-ч, а генерация «В» -
70 МВт-ч. Равновесная цена спотрынка - 350 руб./(МВт-ч).
В результате
- «Л» заплатит рынку: 80-350 = 28 000 руб.
Рынок заплатит «В»: 70-350 = 24 500 руб.;
- «Л» в соответствии с контрактом должно заплатить «В»: 100
(400- 350) = 5000 руб. (так как рыночная цена ниже контрактной).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
117
Таким образом, «В» всего получит 29 500 руб. (24 500+5000), а «Л»
заплатит 33 000 руб. (28 000+5000). При этом сумма 5000 руб. не про-
ходит через расчетный центр рынка.
Пример. При тех же исходных данных рыночная цена составила
450 руб./ (МВтч). Тогда «Л» заплатит рынку: 80-450 = 36 000 руб., а
рынок заплатит «Б» 70-450 = 31 500 руб.
Поскольку равновесная цена выше договорной, то «В» заплатит
«Л» разницу: 100(450 400) = 5000 руб.
Таким образом, «6» всего получит 26 500 руб. (31 500-5000), а «Л»
заплатит 31 000 руб. (36 000-5000).
Приведенные примеры показывают, что благодаря финан-
совому контракту цена электроэнергии для каждого участника
договора колеблется слабее, чем для остальных субъектов рын-
ка. В частности, в первом примере при понижении рыночной
цены до 350 руб./(МВт-ч) генерирующая компания получила
цену 421,4 руб./(МВт-ч) (29 500/70). Во втором при повышении
рыночной цены до 450 руб./ (МВт ч) предприятие-потребитель
оплачивало энергию по цене 387,5 руб./(МВт-ч) (31 000/80).
Финансовое право на передачу. На дерегулированных
рынках зарубежных стран в условиях системных ограничений
(«локальных» или «узловых» цен) используется специальный
инструмент, дополняющий двусторонние договоры, - рынок
финансовых (или фиксированных) прав на передачу. Для того
чтобы понять его действие, надо представлять, как образуется
разница в узловых ценах на спотрынке и какое экономическое
содержание эта разница имеет.
Известно, что цену электроэнергии в каждом узле определяет
наиболее дорогой из отобранных для покрытия нагрузки генери-
рующих источников, обеспечивающих передачу электроэнергии
в этот пункт без перегрузки питающих линий (если бы перегру-
зок, т.е. системных ограничений, не было, то цена была бы еди-
ной для всего рынка). Поэтому более высокая цена в каком-либо
узле образуется в результате привлечения не самого экономично-
го энергоисточника (в целях недопущения перегрузки сетей). Раз-
ница в узловых ценах рассматривается как плата за использова-
ние «узкого сечения» сети (стоимость системных ограничений).
Финансовое право на передачу (ФПП) - это финансовый кон-
тракт, предоставляющий его владельцу право получать (или обя-
зывающий выплачивать) денежные средства в размере разницы
узловых цен между двумя точками сети, определенной по итогам
торгов на рынке «на сутки вперед». ФПП определяются для кон-
кретных маршрутов поставки электроэнергии от «точки к точке»,
при этом необязательно, чтобы обладатель этих прав осущест-
влял поставку по данному маршруту (он будет просто получать
доход за счет разницы цен). Механизм ФПП позволяет:
• заранее зафиксировать плату за системные ограничения,
если владелец ФПП обязан их оплачивать, поставляя
118
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИ!"! БИЗНЕС
электроэнергию между соответствующими узлами; это
дает возможность участникам двусторонних договоров
хеджировать риски изменения указанной платы;
• создать стимул для привлечения частных инвестиций в I
развитие электрических сетей.
Например, в США ФПП покупаются и продаются на аукцио-
нах, проводимых системным оператором, а также на вторичном
рынке (в электронной торговой системе), где осуществляется
двусторонняя торговля этими контрактами. Объемы торгуемых
ФПП выражаются в мегаваттах пропускной способности соот-
ветствующих маршрутов.
Средства, полученные системным оператором от продажи
ФПП, распределяются по специальному механизму среди поль-
зователей передающей сети, обязанных оплачивать перегрузку.
В свою очередь доходы, поступающие в виде платы за систем-
ные ограничения, направляются на выплаты держателям кон-
трактов ФПП.
РЕГУЛИРУЕМЫЕ ДВУСТОРОННИЕ ДОГОВОРЫ
Модель регулируемых двусторонних договоров (РДД) рассма-
тривается как переходная к широкомасштабному контрактному
рынку (при этом сохраняется возможность заключения прямых
договоров и в секторе свободной торговли по согласованным
сторонами ценам). Внедрение РДД должно обеспечить долго-
временную стабильность цен на электроэнергию для субъектов
договора и надежность планирования, что особенно важно для
энергоемких потребителей, а также для гарантирующих постав-
щиков, работающих с населением. На переходный период РДД
составят основу оптового рынка электроэнергии в Европейско
Уральской зоне и в Сибири. Предполагаемая длительность РДД,
необходимая ,одя адаптации потребителей к условиям работы в
конкурентном секторе, принята равной 3-5 годам. Причем по
мере развития конкурентного рынка объемы РДД будут посто-
янно уменьшаться.
Концепция РДД отличается такими особенностями, как
• соблюдение условия «take or pay» («бери или плати»);
• Осуществление торговли отклонениями от договорных объ-
емов в конкурентном секторе (рынок «на сутки вперед»);
• невозможность возврата участника в pei улируемый сек-
тор в случае непокупки (непродажи'* в конкурентном сек-
торе - только на балансирующий рынок;
• дифференциация условий РДД по категориям покупателей.
Принцип «бери или плати» означает, что независимо от того,
совпадает ли указанный в договоре объем с реальным плано-
вым (за сутки до реального времени), покупатель обязан опла-
тить весь договорный объем, а поставщик обязан обеспечить
поставку всего договорного объема. При этом покупатель име-
ет право докупить на рынке «на сутки вперед» необходимый
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
119
1 В соответствии
с определенными
принципами «при-
вязки» поставщиков и
потребителей.
объем электроэнергии или же продать разницу между договор-
ным объемом и собственным плановым почасовым потреблением
по цене рынка «на сутки вперед». Поставщик также имеет право
продать либо купить необходимый объем на спотовом рынке.
Для определения дифференцированных условий участия в
РДД по срокам и объемам выделяются три группы покупателей:
• гарантирующие поставщики (ГП) в объемах поставки
электроэнергии населению (группа 1);
• крупные энергоемкие промышленные потребители (груп-
па 2);
• энергосбытовые компании (в том числе ГП), обслуживаю-
щие потребителей розничного рынка и бюджетные орга-
низации (группа 3).
Двухставочный тариф на электроэнергию, поставляемую по
РДД, рассчитывается по специальной формуле, предусматри-
вающей ежегодную динамику цены на весь срок договора (т.е.
цена ежегодно обновляется). Цена учитывает такие факторы,
как стоимость топлива, цены в конкурентном секторе, коэффи-
циент инфляции.
Для покупателей по РДД первой и второй групп составляет-
ся пакет договоров с несколькими различными поставщиками1.
В каждом договоре цена равна указанной выше цене поставщи-
ка. Такой пакет договоров заключается один раз на соответству-
ющий срок действия РДД.
Для покупателей третьей группы РДД с поставщиками за-
ключаются на объемы производства, «оставшиеся» после обе-
спечения договорами покупателей групп 1 и 2.
Важно, что покупатель имеет право выбирать между по-
купкой электроэнергии по РДД и в конкурентном рынке (в том
числе балансирующем), он может отказаться от всего портфеля
РДД или уменьшить объемы покупки на весь период действия
РДД, тем самым увеличив долю своего участия в конкурентном
секторе.
РОЗНИЧНЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Основными участниками розничного рынка являются:
1) потребители электрической энергии;
2) гарантирующие поставщики;
3) независимые энергосбытовые организации;
4) энергоснабжающие организации (совмещают деятель-
ность по купле-продаже электроэнергии с ее передачей);
5) электросетевые организации;
6) независимые производители-продавцы электроэнергии
(не имеющие по уровню установленной мощности статус
субъекта оптового рынка);
7) системный оператор и субъекты оперативно-диспетчер-
ского управления в технологически изолированных тер-
риториальных энергосистемах;
120
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Сверх обязательного
объема, поставляемого
по регулируемой цене.
8) администратор региональной торговой системы.
Следует подчеркнуть, ,тто создание полноценного конкурент-
ного розничного рынка основывается прежде всего на появле-
нии многочисленных энергосбытовых компаний, конкурирую-
щих между собой в условиях свободного выбора потребителем
поставщика услуг по энергоснабжению. Причем интенсивность
конкуренции на розничном рынке непосредственно влияет на
эффективность функционирования оптового рынка и динамику
цен на электроэнергию на этом рынке.
Рассмотрим наиболее важные особенности розничного рын-
ка электроэнергии.
Гарантирующий поставщик. Обязан заключать догово-
ры энергоснабжения (купли-продажи электроэнергии) в своей
зоне деятельности с любым обратившимся к нему покупателем,
а также с потребителями-гражданами (в том числе и по при-
чине отказа в обслуживании энергосбытовой организацией). В
общем случае зона деятельности гарантирующего поставщика
(ГП) - территория субъекта Федерации.
Необходимость в данном субъекте рынка вызвана особен-
ностями переходного периода: относительно низкой платеже-
способностью некоторых групп потребителей и отсутствием
эффективных независимых энергосбытовых компаний, способ-
ных обеспечивать надежность поставок электроэнергии на роз-
ничном рынке.
Статус ГП присваивается коммерческой организации по ито-
гам открытого конкурса. Конкурсная комиссия оценивает заяв-
ки участников, учитывая прежде всего такие показатели, как
• совокупная величина годового дохода, который желает по-
лучать участник;
• величина собственного капитала;
• плотность размещения обособленных подразделений.
Отметим, что временно (до проведения конкурса или в слу-
чае невыявления победителя) функции ГП могут быть возложе-
ны на территориальную сетевую организацию.
Гарантирующий поставщик приобретает электроэнергию на
оптовом рынке и (или) на розничном у производителей-владель-
цев генерирующего оборудования. Поставка электроэнергии по-
требителям может осуществляться как по регулируемым, зак и
по свободным ценам1. Но в отношении населения - только по ре-
гулируемым тарифам. Для этого ГП использует РДД на оптовом
рынке (см. выше). Сбытовая надбавка ГП всегда регулируется.
Энергосбытовые компании. Осуществляют поставку элек-
троэнергии по нерегулируемым ценам, которые не должны пре-
вышать предельные уровни, устанавливаемые федеральным
регулятором.
Покупатели свободны в выборе поставщиков электроэнер-
гии из числа энергосбытовых компаний (ЭСК); последние име-
ют право отказа в обслуживании, если не заинтересованы в дан-
ном клиенте.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
121
Энергосбытовая организация покупает электроэнергию на
оптовом рынке (в конкурентном или регулируемом секторе), если
она соответствует статусу участника оптового рынка по установ-
ленным критериям. В противном случае она может приобрести
необходимые объемы по двусторонним договорам с другими
энергосбытовыми компаниями либо у гарантирующего постав-
щика, а также на организованных Topi ах на розничном рынке.
Энергосбытовые компании (так же, как и ГП) несут перед по-
купателями ответственность за надежное и бесперебойное обе-
спечение их электроэнергией. В частности, на них возлагается
ответственность за действия системного оператора, сетевых ор-
ганизаций, производителей электроэнергии, явившиеся причи-
ной полного или частичного ограничения режима потребления
(за исключением особо регламентированных случаев). При этом
энергосбытовая организация вправе требовать привлечения ука-
занных субъектов к урегулированию споров и подавать иск по
возмещению нанесенного потребителю ущерба.
У энергосбытовой компании по сравнению с бывшими сбы-
товыми подразделениями AO-энерго появляются следую-
щие новые функции:
• анализ и прогнозирование ежесуточного потребления;
• закупка энергии на оптовом рынке;
• ценообразование;
• маркетинг, дополнительные услуги;
• казначейское исполнение, финансовое управление, пла-
нирование сбытовой деятельности, бухгалтерский учет,
юридическое обеспечение.
Управление ЭСК разделено в соответствии с видами испол-
няемых бизнес-процессов на следующие блоки:
• экономики и управления (управляющие бизнес-процессы);
• сбыта (часть базовых бизнес-процессов, связанных с реа-
лизацией энергии);
• закупок и технологии (часть базовых бизнес-процессов,
связанных с приобретением энергии);
• общехозяйственный (обеспечивающий бизнес-процессы).
Наряду с созданием ЭСК, выделенных из структуры АО-
энерго, предполагается появление на розничных рынках мно-
гочисленных независимых ЭСК, исторически не связанных с
электрическими сетями. Таким образом, будет формироваться
конкурентная среда; при этом сбытовые надбавки («цены по-
ставок») выводятся из сферы регулирования. Теоретически
ЭСК может одновременно действовать в любом регионе и об-
служивать неограниченное количество потребителей, получив
лицензию на торговую деятельность.
Для осуществления своей деятельности ЭСК придется заклю-
чать многосторонние контракты различных типов. Они должны
также иметь право команды на отключение сетевой компанией
потребителей при злостных нарушениях ими платежной дисци-
плины и иных договорных обязательств.
122
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 РК входят в состав
укрупненных сетевых
структур - межрегио-
нальных распреде-
лительных сетевых
компаний (МРСК).
При наличии сети конкурирующих ЭСК у потребителей возникает
возможность выбора (смены) поставщика. Зарубежный опыт показы-
вает, что. стремясь привлечь клиентов. ЭСК предлагают им контракты,
различающиеся условиями и формами оплаты, а также разнообразны-
ми услугами по энергоснабжению. В частности, изучение поведения
бытовых потребителей в Великобритании показало, что преобладаю-
щим мотивом в смене поставщика является возможность получения
более низкой цены (около 90% опрошенных). Второй наиболее попу-
лярной причиной было получение электроэнергии и газа в «пакете» от
одной компании (25%). На третьем месте - действие рекламы («убеж-
дение продавца») - около 10% потребителей.
Можно предложить следующий набор критериев, с помощью ко-
торого потребитель будет оценивать потенциального поставщика и
делать свой выбор:
• цены на электроэнергию (с выделением уровня сбытовой над-
бавки);
• дополнительные услуги (поставки других энергоносителей,
энергосбережение и др.);
• методы оплаты;
• качество сервиса;
• эффективность рекламы,
• авторитет компании.
Надо предвидеть и обратную сторону жесткой конкуренции:
слияние и поглощение небольших ЭСК. Ведь крупные органи-
зации имеют более низкие удельные издержки и большие воз-
можности заключения выгодных (двусторонних) контрактов
на оптовом рынке. Отсюда следует, что потребуется специаль-
ное государственное регулирование потребительских рынков,
направленное на поддержание общественно необходимой кон-
курентной среды в сфере торговли электроэнергией.
Многоаспектная деятельность по поиску наиболее эффектив-
ных производителей, большие объемы работы с потребителями,
современные требования к технической оснащенности бизнеса
существенно повышают средние издержки независимых ЭСК.
В итоге это приведет к увеличению сбытовой компоненты в по-
требительских тарифах, по крайней мере, на начальной стадии
либерализации розничных энергетических рынков.
Услуги по передаче электрической энергии. Предоставля-
ются электросетевыми компаниями на основании договоров, за-
ключаемых потребителями, самостоятельно или в их интересах
ГП и энергосбытовыми организациями.
В результате реструктуризации электросетевого комплекса
образуются региональные распределительные компании (РК),
обеспечивающие передачу электроэнергии конечным потре-
бителям на напряжениях от 0,4 кВ до НО кВ1. Основными их ।
функциями являются:
• строительство, эксплуатация, обслуживание сетей общего
пользования;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
123
Рис. 7.5. Договорно-
финансовая модель
внешних отношений
распределительной
компании
• подключение к сети потребителей;
• определение совместно с потребителями взаимных требо-
ваний по надежности и качеству поставок электроэнергии
и их соблюдение; оперативное взаимодействие с потреби-
телями в этой части;
• оперативное управление распределительной сетью;
• сведение фактического баланса электроэнергии и участие
в формировании плановых балансов; контроль за потеря-
ми электроэнергии в сетях;
• отключение неплатежеспособных потребителей по запро-
су сбытовой компании или генерирующего поставщика;
• функции по учету (могут выполняться специально созда-
ваемым оператором коммерческого учета).
При осуществлении своих функций и ведении бизнеса РК
вступает в разнообразные договорные и финансовые взаимоот-
ношения с различными субъектами розничного и оптового рын-
ков электроэнергии (рис. 7.5), среди которых
- потребители электроэнергии;
- энергосбытовые компании (ЭСК);
- производители энергии (генераторы), подключенные к се-
тям РК;
- Федеральная сетевая компания (ФСК) и ее подразделе-
ния;
- системный оператор оптового рынка (СО);
- администратор торговой системы оптового рынка (АТС).
Бизнес РК подразделяется на два вида: регулируемый и нере-
гулируемый. Первый связан с выполнением РК своих основных
естественно-монопольных функций; второй - с конкурентными
диспетчирование
124
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
СТРУКТУРА БИЗНЕСА ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЙ КОМПАНИИ
Регулируемый бизнес (собственно РК) Нерегулируемый бизнес (сервисные компании)
Естественно-монопольные функции Конкурентные функции
Техническое обслуживание и текущий ремонт электросетевого хозяйства Подключение потребителей (отключение неплательщиков) Планирование развития сетей Оперативно-диспетчерское управление Капитальные ремонты оборудования Строительство ЛЭП и ПС Электромонтажные работы в сетях потребителей Установка и обслуживание приборов учета электроэнергии Осуществление функций коммерческого учета электроэнергии Телекоммуникации
Таблица 7.2
1 Вопрос о включении
инвестиционной со-
ставляющей в тариф
специально решается
регулирующим орга-
ном
функциями, осуществляемыми на рынках соответствующих услуг.
Для этого из структуры РК выделяются сервисные бизнес-струк-
туры, специализирующиеся на определенных видах деятельности.
Примеоная структура бизнеса РК приведена в табл. 7.2.
Цены на услуги РК регулируются соответствующими орга-
нами. В частности, это относится к тарифу на присоединение
к сети, тарифу на распределение электроэнергии, стоимости
отключения потребителей и платы за услуги по учету электро-
энергии (в отсутствие специализированного оператора коммер-
ческого учета).
Тариф на распределение устанавливается регулятором в
общем случае с учетом производственных затрат РК, затрат на
компенсацию нормативных потерь, затрат на диспетчирование,
инвестиций в развитие региональных сетей (городских, район-
ных) и нормативной прибыли от регулируемой деятельности1.
Другие доходы РК может иметь от нерегулируемых бизнесов
(сервисных компаний) и штрафов и компенсаций за выявлен-
ные коммерческие потери. Размер платы зависит от уровня пи-
тающего напряжения, требуемого для данного потребителя.
Сетевые компании несут ответственность за потери элек-
троэнергии в сетях. Сверхнормативные потери они должны
оплатить за счет своих средств. В то же время РК имеет право
контролировать электропотребление в своих сетях, предъявляя
требования к приборам учета потребителей, инспектируя их по-
казания, выставляя санкции потребителям и ЭСК.
Производители и потребители электроэнергии. Произ-
водители, не получившие по критериям мощности или другим
условиям статус участника оптового рынка, будут продавать
электроэнергию (мощность) в розничном рынке только гаран-
тирующему поставщику, в границах зоны деятельности которо-
го они расположены, по регулируемым тарифам.
Потребители на розничном рынке, имеющие в собственно-
сти генерирующее оборудование, имеют право продавать из-
лишки электроэнергии собственной выработки на условиях,
установленных для производителей, не являющихся участника-
ми оптового рынка.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
125
1 При этом могут быть
использованы разные
формы аукциона:
американский, двойной
залповый, непрерыв-
ный встречный.
2 Биржа требует от
продавца и покупателя
фьючерса внесения де-
позита и поддержания
его уровня в качестве
гарантии исполнения
контракта; этот депозит
называется маржой.
Торговля по нерегулируемым ценам. Купля-продажа элек-
троэнергии по нерегулируемым (свободным) ценам на рознич-
ном рынке может осуществляться ГП, энергосбытовыми компа-
ниями и потребителями по двусторонним договорам, а также на
организованных торгах1.
Организованные торги проводит администратор региональ-
ной торговой системы; торги осуществляются в зоне деятель-
ности ГП.
Участниками торгов, кроме ГП, энергосбытовых компаний
и потребителей, могут быть производители-продавцы как име-
ющие статус участника оптового рынка, так и не являющиеся
таковым.
По итогам торгов заключаются договоры, одной из сторон
которых выступает ГП. Объемы и цены в указанных договорах
должны соответствовать показателям, установленным по ре-
зультатам торгов.
Таким образом, потребитель на розничном рынке может вы-
бирать между приобретением электроэнергии по нерегулируе-
мым ценам через ГП, участием в организованных торгах и (или)
заключением договоров с энергосбытовыми компаниями.
БИРЖЕВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ УСТРАНЕНИЯ
ЦЕНОВЫХ РИСКОВ
Фьючерсные контракты. Фьючерсный контракт, как и фор-
вардный, представляет собой договор о поставке товара в бу-
дущем. Однако, в отличие от форвардных, фьючерсные контра-
кты полностью стандартизированы и обращаются (торгуются)
исключительно на биржах. Условия каждого контракта на дан-
ный товар одинаковы во всем, кроме, естественно, цены сделки.
Товарная биржа обеспечивает механизм, с помощью которого
контракты продаются и покупаются.
При двусторонних форвардных сделках всегда существует
риск неисполнения контракта. В случае фьючерсов такого опа-
сения нет, так как между продавцом и покупателем по каждо-
му контракту стоит биржа После того как брокеры участников
сделки встретились в зале биржи и договорились о цене, все
отношения между сторонами прекращаются; биржа становит-
ся продавцом для покупателя и покупателем для продавца. На
организованных рынках неисполнение обязательств - крайне
2
редкое явление .
Форвардные контракты, как правило, завершаются физиче-
ской поставкой товара. По фьючерсам она также принципиально
возможна всегда, но на развитых финансовых рынках происходит
довольно редко. Основным способом исполнения контрактных
обязательств является заключение обратной («офсетной») сдел-
ки. Например, если участник биржи - трейдер - покупает фью-
черсные контракты (т.е. связывает надежды на прибыль с ростом
цены контрактов - имеет «длинную позицию»), офсетная сделка
126
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Так как в основе каж-
дого фьючерса лежит
базовый актив • соот-
ветствующий товар.
будет заключат вся в продаже того же числа фьючерсных контра-
ктов на тот же месяц поставки, по которому куплен контракт
первоначально. Для держателя «короткой позиции», продавца,
офсе гная сделка будет противоположной. Чтобы закрыть свою
позицию он должен купить контракт по текущей цене на той же
бирже. На финансовых счетах трейдеров учитывается разница в
ценах купли-продажи фьючерсов. Следует отметить, что обрат-
ную сделку можно совершить в любое время, даже в последний
торговый день перед месяцем поставки.
Некоторые товарные биржи разработали контракты на энер-
гоносители, которые не требуют закрытия фьючерсной пози-
ции. В них предусмотрен расчет наличными вместо поставки
или принятия реальною товара. Биржа устанавливает налич-
ную расчетную цену в последний день торговли, используя раз-
личную информацию по ценам.
В принципе фьючерсные контракты могут заключаться на
любой из 12 месяцев поставки, чаще всего на срок 1-3 года
вперед. На большинстве фьючерсных рынков сделки заключа-
ются только на конкретные месяцы, установленные биржей для
данного контракта. Таким образом, между датой начала тор-
говли контрактом на бирже и днем, предшествующим началу
б. [ижнего месяца поставки товара, существует временной ин-
тервал - «срок обращения» фьючерса. В случае если контракт
предусматривает физическую поставку, ее осуществление обе-
спечивает клиринговая фирма биржи, которая подбирает пары
покупателей и продавцов и координирует весь процесс их вза-
имодействия.
Особенностью спецификаций фьючерсных контрактов на
электроэнергию является то, что помимо месяцев поставки (на-
пример, 18 месяцев подряд начиная со следующего за текущим
календарным) в них фиксируется период поставки (например,
17 пиковых часов с 7.00 до 22.00), а также скорость поставки
(например, 2 МВт в течение периода поставки). Параметр «еди-
ница контракта» обозначает месячный объем и точку поставки
электроэнергии.
Участники фьючерсных рынков подразделяются на ком-
мерческих (хеджеров) и некоммерческих (их называют также
спекулянтами). Коммерческие субъекты связаны с реальными
товарами и используют фьючерсные рынки для снижения ри-
ска колебания цены этих товаров; такая операция называется
хеджированием. Спекулянты прямо заинтересованы в колеба-
ниях цен, рассчитывая получить от этого доход. Они покупают
фьючерсы, когда считают, что цены находятся на низком уров-
не, и продают их, когда полагают, что цены достаточно высоки.
Это способствует эффективному формированию цен на товары
в будущем1 и обеспечивает ликвидность всему фьючерсному
рынку. В связи с этим одна из важнейших функций фьючерсных
рынков заключается в предоставлении обществу объективной
информации о ценах на товары.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
127
Возможность и эффективность хеджирования обусловлены
двумя особенностями фьючерсных рынков. Во-первых, цены
на фьючерсы тесно связаны с текущей ценой наличного товара,
лежащего в основе фьючерсного контракта. Даже несмотря на
то что реальная поставка происходит относительно редко, уже
сама ее возможность определяет достаточно четкое соотноше-
ние между наличными и фьючерсными ценами (базис). Следует
подчеркнуть, что от стабильности базиса зависит эффективность
конкретной хеджинговой операции. Во-вторых, хеджирование
дает право закрывать фьючерсные позиции противоположной
сделкой.
Хеджер занимает две позиции - одну на рынке наличного
товара, другую - на фьючерсном рынке. Причем позиция на
фьючерсном рынке (продавец или покупатель) противополож-
на рисковой позиции на наличном (покупатель или продавец).
Итоговая комбинация обеих позиций приводит к уменьшению
или устранению подверженности риску. Поскольку наличные и
фьючерсные цены находятся в тесной корреляции, изменение
стоимости наличной позиции компенсируется изменением сто-
имости фьючерсной позиции.
Пример. Предположим, что 1 марта энергосбытовая компа-
ния (ЭСК) договорилась с предприятием-потребителем о поставке
704 МВт в апреле. Период поставки 17 ч в сутки; скорость поставки
2 МВт-ч каждый час; поставка осуществляется только в рабочие дни
месяца (22 дня). В договоре зафиксирована текущая наличная цена
электроэнергии 70 долл./ МВт-ч и прибыль ЭСК.
Для хеджирования риска повышения цен на оптовом рынке элек-
троэнергии ЭСК покупает на бирже фьючерсный контракт на этот же
объем с поставкой в мае; допустим, что майские фьючерсы котируют-
ся по 70,5 долл./(МВт-ч).
Пусть средневзвешенная цена шектроэнергии на оптовом рынке в
апреле повысилась и составила 72 долл./(МВт-ч). Кроме того, фьючерс-
ные цены также выросли на 2 долл./(МВтч) - до 72,5 долл./(МВтч).
Тогда ЭСК продает (ликвидирует) фьючерсный контракт.
Нетто-результат хеджа будет такой:
Дата Наличный рынок Фьючерсный рынок Базис
1.03 Договор на поставку 704 МВтч по 70 долл./(МВт ч) Покупка 704 МВт ч (один контракт) по 70,5 долл./(МВт-ч) 0,5 долл./ (МВтч)
1.04-30.04 Покупка 704 МВт ч по 72 долл./(МВт ч) Продажа 704 МВт-ч (офсет) по 72,5 долл./(МВт-ч) 0.5 долл./ (МВт-ч)
Убыток по наличной позиции: -2-704 = -1408 долл. Прибыль по фью- черсной позиции: 2-704 = +1408 долл.
Результат хеджа: -1408 долл. + 1408 долл. = 0 долл.
128
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Итак, потери на наличном ринке, обусловленные повы-
шением цен, были полностью компенсированы прибылью на
фьючерсном рынке, так как в нашем примере наличные и фью-
черсные цены изменялись в точности одинаково и базис оста-
вался стабильным. Если же базис изменяется, то хедж может
принести прибыль или убыток в зависимости от относительно-
го движения цен. Поэтому многие компании стремятся исполь-
зовать фьючерсные рынки и технику хеджирования не только
для уменьшения риска, но и для повышения доходности, часто
добиваясь этого за счет благоприятного изменения базиса
Компании - производители электроэнергии могут продать
фьючерсные контракты для закрепления конкретной цены по-
ставки энергии, которую они должны произвести в ближайшие
месяцы. И наоборот, потребители электроэнергии, например
промышленные компании, могут приобрести фьючерсы для за-
щиты своей цены покупки. Кроме того, торговцы электроэнер-
гией, имеющие двойной риск, могут хеджировать посредством
покупки или продажи этих контрактов.
Долгосрочные (форвардные) контракты с фиксированными
ценами дают много преимуществ конечным потребителям. По-
этому способность поставщиков энергоносителей хеджировать
цены непосре ютвенно влияет на развитие этой формы контракт-
ных отношений. Такой подход к цене предложения распростра-
няется в зарубежных странах все шире, по мере того как постав-
щики учатся использовать фьючерсные рынки энергоносителей.
Необходимо подчеркнуть, что перспективы развития фью-
черсных рынков в электроэнергетике России непосредственно
зависят от роста сектора свободной торговли и в особенности
от спотового рынка электроэнергии с ценовой неустойчивос-
тью. Для успеха фьючерсных контрактов требуется наличие
большого числа компаний, способных использовать финансо-
вые инструменты в своих операциях. Кроме того, желательно
некоторое участие спекулянтов, повышающих эффективность
формирования фьючерсных цен; на организованном фьючерс-
ном рынке манипулирование ценами практически невозможно.
Опционные контракты. Как и фьючерсы, опционы также
представляют собой контракты на покупку (продажу) товара в
будущем. Но в отличие от фьючерсных контрактов, фиксиру-
ющих обязательства сторон осуществить и принять поставку
товара, опционы предоставляют покупателю контракта право
(но не обязанность) купить либо продать определенный товар
по твердо установленной цене в определенный период. В то же
время другой участник контракта, продавец опциона, принимает
на себя обязательство продать или купить товар по договорной
цене, если покупатель предъявит свое право и исполнит опци-
он. Покупатель опциона за указанное право выплачивает про-
давцу цену опциона, которая также называется премией. Фикси-
рованная в договоре цена на товар называется ценой исполнения
опциона.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
129
Добавим, что опционы бывают двух видов: на покупку (оп-
цион «колл») и на продажу (опцион «пут»). Первый дает его
держателю право купить товар (т.е. определенный актив, лежа-
щий в основе опциона), второй - право продать товар.
Опционные контракты, как и фьючерсы, могут использо-
ваться и в целях спекуляции на ценах на энергоносители, и для
уменьшения или устранения ценового риска. Наиболее важная
особенность опционов состоит в том, что держатель опциона
имеет возможность получать прибыль от изменения цен в бла-
гоприятном для него направлении, избегая при этом убытков,
связанных с противоположным движением цен. В отличие от
фьючерсных контрактов, когда потенциальные потери от небла-
гоприятно! о движения цен могут быть любыми, для покупателя
опциона возможные убытки ограничиваются только размером
премии. Значит, для него риск по опциону заранее определен
и лимитирован. Это во многом способствовало распростране-
нию на мировых товарных биржах опционных контрактов на
энергоносители: нефть и нефтепродукты, уголь, природный и
сжиженный газ, а в последние годы и на электроэнергию. Од-
нако надо иметь в виду, что в противоположность покупателям
опционов, чей риск известен и ограничен, продавцы опционов
могут понести убытки. Поэтому на продавцов опционов, обра-
щающихся на бирже, распространяется требование о внесении
гарантийной маржи.
Существует две разновидности опционов: внебиржевые (или
дилерские) и биржевые (или фьючерсные). Внебиржевые оп-
ционы, как правило, не стандартизированы и предполагают по-
ставку реального товара.
Пример. Энергетическая компания через дилера продает промыш-
ленному предприятию опцион «колл» на поставку 840 МВт ч электро-
энергии, покрывающую одну конкретную неделю. Период исполнения
(срок действия) опциона составляет 3 месяца (после его окончания на-
чинается поставка), цена исполнения опциона 40 долл./(МВт-ч). При
заключении контракта покупатель опциона, промышленная компания,
выплачивает продавцу, энергокомпании, премию по опциону Предпо-
ложим, что она составляет 1,5 долл./(МВт-ч), или всего 1260 долл.
Воспользуется потребитель своим правом на покупку у производи-
теля 840 МВт ч по цене 40 долл./(МВт-ч) или нет, зависит от изменения
цены на рынке электроэнергии. Если к моменту истечения опциона
средняя цена на спотрынке поднимется выше 40 долл./(МВт ч), то про-
мышленное предприятие использует опцион; энергокомпания осуще-
ствит поставку и покупатель заплатит 33 600 долл. (40-840). Если же
цена опустится ниже 40 долл./(МВт-ч), то потребитель откажется от
исполнения опциона, так как сможет купить электроэнергию на рынке
дешевле, чем у энергокомпании; это его право. В этом случае убытки
потребителя электроэнергии составят всего 1260 долл., т.е. выплачен-
ную по контракту премию.
5 Энергетический бизнес
130
энергетический бизнес
1 Подобно фьючерс-
ным контрактам, боль-
шая часть биржевых
опционов закрывается
офсетной сделкой и ре-
альная поставка даже
фьючерсных контра-
ктов осуществляется
относительно редко.
Биржевые опционные контракты на энергоносители дают
держателю опциона право покупать или продавать определен-
ный фьючерсный контракт по установленной цене в течение
срока действия опциона. Таким образом, они предполагают
поставку не реального товара, а фьючерсного контракта1. По-
пулярность этих опционов объясняется, в частности, тем, что
цены на фьючерсы публикуются, они прозрачны и известны
всем участникам рынка.
Дата окончания срока опциона наступает обычно за 1-3 дня
до истечения срока фьючерсного контракта, лежащего в его
основе. Опционы могут иметь срок действия до 12 месяцев впе-
ред. Но основной объем операций обычно приходится на опци-
оны с ближайшим сроком истечения; как правило, это опционы
на срок до 3 месяцев.
Рыночная цена опционов (премия) зависит от цены фьючерс-
ного контракта, лежащего в основе опциона. Поскольку эти кон-
тракты биржевые, в наличии имеется рынок, на котором можно
всегда продать купленные контракты или купить проданные.
При опционных сделках возможным вариантом является
окончание срока опциона без его исполнения. Этот способ ис-
пользуется в операциях с опционами «колл», когда в момент ис-
течения опциона рыночная цена фьючерсного контракта ниже,
чем цена исполнения, и в операциях с опционами «пут», ког-
да рыночная цена контракта выше цены исполнения. При этом
убытки и прибыли сторон равны первоначальной цене опциона,
т.е. премии.
Если опцион «колл» исполняется его покупателем и фью-
черсная цена выше цены исполнения опциона, то продавец оп-
циона должен заплатить покупателю наличными сумму, равную
произведению разницы в ценах на объем поставки товара по
фьючерсному контракту.
Как и в случае с фьючерсными контрактами, конечный ре-
зультат опциона будет равен нулю. Если покупатель получает
прибыль, то продавец имеет убыток, и наоборот.
В (включение следует отметить, что существует множество
различных стратегий, включающих опционы, фьючерсы и их
разновидные комбинации, которые позволяют занимать участ-
никам рынка практически неограниченные спекулятивные и
хеджинговые позиции.
131
ГЛАВА 8 УПРАВЛЕНИЕ НАДЕЖНОСТЬЮ В НОВЫХ УСЛОВИЯХ
ПРИНЦИПЫ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Проблема надежности электроснабжения в современных
условиях приобрела глобальный характер. Это обусловлено, с
одной стороны, всеобщей электронификацией и широким вне-
дрением компьютерных технологий практически во все сферы
жизни общества. Причем одновременно отмечается нарастание
угроз устойчивому электроснабжению из-за резких климатиче-
ских изменений и участившихся природных катаклизмов в раз-
личных уголках планеты; с другой - тем, что во многих странах
активно идет процесс реструктуризации электроэнергетики и
развития рыночных отношений в этой отрасли.
Переход к конкурентным рынкам электроэнергии со свобод-
ным ценообразованием может негативно отразиться на надеж-
ности и качестве электроснабжения. Этому есть ряд причин.
В частности, возрастает (причем значительно) количество
участников рынка, которые должны взаимодействовать на осно-
ве многосторонних контрактов, но нередко имеют разнонаправ-
ленные интересы. При этом нарушение взаимных обязательств
в каком-либо одном звене системы отношений способно вызвать
цепную реакцию с перебоями в поставках электроэнергии на
обширных территориях. Важно также, что обостряется пробле-
ма скоор щнированного планирования развитья конкурентных
(генерации) и регулируемых (сетевого комплекса) сфер рынка.
Кроме того, как известно, обеспечение надежности требует со-
ответствующих дополнительных затрат оз всех участников рын-
ка. Но, руководствуясь критериями максимизации доходности,
они стремятся предельно (и даже более того) использовать про-
пускную способность гпектричсских сетей, сокращать резервы,
избегать участия в регулировании режимов производства. По-
является угроза ослабления дисциплины при предотвращении
и ликвидации аварий. В этих условиях системному оператору
становится затруднительно выполнять свои функции по веде-
нию режимов и осуществлению противоаварийных действий
исключительно традиционными методами.
Известно, что основными техническими способами поддер-
жания надежности в энергосистемах, реализуемыми органами
оперативно-диспетчерского управления, являются:
• распоряжение резервами генерирующих мощностей и
пропускной способности электрических сетей;
• оперативное регулирование режимов электростанций и
сетей (с отклонениями от экономически оптимальных зна-
чений);
132
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• плановые (с предварительным уведомлением) отключе-
ния нагрузок потребителей.
В результате в каждый момент обеспечивается баланс мощно-
стей и нагрузок в энергосистеме и поддерживаются необходи-
мые параметры качества электроэнергии.
При прежней вертикально интегрированной схеме организа-
ции электроэнергетики применение указанных мер имело свои
особенности. Так, ответственность за надежность сосредоточи-
валась в интегрированных энергокомпаниях, которые были обя-
заны поддерживать безотказность своего оборудования, содер-
жать резервные мощности и выполнять все режимные команды
системных операторов. Затраты на надежность определялись
равным образом на основе технических критериев и в целом
не отвечали принципам оптимального распределения ресурсов.
Они распределялись между всеми потребителями пропорцио-
нально их нагрузкам и оплачивались через регулируемые та-
рифы. Экономически обоснованного возмещения ущербов от
перерывов в электроснабжении практически не было.
Можно заключить, что, по существу, в управлении надеж-
ностью в значительной степени преобладали методы админи-
стративного принуждения. Реализация функции надежности
в электроэнергетике не получала адекватной экономической
оценки. Критерии экономической эффективности имели второ-
степенное значение, т.е. принцип компромисса между уровнем
надежности и издержками на его повышение особо во внимание
не принимался. Между тем следует отметить, что в техническом
отношении в целом эта система работала неплохо, особенно при
жесткой централизации оперативно-диспетчерского управления
в крупных энергообъединениях.
Ситуация кардинально меняется с развитием рыночных отно-
шений в электроэнергетике, объективно требующих внедрения
экономических методов управления надежностью электроснаб-
жения. При этом, естественно, все отмеченные выше «класси-
ческие» технические способы обеспечения надежности в том
или ином сочетании сохраняются, но их реализация уже опо-
средуется соответствующими экономическими инструментами:
финансовыми стимулами, рыночными ценовыми сигналами.
Однако надо иметь в виду, что полностью отказаться от внеэко-
номических методов принуждения субъектов энергетического
рынка при управлении надежностью, тем более в переходный
период, будет невозможно. Речь должна, скорее, идти о четкой
регламентации тех ситуаций, в которых они должны безусловно
применяться.
Экономический механизм управления надежностью элек-
троснабжения строится исходя из следующих базовых прин-
ципов.
1. В условиях рыночных отношений функция надежности
становится услугой (товаром). В операции по ее купле-прода-
же вовлекаются все основные субъекты рынка электроэнергии.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
133
При этом следует различать услуги, связанные непосредствен-
но с надежностью электроснабжения потребителей, и услуги по
системной надежности (балансировка мощности, резервирова-
ние, противоаварийные действия).
2. Фундаментальными характеристиками механизма управ-
ления являются плата за надежность и обязательный к выпла-
те экономический ущерб от снижения надежности (перерывов
в элекгроснаожении). Они служат основой сбалансированных
экономических отношений между всеми субъектами рынка,
причем в соответствии с распределением ответственности за
надежность (это положение, в частности, присутствует в Законе
РФ «Об электроэнергетике»).
3. Плата за надежность для потребителя включает оплату
системных услуг (в том числе услуг по диспетчерскому управ-
лению) и экономически обоснованных затрат электросетевой
компании на обеспечение определенного уровня надежности
электроснабжения. В то же время ее величина должна соответ-
ствовать вероятному ущербу для потребителя при данном уров-
не надежности. Только таким образом можно сбалансировать
интересы потребителя и поставщика электроэнергии и оптими-
зировать затраты на надежность электроснабжения.
4. Потребители имеют возможность выбирать разный уро-
вень надежности электроснабжения, например базовый, повы-
шенный или пониженный (вплоть до согласия на периодические
отключения). Соответствующим образом следует дифференци-
ровать и плату за надежность в договорных либо регулируемых
тарифах (в некоторых случаях потребитель будет не платить, а
получать за надежность). Такой подход, по существу, включает
потребителя в процесс управления надежностью в данной энер-
госистеме.
5. Целесообразно, чтобы органы регулирования электроэнер-
гетики ввели систему экономического стимулирования повы-
шения надежности электроснабжения для распределительных
сетевых компаний.
6. Услуги, связанные с системной надежностью, предостав-
ляются на конкурентно-рыночных принципах. Для этого требу-
ется создание соответствующих рынков и ценовых механизмов,
функционирование которых должно осуществляться под эгидой
системного оператора.
Экономический механизм управления надежностью, осно-
ванный на указанных принципах, включает следующие эле-
менты:
• законодательно оформленную схему распределения ответ-
ственности за надежность между субъектами рынка - ге-
нерирующими, сетевыми компаниями, энергосбытовыми
организациями, системным оператором;
• стандарты на электроснабжение, содержащие техниче-
ские критерии надежности и пределы экономической от-
ветственности за их нарушения;
134
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 8.1. Основные
направления
обеспечения
надежности в
электроэнергетике
• специальные контракты энергокомпаний с потребителя-
ми, предусматривающие отключения нагрузки (в обмен
на финансовые стимулы), а также страхование ущербов;
• методы стимулирования повышения надежности в энерго-
компаниях, осуществляемые регулирующими органами;
• тарифы на электроэнергию, дифференцированные по
уровням надежности электроснабжения;
• плату за генерирующие мощности на оптовом рынке;
• рынки технологических резервов;
• рынки системных услуг.
Следует отметить, что с помощью указанного механизма раз-
личные субъекты должны осуществлять определенные функции
в управлении надежностью и таким образом реализовывать со-
ответствующие направления ее обеспечения в электроэнергети-
ке (рис. 8.1).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТН< ШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
135
Ниже рассматриваются некоторые конкретные подходы к
управлению надежностью электроснабжения, принятые в sapy-
бежных странах, в частности, при разработке стандартов, кон-
трактов и методов стимулирования.
Стандарты на электроснабжение подразделяются на га-
рантированные и общие.
Гарантированные стандарты устанавливают:
• вид услуги;
• минимальный уровень услуги;
• штрафы (возмещение, платежи) заказчику за необеспече-
ние данного уровня услуги.
Выплата компенсаций может осуществляться автоматически
или по запросу потребителя.
Таблица 8.1
ГАРАНТИРОВАННЫЕ (ГС) И ОБЩИЕ (ОС) СТАНДАРТЫ НА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
Операция ГС/ОС Страна Норматив (продолжительность операции и размеры компенсации)
Предупреждение об отключении ГС Великобритания За 2 дня (29,05 евро для жилого сектора и 58,10 евро для промышленного сектора)
электроэнергии Ирландия Минимум за 2 рабочих дня. Потребитель должен предъявить претензии в течение месяца со дня отключения (85 евро)
ОС Нидерланды За 3 дня
Португалия За 36 ч
Испания Минимум за 24 ч
Запланированные ГС Франция 2 ч (99,6% успеха) (25 евро)
отключения Великобритания До обеда или после обеда по желанию заказчика (29,05 евро)
Ирландия До обеда или после обеда (35 евро)
Италия В течение 3 ч (25,82 евро)
Португалия В течение 3 ч (15 евро)
ОС Нидерланды Время блокируется в течение 2 ч
Восстановление электроснабжения ГС Великобритания За 18 ч (компенсация за множественные отключения жилищного сектора: 4 или больше отключений в течение не менее 3 ч за 12 мес. - 82,63 евро. В других секторах выплачивается 145,26 евро)
Ирландия При перерыве снабжения на 24 ч выплачивается компенсация 65 евро; после 24 ч - 35 евро за каждый дополнительный час отключения
ОС Великобритания Гарантия 99,5%, через 18 ч
Ирландия . арантия 95% через 4 ч
Португалия Гарантия 80%>, через 4 ч
Испания За 5 рабочих дней после подписания контракта
Коррекция напряжения ГС Ирландия 12 недель, если не требуется значительной реконструкции сети (50 евро)
ОС Великобритания 100%о-ная гарантия за 6 месяцев
136
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Подсоединение ГС Франция 2 рабочих дня. Гарантия 99,9% (25 евро)
(поставка электроэнергии Великобритания 2 дня для жилого сектора и 4 дня для промышленного сектора (29,05 евро)
и установление счетчиков) Ирландия 3 рабочих дня для жилого сектора и 5 рабочих дней для промышленного сектора. Для подсоединения вновь - через 2 недели после оплаты (компенсация за неустановление счетчика - 50 евро и 50 евро за несвоевременное подсоединение)
Италия 5 рабочих дней при низком напряжении и 8 рабочих дней при среднем напряжении
Испания За 5 рабочих дней после подписания контракта (компенсация 30 евро или 10% от первого счета на электроэнергию)
ОС Франция 25 евро
Великобритания Гарантия 100%. 30 дней - жилой сектор и 40 дней - промышленный сектор
Португалия Гарантия 90%. За 2 рабочих дня после подписания контракта
Общие стандарты относятся к услугам, по которым невоз-
можно дать индивидуальные гарантии, но заказчики имеют пра-
во получить определенные уровни обслуживания. Они не пред-
усматривают компенсационных выплат, но играют важную роль
для мониторинга качества услуг энергокомпании и в условиях
гласности результатов их деятельности выполняют стимули-
рующую функцию. В табл. 8.1 приведены некоторые наиболее
распространенные в разных европейских странах стандарты,
устанавливающие характеристики надежности и качества элек-
троснабжения. В табл. 8.2 приведены показатели компенсации
ущербов от перерывов в электроснабжении в разных европей-
ских странах. Следует подчеркнуть, что для потребителя они,
по существу, выражают цену надежности.
Энергокомпании не несут экономической ответственности за
надежность электроснабжения, как правило, в следующих слу-
чаях:
• стихийные воздействия природных явлений (молнии, на-
воднения, землетрясения);
• форсмажорные обстоятельства (военные действия, заба-
стовки, падение самолетов, крупные пожары и др.);
• аварии по вине третьих лиц (несогласованные земельные
работы, небрежная рубка деревьев в зоне электросетей,
незапланированные и одновременные отключения не-
скольких генерирующих установок);
• необходимость проведения плановых и срочных ремонт-
ных работ.
Следует отметить, что в каждой стране существуют свои
особенности при ограничении ответственности за надеж-
ность и предельные значения размеров компенсации ущербов.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
137
ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ПОСТАВЩИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПЕРЕД КЛИЕНТАМИ
Страна Условия и размер компенсации недопоставок
Финляндия Стандартная компенсация потребителям в случае недопоставок электроэнергии: - 10% годовой платы за электроэнергию при прекращении подачи 12-24 ч, - 25% годовой платы за электроэнергию при прекращении подачи 24-82 ч, - 50% годовой платы за электроэнергию при прекращении подачи 82-120 ч, - 100% годовой платы за электроэнергию при прекращении подачи более 120 ч , Максимальный размер компенсации 800 евро/потребитель
Ирландия Оператор распределительной сети гарантирует уведомление о плановом останове и прекращении подачи электроэнергии, по крайней мере, за 2 дня. Если он этого не сделал, то каждому потребителю электроэнергии в жилищном секторе выплачивается компенсация в размере 35 евро/потребитель, а в промышленном секторе - 130 евро/потреби । ель. При проведении ремонтных работ с отключением потребителя не более чем на 24 ч после уведомления оператором распределительной сети выплачивается компенсация 65 евро потребителям жилищного сектора и 130 евро потребителям промышленного сектора. За каждый последующий период (12 ч) выплачиваются дополнительно 35 евро каждому потребителю
Нидерланды При неплановом отключении электроэнергии на более чем 4 ч сетевые компании выплачивают следующие компенсации индивидуальным пользователям: - в жилищном секторе - по 35 евро; - небольшим промышленным предприятиям - по 910 евро; - крупным промышленным предприятиям 0,35 евро/(кВт-ч) мощности (но максимум 91 000 евро)
Норвегия В случае отсутствия незапланированных отключений, перерывов и нарушений снабжения плата составит: - жилищный сектор и сельское хозяйство - 0,4 евро/(кВт-ч); - промышленность - 4,8 евро/(кВт-ч); В случае незапланированных остановов, отключений и нарушений снабжения электроэнергией: - жилищный сектор и сельское хозяйство - 0,5 евро/( кВт-ч); - промышленность - 6,8 евро/(кВт-ч)
Португалия Действуют побудительные мотивы для улучшения непрерывности снабжения электроэнергией в распределительных сетях. Определен базовый уровень возможных недопоставок электроэнергии и нейтрального диапазона частот. За пределами нейтрального диапазона частот каждый кВт-ч недопоставленной электроэнергии оценивается в 1,5 евро/(кВт-ч)
Испания В случае несоответствия с качественными показателями электроснабжения потребителям предоставляются скидки на поставляемую электроэнергию
Таблица 8.2 Компенсационные выплаты потребитель получает чаще всего через сбытовую компанию, но иногда распределительные элек- тросетевые компании проводят штрафные платежи напрямую. Контракты на отключение нагрузки. Некоторые потре- бители в обмен на финансовые стимулы дают согласие энер- гокомпании на периодические отключения части своих нагру- зок. В таких контрактах обычно устанавливаются ограничения
138
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Применяется и
прямое отключение
натру тки с помощью
дистанционного управ-
ления.
2 Учитываются все
неполадки в сетях с
напряжением более
1 кВ, которые привели
к отключениям на срок
более 3 мин.
по частоте и продолжительности перерывов в электроснабже-
нии на договорный период. При этом для данного потребителя
определяется так называемый фиксированный уровень обслу-
живания - объем потребляемой мощности, который, по оцен-
ке потребителя, необходим ему для поддержания нормального
функционирования в течение всего перерыва в электроснабже-
нии. Потребитель после получения уведомления об отключении
обязан за определенный промежуток времени снизить нагрузку
до этого неотключаемого j ровня1. В противном случае потреби-
тель выплачивает компании установленный в контракте штраф.
Согласие сократить свое потребление до фиксированного уров-
ня с гимулируется снижением тарифа на электроэнергию (мощ-
ность), потребляемую сверх этого уровня, причем, что важно,
независимо от того, имело ли место отключение.
Подобные соглашения позволяют энергокомпаниям быстро
балансировать энергетические мощности и нагрузки в районах
обслуживания и обеспечивать требуемое качество электроэнер-
гии (частоту и напряжение) в энергосистемах, относительно
уменьшая затраты на резервирование. Такие контракты, в част-
ности, применяются в энергокомпаниях США и Бельгии.
Контракты со страхованием ущерба. Компания-постав-
щик AVU (Германия) предлагает клиентам желающим иметь
повышенные гарантии надежности поставок электроэнергии,
дополнительную услугу - специальные договоры комплексно-
го страхования. Компания принимает на себя страхование ма-
териальных ущербов, вызванных отключениями электроснаб-
жения в своих сетях. Страхованию подлежит электрическое и
электронное оборудование потребителя. В контракте введены
соответствующие ограничения по размеру возмещения ущерба
для одного клиента или одного страхового случая.
Стимулирование надежности органами регулирования.
В Норвегии стимулирование надежности в электросетевых ком-
паниях основано на регулировании величины годового дохода.
Ежегодно для каждой компании определяется общая стоимость
перерыва электроснабжения2. При этом используются данные
об удельных ущербах по категориям потребителей (табл. 8.3) и
о количестве непоставленной электроэнергии.
В конце года регулирующий орган рассчитывает разницу меж-
ду ожидаемой (по данным прошлого года) и фактической стои-
мостью перерыва. Если эта величина будет иметь положительное
СРЕДНЯЯ УДЕЛЬНАЯ СТОИМОСТЬ ПЕРЕРЫВАВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ В НОРВЕГИИ,
ЕВРОДКВТЧ) НЕПОСТАВЛЕННОЙ ЭНЕРГИИ
Кат< гория потребителей Перерыв с уведомлением Перерыв без уведомления
Жилой и сельскохозяйственный секторы 0,38 0,5
Промышленный и коммерческий секторы 4,38 6,25
Таблица 8.3
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
139
1 См.: Дорофеев В.В.,
Михайлов В. И,
Фраер И.В.,
Эдельман В.И. Рынок
электрической энергии
и мощности в России:
каким ему быть/ Под
ред. В.И. Эдельмана.
М.: Энергоатомиздат,
2000.
значение (надежность лучше, чем ожидалось), то она добавля-
ется к доходам компании. Если разница отрицательна, то она
должна быть, наоборот, вычтена из доходов компании.
В Нидерландах для распределительных компаний, в сетях
которых число прерываний превысит установленный норма-
тив, регулирующим органом применяются пониженные тари-
фы, учитывающие оценки финансового ущерба потребителей.
Считается, что это мотивирует владельцев сетей инвестировать
средства в повышение надежности электроснабжения.
Тарифы на электроэнергию, дифференцированные по
уровням надежности. Потребителям следует предоставить воз-
можность выбирать наиболее приемлемые уровни надежности
электроснабжения. Для этого, например, предлагается ввести
классификацию схем электроснабжения потребителей по уров-
ням надежности, а также систему надбавок и скидок к тарифам,
учитывающих разницу в стоимости обеспечения надежности
для разных уровней (классов)1.
Классификация схем электроснабжения производится на
основе выделения и группировки типовых схем присоединения
электроприемников по принципу однородности условий элек-
троснабжения. В качестве последних рассматриваются коли-
чество и характеристика источников питания; способ ввода ре-
зервного питания; заданный уровень технической надежности
схемы и др. Предлагается устанавливать 3-5 классов надежно-
сти (первый - самый высокий). В частности, при упрощенном
подходе на первом этапе внедрения метода:
I класс - питание от двух территориально разобщенных,
электрически независимых источников (генераторов);
II класс - питание от двух секций шин одной подстанции или
по двухцепной линии электропередачи;
III класс - питание от одной секции шин подстанции илц по
одноцепной линии электропередачи.
Для каждого класса надежности определяются следующие
характеристики:
• приори гет и уровень участия в регулировочных меропри-
ятиях;
• допустимые длительность и частота перерывов в элек-
троснабжении в течение расчетного периода (например
года);
• математическое ожидание суммарного недоотпуска элек-
троэнергии (потери нагрузки) за расчетный период;
• величина надбавки (скидки) к тарифу на электроэнергию
или мощность.
В качестве базового уровня шкалы надбавок (скидок) при-
нимается фактически достигнутый (усредненный) уровень
надежности электроснабжения в целом по территории, обслу-
живаемой данной энергокомпанией. Для потребителя, подклю-
ченного к элементу электросети с надежностью выше базово-
го уровня, устанавливается надбавка к тарифу, с надежностью
140
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Потребитель может
повысить надеж-
ность и посредством
реконс грукции своей
внутренней системы
электроснабжения,
например, установив
автономные пикоре-
зервные источники
электропитания. Тогда
он должен быть во-
обще освобожден от
платы за надежность
в тарифе на электро-
энергию.
ниже базового уровня - скидка. По желанию потребителя класс
надежности может быть изменен в ту или иную сторону по срав-
нению с первоначальным уровнем по схеме электроснабжения.
Соответствующим образом исходя из установленной шкалы
пересматривав тся надбавка или скидка к тарифу.
Выбор курса на повышение надежности означает, что потре-
битель готов через надбавку оплатить определенные дополни-
тельные затраты энергоснабжающей организации1. Для такого
потребителя высокое качество услуги по электроснабжению
имеет приоритетное значение в сравнении с возможностью по-
лучать полную компенсацию ущерба от перерывов в подаче
электроэнергии.
Заявка на понижение надежности свидетельствует, что по-
требитель оценивает финансовые методы по тарифам выше,
чем качество услуги. В обмен на снижение платы за электро-
энергию он согласен на широкое участие в регулировочных
мерах и ограничение нагрузки. В конечном счете выбор образа
действий потребителя определяется и оценками удельного эко-
номического ущерба от снижения надежности, его режимно-ре-
гулировочными возможностями.
Гарантируемые энергокомпанией характеристики надежно-
сти, установленные для данного уровня (класса) электроснаб-
жения, надбавка (скидка) к тарифу, размер удельного ущерба
(на единицу непоставленной энергии) фиксируются в договоре
между компанией и потребителем. При нарушении договорных
обязательств со стороны энергокомпании она полностью возме-
щает потребителю ущерб, определяемый по условиям данного
договора. Таким образом, возможность потребительского вы-
бора обеспечивается экономической ответственностью постав-
щика.
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОТВЕТСТВЕННОСТИ
Реструктуризация электроэнергетики демонтирует единые
центры ответственности за системную надежность и надеж-
ность электроснабжения, существовавшие в интегрированных
энергокомпаниях. Появляются новые субъекты рынка электро-
энергии, между которыми распределяется ответственность за
надежность. Принципы такого распределения установлены, в
частности, в Законе РФ «Об электроэнергетике» и Правилах
функционирования оптового и розничного рынков электриче-
ской энергии. Они основаны на договорных отношениях и ме-
ханизме экономической ответственности за надежность.
Субъектами рынка, непосредственно отвечающими за на-
дежность в соответствии с выполняемыми ими функциями, яв-
ляются:
• энергосбытовые организации (включая гарантирующих
поставщиков);
• электросетевые компании всех уровней;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
141
1 Имеются в виду фили-
алы ФСК.
• генерирующие компании;
• системный оператор и другие органы оперативно-диспет-
черского управления в технически изолированных энерго-
системах.
Если потребитель не имеет отдельных контрактов на оказа-
ние соответствующих услуг с субъектом оперативно-диспетчер-
ского управления и обслуживающей его сетевой организацией,
то ответственность перед ним за надежность электроснабжения
несет энергосбытовая компания В договоре между ними, на-
ряду с другими параметрами, устанавливается экономическая
ответственность энергосбытовой компании в виде компенсации
убытков потребителя, вызванных несоблюдением стандарта на-
дежности. При этом должны оговариваться факторы природно-
го и техногенного характера, ущерб от действия которых воз-
мещению не подлежит.
Но сбытовая компания, как известно, сама не производит, не
передает и не распределяет электроэнергию. Значит, она долж-
на иметь аналогичные договорные отношения с системным
оператором (отвечающим за надежную генерацию и доставку
электроэнергии в определенные узлы энергосистемы) и сетевой
компанией (отвечающей за надежность доставки электроэнер-
гии от этих узлов до конечных потребителей). Может быть и
альтернативный вариант заключения договора по надежности
только с региональной сетевой (распределительной) организа-
цией, которая в свою очередь устанавливает отношения с си-
сземным оператором.
Чтобы выполнить свои обязательства по надежности перед
энергосбытовой компанией, системный оператор устанавливает
договорные отношения со всеми генерирующими компаниями
и сетевыми организациями, обслуживающими системообразу-
ющую сеть и доставляющими электроэнергию в узлы системы1,
находящиеся под его ответственностью. Следует отметить, что
системный оператор также взаимодействует с администрато-
ром торговой системы по загрузке системных генераторов,
размещению резервов и сетевым ограничениям, в совокупности
влияющим на формирование коммерческого баланса спотрынка
«на сутки вперед» (рис. 8.2).
В договорах генерирующих и сетевых компаний с систем-
ным оператором должна быть зафиксирована гарантируемая
ими надежность оборудования, выдача мощности и пропускная
способность. Указанные гарантии поддерживаются финансо-
выми обязательствами; за их фактические нарушения генери-
рующие и сетевые компании выплачивают штрафы системному
оператору.
Таким образом, компенсационные выплаты энергосбытовых
компаний потребителям в случаях перебоев в электроснабже-
нии возмещаются этим организациям по цепочке взаимной от-
ветственности субъектов рынка, в конечном счете - непосред-
ственными виновниками ситуации.
142
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис 8.2.
Взаимодействие
системного оператора
с субъектами рынка
электроэнергии
при управлении
надежностью
Системный оператор является интегрирующим и координи-
рующим звеном в отношениях по надежности на рынке элек-
троэнергии. Конкретно он несет всю полноту ответственности
за обеспечение системной надежности путем создания резервов
генерирующих мощностей и распоряжения этими резервами,
управления структурой электрической сети и пропускной спо-
собностью электрических связей, использованием возможно-
стей потребителей-регуляторов и др.
Свои функции в рыночных условиях системный оператор
осуществляет посредством
• информирования субъектов рынка о системной среде (по-
часовые нагрузки, потребность и размещение резервов,
сетевые ограничения), на основе чего они формируют
свои ценовые заявки;
• контроля за технической реализуемостью коммерческого
баланса, формируемого АТС, с внесением соответствую-
щих коррективов с учетом системных требований и огра-
ничений;
• управления функционированием балансирующего рынка
электроэнергии;
• управления функционированием рынков оперативных ре-
зервов генерирующих мощностей, а также рынка других
системных услуг, связанных с надежностью и качеством
электроснабжения;
• организации деятельности по прогнозированию произ-
водства и потребления в сфере электроэнергетики;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
143
• участия в формировании и реализации стратегического
(технологического) резерва мощностей в ЕЭС.
Отметим, что установление нормативов резерва энергети-
ческих мощностей осуществляется органами государственной
власти в соответствии с законодательством РФ о техническом
регулировании.
Ответственность за развитие межсистемных связей и элек-
трических сетей для выдачи мощности электростанциями воз-
ложена на федеральную сетевую компанию.
Правительство РФ и федеральные органы исполнительной
власти должны обеспечивать условия для привлечения инвести-
ций в развитие электроэнергетических систем, разработку про-
грамм перспективного развития электроэнергетики и форми-
рование технологического резерва мощности по производству
электроэнергии в ЕЭС страны.
Государственное регулирование и контроль обеспечения на-
дежного и безопасного функционирования электроэнергетиче-
ских систем осуществляют уполномоченные Правительством
РФ федеральные органы исполнительной власти.
РЫНОЧНЫЕ МЕХАНИЗМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ
Торговля мощностью. На оптовом рынке должно продавать-
ся два товара: электрическая энергия и генерирующая мощность.
Мощность как отдельная услуга выражается в обеспечении про-
изводителями готовности выдать по команде системного опера-
тора генерирующую мощность для выработки электроэнергии на
условиях, определенных в двусторонних договорах или правилах
рынка «на сутки вперед» и балансирующего рынка.
Механизм платы за мощность обеспечивает надежность
функционирования ЕЭС на разных временных уровнях вплоть
до долгосрочного, эффективное воспроизводство электрических
мощностей и адекватные ценовые сигналы для привлечения ин-
вестиций.
Участниками рынка мощности должны быть все субъек-
ты оптового рынка электроэнергии. При этом генерация будет
иметь три источника оплаты мощности:
• регулируемые двусторонние договоры;
• конкурентные двусторонние договоры на поставку мощ-
ности и электроэнергии;
• продажа обязательств на поставку мощности на централи-
зованном аукционе мощностей.
В частности, в течение всего срока действия РДД генера-
тор — поставщик электроэнергии получает оплату своих услов-
но-постоянных затрат в соответствии с формулой, указанной
в договоре. Для покупателя тариф на мощность определяется
как средневзвешенный из тарифов его поставщиков. Для по-
ставщиков, не продавших мощность по двусторонним догово-
рам (свободным и РДД), системный оператор проводит аукцион
144
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
с маржинальным ценообразованием. Аукцион проводится от-
дельно по каждому классу генерации (виду оборудования, ре-
жимным характеристикам, виду топлива и др.).
Оплата 1аявленной по результатам аукциона мощности про-
изводится только через определенный срок после подведения
итогов аукциона. В этот период покупатель и поставщик еще
могут заключить двусторонние договоры на мощность, ото-
бранную по результатам аукциона; цена и оплата мощности в
этом случае определяются на основе соглашения.
Потребители (энергосбытовые компании), не имеющие дву-
сторонних договоров и покупающие электроэнергию на спот-
рынке, должны будут оплачивать мощность по цене, рассчиты-
ваемой как средневзвешенная из маржинальных цен на каждый
класс генерации, определенных по результатам аукциона.
Поставщик, продавший мощность на аукционе, обязан пре-
доставить ее на рынок «на сутки вперед» по ценовой заявке
(причем в пиковые часы на 100%). В случае непредоставле-
ния указанной мощности поставщик-генератор расплатится по
шт рафным ценам, устанавливаемым с учетом стоимости соору-
жения новой мощности или усредненной величины потенциаль-
ного ущерба потребителей от недопоставки электроэнергии.
Рынки оперативных резервов генерирующих мощно-
стей. Рынок резервов выделяется из общего рынка системных
услуг. Его создание преследует две цели: стимулирование пред-
ложения услуг по резервированию энергетических мощностей
и минимизация стоимости этих услуг.
Оперативные резервы активной мощности в энергосистемах
предназначены для регулирования частоты, компенсации мощ-
ностей, временно выбывших вследствие аварийных ситуаций, а
также замены агрегатов, выводимых в плановые ремонты. В за-
висимости от мобилизационной готовности и очередности вво-
да резервы традиционно подразделяются на
- вращающийся;
- горячий;
- холодный.
Вращающийся резерв размещается на работающих недогру-
женных агрегатах электростанций. Понятие «горячий резерв»
несколько шире: к нему наряду с вращающимся резервом от-
носится мобильная невключенная рабочая мощность гидроге-
нераторов, быстро переводимых в активный режим из режима
синхронного компенсатора. В холодном резерве пребывают не
включенные в сеть агрегаты: его мобильность может быть раз-
личной — от минут до нескольких часов набора нагрузки. На-
пример, в качестве высокомобильного холодного резерва «бы-
строго старта» используются газотурбинные установки. В то
же время для ремонтного резерва такой оперативности ввода не
1ребуется.
Все виды рынков резервов организуются и управляются си-
стемным оператором. В них в обязательном порядке должны
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
145
1 В случае если тариф
на электроэнергию не
дифференцирован по
уровням надежности
электроснабжения.
участвовать все генерирующие мощности; также на рынки ре-
зервов могут выходить потребители с регулируемой нагрузкой.
Рынки резервов едины для всех участников оптового рынка
электроэнергии, как конкурентного, так и регулируемого. Уча-
стие в рынках резервов осуществляется через подачу системно-
му оператору почасовых ценовых заявок на соответствующий
рынок резервов следующих суток. В них указываются цены, за
которые участник готов предоставить в распоряжение систем-
ного оператора определенные резервные мощности или сокра-
тить на определенную величину потребление по требованию
оператора в конкретный час суток.
Системный оператор для каждого из резервов выбирает объ-
екты генерирующих мощностей на основании установленных
нормативов величины необходимого резерва, технологических
ограничений и поданных ценовых заявок. При этом он руковод-
ствуется критериями минимальных затрат на выполнение тре-
бований по системной надежности. Цена последней единицы
резерва (маржинальная стоимость услуги), отобранной подоб-
ным образом, принимается в качестве единой цены данного ре-
зерва на определенный час соответствующих суток (руб./МВт).
Плата за резервы является составляющей общей платы за на-
дежность электроснабжения (системные услуги) и возлагается
на всех потребителей пропорционально объему потребляемой
мощности за расчетный период1. Тем потребителям, которые
не вносят данную плату, поставка электроэнергии должна быть
прекращена. Исключение составляют потребители, имеющие
автономные резервные энергоисточники, и потребители с регу-
лируемой нагрузкой.
При невозможности opi анизовать рынок резецвов из-за ма-
лого числа потенциальных поставщиков этой услуги системный
оператор формирует резервы в индивидуальном порядке (мето-
дом назначения); при этом используется ставка платы за резерв,
устанавливаемая государственным регулирующим органом.
Рынки системных услуг. Системные услуги, предостав-
ляемые на коммерческой основе, обеспечивают надежность
функционирования энергосистемы и электроснабжения потре-
бителей, а также стабильные значения частоты и напряжения,
соответствующие действующим стандартам.
Общепризнано, что к системным услугам, помимо резерви-
рования мощности (см. выше), относятся:
• регулирование частоты и активной мощности;
• регулирование напряжения и реактивной мощности;
• сетевое резервирование;
• предотвращение аварий и восстановление электроснабже-
ния после аварий;
• диспетчерское управление.
Рисунок 8.3 поясняет состав указанных услуг.
Организация рынков системных услуг потребует решения
ряда более или менее сложных задач, в числе которых
146
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 8.3. Системные
услуги в электро-
энергетике
• определение целесообразности создания рынка той или
иной услуги на данном этапе;
• выделение услуг конкурен гного и монопольного видов;
• установление субъектов оказания (получения) каждой
услуги;
• определение цен на услуги (для регулируемых рынков);
• создание механизма конкурентного ценообразования (для
нерегулируемых рынков);
• разработка методики измерения фактически оказанных
услуг.
Среди системных услуг к услугам конкурентного типа отно-
сятся только рассмотренные выше резервирование мощности и
сетевое резервирование (пока неактуальное)
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
147
Видимо, на начальной стадии либеральных реформ в элек-
троэнергетике целесообразна организация рынков системных
услуг лишь в областях регулирования частоты (активной мощ-
ности), напряжения (реактивной мощности), а также резерви-
рования мощности. Например, регулирование частоты и на-
пряжения относится к монопольным видам системных услуг.
Конечными получателями их являются потребители электро-
энергии. Оказываю! данные услуги генерирующие компании и
некоторая часть потребителей, участвующая в регулировании
баланса реактивной мощности. Но эти услуги предоставляются
не напрямую, а через системного оператора. Он получает их от
генерирующих компаний и потребителей и оплачивает по тари-
фу, установленному органом государственного регулирования
электроэнергетики.
Необходимо подчеркнуть, что каждый участник рынка элек-
троэнергии должен заключать контракты на оказание систем-
ных услуг и оплачивать их пропорционально своей мощности.
Особое место в структуре системных услуг занимает диспет-
черское управление. Естественно, что в этой сфере конкурентный
рынок исключен однозначно. Однако услуги по диспетчерскому
управлению в обязательном порядке должны оплачиваться все-
ми участниками рынка электроэнергии. В связи с этим важная
задача - достичь прозрачности тарифов на данные услуги, что
потребует прежде всего четкого разделения функций техноло-
гического управления на управление рынком электроэнергии и
рынком системных услуг.
Формирование технологического резерва генерирующих
мощностей. Этот резерв имеет стратегическое значение и соз-
дается для покрытия прогнозируемого дефицита электрической
мощности в масштабе ЕЭС страны (путем сооружения новых
генерирующих объектов на определенных территориях).
В основу процесса формирования резерва положен конку-
рентный принцип, в соответствии с которым к участию в кон-
курсах на лучший инвестиционный проект допускаются любые
российские и иностранные субъекты предпринимательской
деятельности, удовлетворяющие определенным квалифика-
ционным требованиям. Конкурсы организуются и проводят-
ся системным оператором согласно определенным условиям
и требованиям. Основные предварительные квалификацион-
ные требования, предъявляемые к лицам, подавшим заявку на
участие в конкурсе, включают такие характеристики, как опыт
реализации инвестиционных проектов, способность финанси-
ровать проект, опыт отношений с подрядными строительными
организациями и поставщиками энергооборудования, возмож-
ность привлечения к реализации проекта профессионально под-
готовленных кадров.
В числе условий конкурса, в частности,
• величина заданной установленной генерирующей мощно-
сти и территориальное расположение объектов;
148
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• сроки начала реализации инвестиционного проекта и вво-
да объектов в эксплуатацию;
• минимальна! величина кпд i енерирующих установок и их
экологические характеристики;
• диапазоны и минимальная скорость изменения нагрузки
для использования генерирующих объектов для регулиро-
вания частоты;
• условия оплаты услуг по формированию технологическо-
го резерва (включая штрафные санкции за нарушение до-
говора);
• метод определения тарифа на электрическую энергию,
вырабатываемую генерирующими объектами;
• сроки действия договора оказания услуг по формирова-
нию резерва;
• критерий оценки и отбора инвестиционных проектов.
Среди представленных на конкурс инвестиционных проек-
тов, удовлетвопяющих условиям конкурса, отбирается проект с
наименьшей стоимостью, определяемой исходя из суммарного
дохода от оказания услуг по формированию резерва и от прода-
жи электрической энергии, полученного в течение всего срока
оплаты указанных услуг. Реализация отобранного проекта осу-
ществляется на основании договора, заключаемого между си-
стемным оператором и исполнителем, который станет собствен-
ником генерирующего объекта (энергоблока, электростанции).
Возврат инвестированных в реализацию проекта средств
производится за счез платы за услуги по формированию резер-
ва и тарифа на электроэнергию, вырабатываемую созданной
электростанцией.
Размер платы за указанные услуги устанавливается на уров-
не величины, предложенной в отобранном по итогам конкурса
проекте. Причем оплата начинает производиться системным
оператором не ранее ввода генерирующего объекта в эксплуата-
цию. Средства, необходимые для оплаты услуг по формирова-
нию резерва, обеспечиваются посредством тарифа на услуги по
оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике
Предельная величина тарифа на электроэнергию определяется
по специальной формуле (для установок на природном газе) или
по стоимости электроэнергии, указанной в отобранном проекте.
В случае неисполнения обязательств перед системным опе-
ратором по готовности генерирующего объекта к производству
электроэнергии плата за услуги снижается в зависимости от уста-
новленного условиями конкурса штрафного коэффициента.
С момента ввода в эксплуатацию объекта исполнитель про-
екта получает статус субъекта оптового рынка. Но заключение
исполнителями проектов двусторонних договоров купли-прода-
жи электроэнергии по свободным ценам и продажа мощности
не допускаются. Исполнители проектов обязаны поддерживать
генерирующие объекты в состоянии готовности к несению на-
грузки в соответствии с требованиями системного оператора.
149
ГЛАВА 9
РЫНКИ ЭНЕРГОСЕРВИСНЫХ УСЛУГ
ВИДЫ ЭНЕРГОСЕРВИСНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
1
Энергисервис - это самостоятельный бизнес, функции ко-
торого заключаются в специализированном обслуживании от-
дельных звеньев процесса энергоснабжения от генерации до ис-
пользования энергии включительно.
Выделяются различные виды энергосервисной деятельно-
сти:
• проектирование энергообьектов (новое строительство
энергообъектов, реконструкция);
• энергомонтаж и наладка;
• НИОКР;
• энергоремонт и модернизация;
• инжиниринг;
• диагностика оборудования и систем;
• изготовление технологического оборудования и его частей
(теплообменники, паропроводы, трансформаторы и др.);
• комплексные поставки оборудования, запчастей, МТР,
складские услуги;
• услуги по энергоэффективности для потребителей;
• консалтинг.
Энергосервисные рынки формируются на базе ранее су-
ществовавших отраслевых специализированных организаций
(институты «Теплоэлектропроект», «Энергосетьпроект», «Сель-
энергопроект», ВНИПИэнергопром, ВТИ, производственные ре-
монтные предприятия AO-энерго, ОРГРЭС и др.), а также вновь
созданных. В связи с реорганизацией этих структур в бизнесы
созданы региональные инженерные центры, энергосервисные и
отдельные энергоремонтные компании.
Конечно, вновь созданный энергосервисный бизнес вынуж-
ден сразу заняться проблемой своей конкурентоспособности.
Эта проблема отягощена рядом полученных в наследство недо-
статков.
1. Низкий профессионализм менеджмента, слабые или во-
обще отсутствующие службы маркетинга, управления персона-
лом, экономики и финансов.
2. Расценки на работы, не соответствующие реальным за-
тратам.
3. Низкое качество выполняемых работ и стремление избе-
жать ответственности за него.
4. Отсутствие механизма страхования ремонтов.
5. Непрозрачность системы конкурентных торгов, непри-
способленность ее к электронным торговым площадкам.
150
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Для заказчика весьма привлекательно комплексное выполне-
ние работ по энергосервису «под ключ», например по ремонту,
модернизации и техническому обслуживанию своего оборудо-
вания, включая проектирование, НИОКР, закупку запчастей и
материалов, пусконаладку, гарантийное обслуживание. При
этом заказчик имеет договорные отношения только с одним
субъектом - генподрядчиком (рис. 9.1). В результате для него
существенно снижается объем организационных и юридиче
ских мероприятий, а в случае возникновения спорных вопро-
сов облегчается претензионная деятельность. Кроме того, если
в статусе генподрядчика выступает крупная энергосервисная
компания, то снижается риск невыполнения условий договора
(сроки, качество, гарантии).
Таким образом, готовность работать в статусе генподрядчика яв-
ляется одним из серьезных конкурентных преимуществ на рынке.
Рис. 9.1. Общая схема
бизнес-процесса
для компании,
работающей в качестве
генподрядчика
У энергосервисной компании повысятся гибкость и опера-
тивность в планировании и осуществлении сервисных услуг,
так как, приняв на себя полную ответственность перед заказ-
чиком, она становится заинтересованной в оптимизации и по-
вышении эффективности всех бизнес-процессов, связанных с
выполнением договора, появляются реальные рычаги управ-
ления субподрядчиками и их мотивации к более эффективной
работе (качество, сроки, затраты). В рамках «полной» цены до-
говора генподрядчик заинтересован выбрать субподрядчиков
с оптимальным соотношением «цена - качество - гарантии» и
использовать сэкономленные средства по своему усмотрению.
Вместе с тем он, дорожа своей репутацией, не заинтересован
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
151
в привлечении дешевого, но неблагонадежного субподрядчика.
К сожалению, менеджмент многих энергосервисных компаний
пока не готов к эффективной работе в новом качестве: он не
привык нести полную экономическую ответственность за ре-
зультаты своей деятельности.
Генподрядчик должен удовлетворять следующим условиям:
• обладать достаточным количеством материальных и фи-
нансовых ресурсов, чтобы иметь возможность компенси-
ровать заказчику и субподрядчикам убытки, понесенные
по его вине. Здесь необходимо страхование сделок у со-
лидной страховой фирмы или участие «сторонней» орга-
низации в качестве гаранта обязательств генподрядчика;
• иметь большой опыт работы на обслуживаемом оборудо-
вании и высококвалифицированный инженерно-техниче-
ский персонал. Желательно также, чтобы генподрядчик
сам принимал непосредственное участие в работе (опти-
мально - выполнял наиболее сложные высокоточные опе-
рации на основном оборудовании) и имел высококвали-
фицированных линейных руководителей и рабочих. При
таком подходе для заказчика снижается риск некачествен-
ного выполнения работ, что особенно актуально при про-
ведении ремонтов энергоблоков и турбин большой мощ-
ности;
• содержать в своей структуре управления высокопрофесси-
ональные финансово-экономическую, юридическую (до-
говорную), производственно-техническую службы. В про-
тивном случае повышаются риски из-за неверной оценки
затрат и ожидаемых финансовых результатов, недостатков
в планировании и организации работ, ошибок при заклю-
чении договоров и выборе ненадежного субподрядчика.
Выбор объекта генподрядной деятельности проиллюстриру-
ем на примере энергоремонта. Возможно несколько вариантов
генподрядной деятельности в энергоремонтном производстве:
1. Выполнение полного ремонтного обслуживания всего
комплекса основного и вспомогательного оборудования элек-
тростанции или сетевого предприятия. Это включает все виды
ремонтов, реконструкцию, техническое обслуживание обо-
рудования, участвующего в производственном цикле, а также
обслуживание и ремонт «инфраструктурного» оборудования,
использующегося при проведении ремонтных работ. К такому
оборудованию относятся грузоподъемные механизмы, лиф-
ты, газовые, воздушные, сварочные разводки, станочный парк,
транспорт и др.
2. Выполнение полного обслуживания определенной группы
или нескольких групп оборудования, например определенного
перечня (зоны) основного и вспомогательного оборудования
(котла, турбины, группы насосов, теплофикационного комплек-
са, топливоподачи). На инфраструктурном оборудовании это
152
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
может быть обслуживание, например, грузоподъемных меха-
низмов, газового хозяйства, лифтов.
3. Выполнение полного обслуживания части основного,
вспомогательного, инфраструктурного оборудования. Здесь воз-
можно разделение на обслуживание механической части обо-
рудования (конкретного агрегата или определенного перечня)
и электротехнической части, включая обслуживание КИПиА,
средств ТАИ и др. При таком варианте .появляется несколько
генподрядчиков, выполняющих работы на одном и том же обо-
рудовании и не связанных между собой юридическими отно-
шениями. Возникнут проблемы разделения зоны обслуживания
на различном оборудовании, ответственности за качественное и
своевременное ремонтное обслуживание, организации эффек-
тивного взаимодействия. Заказчик будет вынужден постоянно
выступать в роли третейского судьи, не всегда имея возмож-
ность объективно разобраться в сути проблемы. Затруднится
претензионная работа в случае обнаружения дефектов в гаран-
тийный период или невыполнения сроков ремонта.
4. Выполнение определенного вида ремонта (капитального,
среднего, текущего, аварийного), модернизации или реконструк-
ции (например, ремонт турбины, котла, энергоблока, включая
механическую и электротехническую часть и вспомогательное
оборудование, КИПиА, ТАИ). При этом генподрядчик обеспе-
чивает выполнение всех работ, необходимых при ремонте (за
исключением тех, выполнение которых взял на себя заказчик).
Выбор того или иного варианта определяется требованиями
заказчика (срок, качество, гарантии) и его финансовыми возмож-
ностями. Также учитываются производственные, технологиче-
ские и организационные возможности самого генподрядчика,
степень риска, наличие на рынке сервисных услуг конкурентов,
способных лучше выполнить работу.
Ниже приведен пример плана по подготовке вновь созданной
энергосервисной компании (на базе производственного ремонт-
ного предприятия AO-энерго) к работе в условиях рынка.
Пример. Последовательность действий по повышению конку-
рентоспособности
1. Действия 1-й очереди:
• укрепление руководящего состава (создание новой команды ди-
ректора) и решение вопросов его мотивации;
• урегулирование экономических отношений с генерирующей
компанией и ее филиалами;
• договоры о «правилах игры», включая вопросы взаимной ответ-
ственности;
• принципы ценообразования и оплаты ремонтных услуг;
• страхование рисков.
2. Действия 2-й очереди:
• упорядочение работы руководства (четкое распределение обя-
занностей, полномочий и «зон ответственности»);
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
153
• формирование проектных групп для подготовки и осуществле-
ния преобразующих действий;
• поэтапное преобразование структуры в направлении, способ-
ствующем прозрачности затрат и ответственности за конкрет-
ные результаты;
• решение имущественных вопросов;
• создание современной системы управления персоналом, обе-
спечивающей своевременный отбор и наем необходимого пер-
сонала, сохранение и повышение его квалификации;
• разработка и внедрение программы снижения затрат;
• укрепление отдела маркетинга:
- кадровые решения;
- внедрение методов и процедур постоянного прогнозирования
изменения ситуации в бизнес-среде.
3 Действия 3-й очереди:
• корректировка положения об оплате труда в направлении моти-
вации конкретных результатов;
• внедрение системы планирования себестоимости;
• обоснование инвестиционных проектов, необходимых для уве-
личения прибыльности ремонта;
• внедрение генподряда.
4. Действия 4-й очереди.
• «раскручивание» торговой марки компании (брэнда);
• оптимизация ценообразования;
• создание и расширение рынка новых услуг для внешнего рынка;
• развитие ИТ:
- учет затрат по местам возникновения с максимальной дета-
лизацией;
— оперативный анализ и контроль затрат по всем видам дея-
тельности, каждому подразделению (до бригады);
— создание банка данных по узлам оборудования.
РЕМОНТНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
Задача бесперебойного и качественного энергоснабжения
в значительной и во всевозрастающей степени определяется
энергоремонтным производством. Это вызвано как спецификой
электроэнергетики (непрерывное производство, длительные
сроки службы оборудования, его сложность и высокая цена),
так и сложившимися нерациональными пропорциями между
обновлением энергетических мощностей и их капитальным ре-
монтом.
Сложная, многообразная увязанная в единой технологии
энергетическая техника - по существу крупные высокотехно-
логичные инженерные комплексы - требует весьма высокого
профессионализма ремонтных кадров. Российские эксперты
считают, что слесарь-турбинист или слесарь по ремонту котель-
ного оборудования становятся высококвалифицированными и
способны возглавить звено, бригаду через 9-10 лет; чтобы стать
154
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
прорабом, необходимо 10-15 лет. Не случайно в зарубежной
практике при обучении и тренировках ремонтников широко
используются дорогостоящие макеты (0,5 млн долл, и более),
позволяющие моделировать сложные ремонтные и монтажные
работы, оптимальное размещение трассировок трубопроводов,
кабелей, КИП.
Энергоремонтное производство требует высокой организа-
ции производственного процесса, учитывающей координацию
взаимодействия иногда десятков подрядных организаций, при-
чем число одновременно занятых работников при ремонтах
крупных энергоблоков, продолжающихся несколько месяцев,
доходит до 500-600 человек (на АЭС эта численность много-
кратно возрастает в связи с ограничениями по времени пребы-
вания людей в условиях радиоактивности). В процессе подго-
товки к ремонту разрабатываются достаточно сложный проект
организации и сетевой график проведения ремонтных работ.
При этом учитывается, что годовой график ремонта энергети-
ческого оборудования связан с балансами мощностей в энер-
госистеме (составляется таким образом, чтобы обеспечить по-
крытие годового графика месячных максимумов электрической
нагрузки) и финансовыми возможностями. По этой причине ка-
питальные ремонты проводятся, как правило, в весенне-летние
месяцы - период спада нагрузки, а текущие ремонты - в выход-
ные и праздничные дни.
В то же время на практике часто складывается ситуация, ког-
да утвержденный годовой график ремонта претерпевает серьез-
ные изменения вследствие:
• финансовых проблем;
• невозможности обеспечить ремонт нескольких крупных
агрегатов необходимым количеством персонала из-за
продления планового ремонта или аварии на каком-то
энергообъекте;
• выявления непредвиденных крупных дефектов при вскры-
тии и дефектации оборудования (особенно характерно для
устаревшего оборудования и крупных блоков, выработав-
ших свой ресурс);
• аварий на каком-либо агрегате;
• задержки в поставке запчастей и материалов.
Более того, если энергокомпании крайне необходим энерго-
агрегат для покрытия нагрузки или работы электростанции в
экономичном режиме, его зачастую пускают в работу, не устра-
няя части дефектов - оставляя их на следующий ремонт. В ито-
ге снижаются надежность и технико-экономические показатели
работы оборудования.
Энергоремонт - весьма затратное производство, требующее
дорогостоящих специальных инструментов и приспособлений,
развитого станочного парка, а на АЭС - средств для дистанци-
онного выполнения работ. В целом затраты на энергоремонт в
системах электро- и теплоснабжения весьма велики и были даже
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
155
при масштабных вводах генерирующих мощностей в 70-90-х
годах прошлого столетия сопоставимы с объемом капиталовло-
жений в сооружение новых энергообъектов.
До начала реформирования в электроэнергетике использова-
лись следующие формы организации энергоремонта:
1) децентрализованная (цеховая), когда в составе каждого
эксплуатационного цеха электростанции имелся свой ремонт-
ный персонал, который самостоятельно выполнял ремонт под-
ведомственного оборудования;
2) централизованная в рамках электростанции или сетевого
предприятия, когда в их составе создан цех централизованного
ремонта (ЦЦР);
3) централизованная в рамках энергокомпании - ремонт вы-
полняется специализированным производственно-ремонтным
предприятием (ПРП);
4) смешанная, сочетающая указанные формы - наиболее
распространенная в российских крупных энергокомпаниях.
Соответственно собственный ремонтный персонал энерго-
компании находился в штате входящих в нее электростанций,
сетевых предприятий и ПРП.
Исторически первой формой была децентрализованная (це-
ховая). Затем прогрессивной формой становится централизо-
ванная, сначала в масштабах электростанции, а затем и энерго-
системы. Это позволило создать ремонтные базы, оснащенные
средствами механизации и ремонтным оборудованием, приме-
нять современные технологии ремонта, рациональнее исполь-
зовать ремонтный персонал за счет перемещения его с одной
электростанции на другую, снизить сроки и повысить качество
работ, проводить единую техническую политику. Одновремен-
но шел процесс соз цания и укрепления крупных межсистемных
ремонтных предприятий и ремонтно-механических заводов,
специализирующихся на особо сложных работах (турбины, ге-
нераторы).
Энергоремонтное хозяйство России к началу реформ в отрас-
ли представляло собой архаичную смесь, существенно отлича-
ющую его организацию от развитых стран. Оно неэффективно,
имеет тенденцию к значительному росту численности персонала,
а также материальных и общих затрат. Достаточно привести один
пример: удельная численность ремонтного персонала в расчете
на мегаватт установленной мощности в 5-10 раз превышает за-
рубежные показатели. В итоге существующее энергоремонтное
хозяйство страны абсолютно не приспособлено для работы в
условиях конкуренции. Сервисный ремонт заводами - изгото-
вителями энергетического оборудования совершенно не развит,
хотя потенциально является очень выгодным бизнесом.
Организация ремонтного обслуживания в отечественной элек-
троэнергетике в связи с отсутствием диагностических средств,
позволяющих определить реальное техническое состояние обо-
рудования, пока в значительной мере базируется на принципах
156
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
планово-предупредительного ремонта (ППР), предусматриваю-
щих вывод оборудования в ремонт в соответствии с установлен-
ной структурой ремонтного цикла — определенного чередования
текущих, средних и капитальных ремонтов (рис. 9.2).
Годы ремонтного
цикла
Виды
ремонтов
Рис. 9.2. Структура
ремонтного цикла
энергоблока:
Гц - календарная
продолжительность
ремонтного цикла,
годы; Ркр - назначенный
межремонтный ресурс
между капитальными
ремонтами, ч;
Тср - календарная
продолжительность
периода между
предыдущим капитальным
ремонтом и средним
ремонтом, годы;
РСр “ назначенный
межремонтный ресурс
между капитальным и
средним ремонтами, ч;
7р1» Тр2» •••• Трп ~~
наработка энергоблока
в соответствующий год
ремонтного цикла, ч;
Т] - текущий ремонт 1 -й
категории; Тг ~ текущий
ремонт 2-й категории;
С - средний ремонт;
К - капитальный ремонт
Текущий ремонт включает устранение дефектов в работе оборудо-
вания, выявленных на день останова агрегата для ремонта, замену бы-
строизнашивающихся деталей, выявление деталей, требующих заме-
ны или ремонта при среднем или капитальном ремонте; выполнение
профилактических работ, обеспечивающих надежную эксплуатацию
оборудования в период между очередными средним или капиталь-
ным ремонтами. При среднем ремонте производятся частичная раз-
борка оборудования, замена изношенных деталей, проверка и чистка
деталей и узлов, испытания и выявление работ, которые необходимо
провести при очередном капитальном ремонте. Капитальный ремонт
включает полную разборку оборудования, осмотр всех деталей, заме-
ну отдельных деталей и узлов, устранение всех дефектов, испытание
и опробование. Его цель не только обеспечить работоспособность
оборудования, но и полностью восстановить технико-экономические
параметры агрегата. Затраты на капитальные и средние ремонты в
электроэнергетике сост авляют 70% всех ремонтных затрат.
Планово-предупредительный ремонт в течение десятилетий
позволял осуществлять планирование ремонтов на основе жест-
кой структуры ремонтных циклов с четким контролем исполне-
ния ввода и вывода оборудования в ремонт. Однако в условиях
спада электропотребления в 90-х годах эффективность энерго-
ремонтного производства резко снизилась, что потребовало но-
вых подходов к планированию. В результате энергокомпаниям
рекомендовано перейти на планово-диагностический ремонт
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
157
(по результатам контроля и испытаний), где для этого имеют-
ся необходимые условия, или на новую систему технического
обслуживания и ремонта. Основу этой новой системы состав-
ляет не регламентированная календарная продолжительность
ремонтного цикла (как в системе ППР), а назначенный межре-
монтный ресурс энергоблока, его наработка.
При планировании ремонтов основной информацией наряду
с технологическими процессами, прейскурантами, картотекой,
данными по радиационной безопасности (для АЭС) и т.д. явля-
ются нормативы ремонтных работ. Они включают сведения:
- по периодичности и длительности ремонтов;
- трудовым и материальным затратам;
- номенклатуре и потребности в запасных частях и материа-
лах.
Нормативы разрабатываются на каждый тип и вид оборудо-
вания, а затем сводятся по функциональным системам энерго-
объекта. С использованием нормативов определяется плановая
величина ремонтного фонда, который затем защищается энер-
гокомпанией при утверждении тарифов на энергию и после это-
го становится источником финансирования ремонтов.
Затратный механизм, действовавший в энергоремонте, при-
водил к заинтересованности ремонтников не в снижении затрат,
а, наоборот, в их повышении. Производственно-ремонтное пред-
приятие, обладая организационным статусом обособленного под-
разделения, не имело завершенного баланса, не знало конечных
финансовых результатов своей деятельности. Система планиро-
вания, контроля и учета не позволяла объективно оценивать затра-
ты и рентабельность отдельных видов продукции (изготовление
запчастей, выполнение отдельных видов ремонтов), имел место
«общий котел». В то же время энергокомпания всеми способами
искусственно занижала стоимость энергоремонтных работ и за-
частую финансировала их по остаточному принципу.
Становится очевидным, что реальный способ повышения эф-
фективности энергоремонта — активное формирование конку-
рентных отношений в этой сфере деятельности. С этой целью
в качестве первого шага ремонтные предприятия выводятся из со-
става энергообъединения и изменяют организационно-правовой
статус - из обособленных подразделений в юридические лица,
участвующие в проведении ремонтных работ на равных условиях
с действующими на конкурентном рынке прочими ремонтными,
наладочными, монтажными организациями, а в перспективе - с
заводами — изготовителями оборудования, осуществляющими его
сервисное обслуживание в процессе эксплуатации.
Юридические лица могут быть образованы в виде либо до-
черних акционерных компаний (ДАО), наделенных учредителем
основными средствами, либо закрытых акционерных обществ,
учрежденных физическими и юридическими лицами и аренду-
ющих на первых порах у энергокомпании необходимые основные
фонды. Как показывает практика, наличие небольшой группы
158
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
совладельцев - физических лиц способствует повышению эф-
фективности деятельное!и энергоремонтного предприятия.
Конечно, при выделении энергоремонта в самостоятель-
ный бизнес, сокращении собственного ремонтного персона-
ла на электростанциях или в электрических сетях возникают
проблемы, которые необходимо заблаговременно решить. Так,
текущее техническое обслуживание энергетического оборудо-
вания, особенно вспомогательного, из-за его износа и низкого
качества изготовления проводится ежедневно и зачастую в ав-
ральном режиме (продолжение работы после окончания смены,
вызов ремонтников в выходные дни, ночное время). Поэтому
на электростанциях постоянно должен находиться ремонтный
персонал, выполняющий текущие и мелкие аварийные работы,
устраняющий дефекты. Кроме того, в переходный период могут
возникнуть финансовые трудности, что приведет к оттоку части
высококвалифицированного ремонтного персонала.
Для того чтобы рыночные преобразования в энергоремонте
не привели к снижению надежности энергоснабжения и при-
несли существенный экономический эффект, осуществлялся
ряд мер.
1. Проведение тендерных торгов по всем объемам ремонт-
ных услуг, планируемых к выполнению подрядными орга-
низациями на энергетических объектах данной территории
(электростанциях, котельных, предприятиях электрических
сетей). Важно отметить, что для обеспечения подрядными
ремонтными организациями возможности планировать свою
деятельность (формирование портфеля заказов, закупка запча-
стей, материалов), тендерные торги лучше проводить один раз
в год. Естественно, перед проведением торгов энергокомпания
размещает на заводах заказы на изготовление сложных, доро-
гостоящих узлов и деталей, требующих длительного времени
изготовления (ротор турбины, рабочие лопатки, диафрагмы,
поверхности нагрева). Выигравшая тендер ремонтная орга-
низация получает, как правило, статус генподрядчика, само-
стоятельно привлекав! субподрядчиков и несет полную от-
ветственность за качественное и своевременное проведение
ремонта.
Помимо тендерных торгов на плановые ремонты могут
проводиться торги на выполнение аварийных ремонтов кон-
кретных единиц оборудования (ремонтная организация, вы-
игравшая эти торги, получает ежемесячно плату за готовность
в оговоренный срок приступить к аварийному ремонту, а если
он будет произведен - дополнительную оплату по существую-
щим расценкам).
2. Страхование рисков ремонэ ными организациями для ком-
пенсации ущерба от аварий и отказов вследствие некачествен-
ного проведения ремонтов. Расходы на страхование включают-
ся в смету затрат и учитываются в договорной цене. Разработка
механизма такого страхования и внедрение его в хозяйственную
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
159
практику электроэнергетики являются первоочередными зада-
чами формирования конкурентного рынка ремонтного обслужи-
вания.
3. Введение практики обязательного установления в дого-
воре гарантийного срока на проведение ремонта. Одновремен-
но ужесточаются требования к качеству и гарантиям ремон-
та. Ремонтники обязаны компенсировать энергопредприятиям
ущерб, который они нанесли из-за некачественного ремонта и
затяжки его сроков. В то же время часть дополнительной при-
были, полученной за счет лучшей работы ремонтников, которая
позволила снизить себестоимость, удельный расход топлива,
повысить рабочую мощность и др., должна передаваться для
их поощрения.
Рекомендуется также внедрить широко используемую в ми-
ровой практике двойную приемку работ (предварительную и
окончательную). При таком подходе часть оплаты ремонтной
организации резервируется до окончательной приемки и при
необходимости используется для устранения выявленных недо-
статков. Предельная величина резервирования устанавливается
на уровне 5-10% стоимости выполняемых работ.
Кроме указанных мер, в энергоремонтном бизнесе необходи-
ма планомерная работа:
• по увеличению объемов демонтажа устаревшего оборудо-
вания при опережающем вводе новых мощностей и сни-
жению тем самым объемов ремонтных работ, связанных
с поддержанием этого оборудования в работоспособном
состоянии;
• переходу на агрегатно-узловой способ ремонта, при ко-
тором сборочная единица, требующая ремонта, демон-
тируется и заменяется отремонтированной или новой из
обменного фонда. Именно такой способ является пред-
посылкой резкого снижения объемов ремонтных работ и
численности ремонтного персонала;
• повышению производительности труда и качества ремон-
тов за счет увеличения механовооруженности ремонтного
персонала, роста его квалификации, оснащения средства-
ми диагностики и контроля (имеющиеся оценки показыва-
ют, что каждый рубль, вложенный в диагностику, приводит
к экономии двух рублей ремонтного фонда), обновления
устаревшего станочного парка;
• внедрению новых, прогрессивных технологий ремонта
(композитные материалы, плазменное, газоплазменное,
электроискровое восстановление деталей и др.), позво-
ляющих снизить затраты на восстановление деталей и
увеличивающих их ресурс (например, при применении
металлополимеров на восстановление вала молотковой
мельницы происходит снижение затрат в 5 раз);
• совершенствованию инженерной подготовки ремонтов
и планирования на основе накопления статистических
160
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
данных по отказам, стоимостных оценок и использования
современных информационных систем.
Безусловно, указанные направления можно реализовать
только на основе радикальных изменений в организации энер-
горемонта и его планирования, создания базы данных и норма-
тивов по трудоемкости, периодичности работ, ресурсу узлов и
деталей.
УСЛУГИ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
Развитие потребительского рынка электроэнергии сопро-
вождается формированием рынков услуг по энергосбережению
(повышению энергоэффективности). Участниками этих рынков
являются энергосервисные компании (ЭСКО). Отметим, что по-
добного вида услуги могут также предоставляться электросете-
выми и энергосбытовыми компаниями, диверсифицирующими
свой бизнес или работающими по программам управления спро-
сом (см. главу 22). Кроме того, на рынке появляются биллин-
говые компании, которые специализируются на изменениях и
учете энергоресурсов и инвестируют средства в совершенство-
вание систем учета, обеспечение их точности и надежности.
В число задач биллинговых компаний входит:
• поиск и привлечение инвестиций для создания, технологиче-
ского оснащения и монтажа систем учета;
• обслуживание систем учета и их совершенствование;
• внедрение документооборота между энергоснабжающими пред-
приятиями, потребителями энергоносителей и финансовыми
учреждениями;
• внедрение новых государственных стандартов, регламентирую-
щих вопросы измерения параметров энергоносителей.
Рассмотрим в<аимоО1Ношения между ЭСКО и потребите-
лями на примере получившей распространение за рубежом
системы контрактинга. При работе по системе контрактинга
финансирование и реализацию проекта по рационализации
энергопотребления осуществляет специализированная ЭСКО,
которая берет на себя и большую часть связанных с данным
проектом рисков. После внедрения проекта заказчик (потре-
битель энергии) возмещает ЭСКО все затраты из полученной
экономии по платежам за энергоносители. Следует подчер-
кнуть, что ЭСКО, как правило, обеспечивает целый комплекс
услуг: энергетический аудит, разработку проекта, реализацию
проекта, обслуживание оборудования, обучение персонала.
Предварительно заказчик определяет объекты рационализа-
ции и целевые нормативы по энергопотреблению, которых не-
обходимо достичь с помощью энергоснабжающих мероприятий,
и объявляет конкурс среди ЭСКО. Участники изучают условия
конкурса и вносят свои предложения. Заказчик рассматривает
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
161
их, выявляет победителя и заключает с ним предварительный
договор
Компания, выигравшая конкурс, представляет заказчику свой
бизнес-план, в котором предусматриваются:
• обоснование условий финансирования;
• проведение энергоаудита;
• установка энергоэффективного оборудования;
• обучение персонала;
• порядок обеспечения долгосрочного контроля работоспо-
собности и эксплуатации оборудования;
• методика определения экономии расхода энергоносите-
лей;
• порядок погашения затрат по проекту.
При этом ЭСКО гарантирует:
• снижение энергопотребления (в соответствии с требова-
ниями заказчика);
• инвестиционное обеспечение проекта;
• качество монтируемого оборудования и систем контроля:
• периодический учет полученной экономии расхода энер-
гоносителей.
Компания-контрактингер может финансировать проект раз-
личными способами: за счет собственных средств, банковского
кредита, лизинга и др. В случае применения заемных средств
наибольшее распространение получили две схемы финансовых
взаимоотношений — линейная и кольцевая.
По линейной схеме (рис. 9.3) финансовое учреждение (банк)
предоставляет ЭСКО ссуду для реализации проекта энергоснаб-
жения. После внедрения проекта в эксплуатацию заказчик вы-
плачивает контрактингеру средства на основании фактически
достигнутой экономии, а ЭСКО в свою очередь возмещает долг
банку согласно заранее определенному платежному режиму,
причем зависящему от полученной у заказчика экономии. Такая
форма отношений в большей степени подходит для ЭСКО, об-
ладающих достаточной финансовой устойчивостью, чтобы вы-
полнять заданный платежный режим.
Ссуда на проект
Рис. 9.3. Линейная
схема финансовых
отношений в системе
контрактинга
Платежи из
получаемой экономии
Внедрение проекта
Погашение ссуды
6 Энергетический бизнес
162
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 9 4. Кольцевая
схема финансовых
отношений в системе
контрактинга
Согласно кольцевой схеме (рис. 9.4), ЭСКО выступает перед
заказчиком и финансовым учреждением в качестве посредни-
ка и гаранта. Она занимает у банка средства, а заказчик и банк
вступают в прямые отношения по поводу выплаты ссуды. По-
лученные у банка средства переводятся на счет заказчика, ко-
торый из них выделяет часть на реализацию проекта по плану,
разработанному совместно с ЭСКО.
Заказчик будет расплачиваться с банком регулярными плате-
жами; выплаты начинаются еще до получения и фиксации эко-
номии энергии. Контрактингер (ЭСКО) гарантирует заказчику
определенную величину экономии (в физических единицах),
в денежном выражении достаточную для покрытия затрат на
проект (включая оплату процентов). В противном случае ЭСКО
обязана выплатить заказчику соответствующую разницу.
Кольцевая схема предпочтительна, когда финансовое учреж-
дение твердо уверено в платежеспособности предприятия-
потребителя. Дело в том, что возврат финансовых средств от
потребителя, а не от ЭСКО часто более надежен и проще осу-
ществим.
При использовании любой схемы ЭСКО получает за свои
услуги от заказчика некоторую часть его прибыли, обеспечивае-
мой за счет экономии затрат на энергоснабжение. Метод расчета
экономии и принцип ее распределения между ЭСКО и заказчи-
ком являются предметами особой договоренности сторон еще
до начала проведения работ по проекту. Эта стадия считается
самой критичной во всем процессе. По крайней мере, очевидно,
что чем выше экономия, тем больше должны быть платежи за-
казчика сервисной компании.
Риски, связанные с осуществлением энергоэффективных про-
ектов по системе контрактинга, распределяются между ЭСКО и
заказчиком. Практически весь технический риск приходится на
долю ЭСКО: выбор и качество устанавливаемого оборудования,
соблюдение правил эксплуатации и др. А вот риск изменения
цен на энергоносители несет заказчик, так как контрактингер
отвечает только за физическую экономию энергии. Для потре-
бителя также существует риск финансовой несостоятельности
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ а ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
163
ЭСКО, обусловленный необоснованным выбором контрактин-
гера. В то же время инвестиционный риск (например, возмож-
ность ошибок в оценке затрат на проект) возлагается опять-таки
на ЭСКО.
Главным недостатком системы контрактинга, конечно,
является более высокая стоимость проекта, вызванная допол-
нительными затратами ЭСКО (в том числе вследствие страхо-
вания рисков) и необходимостью получения ею определенной
прибыли от реализации соответствующих услуг. Поэтому по-
сле получения предложения от ЭСКО некий потребитель может
решить, что данный проект он способен осуществлять своими
силами и дешевле.
Вместе с тем несомненным преимуществом этого метода
следует считать освобождение потребителя от первоначальных
затрат на финансирование проекта в полном объеме, причем до
получения реальной экономии энергии на предприятии. Кроме
того, надо учесть, что ЭСКО, как правило, имеют налаженные
связи с поставщиками энергоэффективного оборудования и рас-
полагают опытным персоналом, специализирующимся на разра-
ботке и внедрении проектов энергосберегающих мероприятий.
Необходимо отметить, что развитие описанной системы требу-
ет государственной поддержки, заключающейся прежде всего в
- создании соответствующей нормативно-правовой базы;
— контроле правил функционирования рынка энергосервиса;
- стимулировании льготного кредитования ЭСКО.
Например, для реализации системы контрактинга в Герма-
нии предоставляются льготные банковские кредиты, процен-
ты по которым снижены в среднем на 20-30% по сравнению с
обычными.
164
ГЛАВА 10 РЕФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
РЫНКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Рынки тепловой энергии имеют ряд существенных особен-
ностей.
1. Эти рынки локальные', они, как правило, замыкаются в
границах городов и районов. Это обусловлено ограничениями
в дальности транспорта теплоэнергии при централизованном
теплоснабжении, а также применением установок децентрали-
зованного теплоснабжения - небольших ТЭЦ и котельных. По
оценкам, в России существует по меньшей мере 50 тыс. локаль-
ных рынков. Их можно разделить так:
• крупные рынки - с производством и потреблением более
2 млн Гкал в год;
• средние рынки - от 0,5 до 2 млн Гкал в год;
• малые рынки - до 0,5 млн Гкал в год.
Кроме того, более 60 тыс. мелких потребителей вырабатыва-
ют для себя тепло сами, на индивидуальных установках.
2. Необходимое условие существования оптовых рынков те-
плоэнергии - наличие объединенной (закольцованной) системы
централизованного теплоснабжения. Однако нередко межту от-
дельными участками тепловых магистралей нет связей (пере-
мычек), а физическая конфигурация теплосети не позволяет
осуществлять подключение независимых теплоисточников сра-
зу в нескольких точках.
3. Розничные (потребительские) рынки тепла подразделяются:
• по районам теплоснабжения (в черте города и сельской
местности);
• группам потребителей (население, сфера услуг, промыш-
ленность);
• типам теплоносителя (пар разных параметров, сетевая
вода);
• видам нагрузки (технологическая, отопительно-вентиля-
ционная, горячего водоснабжения).
В бытовом секторе целесообразно выделять районы много-
этажной застройки и индивидуального жилья (коттеджная за-
стройка), старые и перспективные.
4. Функционирование рынков теплоэнергии имеет резко вы-
раженный сезонный характер. Это связано главным образом с
неравномерным графиком отопительных нагрузок. Кроме того,
в летние месяцы наблюдается снижение и производственно-
технологических нагрузок.
На рынке тепловой энергии реализуются следующие виды
товаров и услуг:
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
165
• горячая вода;
• пар разных параметров;
• услуги по передаче и распределению теплоэнергии;
• по обслуживанию абонентских установок (включая уста-
новку измерительных приборов);
• услуги в сфере сбыта теплоэнергии.
Субъектами рынка тепловой энергии являются:
• производители тепловой энергии - ТЭЦ и котельные
(AO-энерго, независимые теплоисточники, ведомствен-
ные и муниципальные организации - владельцы теплоис-
точников);
• теплотранспортные организации (владельцы магистраль-
ных сетей);
• оптовые перепродавцы теплоэнергии (осуществляющие
распределение теплоэнергии и эксплуатацию тепловых
сетей);
• жилищно-коммунальные организации (осуществляющие
эксплуатацию местных систем отопления и сбор платежей
за тепло и горячую воду);
• энергосбытовые и сервисные компании;
• потребители теплоэнергии различных категорий.
На рынках тепловой энергии возможны различные формы
конкуренции (организованные и стихийные).
Конкуренция производителей (теплоисточников). Реализа-
ция этой формы прямой конкуренции потребует решения техни-
ческих, организационных и правовых вопросов. Так, конкурен-
ция теплоисточников принципиально возможна только в крупных
закольцованных перемычках и системах централизованного те-
плоснабжения. Необходимо разделение функций производства и
передачи теплоэнергии, т.е. создание независимой регулируемой
теплосетевой организации, не имеющей собственных, по крайней
мере крупных, теплоисточников. Должен быть законодательно
обеспечен свободный доступ производителей к единой теплосе-
ти системы. Тогда при наличии избыточных теплогенерирующих
мощностей оператор рынка (теплосетевая компания) может осу-
ществлять экономически целесообразные переключения нагру-
зок, например, по критерию минимума стоимости генерирования
(отпускной цены) в данный период, конечно, с учетом инерцион-
ности теплового потока. Ограничением для применения данной
модели может стать сложившаяся конфигурация тепловой сети,
препятствующая подключению новых теплоисточников без на-
рушения гидравлического режима.
Конкуренция проектов. Это наиболее предпочтительный
вид организованной конкуренции в сфере теплоснабжения.
Речь идет прежде всего о конкуренции проектов новых тепло-
источников, предназначенных для покрытия растущих нагру-
зок в отдельных районах, а также проектов повышения энерго-
эффективности для различных групп потребителей. Для этого
администрация муниципального образования в соответствии
166
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
с программой развития теплоснабжения города организует аук-
цион контрактов на создание новых генерирующих мощностей
или других альтернативных способов покрытия ожидаемого
спроса. С использованием разработанной системы экономи-
ческих, социальных, экономических, технических критериев I
сопоставляются различные варианты централизованного и ло-
кального теплоснабжения. Для обеспечения прозрачности про-
цедуры выбора конкурирующих проектов и привлечения боль-
шего числа участников целесообразно, в частности, проведение
тендеров на торговых площадках в Интернете.
Конкуренция схем теплоснабжения. Эта форма конкурен-
ции происходит стихийно и выражается в отказе от текущих
либо будущих поставок тепла от системы централизованного
теплоснабжения (СЦТ) с переходом на альтернативные вариан-
ты теплоснабжения.
Например, для значительного числа энергокомпаний в Рос-
сии уже обостряется проблема рынков сбыта теплоэнергии
вследствие вытеснения крупных ТЭЦ децентрализованными
источниками тепла, в том числе сооружаемыми самими потре-
бителями.
Конкуренция энергоносителей. Альтернативным горячей
воде и пару энергоносителем для получения конечной тепловой
энергии низкого и среднего потенциала является электроэнергия.
В частности, в ряде крупных городов намечается тенденция от-
каза потребителей от использования тепла на нужды вентиляции,
кондиционирования и горячего водоснабжения с переключением
этих нагрузок на электроэнергию. Причем отказ потребителей
от наиболее выгодной для ТЭЦ нагрузки - горячего водоснабже-
ния - может вызвать ухудшение технико-экономических показа-
телей ТЭЦ и дальнейшее повышение тарифов на теплоэнергию.
Конкуренция подрядчиков. Теплоснабжающие компании
могут привлекать специализированные организации для выпол-
нения проектных, строительных, монтажных, наладочных ра-
бот, проведения ремонтов и даже осуществления эксплуатации
оборудования. Последний вид подряда, например, за рубежом
широко практикуют муниципалитеты на своих теплоэнергети-
ческих предприятиях. Таким образом создаются предпосылки
для формирования конкурентных рынков перечисленных услуг.
При принятии решения о привлечении данной сторонней орга-
низации для выполнения какого-либо вида подрядных работ,
как всегда, учитывают факторы качества и затрат.
Конкуренция энергосбытовых и сервисных компаний.
Огромная суммарная емкость рынков тепла и их стабильный рост
Плавным образом за счет коммунально-бытового сектора) явля-
ются весьма привлекательными факторами для прихода на эти
рынки энергосбытовых и энергосервисных компаний, изначально
действовавших на рынке электроэнергии. Они будут ориентиро-
ваться на предоставление весьма широкого спектра услуг, вклю-
чая и повышение энергоэффективности (энергосбережение).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
167
ПРОБЛЕМЫ В ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
1 Система централизо-
ванного теплоснабже-
ния представляет собой
совокупность физиче-
ски связанных элемен-
тов: теплоисточников,
магистральных, рас-
пределительных, до-
мовых сетей, тепловых
пунктов и абонентских
установок, работаю-
щих по определенным
гидравлическому и
тепловому режимам. К
источникам централи-
зованного теплоснаб-
жения относятся ТЭЦ
общего пользования и
котельные мощностью
от 20 Гкал ч и более
Как отмечалось выше (глава 2), в Российской Федерации
около 70% производимой тепловой энергии приходится на си-
стемы централизованного теплоснабжения (СЦТ)1. При этом
главными потребителями тепла являются население и объекты
социальной сферы, что служит особо значимым фактором при
формирований политики теплоснабжения.
Опыт ряда зарубежных стран, эксплуатирующих СЦТ (Да-
ния, Финляндия, Германия), показывает их более высокую на-
дежность, существенные экономические и экологические пре-
имущества перед децентрализованными схемами в условиях
высоких тепловых нагрузок и многоэтажной жилой застройки,
особенно если в качестве теплоисточников применяются ТЭЦ.
Однако для того чтобы сегодня успешно реализовывать высокий
потенциал эффективности СЦТ и обеспечивать их конкуренто-
способность, требуются прогрессивные технологии в генери-
ровании и транспорте тепла, а также надлежащая организация
производства и управления на предприятиях теплоснабжения.
В этом отношении российские СЦТ городов превратились в са-
мый проблемный сектор энергетического комплекса, чему по-
служили следующие причины.
1. Оборудование СЦТ в целом отличается очень высоким (бо-
лее 70%) физическим износом и низким техническим уровнем. В
наибольшей степени это относится к муниципальным котельным,
обладающим недопустимо низким кпд, и тепловым сетям, име-
ющим значительные потери теплоносителя (до 30% в среднем).
Многие системы разрегулированы по температурным параметрам
и гидравлике и нуждакл я в специальной наладке. Теплоисточни-
ки плохо оснащены приборами учета отпускаемого тепла. В ре-
зультате - огромные ремонтные издержки, перерасходы топлива,
электроэнергии, воды, трудозатрат в расчете на единицу постав-
ляемой теплоэнергии. Сни.каел_ -я экономическая эффективность
теплофикации как базы централизованного теплоснабжения.
2. Персонал предприятий коммунальной теплоэнергетики
имеет столь низкую квалификацию, что абсолютно не отвечает
современным требованиям к производству услуги, особенно со-
циального значения. Качество менеджмента крайне неудовлет-
ворительное. Практически отсутствуют механизмы мотивации
работников. При этом престижность работы в сфере коммуналь-
ного теплоснабжения является сегодня неадекватно низкой, что
служит основной причиной кризисной ситуации с кадрами.
3. Администрации муниципальных образований (МО) в усло-
виях неотрегулированное™ бюджетаых процессов и наличия
значительного количества льгот и субсидий по оплате тепло-
энергии хронически недофинансируют свои муниципально-уни-
тарные предприятия (МУПы), которые накапливают дебитор-
скую задолженность перед региональными энергокомпаниями,
владеющими крупными теплоисточниками и магистральными
168
энергетическим бизнес
теплосетями. Последние периодически вынуждены приоста-
навливать поставки теплоносителя - страдают потребители,
аккуратно оплачивающие услуги. При этом ни администрация
МО как собственник МУПов, ни сами МУПы не несут никакой
экономической ответе гвенности за надежность и качество те-
плоснабжения, так как основные потребители не имеют с ними
прямых договоров (плату с населения за соответствующие ком-
мунальные услуги собирают ЖЭО).
4. В крупных городах теплоснабжение обеспечивается не-
сколькими организациями разной ведомственной принадлеж-
ности (акционерные энергокомпании, муниципальные пред-
приятия, промышленность), имеющими разнонаправленные
интересы. При этом отсутствует интегрированная система
управления теплоснабжением города, которая бы осуществля-
ла координацию деятельности указанных организаций, давала
ориентиры для их развития исходя из критериев общественных
интересов, способствовала формированию конкурентной среды
в теплоснабжении.
5. В зависимости от балансовой принадлежности теплоисточ-
ника или участка теплосетей тарифы на тепло устанавливают-
ся двумя разными регуляторами: региональной энергетической
комиссией и подразделением администрации МО. Получается,
что администрация сама определяет тарифы для предприятий,
собственником которых является. Она же устанавливает и нор-
мативы теплопотребления для населения и предприятий соци-
альной сферы, через которые рассчитываются ставки абонент-
ских тарифов (при отсутствии теплоизмерительных приборов у
потребителей). При этом издержки МУПов в большинстве слу-
чаев непрозрачны для общественности и региональной энерге-
тической комиссии (РЭК), а нормативы теплопотребления со-
знательно завышаются для покрытия фактических затрат этих
неэффективных предприятий.
6. Подавляющее большинство потребителей в бытовом секто-
ре не имеют приборов управления теплопотреблением и лишены
возможности его учета, контроля и регулирования. Они платят
(причем не напрямую поставщику, а через ЖЭО) не за гигакало-
рию тепла или кубометр горячей воды, а за некоторый задавае-
мый им извне «нормативный уровень теплового комфорта». На
практике это означает, что люди оплачивают по одной и той же
ставке и недопоставленную, и избыточную теплоэнергию. При
этом, как указывалось выше, применяемые в МО нормативы по-
требления тепла для отопления и ГВС нередко существенно за-
вышаются относительно обоснованных рациональных величин.
Отмеченные негативные особенности функционирования
С ЦТ российских городов ведут к дискредитации этого потен-
циально высокоэффективного способа теплоснабжения в глазах
общества. Юридические и физические лица, располагающие
необходимыми средствами, сооружают или приобретают уста-
новки децентрализованного теплоснабжения и индивидуальные
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
169
теплогенераторы, несмотря на их относительно высокую стои-
мость, проблемы с обслуживанием и небезопасность в эксплуа-
тации. Важно, что в этом случае общество несет и повышенные
экологические издержки.
Между тем возможности устранения основных технических и
организационных недостатков СЦТ и резкого повышения их кон-
курентоспособности по сравнению с альтернативными схемами
принципиально существуют. Но требуется соответствующая мо-
тивация для повышения эффективности и привлечения инвести-
ций. В действующем механизме управления она отсутствует.
Таким образом, необходимо кардинальное реформирование
организации управления СЦТ. Условиями для этого являют-
ся приход в коммунальную теплоэнергетику ответственного
частного бизнеса (на правах как собственника, так и операто-
ра) и создание новых экономических отношений между всеми
субъектами СЦТ, включая муниципальные власти и конечных
потребителей.
В заключение подчеркнем, что, конечно, СЦТ следует рас-
сматривать как преобладающую, но не единственную модель
теплоснабжения городов. Ведь на сравнительную конкурен-
тоспособность разных схем влияют условия теплоснабжения
отдельных районов страны (и субъектов Федерации): продол-
жительность отопительного периода, концентрация тепловых
нагрузок, рост индивидуального строительства, структура по-
требителей. Кроме того, потребители, располагающие достаточ-
ными ресурсами, всегда будут иметь право экономического вы-
бора исходя из собственных ценностей и приоритетов. Поэтому
в отдельных городах России степень охвата централизованным
теплоснабжением может быть различной.
ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ
Преобразования в управлении теплоснабжением городов и
районов с привлечением в эту сферу частного бизнеса могут
осуществляться на основе различных подходов. Здесь необхо-
димо учитывать ряд факторов:
• технические параметры существующих систем централи-
зованного теплоснабжения: размер (мощность) и степень
закольцованности, регулировочные возможности элемен-
тов СЦТ (вплоть до абонентских установок), избыточные
мощности теплоисточников и конфигурацию тепловых
сетей;
• исходный уровень надежности и качества теплоснабже-
ния, а также износ и кпд котельных и удельные расходы
топлива, потери теплоносителя в магистральных и рас-
пределительных сетях, величину ремонтных и эксплуата-
ционных издержек;
• структуру потребителей тепла, определяющую соответ-
ствующие методы расчетов и риски неплатежей;
170
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• готовность администрации муниципальных образова-
ний к внедрению рыночных отношений в теплоснабже-
нии и эффективному взаимодействию с частным энерго-
бизнесом.
Поэтому внедряемые организационные схемы (модели)
управления будут различаться структурой собственности на
тепловые активы, уровнями интеграции производственных и
управленческих функций, возможностями для конкуренции и
другими аспектами рыночных отношений между администра-
циями МО, энергокомпаниями, потребителями.
Рассмотрим базовые модели организации управления в СЦТ
(или модели рынков теплоэнергии), которые могут быть приме-
нены в российских условиях в обозримой перспективе.
Модель аренды с компанией-оператором (рис. 10.1). Ад-
министрация МО передает функции управления активами
своих теплоснабжающих предприятий квалифицированному
частному оператору - независимому юридическому лицу. Фор-
ма - долгосрочная аренда (концессия), т.е. при этом изменения
прав собственности не происходит. Компания-оператор про-
водит технический и финансовый аудит этих муниципальных
предприятий, осуществляет системную реорганизацию менед-
жмента, разрабатывает инвестиционные проекты и привлекает
ресурсы на их реализацию. Для высококачественного ремонтно-
эксплуатационного обслуживания основных фондов компания-
оператор может привлекать на конкурсных условиях (открытые
тендеры) специализированные подрядные организации.
Рис. 10.1. Модель
аренды с компанией-
оператором
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
171
Рис. 10.2. Модель
с вертикально
интегрированной
компанией
Применение этой схемы на практике выдвигает вполне опре-
деленные требования к ответственности городских властей за
экономически обоснованные и стабильные тарифы и нормати-
вы потребления, своевременную и полную оплату льгот и до-
таций при расчетах за теплоэнергию. Вместе с тем компания-
оператор должна гарантировать надежное теплоснабжение, что
порождает проблему ее выбора, причем желательно на конкурс-
ной основе. Считается, что это должна быть достаточно крупная
Состоятельная компания, способная компенсировать возможные
на первых порах убытки за счет других прибыльных видов биз-
неса. Заметим, что в качестве операторов могут выступать так-
же отдельные AO-энерго или ТГК.
Модель с вертикально интегрированной компанией
(рис. 10.2). Все функции по генерации, передаче и сбыту теплоэ-
нергии в рамках данной СЦТ сосредоточиваются в одной органи-
зации- акционерной энергокомпании (филиалы AO-энерго или
ТГК). Она получает в собственность активы МУПов, включая те-
плоисточники, распределительные и даже домовые сети, тепло-
пункты. В то же время муниципалитет получает определенный
Экологический и
технический надзор
ТЭЦ
Котельные
Акции
Тарифы
Регулирующий
орган
Магистральные
теплосети
Распределитель-
ные теплосети
Сбыт
теплоэнергии
172
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
пакет акций этой компании и принимает участие в управлении
ею, исходя из программы развития теплоснабжения города.
Таким образом, в этой модели бизнес по теплоснабжению
консолидируется в одной компании. Это создает благоприятные
возможности для оптимизации функционирования и развития
всей СЦТ, а также будет способствовать капитализации компа-
нии и росту ее инвестиционной привлекательности. Кроме того,
улучшается контроль прохождения платежей за теплоэнергию.
В то же время следует отметить сильную зависимость бизне-
са от эффективности регулирующего органа (высокий регуля-
тивный риск) и относительно слабые стимулы к инновациям
и снижению издержек. Могут также возникнуть проблемы с
передачей прав собственности на все активы муниципальных
предприятий. Поэтому не исключено сочетание приватизации с
вариантом аренды некоторой части этих активов.
Модель единого покупателя (рис. 10.3). В некоторых си-
стемах централизованного теплоснабжения, где несколько
источников работают на общую тепловую сеть, может быть
реализована модель единого покупателя (ЕП). В ней произ-
водство отделено от транспортировки и сбыта теплоэнергии.
Организация, представляющая ЕП, осуществляет конкурсную
закупку тепловой энергии и мощности у источников тепла для
продажи потребителям, подключенным к соответствующей
Рис. 10.3. Модель
единого покупателя
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
173
СЦТ. В качестве ЕП может выступать теплотранспортная ком-
пания (с введением раздельного учета по функциям передачи
и сбыта тепла).
Для проведения аукциона в больших сложных системах не-
обходимо иметь математическую модель СЦТ, с помощью кото-
рой осуществляются техническая и экономическая оптимизация
режимов теплоисточников (с учетом потребности в пиковых и
резервных мощностях). По итогам торгов и оптимизационных
расчетов ЕП заключает контракты с теплоисточниками на по-
ставку теплоэнергии и мощности (включая резерв) в общую
сеть по единой закупочной цене. При этом ЕП может выпол-
нять и функции коммерческой диспетчеризации (в отношении
режимов работы теплоисточников и гидравлических режимов
тепловой сети).
Указанная выше закупочная цена определяется на основе от-
бора конкурирующих заявок теплогенерирующих предприятий
с использованием принципа маржинального ценообразования.
Регулирующий орган может устанавливать верхний предел дан-
ной цены.
Организация, выполняющая функции ЕП, принимает уча-
стие в долгосрочном планировании развития СЦТ. Для этого,
основываясь на результатах долгосрочных прогнозов спроса и
объемах наличных мощностей, ЕП проводит конкурсы инвести-
ционных проектов и заключает долгосрочные контракты на со-
оружение новых теплоисточников.
Подчеркнем, что рассмотренные модели являются базовы-
ми. Это означает, что практически в разных городах и регионах
возможны их модификации на основе комбинирования тех или
иных элементов, присутствующих в основных схемах.
При обосновании организационной модели теплового рын-
ка в границах СЦТ, помимо учета указанных местных базовых
условий, необходимо также руководствоваться критериями,
оценивающими возможность решения общих проблем тепло-
снабжения. В числе этих критериев
• привлечение долгосрочных инвестиций на комплексную
модернизацию СЦТ;
• стимулирование технологических инноваций и снижения
издержек в теплоснабжении;
• адекватное распределение ответственности и рисков меж-
ду субъектами СЦТ;
• снижение рисков, связанных с политикой регулирования
тарифов;
• устранение противоречий с потребителями при оплате те-
плоэнергии;
• минимизация точек балансовой принадлежности при вне-
дрении системы коммерческого учета теплоэнергии;
• приемлемость стоимости реализации рассматриваемой
модели организации рынка.
174
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Социальная защита
обеспечивается только
посредством целевых
адресных дотаций.
Эффективное функционирование выбранной организацион-
ной модели потребует принятия дополнительных решений по
реформированию механизма управления в СЦТ. Особое внима-
ние рекомендуется обратить на следующие направления.
1. Формирование муниципальных программ развития
теплоснабжения
Муниципальные теплоэнергетические программы служат
основой для привлечения частных операгоров и организации с
ними устойчивых взаимоотношений. В процессе их разработки
дается всесторонний анализ состояния систем теплоснабжения
города, определяются перспективные балансы мощностей СЦТ,
единая техническая политика МО, рациональное соотношение
централизованного и децентрализованного теплоснабжения,
перспективный топливный баланс теплоисточников, направле-
ния энергосбережения. При формировании экономически опти-
мального варианта программы в расчет прежде всего должны
приниматься требования действующих стандартов по надежно-
сти и качеству услуг по теплоснабжению, а также экологиче-
ские соображения.
Выполнение муниципальных программ в рамках рассмо-
тренных организационных моделей возможно через реализа-
цию права собственности или посредством управления пакета-
ми акций, принадлежащих МО.
2. Совершенствование расчетов и методов ценообразо-
вания
Реальное введение элементов рыночных отношений в сферу
теплоснабжения невозможно без отказа от льготных тарифов и
отмены перекрестного субсидирования между разными группа-
ми потребителей. В идеале все население должно оплачивать
100% стоимости услуг1, основываясь на показаниях теплоиз-
мерительных приборов (отопление, ГВС), причем непосред-
ственно поставщику этих услуг по двустороннему договору и
прозрачным (экономически обоснованным) тарифным ставкам.
При этом потребитель должен иметь возможность контролиро-
вать качественные параметры теплоснабжения, порождая, та-
ким образом, ответственность поставщика.
В тех случаях, когда прямой поквартальный учет, регулирование и
контроль теплоносителя неосуществимы по жестким техническим и
экономическим ограничениям, сохраняются нормативы потребления
тепла и горячей воды. Однако их должны устанавливать не муници-
пальные власти, а органы государственного регулирования, причем на
федеральном уровне и с дифференциацией по укрупненным климати-
ческим зонам страны.
Необходимо отдельно учитывать затраты на производство,
передачу и сбыт теплоэнергии с выделением на всех трех ста-
диях постоянной и переменной составляющей (это в основ-
ном затраты на топливо, электроэнергию, воду). В принципе
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
175
1 Выполнив опреде-
ленные стандартом
требования, предпри-
ятие может получить
сертификат на СК, т.е.
своеобразный между-
народный знак каче-
ства, характеризующий
признание надежности
фирмы как поставщи-
ка соответствующих
услуг.
переменные затраты теплоснабжающему предприятию можно
повышать автоматически, без санкции регулирующего органа;
для изменения постоянных издержек (содержание мощностей)
требуется решение регулятора. На этой основе должны строить-
ся многоставочные потребительские тарифы на тепловую энер-
гию (см. главу 12).
3. Внедрение системы качества управления на теплоснаб-
жающих предприятиях
В ряде стран Восточной Европы, имеющих развитые СЦТ,
широкое распространение получила система качества (СК)
управления на базе международного стандарта ISO^.
Согласно главным целям стандарта качества ISO, приорите-
том для компании является не увеличение объемов передавае-
мого тепла, а удовлетворение существующих и предполагаемых
потребностей покупателя, в том числе путем предоставления
ему возможностей для повышения энергоэффективности и сни-
жения соответствующих затрат.
Внедрение СК позволяет, в частности, в комплексе решать
следующие задачи:
• общее улучшение управления предприятием;
• введение принципов ответственности;
• повышение информированности персонала внутри пред-
приятия в отношении экономической политики фирмы;
• сокращение издержек;
• повышение общественного доверия к фирме и ее прести-
жа;
• получение дополнительных преимуществ в конкуренции;
• обеспечение приоритета интересов клиента.
Важно, как показывает, например, опыт польских теплоэнер-
гетических предприятий, что с помощью СК можно оптимизи-
ровать организационную структуру, устранив лишние элементы
управления, и обеспечить систематический контроль над произ-
водственными издержками. Эта система дает возможность ра-
ботникам фирмы четко и в полном объеме осознать собственные
функции и ответственность, стимулирует повышение квалифи-
кации и доверие к своему предприятию. Следует подчеркнуть,
что постоянному обучению персонала придается особое зна-
чение в функционирующей СК; обучение рассматривается как
важнейший внеэкономический фактор мотивации работника.
Можно сделать вывод, что СК позволяет привлечь к реше-
нию задач обеспечения надежности и эффективности тепло-
снабжения весь персонал предприятия и довести процесс при-
нятия управленческих решений до низового уровня.
176
ГЛАВА 11
ТЭЦ НА РЫНКАХ ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
* В последнее время
получили развитие
мини- и микроТЭЦ,
обеспечивающие
децентрализованное
теплоснабжение от-
дельных потребите-
лей; эти установки по
аналогии у нас также
называют теплофика-
ционными. За рубе-
жом для обозначения
процесса совместного
производства принят
термин «когенерация».
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕПЛОФИКАЦИИ
Теплофикация в традиционном понимании отечественных
специалистов-энергетиков означает централизованное тепло-
снабжение на основе комбинированного производства электри-
ческой и тепловой энергии на ТЭЦ^.
Эффект теплофикации выявляется при сравнении комби-
нированною производства с альтернативным раздельным на
конденсационных электростанциях и в котельных. Он склады-
вается:
• из экономии топлива;
• сокращения выбросов токсичных и парниковых газов;
• повышения надежности электроснабжения (за счет при-
ближения ТЭЦ к центрам электрических нагрузок);
• снижения затрат в электрической сети и уменьшения по-
терь электроэнергии при ее передаче.
Как известно, комбинированный способ выработки тепловой
и электрической энергии является высокоэффективной техноло-
гией преобразования химической энергии топлива в тепло и элек-
тричество с коэффициентом полезного использования топлива
(общим кпд ТЭЦ) до 80-85%. Раздельное получение электро-
энергии на конденсационных электростанциях и теплоэнергии
в котельных всегда ведет к суммарному перерасходу топлива
по сравнению с комбинированным производством (до 25-30%).
Причем чем больше вырабатывается электроэнергии по тепло-
фикационному режиму, т.е. на тепловом потреблении, тем боль-
ше у ТЭЦ общий кпд. Напротив, на ТЭЦ с паровыми турбинами
при увеличении доли конденсационной выработки, когда значи-
тельная часть отработавшего в турбине пара пропускается в ее
конденсатор, а не отбирается для теплоснабжения (например, ле-
том), топливная экономичность ТЭЦ существенно падает.
Энергетические преимущества комбинированного производ-
ства перед раздельной выработкой можно показать на следую-
щем условном примере.
Пример. Предположим, что заданные объемы производства со-
ставляют 1 кВт ч электроэнергии и 860 ккал теплоэнергии.
1. Расход тепла на производство 1 кВт ч электроэнергии на КЭС с
кпд 40% (раздельная схема) равен
860 Э 1 СП
—-2150ИИЛ
(860 ккал - тепловой эквивалент 1 кВт ч).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
177
2. Расход тепла на производство 860 ккал теплоэнергии в отдель-
ной котельной с кпд 85% (раздельная схема) составит
860
Й5 =10|2кк“-
3. Расход тепла при комбинированной выработке 1 кВт ч электро-
энергии и 860 ккал теплоэнергии с коэффициентом полезного
использования топлива 80% равен
860 + 860 1720
= 2150 ккал.
0,80 0,80
Такой относительно высокий суммарный кпд объясняется отсутстви-
ем потерь тепла в конденсаторе турбины при генерировании электро-
энергии на ТЭЦ (рассматривается бесконденсаторная теплофикацион-
ная турбина с «противодавлением»).
4. Экономия расхода тепла топлива в комбинированном производ-
стве (по отношению к раздельному) составит
2150+ 1112-2150= 1112 ккал,
т.е. 32% расхода тепла при раздельной схеме.
Энергетическая эффективность любой теплофикационной
установки (паротурбинной, газотурбинной, парогазовой) оце-
нивается с помощью трех показателей:
коэффициента полезного использования топлива
КПИТ=^-2, (Н.1)
где Э - выработка электроэнергии в тепловом эквиваленте
(1 кВт ч = 860 ккал); Q - отпуск тепла в систему теплоснабже-
ния; Вт - расход тепла топлива;
коэффициента полезного действия в режиме выработки толь-
ко электроэнергии
кпд^.= 4; (11.2)
удельной выработки электроэнергии на единицу тепла, от-
пущенного в систему теплоснабжения
Как отмечалось выше, важнейшим, универсальным услови-
ем высокой энергетической и экономической эффективности
теплофикации является обеспечение максимально возмож
ной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, т.е.
практически круглогодичная работа ТЭЦ по «вынужденному»
178
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
электрическому графику, определяемому заданным графиком
тепловой нагрузки. Между тем пока паротурбинные ТЭЦ рабо-
тают в России преимущественно по экономически невыгодному
конденсационному режиму, что отражает их доля в выработке
электроэнергии на ТЭС страны (более 50%) и доля в отпуске
тепла (лишь около 25%).
Другой весьма существенный фактор - технико-экономиче-
ские характеристики теплотранспортных систем, осуществляю-
щих доставку тепла от ТЭЦ к потребителям. Ведь потребитель
оценивает экономическую эффективность теплофикации не по
стоимости тепла на коллекторах ТЭЦ, а по его цене на вводе в
теплоиспользующие установки. В связи с этим высокозатрат-
ные, с низким техническим уровнем теплотранспортные систе-
мы по существу сводят на нет все преимущества теплофикации
и заставляют потребителей обратиться к альтернативным ис-
точникам теплоснабжения.
Следует учитывать влияние на эффективность теплофика-
ции и структуры генерирующих мощностей ТЭЦ, оцениваемой
по критериям технической прогрессивности и рациональности.
В этом отношении техническая база отечественной теплофика-
ции отличается чрезмерно большой долей низкоэкономичных
паротурбинных (конденсационных) установок, работающих на
природном газе. При этом многие из них имеют значительный
физический износ. Практическое применение прогрессивных
технологий - ПГУ и ГТУ-ТЭЦ - пока незначительно. Необхо-
димо обратить внимание и на перспективы применения в соот-
ветствующих регионах крупных внегородских ТЭЦ на твердом
топливе. Подчеркнем, что вообще современные теплофикаци-
онные системы должны строиться на основе рационального со-
четания «больших» и «малых» ТЭЦ разных типов (вплоть до
локальных установок).
В последнее время появились факторы рыночного проис-
хождения, создающие новые проблемы для энергопредприятий
комбинированного производства. Среди них прежде всего обо-
стрение конкуренции на рынках тепла вследствие повышения
интереса потребителей к маломощным установкам децентра-
лизованного теплоснабжения, а также создание конкурентного
рынка электроэнергии, требующее интеграции ТЭЦ в новую
систему экономических отношений.
ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ
Теплофикационные ГТУ и ПГУ. В настоящее время весьма
перспективным направлением является сооружение ГТУ-ТЭЦ
малой и средней мощности (от единиц до нескольких десятков
мегаватт). Они могут работать по следующим схемам:
- утилизационной, при которой теплоэнергия вырабатывает-
ся только за счет утилизации теплоты уходящих газов газотур-
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
179
бинного агрегата в газоводяных теплообменниках (котлах-ути-
лизаторах);
- сбросной, при которой уходящие газы газотурбинного агре-
гата используются в качестве окислителя для сжигания топлива
в топке обычного парового или водогрейного котла;
- комбинированной, при которой для обеспечения пиковой
тепловой нагрузки перед котлом-утилизатором устанавливает-
ся дополнительная камера сгорания (форкамера) для сжигания
топлива в смеси уходящих газов с небольшой добавкой воз-
духа.
В целом ГТУ -ТЭЦ средней и малой мощности значительно
экономичнее паротурбинных ТЭЦ. Так, современные ГТУ-ТЭЦ
утилизационного типа обеспечивают коэффициент полезного
использования топлива до 85%. В качестве их экономических
преимуществ следует отметить:
• удельные капиталовложения в новое строительство 450-
520 долл./кВт (на паротурбинных ТЭЦ не менее 1100-
1300 долл./кВт); в реконструкцию - 320-370 долл./кВт;
• срок окупаемости проектов строительства (реконструк-
ции) находится на приемлемом уровне - 3-5 лет (в зависи-
мости от конкретных условий);
• срок строительства — всего до 1 года (с задания на проек-
тирование до пуска объекта в эксплуатацию);
• близость к центрам электрических нагрузок - короткие
сети, малые потери, повышенная надежность, низкая пла-
та за сетевые услуги;
• техническая и экологическая надежность объекта, опреде-
ляемая современными технологиями и высоким уровнем
амортизации.
На рис. 11.1 приведена тепловая схема ГТУ-ТЭЦ утилизаци-
онного типа.
Следует подчеркнуть, что максимальная тепловая эконо-
мичность ГТУ-ТЭЦ обеспечивается при условии, что ее элек-
трическая мощность соответствует гарантированной в течение
всего года тепловой нагрузке. Минимально целесообразные (по
условию экономической эффективности) расчетные тепловые
нагрузки для ГТУ-ТЭЦ существенно ниже, чем для паротур-
бинных. Это способствует расширению области применения
ГТУ-ТЭЦ. Поэтому важное их достоинство - возможность соз-
дания автономных источников электропотребления для индиви-
дуальных потребителей.
Весьма эффективно сооружение теплофикационных ПГУ
различной мощности на базе паровых турбин с отборами и
конденсацией пара. Важно, что такие ПГУ-ТЭЦ могут при
необходимости достаточно экономично работать и в кон-
денсационном режиме, успешно конкурируя с крупными паро-
турбинными электростанциями. Удельные капиталовложения
оцениваются в 600—800 долл./кВт.
Рис. 11.1. Принципиальная тепловая схема ГТУ-ТЭЦ малой мощности:
1 - газовая турбина; 2 - водогрейный котел; 3 - паровой котел; 4,6- газоводяные теплообменники; 5,10,11- водо-водяные теплообменники; 7-9 - пароводяные
теплообменники; 12,13 - деаэраторы соответственно питательной и подпиточной воды; 14 - дожимной компрессор; 15 - газорегуляторный пункт;
16, 17 - соответственно сетевой и подпиточный насосы; 18 - рециркуляционный насос; 19 - циркуляционный насос замкнутого контура; 20 - питательный насос;
21 - насос перекачки конденсата; 22 - бак запаса конденсата; 23 - узел водоподготовки для паровых котлов; 24 - то же для подпитки теплосети; 25 - дымовая труба;
26, 27 - дымососы; I - свежий пар, питательная вода и вода замкнутого контура, конденсат; II - сетевая и подпиточная вода; III - дымовые газы; IV - природный газ
180 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
181
Рис. 11.2. Технико-
экономические
показатели различных
источников
энергоснабжения -
кпд производства
электроэнергии
и коэффициент
использования тепла
топлива:
1 - ГТУ + КУ без сжигания
дополнительного топлива;
2 - ГТУ + КУ со сжиганием
дополнительного топлива;
3 - ПГУ со сбросом газов
в топку традиционного
котла;
4 - ПГУ + КУ со сжиганием
дополнительного топлива;
5 - ПГУ + КУ без сжигания
дополнительного топлива;
6 - паротурбинный блок
Т-250-240 (Ю^ = 0,93);
7 - паротурбинный блок
Т-185-240 (Юку = 0,90);
8 - паротурбинный блок
Т-100-130 (Юку = 0,90);
9 - паровая турбина Т-50 с
котлом, имеющим
Юку = 0,85.
I - кпд производства
электроэнергии;
II - коэффициент
полезного использования
топлива
На рис. 11.2 приведены сравнительные оценки кпд производ-
ства электроэнергии и коэффициента полезного использования
топлива для рассмоз ренных выше типов установок и паротур-
бинных ТЭЦ.
Реконструкция паротурбинных ТЭЦ. В зависимости от
вида топлива и начальных параметров пара на реконструиру-
емых ТЭЦ предполагаются различные технические решения.
Приведем наиболее принципиальные из них.
Так, решение проблемы внедрения ПГУ-ТЭЦ для техпе-
ревооружения газомазутных ТЭЦ на давление 130 ат и более
связано с решением конкретных принципиальных вопросов:
целесообразность повышения электрической мощности в пункте
размещения; возможность выделения дополнительных ресурсов
природного газа для ПГУ-ТЭЦ (с учетом высокой эффективно-
сти его использования); снижение выработки электроэнергии на
газовых КЭС (режимные вопросы); результаты компоновочных
проработок; изменение коэффициента теплофикации.
Техперевооружение угольных ТЭЦ с давлением 130 ат и бо-
лее ориентировано на вариант замены на модернизированное
оборудование стратегически, в перспективе - ПГУ со сжиганием
угля в кипящем слое под давлением (КСД) или с газификацией
угля. ТЭЦ с давлением 90 ат и ниже на газе, а также на твердом
топливе, расположенные в зоне действия магистральных газо-
проводов или использующие в настоящее время природный газ,
по схеме ГТУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами, ПГУ-ТЭЦ.
Для принятия решений по техперевооружению угольных
ТЭЦ с давлением 90 ат и ниже небольшой мощности, располо-
женных вне зоны действия газопроводов, необходимо на базе
конкретных проработок определить перспективу их развития,
учитывая сугубо локальный характер их задач. В недалекой
перспективе (после 2005 г.) для угольных ТЭС такой мощности
можно будет использовать ПГУ с КСД.
В настоящее время за рубежом эксплуатируются промышлен-
ные ГТУ с КСД мощностью 70-135 МВт на разных видах углей.
Их применение дает экономию топлива 10-12%, значительно
снижает выбросы окислов серы и азота. Они компактны и могут
182
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 11.3. Рекон-
струкция котельной
в газотурбинную ТЭЦ
по сбросной схеме:
1 - газовая турбина;
2 - компрессор;
3 - электрогенератор;
4 - зоздухоочистительная
установка;
5 - экономайзер;
6 - водогрейный котел;
7 вентилятор;
8 - дымосос;
9 - насос рециркуляции;
10 - сетевой насос;
11 - насос подпитки;
12 - насос зарядки;
13 - химводоподготовка;
14 - бак-аккумулятор;
15,16- регулирующие
клапаны;
17 - тепловая сеть;
18 - потребители тепла
размещаться на стесненных площадках, где трудно разместить
природоохранное оборудование; их котлы и топливочригото-
вительное оборудование могут быть размещены в котельных
старых электростанций при полном или частичном сохранении
паровых турбин и электрического оборудования.
Когенерация в коммунальной энергетике. Внедрение коге-
нерации в этом секторе предполагает установку в котельных
муниципальных образований турбогенераторов и организацию
там комбинированного производства электрической энергии.
Таким образом, котельная преобразуется в мини-ТЭЦ. Имеют-
ся примеры, когда когенерация дает возможность реализовать
проект комплексной реконструкции системы централизованно-
го теплоснабжения города только на основе дополнительных
доходов от продажи электроэнергии (которые превышают до-
ходы от реализации тепла). При этом с муниципального рынке
частично вытесняется соответствующая электроснабжающая
организация. Учитывая изношенность систем теплоснабжения
российских городов, необходимость повышения надежности
энергоснабжения в рамках общего курса на либерализацию
энергетики, данное направление следует признать весьма акту-
альным и заслуживающим особого внимания.
На рис. 11.3 в качестве примера приведена схема когенераци-
онной надстройки котельной газотурбинной установкой, работа-
ющей со «сбросом» уходящих газов в топку водогрейного котла.
В данной схеме объединяются функции утилизации тепла,
дожигания и пикового догрева. Перед подачей газа в турбину
его давление повышается с помощью дожимающего компрес-
сора. Охлаждение уходящих газов ГТУ перед подачей на дутье
в топку водогрейного котла осуществляется в экономайзере.
Сбросные газы поступают в горелки водогрейного котла в коли-
честве, необходимом для горения, с обеспечением проектного ко-
эффициента избытка воздуха. Круглогодичная работа сбросной
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
183
схемы обеспечивается переводом нагрева подпиточной воды с
паровых котлов на водогрейные. Электрическая мощность ГТУ
должна выбираться с таким расчетом, чтобы покрывать лишь
круглогодичную нагрузку горячего водоснабжения города и ра-
ботать в максимально возможном экономичном режиме в меж-
отопительный период. Конечно, при этом надо располагать воз-
можностью реализации вырабатываемой электроэнергии.
Пример. Целесообразность установки газопоршневого когене-
ратора в действующей котельной
Технико-экономические характеристики проекта. В котель-
ной установлено 2 водогрейных котла ПТВМ-50, 2 паровых котла
ГМ-50-14 и паровой котел ДЕ-10-14, суммарная установленная мощ-
ность составляет 198 МВт. Котельная изначально проектировалась
для обеспечения нужд города и завода, при этом последний в насто-
ящее время испытывает трудности с реализацией своей продукции.
Фактическая мощность теплоисточника с учетом технологических
потребностей завода составляет 85 МВт. Вследствие большой уста-
новленной мощности котлов и энергоемкого оборудования одной из
основных статей затрат является электроэнергия, пост авляемая из
энергосистемы. Высокие тарифы на электроэнергию поставщика за-
ставляют изыскивать иные источники электроснабжения. Одним из
способов решения данной проблемы являются проекты сооружения
собственных генераторов. В рамках данного проекта предлагается
газопоршневой двигатель внутреннего сгорания с системой утили-
зации тепла. Его главное преимущество перед обычным дизельным
генератором состоит в том, чго помимо выработки электроэнергии
утилизируется тепло, которое обычно просто теряется. Установка
состоит из газового двигателя, генератора, системы отбора тепла и
системы управления.
Обязательным условием для экономически эффективной эксплу-
атации агрегата является возможность наиболее полной реализации
тепловой энергии. Анализ фактического потребления электроэнергии
показывает, что электрическая мощность генератора должна состав-
лять 1 МВт. Утилизируемое при )том тепло (порядка 1,1 МВт) будет
направлено на подогрев воды, используемой круглый год.
Анализ рынка газопоршневых когенераторов выявил предпочти-
тельность использования оборудования зарубежных производителей.
Отечественные предприятия только начинают освоение данного на-
правления, в то время как западные компании используют передовые
технологии и многолетний опыт производства когенераторов.
Проектом предусматривается установка газопоршневого когенера-
тора германской фирмы MTU марки G12V 4000 электрической (тепло-
вой) мощностью 0,960 (1,097) МВт. Основные характеристики когене-
рационной установки представлены в табл. 11.1.
Расчетный годовой объем реализации тепловой энергии составляет
5794,3 Гкал, электрической - 5896,5 тыс.кВт ч. Весь объем утилизиро-
ванного тепла планируется направить на оказание услуг ГВС, электро-
энергия будет покрывать собственные нужды котельной.
184
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГАЗОПОРШНЕВОГО КОГЕНEPATOPAMTU G 12V 4000
Показатели Значение
Электрическая мощность, МВт 0,96
Тепловая мощность, МВт 1,1
Общий кпд 85,2
Расход газа, м3/ч 261,2
Расчетное число часов работы в год 6141,8
Численность обслуживающего персонала, человек 5
Инвестиции с НДС, млн руб. 25,6
Действующий тариф на электроэнергию, руб./(кВт-ч) (без НДС) 1,23
Себестоимость выработки электроэнергии, руб./(кВт-ч) (без НДС) 0,38
Действующий тариф на теплоэнергию, руб./Гкал (без НДС) 447,91
Себестоимость выработки теплоэнергии, руб./Гкал 437,13
Таблица 11.1
Финансовая эффективность проекта. Учет инфляции и стоимо-
сти инвестированного капитала производился с помощью введения в
расчеты реальной ставки дисконтирования денежных потоков, приня-
той в размере 10% годовых.
Норма амортизации газопоршневой машины, принятая в расчетах,
5,12% годовых. Ресурс использования данного оборудования составля-
ет 20 лет Ресурс до капитального ремонта установки 10 лет. Стоимость
капитального ремонта 20% от первоначальной стоимости машины.
Расчеты выполнены без учета каких-либо налоговых льгот. Кроме
традиционного набора налогов, влияющих на эффективность проекта
(налоги на прибыль, имущество и др.), в расчет включен налог на до-
бавленную стоимость.
При анализе проекта рассматривался полный амортизационный
период установки (20 лет).
Основные показатели финансовой эффективности мероприятия
приведены в табл. 11.2.
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ ФИНАНСОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
Показатели Величина
Капиталовложения, всего, тыс. руб- с НДС 25 603
Ставка дисконта, % годовых 10
Срок окупаемости проекта с начала инвестирования, годы 6,5
Внутренняя норма рентабельности в постоянных ценах, % годовых 13,8
Чистый дисконтированный доход, тыс. рчб в постоянных ценах 3568
Таблица 11.2
ИсхолЯ из полученных результатов можно сделать следующие вы-
воды.
1. Расчетный срок окупаемое! и проекта (6,5 года) является пре-
дельным для проекта автономного энергоснабжения.
2. Реализация проекта позволит существенно сократить затраты
по электроэнергии.
3. Когенерационная установка повышает надежность электро-
снабжения котельной.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
185
Анализ чувствительности проекта к изменению объема отпуска
тепла. При ситуации, когда выручка от продажи продукции линейно за-
висит от объема реализации продукции, имеется существенный риск воз-
никновения убытков при снижении объема продаж. В теплоснабжении
этот риск проявляется в убытках в летний период, а также в случае «мяг-
кой» зимы, когда объемы отпуска тепла резко снижаются, а постоянные
зат раты остаются существенными. Вместе с тем расход электроэнергии
зависит от количества вырабатываемой теплоэнергии. При снижении
объемов отпуска тепла последует соответствующее изменение в потре-
блении электричества. В этом отношении данный проект предусматрива-
ет реализацию тепла для оказания услуг ГВС, потребление на эти нужды
осуществляется равномерно по году и не подвержено резким перепадам.
В выводах по анализу чувствительности отмечается, что эффектив-
ность реализации проекта зависит от снижения объема общего отпуска
тепловой энергии по котельной более чем на 5%, так как начинают ока-
зывать влияние расходы на капитальный ремонт. Так, при снижении по-
требления электроэнергии на 10% проект окупается за 12 лет, что суще-
ственно отличается от базового варианта, поэтому проект характеризуется
повышенным риском к уменьшению объема отпуска электроэнергии.
Результаты анализа чувствительности проекта к изменению отпу-
ска электроэнергии представлены в табл. 11.3.
АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПРОЕКТА
К ИЗМЕНЕНИЮ ОБЪЕМА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Показатель Базовый отпуск электроэнергии (5896 тыс. кВт-ч в год) Отпуск, уменьшенный на 5% (5615 тыс. кВт-ч в год) Отпуск, уменьшенный на 10% (5360 тыс. кВт ч в год)
Внутренняя норма рентабельности, % годовых 13,8 13 2 11,9
Срок окупаемости, годы 6,5 7,0 12,0
Таблица 11.3
ОБЕСПЕЧЕНИЕ КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ ТЭЦ
Для сохранения технической базы теплофикации в переход-
ный период, создания условий для ее обновления и развития и
поддержания финансовой устойчивости действующих ТЭЦ тре-
буется комплекс мер.
Организация управления. ТЭЦ, магистральные тепловые
сети, районные котельные, выведенные из состава реструкту-
рированных AO-энерго, организационно объединяются в тер-
риториальные генерирующие компании (ТГК). При формиро-
вании ТГК могут использоваться разные принципы. Очевидно,
что оптимальным будет тот, который способен создать наиболее
благоприятные предпосылки для
- выравнивания стартовых условий выхода отдельных ТГК
на оптовый рынок электроэнергии;
- возможностей эффективного участия в рынке электро-
энергии;
186
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 В лучшем положении
находятся те ТЭЦ, ко-
торые отпускают тепло
на технологические
нужды промышленных
предприятий.
- стабилизации финансового положения ТГК;
— инвестиционной привлекательности ТГК.
В идеале должны быть созданы крупные компании с финан-
совым потенциалом, достаточным для предотвращения вытес-
нения отдельных ТЭЦ с рынков тепла и электроэнергии с по-
мощью внутреннего перекрестного субсидирования. В связи с
этим финансовый потенциал ТГК следует рассматривать в каче-
стве основы реконструкции физически и морально устаревших
ТЭЦ. Большое значение для решения проблемы неэффективных
теплотранспортных систем (в части распределительных сетей)
имеет интеграция ТГК с муниципальными теплоснабжающими
предприятиями. Но на начальном этапе организационного ста-
новления этим компаниям, вероятно, потребуется целевая госу-
дарственная поддержка.
Участие в рынке электроэнергии. Чтобы быть конкуренто-
способной на рынке тепла, ТЭЦ должна иметь возможность про-
давать электроэнергию. Но конкурентоспособность ТЭЦ на рын-
ке электроэнергии в течение года меняется ввиду нестабильности
отпуска тепла. Так, летом он значительно сокращается (остается
только нагрузка горячего водоснабжения)1, а следовательно, воз-
растает стоимость электроэнергии по сравнению с отопительным
периодом. К тому же, как отмечалось выше, ТЭЦ должна рабо-
тать по своему индивидуальному («вынужденному») графику
электрической нагрузки (теплофикационному режиму).
Таким образом, требуется предусмотреть особые условия
участия ТЭЦ в организованном рынке электроэнергии.
Например, по действующему положению, если ТЭЦ подает
ценопринимающую заявку на рынке «на сутки вперед», то ей
системным оператором гарантируется работа по графику тепло-
фикационного режима с определенным приоритетом: вторая
(после АЭС) очередь загрузки. Однако при этом равновесная
цена, сложившаяся на спотрынке, может оказаться ниже цены
на электроэнергию ТЭЦ, обоснованной с учетом обеспечения
ее конкурентоспособности на рынке тепла (см. ниже). Эту раз-
ницу следовало бы покрыват ь с помощью специальной дотации
ТЭЦ. Здесь можно использовать два подхода: а) государствен-
ную поддержку теплофикации; б) определенный сбор с участ-
ников оптового рынка электроэнергии.
Постоянно действующим инструментом финансовой стабили-
зации на рынке должна служить регулируемая плата за мощность
ТЭЦ, участвующей в генерации теплофикационной электроэнер-
гии; она будет покрывать соответствующую часть условно-по-
сгоянных расходов станции. Поэтому к дотации придется при-
бегнуть только в случае недостаточности этих средств.
Следует подчеркнуть, что все привилегии и меры финансовой
поддержки на рынке электроэнергии относятся к теплофикаци-
онному режиму ТЭЦ, причем необязательно только в отопитель-
ный период. Если же ТЭЦ располагает свободной электрической
мощностью (в частности, летом), то она может подать ценовую
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
187
заявку, например, на балансирующий рынок, где обычно скла-
дываются более высокие цены. Тогда ТЭЦ будет вырабатывать
электроэнергию в режиме, заданном сис темным оператором (ко-
нечно, если заявка пройдет конкурсный отбор). Есть еще вариант
реализации свободной конденсационной мощности ТЭЦ - при-
оритетное участие в рынке оперативных резервов (агрегаты ТЭЦ
обладают, как правило, лучшими маневренными качествами, чем
оборудование крупных блочных КЭС).
Заметим, что благоприятные перспективы в отношении фи-
нансового положения ТЭЦ и ТГК открываются в секторе регу-
лируемых двусторонних договоров оптового рынка, где цены
на электроэнергию (мощность) имеют стабильную динамику и
определяются для каждого поставщика по установленной фор-
муле (см. главу 7).
Государственная поддержка. Общественное значение те-
плофикации выражается в таких ключевых аспектах, как эконо-
мия топливных ресурсов (прежде всего природного газа) и улуч-
шение экологической обстановки в районах теплоснабжения.
Следовательно, государство должно принять активное участие
в управлении теплофикацией, чтобы сделать ее коммерчески
привлекательной для энергетического бизнеса и покупателей
тепла. Особенно это важно в реконструктивный период, когда
необходима технологическая и организационно-экономическая
перестройка теплофикационных систем.
Для переходного этапа можно выделить следующие наибо-
лее значимые для повышения эффективности теплофикации на-
правления государственного воздействия:
• разработка технической и экономической политики в об-
ласти теплофикации страны;
• внедрение механизма финансовой поддержки ТГК при
осуществлении проектов реконструкции ТЭЦ и теплотран-
спортных систем (льготы, компенсации, преференции);
• проведение организационной реформы в коммунальном
теплоснабжении (с созданием условий для привлечения в
эту сферу частного бизнеса);
• выработка правил привилегированного участия ТЭЦ в
рынке электроэнергии и рынке системных услуг;
• введение для ТЭЦ дотаций к рыночным ценам на электро-
энергию (например, в виде определенной унифицирован-
ной ставки за один теплофикационный киловатт-час, по-
ставленный на оптовый рынок);
• применение эффективных методов государственного ре-
гулирования тарифов на передачу тепла (от ТЭЦ до або-
нентских установок).
Указанные направления должны составить основу государ-
ственной программы развития теплофикации страны в условиях
рыночных отношений и участия частного бизнеса в электро- и
теплоэнергетике. Ее стратегическая цель: на основе прогрессив-
ных энерготехнологий и организационных инноваций создать
188
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
теплофикационные системы нового типа, обеспечивающие
приемлемые для потребителей цены на теплоэнергию и превра-
щающие ТЭЦ в полноценных и эффективных участников рынка
электроэнергии.
ОТПУСКНЫЕ ЦЕНЫ НА ТЕПЛО И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ
При расчете тарифов на тепло и электроэнергию, отпускаемые
с коллек юров и шин ТЭЦ, возникает проблема распределения об-
щих (косвенных) издержек между двумя видами энергетической
продукции. Многие десятилетия она решалась при помощи тех-
нических (термодинамических) методов разнесения суммарного
расхода топлива на ТЭЦ между электроэнергией и теплом; при
этом все издержки распределялись пропорционально расходам
топлива. По существу, таким же образом между электроэнергией
и теплом распределялась и экономия, получаемая от комбиниро-
вания (по отношению к раздельному производству). В зависимо-
сти от применяемого метода эта экономия однозначно относилась
на тот или иной вид продукции, удешевляя либо электричество,
либо тепловую энер] ию (в виде пара и горячей воды). Цена на
другой энергоноситель или сокращалась на уровне раздельного
производства, или даже превосхоцила его.
В условиях развития рыночных отношений в электроэнер-
гетике и формирования конкурентной среды на энергетических
рынках использование жестко детерминированных «техни-
ческих» методов обоснования цен совершенно неприемлемо.
Метод разнесения затрат на ТЭЦ должен определяться гибкой
маркетинговой политикой в зависимости от ценовой конъюн-
ктуры, складывающейся на рынках тепла и электроэнергии, и от
источников конкурентной угрозы и ее масштабов. Определяю-
щим фактором здесь должна стать общая выгода, которая может
быть достигнута только в случае конкурентоспособности обоих
видов продукции, производимых на ТЭЦ. Комплексное реше-
ние должно определяться на основе итеративного поиска опти-
мальных уровней тарифов в первую очередь на рынках тепла.
С учетом сказанного рекомендуется следующий «рыночный»
метод расчета тарифов на энергию, отпускаемую ТЭЦ.
Необходимая валовая выручка ТЭЦ (НВВ) включает полные
издержки и минимально необходимую (нормативную) прибыль.
В то же время на расчетный период (отопительный сезон) этот
показатель можно представить так:
НВВ = 5Э Э + 5Т • Q, (11.4)
где S3, 5Г - отпускные тарифы ТЭЦ соответственно на электро-
энергию и тепло; Э, Q - электроэнергия и теплоэнергия, запла-
нированные к отпуску в расчетном периоде (при работе в мак-
симальном теплофикационном режиме).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
189
Отпускной тариф на тепло 5Т принимаем в качестве крите-
рия распределения НВВ между двумя видами продукции. Пред-
ставим его следующим образом:
\ = Л-у-т^-5с, (11.5)
где тт- предельный тариф на тепло, установленный регулято-
ром для выбранного ТЭЦ рыночного сегмента; Sc - стоимость
услуги по передаче тепла от ТЭЦ до абонентской установки;
Ку - коэффициент «удешевления» предельного потребительско-
го тарифа (Ку < 1,0).
Коэффициент Ку определяется экспертно исходя из анализа
ценовых предложений потенциальных конкурентов, выходящих
на данный рынок. При этих условиях отпускной тариф на элек-
троэнергию (нижний предел) будет равен
1 Для паротурбинных и
парогазовых ТЭЦ мо-
гу 1 также определяться
цены на электроэнер-
гию в летний период
при работе станции на
полной электрической
мощности (т.е с повы-
шенной долей конден-
сационной выработки).
£ _ НВВ (Ky-im SC)Q (116)
э э
Полученный тариф служит ориентиром для позициониро-
вания ТЭЦ в качестве поставщика на оптовом или розничном
рынках электроэнергии (конкурентном или регулируемом).
Аналогично рассматриваются цены для неотопительного пе-
риода года1.
В представленном подходе в качестве приоритетного принят
рынок тепла, а тариф на электроэнергию рассчитывался по «оста-
точному» методу. Между тем можно представить себе ситуацию,
когда в каком-нибудь регионе в определенный период целесообраз-
нее последовать принципу равноценности электроэнергии и тепла.
В этом случае можно воспользоваться универсальным методом це-
нового треугольника, известным как «треугольник Гинтера».
Суть данного метода иллюстрирует рис. 11.4. Если условно
всю необходимую валовую выручку ТЭЦ отнести на производ-
ство электроэнергии, получится величина, равная отрезку АО;
при аналогичном отнесении всей НВВ на теплоэнергию получим
Рис. 11.4. Графический
метод определения
цен на тепло и
электроэнергию,
отпускаемые ТЭЦ
190
энергетический бизнес
отрезок ОВ. Соединением точек А и В образуется линия АВ,
каждая точка которой имеет координаты, равные однозначно
связанным между собой стоимостям тепла и электроэнергии.
То есть, задаваясь ценой на тепло, можно, восстановив перпен-
дикуляр из отрезка ОВ до пересечения с АВ и опустив перпен-
дикуляр из точки пересечения до отрезка АО, определить цену
на электроэнергию и наоборот
Теперь предположим, что заданы предельные значения ры-
ночной цены на тепло CSrp) и рыночной цены на электроэнергию
(5эр). Заметим, что оба рынка считаем для ТЭЦ равноценными.
Тогда, отложив на осях треугольника ОВ и ОА значения этих ве-
личин и восстановив из этих точек пер< юндикуляры до их пере-
сечения, находим некоторую точку С; соединением точек С и О
на гипотенузе треугольника определяется точка D. Опустив из
нее соответствующие перпендикуляры, находим точки Е и К,
обозначающие значения искомых цен ТЭЦ на тепло и электро-
энергию, которые отвечают заданному принципу равноценно-
сти рынков.
С помощью рассмотренного треугольника можно также оце-
нить уровень общей ценовой конкурентоспособности ТЭЦ.
Чем дальше выходит точка С за габариты треугольника (т.е. чем
больше отрезок CD), тем больше конкурентные преимущества
ТЭЦ на энергетических рынках. Если же точка С окажется вну-
три треугольника, следует вывод, что при прочих равных усло-
виях продукция ТЭЦ на рынках востребована не будет.
Следует подчеркнуть, что радикального повышения конку-
рентоспособности ТЭЦ как поставщика на обоих рынках можно
добиться только на основе повышения экономической эффек-
тивности производства и снижения издержек, т.е. уменьшения
НВВ. В этом отношении, как сказано выше, газотурбинные и
парогазовые теплофикационные установки имеют значитель-
ное преимущество перед паротурбинными.
ВОПРОСЫ
ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ
1. Является ли принятая к реализации модель оптового
рынка электроэнергии безальтернативной? Какие были бы
возможны другие, менее рисковые варианты?
2. В чем вы видите плюсы и минусы переходной модели
оптового рынка с регулируемыми двусторонними
договорами?
3. Что требуется, чтобы подключить к решению проблемы
надежности потребителей, прежде всего промышленные
предприятия?
4. При каких условиях может быть эффективен частный
бизнес в региональном теплоснабжении?
5. Нужно ли создавать для ТЭЦ привилегированные условия
на рынке электроэнергии?
3
ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
РЕГУЛИРОВАНИЕ И КОНТРОЛЬ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА РЕГИОНА
193
ГЛАВА 12 РЕГУЛИРОВАНИЕ И КОНТРОЛЬ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ
ЗАДАЧИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОТРАСЛИ
Под государственным регулированием и контролем энерге-
тического бизнеса понимается деятельность специализиро-
ванных государственных органов на национальном и региональ-
ном уровнях, направленная на создание условий для реализации
общественных интересов в сфере энергоснабжения народного
хозяйства.
Необходимость государственного регулирования и контро-
ля энергоснабжающих организаций имеет следующие предпо-
сылки.
Уникальный социальный статус электроэнергетики. От-
расль является основой жизнедеятельности общества и техни-
ческого прогресса в народном хозяйстве ввиду уникальности
своей продукции. Поэтому энергокомпании несут особую - со-
циальную - ответственность за надежное, качественное и без-
опасное энергоснабжение всех без исключения потребитеией на
обслуживаемой территории, а также за развитие энергосистемы
в соответствии с ростом спроса на энергетические услуги. Тре-
бование ответственности закреплено законодательно, а его вы-
полнение должно контролироваться регулирующими органами.
Единая национальная электроэнергетическая система и
государственные стандарты качества электроэнергии. Эти
предпосылки вызывают необходимость проведения единой
государственной технической политики в развитии объектов
электросетевого комплекса, сооружении электростанций, при-
соединении электроприемников потребителей, а также при обе-
спечении надежности текущего электроснабжения и соответ-
ствующих качественных параметров энергии.
Существование естественных монополий в энергоснаб-
жении. Естественная монополия может существовать только
при таком состоянии товарного рынка, когда организация кон-
куренции экономически неэффективна или технологически не-
возможна, а производимый товар (услуги) не может быть заме-
нен другими видами товара (услуг).
В электроэнергетике к естественным монополиям относят
энергокомпании, обеспечивающие в основном услуги по пере-
даче электрической и тепловой энергии по магистральным и
распределительным сетям, подразумевая, что в области генери-
рования и сбыта принципиально возможна организация конку-
рентной среды.
Наличие естественных монополий в отрасли предполагает
их регулирование для обеспечения защиты потребителей от
7 Энергетический бизнес
194
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
завышения тарифов, перераспределения издержек энергоснаб-
жения, необоснованных отказов в обслуживании и других дис-
криминационных действий.
Противоречия между интересами бизнеса и долгосрочны-
ми общественными целями. Речь идет о крупномасштабных
решениях в области перестройки топливно-энергетического ба-
ланса страны и отдельных регионов, электрификации народно-
го хозяйства, внедрения перспективных технологий в электро-
энергетике, способных кардинально повысить энергетическую
и экологическую эффективность отрасли. Такие проекты и про-
граммы отличаются высокой наукоемкостью и капиталоемкос-
тью; они, как правило, рассчитываются на длительную перспек-
тиву и не отвечают интересам бизнеса, который руководствуется
критериями текущей коммерческой эффективности. Более того,
общественные цели могут вступать в противоречие с интереса-
ми бизнеса на каком-то этапе. В этом отношении регулирование
находит выражение, с одной стороны, в прямом участии госу-
дарства в программах, направленных на обеспечение энергети-
ческой безопасности страны (региона), а с другой - в создании
благоприятного экономического климата для привлечения част-
ного бизнеса к решению общегосударственных задач.
Актуальность стимулирования эффективности произ-
водства в энергокомпаниях. В компаниях, принадлежащих к
естественным монополиям, эта проблема решается путем нор-
мирования элементов тарифа - издержек и прибыли. В других
случаях для повышения эффективности формируется конку-
рентная среда; правила организации энергетического рынка
и ценовой механизм его функционирования устанавливаются
правительственными органами. При необходимости государ-
ство оставляет за собой право прямого вмешательства в деятель-
ность субъектов конкурентного рынка, если она противоречит
установленным правилам или если эффективность конкуренции
не отвечает общественным интересам (например, резкое повы-
шение тарифов, нецелевое использование инвестиций).
Основы государственной политики в сфере электроэнер-
гетики, принципы и методы государственного регулирования
и контроля в отрасли определены Федеральным законом «Об
электроэнергетике».
В частности, главными приоритетами государственной по-
литики являются:
• обеспечение энергетической безопасности страны;
• технологическое единство электроэнергетики;
• бесперебойное и надежное функционирование электро-
энергетики в целях удовлетворения спроса на электриче-
скую энергию потребителей, исполняющих свои обяза-
тельства перед субъектами электроэнергетики.
В числе принципов, на которых базируются регулирование
и контроль в электроэнергетике, выделим три основополага-
ющих:
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
195
1) обеспечение баланса экономических интересов поставщи-
ков и потребителей электрической энергии;
2) создание необходимых условий для привлечения инвести-
ций в целях развития и функционирования национальной элек-
троэнергетической системы;
3) развитие конкурентно-рыночных отношений в отрасли.
Государственное регулирование и контроль энергокомпаний
осуществляются по следующим направлениям:
• регулирование и контроль субъектов естественных моно-
полий, в том числе регулирование инвестиционной дея-
тельности субъектов естественных монополий в электро-
энергетике;
• регулирование цен (тарифов) на отдельные виды продук-
ции (услуг);
• антимонопольное регулирование и контроль, в том числе
установление единых на территории Российской Федера-
ции правил доступа к электрическим сетям и услугам по
передаче электрической энергии;
• управление государственной собственностью;
• лицензирование отдельных видов деятельности в сфере
электроэнергетики;
• техническое регулирование в электроэнергетике.
Особого внимания заслуживает трактовка целей и основных
направлений инвестиционной политики государства в электро-
энергетике. В соответствии с Федеральным законом инвести-
ционная политика направлена на обеспечение устойчивого раз-
вития электроэнергетики, на активизацию энергосбережения, а
также предусматривает привлечение инвестиций во все сферы
электроэнергетики и усиление государственного контроля за
эффективностью инвестиций в сфере деятельности субъектов
естественных монополий.
ПРИВЛЕЧЕНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКУ
При существующих темпах старения оборудования и ожида-
емом росте потребления электроэнергии в недалеком будущем
в ЕЭС России может возникнуть реальный дефицит генериру-
ющих мощностей. В свяли с этим проблема инвестиционного
обеспечения сооружения новых электростанций и объектов
электросетевой инфраструктуры, без преувеличения, жизненно
важна.
Как показывает мировой опыт, либерализация рынка электро-
энергии и переход к свободному конкурентному ценообразова-
нию в целом позитивно влияют на инвестиционный фон отрасли.
Однако это влияние неустойчиво (носит циклический характер)
и проявляется главным образом в краткосрочном аспекте; поэ-
тому вследствие высоких рисков интересы инвесторов сводятся
к небольшим и малозатратным установкам (типа ПГУ и ГТУ),
а строительство крупных атомных, гидравлических и угольных
196
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
электростанций прекращается. Анализ различных организаци-
онных схем действующих конкурентных рынков показывает,
что пока они не способны давать заблаговременные и адекват-
ные ценовые сигналы для долгосрочных инвестиций. Недаром
обеспечение устойчивого развития таких отраслей, как электро-
энергетика и газовая промышленность, в условиях конкуренции
признано общемировой проблемой, что, в частности, получило
отражение в материалах Мирового энергетического конгресса
(сентябрь, 2004 г.). К тому же условия реформирования рос-
сийской электроэнергетики имеют существенные особенности.
Так, в подавляющем большинстве других стран преобразования
начинались при относительно высоких ценах на электроэнер-
гию и больших резервных (избыточных) мощностях. В России
избыточные мощности сравнительно невелики и могут (при не-
благоприятном стечении обстоятельств) быть исчерпаны еще
до начала полноценной работы целевой модели рынка электро-
энергии. Существенное поднятие цен на электроэнергию для
компенсации инвестиционных рисков в российских реалиях не
представляется возможным.
Таким образом, частная собственность и конкуренция в
электроэнергетике сами по себе кардинально не решают про-
блему капитальных вложений. В процесс инвестиционного обе-
спечения устойчивого развития отрасли необходимо включить
рациональное сочетание рыночных механизмов и методов госу-
дарственного регулирования. Считается, что это регулирование
должно быть достаточно мягким, косвенным; оно целенаправ-
ленно обеспечивает снижение инвестиционных рисков и пере-
распределение их между инвесторами, потребителями и госу-
дарством.
Ниже рассматриваются основополагающие элементы систе-
мы управления инвестированием, которая должна быть создана
для привлечения внешних капиталовложений в электроэнерге-
тику (прежде всего на основе прямых инвестиций и долгосроч-
ного кредитования).
Государственные гарантии и стимулы. Важнейшей за-
дачей правительства является выработка четких нормативных
гарантий по эффективности инвестиций в энергетические объ-
екты и создание экономического механизма реализации этих
гарантий. Речь идет об обеспечении приемлемых параметров
окупаемости капиталовложений и компенсации рисков непо-
лучения необходимой инвесторам прибыли на капитал, вы-
званных различными факторами (неопределенностью спроса,
цен на электроэнергию и топливо, процентными ставками,
экологическими ограничениями, принципами регулирования
рынка).
Другое немаловажное направление - создание ясного юри-
дически защищенного механизма участия инвесторов в управ-
лении энергетическими объектами (включая передачу им в соб-
ственность). Следует отметить также, что в переходный период
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
197
1 Подробнее
см. главу 7.
для инвесторов привлекательны двусторонние долгосрочные
контракты с крупными потребителями, поставщиками топлива,
системным оператором (по резервированию), причем с опреде-
ленными государственными гарантиями. Однако существует
мнение, что злоупотребление долгосрочными соглашениями по
поставкам электроэнергии сдерживает развитие конкурентного
рынка и их использовать нецелесообразно, во всяком случае,
как постоянно действующий инструмент.
Например, в Польше в 1990-е годы крупнейшие компании отрасли
заключили десятки контрактов на поставки сроком до 2010-2012 гг.,
охватывавшие, по некоторым оценкам, до 75% национального оборота
электроэнергии. Это сдерживало развитие конкурентного рынка, и по
настоянию ЕС начались переговоры о пересмотре долгосрочных со-
глашений.
Практическим шагом в области государственного гарантиро-
вания инвестиций служит решение Правительства РФ по фор-
мированию (на конкурсной основе) технологического резерва
генерирующих мощностей в ЕЭС для обеспечения бездефицит-
ного развития электроэнергетики страны*. При этом возврат
средств с необходимой нормой прибыли на вложенный капитал
инвесторам гарантируется посредством соответствующей пла-
ты, включаемой в тариф на услуги по оперативно-диспетчерско-
му управлению. Отметим, что в данном случае инвестиционный
риск государство перекладывает в конечном счете на потребите-
лей электроэнергии.
Помимо решения проблемы дефицитности генерирующих
мощностей, имеется еще одна сфера государственного регу-
лирования инвестиционных процессов в электроэнергетике,
весьма актуальная для России, — это стимулирование частных
капиталовложений в обновление производственных фондов на
прогрессивной технической основе, осуществляемое в соответ-
ствии с национальной Энергетической программой. Устойчивая
мотивация потенциальных инвесторов по этому направлению
может быть достигнута за счет специальной ценовой, налого-
вой, кредитной, амортизационной политики. В развитых за-
рубежных странах накоплен обширный опыт стимулирования
подобных структурных сдвигов, отвечающих долговременным
общественным интересам. В качестве примера можно привести
государственную поддержку развития экологически чистых ис-
точников электроэнергии, которые часто оказываются некон-
курентоспособными по текущим рыночным критериям. Тем
самым происходит как снижение рисков, так и частичное пере-
ложение их на государство.
Необходимо подчеркнуть, что энергообъекты высокой завод-
ской готовности, воплощающие некоторые высокоэффективные
энерготехнологии (ГТУ и ПГУ), отличаются низкими капита-
ловложениями, относительно небольшими сроками окупаемости
198
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
и в этом аспекте более низкими инвестиционными рисками.
Здесь, видимо, потребуются несколько иные подходы для при-
влечения инвестиций, чем в случаях крупных мощностей. На-
пример, в отношении развития ГТУ-ТЭЦ решение проблемы
переходит на региональный и даже местный уровень. Причем
для снижения рисков и повышения коммерческой привлека-
тельности таких проектов наибольшее значение будет иметь не
долевое финансирование или даже налоговые льготы, а наличие
долгосрочных контрактов на поставки электроэнергии и тепла
муниципальным потребителям. Участие инвестора в управле-
нии подобными локальными объектами может строиться по
концессионной схеме: «строительство - эксплуатация — пере-
дача», т.е. после возмещения капиталовложений и получения
инвестором необходимой нормы прибыли ТЭЦ поступает в ве-
дение местной администрации.
Тарифное регулирование. Методике ценообразования для
естественных монополий в электроэнергетике следует придать
большую инвестиционную направленность. Для этого регули-
рующим органам необходимо:
• устанавливать рентабельность в тарифах на электроэнер-
гию исходя из единой экономически обоснованной нормы
прибыли на инвестируемый капитал;
• ограничивать ежегодный рост тарифов коэффициентом
инфляции;
• принять долгосрочный период регулирования тарифов
(минимум 3 года).
Экономически обоснованная норма прибыли на капитал - это
ее минимальное значение, позволяющее компании привлекать
внешние инвестиции. Ее введение потребует перехода на ры-
ночные оценки стоимости основного капитала энергокомпаний.
Для снижения возрастающих в этом случае ценовых нагрузок на
потребителей надо разработать новые, более прозрачные стан-
дарты на калькуляцию текущих издержек, а также метод внеш-
него нормативного контроля затрат по двум-трем ключевым па-
раметрам (выход за их границы влечет за собой экономические
санкции). Целесообразно ввести некоторый переходный период
(например, год), в течение которого энергокомпании должны
будут модернизировать учет издержек производства, и при-
нять первоочередные меры к их оптимизации. Одновременно
регулятору следует практиковать жесткий контроль за целевым
использованием инвестиционных ресурсов энергокомпаний.
Увеличение же периода регулирования стимулирует снижение
издержек и дает возможность энергокомпании реализовывать
получаемую экономию для наращивания своего инвестицион-
ного потенциала (в этот период все нормативы, заложенные в
тариф, остаются без изменения)
Инвестиционная привлекательность энергокомпаний.
Универсальным комплексным критерием оценки инвестици-
онной привлекательности компании является качественный
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
199
уровень менеджмента. Для оценки этого уровня потенциальный
инвестор должен рассмотреть такие характеристики, как:
• финансово-экономические параметры компании: оборот,
активы, показатели рентабельности, размер клиентской
базы, объемы кредиторской и дебиторской задолженно-
стей;
• прозрачность финансово-учетной деятельности;
• наличие долгосрочных устойчивых связей с клиентами и
поставщиками основных ресурсов, кредитными организа-
циями;
• технико-экономический уровень основного производ-
ственного капитала;
• наличие у компании корпоративной стратегии, обоснован-
ной технической политики и конкретных инвестиционных
проектов;
• возможность получения специальных льгот и преферен-
ций для инвестирования в основной капитал.
В повышении инвестиционной привлекательности энер-
гокомпаний существенна и роль правительства, состоящая, в
частности, в создании необходимой законодательной базы, ре-
гламентирующей деятельность менеджмента энергокомпаний
различного профиля, а также содержащей экономические меха-
низмы, мотивирующие эту деятельность в прогрессивных на-
правлениях (в том числе и с помощью экономических санкций).
Следует подчеркнуть и роль федеральных и региональных орга-
нов регулирования естественных монополий, особенно в части
установления эффективных энерготарифов и контроля финан-
совой деятельности энергокомпаний.
Наконец, качество менеджмента непосредственно зависит от
интересов и квалификации собственников, принимающих участие
в управлении компанией, контролирующих и ориентирующих ее
высшее руководство. Очевидно, что в обозримой перспективе с
развитием полноценных рыночных отношений в электроэнерге-
тике действие этого фактора будет постоянно усиливаться.
Управление нагрузками на территориях. Было бы се-
рьезной ошибкой пытаться решить инвестиционную проблему
электроэнергетики, замыкаясь только в границах отрасли, без
преобразований в сфере электропотребления. В частности, не-
обходимо поставить заслон неуправляемому, стихийному росту
электрических нагрузок в крупных городах. С этой целью адми-
нистрацией совместно с местной энергокомпанией и крупными
потребителями должны разрабатываться оптимальные схемы
перспективного энергоснабжения территорий, предусматрива-
ющие соответствующие ограничения на рост электропотребле-
ния с помощью комплекса административных и экономических
методов. Наиболее значимыми среди них являются:
• внедрение программ управления спросом в ТГК и элек-
тросетевых компаниях, экономически выгодных как по-
ставщикам, так и потребителям электроэнергии;
200
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• применение обязательных стандартов энергоэффективно-
сти для новых и действующих объектов - пользовате. [ей
электроэнергии;
• всемерное стимулирование развития высокоэкономичных
источников малой (распределенной) генерации для по-
крытия прироста нагрузок;
• привлечение городских застройщиков к финансированию
инвестиций в местную энергетику.
Успешность указанных мер, конечно, будет зависеть от того,
насколько эффективно организовано в регионе (городе) взаимо-
действие по связям: «энергокомпания - потребитель» и «энер-
гокомпания - администрация - потребитель». Для новых або-
нентов е электроемкими нагрузками могут быть введены весьма
жесткие условия подключения, например обязательное участие
в программе управления спросом, разработанной энергокомпа-
нией; выполнение требований стандарта по энергоэффективно-
сти; долевое участие в финансировании сооружения генериру-
ющих и сетевых объектов.
По нашему мнению, региональный подход при соответству-
ющей реализации будет способствовать повышению надеж-
ности электроснабжения. Он позволит существенно снизить
инвестиционную нагрузку на электроэнергетику общего поль-
зования ввиду объективно высокой эффективности затрат в
энергосбережение и значительных резервов экономии пиковой
электроэнергии в крупных городах.
УЧАСТИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ИНВЕСТИРОВАНИИ
Развитие производственных мощностей в соответствии с ро-
стом спроса на энергию является обязательной функцией любой
региональной энергокомпании, в том числе и электросетевой.
Планирование развития электросетевого комплекса должно
осуществиться на основе заявок потребителей на присоеди-
нение нагрузки, а также прогнозов электропотребления, с тем
чтобы обеспечивать ввод мощностей линий электропередачи и
трансформаторных подстанций с некоторым опережением по
отношению к росту нагрузок. При этом регулируемые тарифы
на перецачу обосновываю! ся исходя из инвестиционной про-
граммы энергокомпании.
Однако планирование всегда несет в себе элементы не-
определенности, процесс регулирования тарифов отличается
инерционностью, а устанавливаемые пределы тарифов создают
естественные ограничения на развитие энергокомпании. По-
этому в ситуациях, когда присоединение новых потребителей
без перегрузок электросетевого оборудования не представляет-
ся возможным, допустимо привлечение средств указанных по-
требителей в качестве инвестиционных ресурсов. Это служит
обязательным условием их подключения, но только после рас-
ширения соответствующих «узких сечений» в электрических
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
201
сетях. В то же время подчеркнем, что данный подход следует
применять с определенными ограничениями. Чтобы предот-
вратить возможные злоупотребления со стороны энергокомпа-
нии, необходима четкая нормативно-правовая регламентация.
В частности, такой подход не допускается в отношении жилого
сектора и социальной сферы. Необходимо строго оговорить все
случаи, в которых разрешается привлечение средств потребите-
лей, например:
• отсутствие у энергокомпании поданной заблаговременно
и в установленном порядке заявки на присоединение на-
грузки (т.е. внеплановая потребность);
• возникновение у клиента дополнительной потребности в
мощности по сравнению с первоначально обозначенной в
заявке;
• невозможность удовлетворения в плановом периоде всех
поданных заявок ввиду ограничений на рост тарифов.
В связи с этим заметим, что в условиях ограничений заявки
потребителей выполняются в порядке очередности в соответ-
ствии с правилом: «первым пришел - первым обслуживается».
Обязательным является принцип возвратности вложенных
потребителями средств при долевом финансировании сооруже-
ния электросетевых объектов.
При этом могут использоваться различные формы, например:
• возврат средств через определенный период после ввода
мощностей (аналог льготного кредитования);
• целевой заем с выплатой льготного процента (ниже бан-
ковского);
• покупка потребителем акций электрокомпании (с получе-
нием пониженного дивиденда);
• выпуск электрокомпанией целевых облигаций.
Денежные средства выделяются потребителем в размере, со-
ответствующем величине присоединяемой нагрузки. Для этого
регулирующий орган устанавливает нормативы удельных капи-
таловложений в объекты электросетевого комплекса. Также це-
лесообразно ввести для энергокомпаний норматив, определяю-
щий верхний предел доли общего прироста нагрузки в плановом
периоде, обеспечиваемой в порядке долевого финансирования.
Важное значение имеет закрепленная в двустороннем до-
говоре ответственность электрокомпании перед потребителем
за целевое использование полученных средств, согласованные
сроки ввода в эксплуатацию соответствующих мощностей и
подключения нагрузки.
Помимо рассмотренного подхода, в перспективе могут прак-
тиковаться и другие рыночные методы косвенного участия по-
требителей в финансировании и развитии электросетевых ком-
паний, например применение договорных тарифов на передачу
электроэнергии в узлах с ограничениями по пропускной способ-
ности сети либо организация аукционов на право подключения
202
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
в «узких сечениях». Разумеется, это потребует серьезных изме-
нений в политике ценового регулирования сетевых компаний.
МЕХАНИЗМ ЦЕНОВОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
Принципы и методы регулирования. Регулирование тари-
фов на энергию, поставляемую интегрированными организа-
циями, основывается на принципе раздельного учета объемов
продукции (услуг), доходов и расходов по производству, пере-
даче и сбыту энергии.
При ценовом регулировании могут устанавливаться фик-
сированные значения тарифов, а также их предельные мини-
мальные и (или) максимальные уровни. Энергоснабжающие
предприятия представляют регулирующим органам на экспер-
тизу обоснованные предложения об установлении тарифов и их
предельных значений. При этом расчетный период, на который
устанавливаются тарифы, должен быть не менее одного года.
Для регулирования тарифов могут применяться методы:
1) экономически обоснованных затрат;
2) индексации тарифов.
Метод экономически обоснованных затрат предполагает
расчет тарифов на основе размера необходимой валовой выруч-
ки предприятия и планового объема производства продукции
(услуг) в расчетном периоде регулирования. Для этого исполь-
зуются нормативы по отдельным видам расходов и установлен-
ные правилами бухгалтерского учета калькуляции, определяю-
щие состав этих расходов.
Важное положение: валовая прибыль в тарифе должна соот-
ветствовать экономически обоснованному уровню доходности
инвестированного капитала у регулируемых энергокомпаний,
чтобы создать им условия для привлечения капиталовложений
в развитие производства.
Метод индексации тарифов рекомендуется использовать
в условиях умеренной инфляции на основе прогнозируемых
индексов потребительских цен. Индексации подлежат ранее
утвержденные предельные уровни и фиксированные значения
тарифов.
Для стимулирования снижения издержек производства ре-
гулирующие органы обязаны в течение определенного перио-
да после окончания срока окупаемости капиталовложений в
модернизацию сохранять для предприятия предшествовавший
мероприятию расчетный уровень расходов в тарифе.
Объекты регулирования. Помимо тарифов на услуги есте-
ственных монополий (передача электроэнергии), регулирова-
нию подлежат:
• цены (тарифы) на электрическую энергию, поставляемую
в отсутствие конкуренции;
• предельные уровни цен (тарифы) на электрическую и те-
пловую энергию на оптовом и розничном рынках, в том
РАЗДЕЛ 3 ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
203
1 За исключением
теплоэнергии, произво-
димой на ТЭЦ общего
пользования. Здесь
РЭК уполномочен
устанавливать тариф
тоже только в рамках
предельных уровней,
обозначенных ФСТ.
числе в секторе свобо дной торговли электроэнергией и при
поставках по двусторонним договорам купли-продажи;
• предельные уровни тарифов на электрическую и тепло-
вую энергию для населения (с учетом региональных осо-
бенностей);
• тарифы на тепловую энергию;
• тарифы на услуги по обеспечению системной надежности
(балансировку, резервы);
• тарифы на услуги АТС;
• тарифы на услуги СО и других органов оперативно-дис-
петчерского управления;
• плата за технологическое присоединение к электрическим
сетям;
• сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков.
Органы регулирования. Ценовое регулирование и кон-
троль в энергетике страны осуществляют: на национальном
уровне Федеральная служба по тарифам (ФСТ); на региональ-
ном — органы исполнительной власти субъектов Федерации в
области государственного регулирования тарифов (в некото-
рых субъектах Федерации принято название «региональные
энергетические комиссии» — РЭК).
Одной из основных функций ФСТ, в частности, является нор-
мативно-правовое и методическое обеспечение регулирования
и контроля цен на энергетическую продукцию и услуги. Также
ФСТ устанавливает тарифы для электростанций - поставщиков
регулируемого оптового рынка (в системе РДД), предельные
(максимальные и минимальные) уровни тарифов на электро-
энергию и тепло на всех рынках (включая услуги по распреде-
лению электроэнергии), тарифы на услуги по передаче электро-
энергии по единой национальной электрической сети и тарифы
на все другие инфраструктурные услуги, а также размер платы
за технологическое присоединение к электросетям. Кроме этого
ФСТ осуществляет контрольную и арбитражную функции.
Организационная структура ФСТ определяется в соответ-
ствии с Положением о Федеральной службе по тарифам. Фи-
нансирование расходов на содержание ФСТ осуществляется за
счет средств, предусмотренных в федеральном бюджете.
Региональные регулирующие органы устанавливают эконо-
мически обоснованные потребительские тарифы на электро-
энергию (с учетом заявок энергокомпаний) в рамках установ-
ленных ФСТ предельных уровней; это же касается и тарифов
на услуги по передаче электрической энергии по региональным
распределительным сетям. Кроме того, РЭК самостоятельно
устанавливает тарифы на тепловую энергию1 и сбытовые над-
бавки для гарантирующих поставщиков (ТП). В функции РЭК
входит также контроль деятельности ГП по обеспечению на-
дежного энергоснабжения населения.
Организационная структура РЭК (рис. 12.1) определяет-
ся органом исполнительной власти субъекта Федерации. Для
204
ЭН! РГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Руководство
РЭК
Рис. 12.1. Структура
региональной
энергетической
комиссии (вариант)
определения основных направлений деятельности РЭК в обла-
сти регулирования и принят ия соответствующих решений обра-
зуется коллегиальный орган, в состав которого входят несколь-
ко человек, в том числе руководитель.
Финансирование РЭК осуществляется за счет средств, пре-
дусматриваемых на эти цели в бюджете субъекта Российской
Федерации. Расходы на содержание регулирующего органа про-
изводятся за счет отчислений, предусмотренных в структуре
цен (тарифов) на продукцию (услуги) организаций, осущест-
вляющих регулируемые виды деятельности, в порядке, опреде-
ленном субъектом Федерации.
РОЗНИЧНЫЕ ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ И ТЕПЛО
В соответствии с действующими основами ценообразова-
ния регулирование тарифов на энергию на розничном рынке
осуществляется Федеральной службой по тарифам и реги-
ональными регулирующими органами путем установления
предельных (максимальных и минимальных) уровней тарифов
и фиксированных значений в рамках указанных пределов с
учетом обоснованных предложений энергоснабжающих орга-
низаций. Наряду с прейскурантными допускается применение
договорных тарифов, которые определяются по соглашению
продавца и покупателя исходя из установленных предельных
уровней.
Регулирование тарифов на электроэнергию на розничном
рынке может осуществляться в двух случаях, а) в условиях ин-
тегрированной энергокомпании с раздельным учетом по видам
деятельности (например, для технологически изолированной
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
205
1 На схеме отмечено,
что оплата потерь
энергии (нормативных)
в электросетях хотя и
включается в суммар-
ную плату за услуги
по передаче, но не уча-
ствует в формировании
тарифной выручки
сетевых организа-
ций, а обеспечивает
НВВ производителей
электроэнергии.
энергосистемы); б) при наличии энергосбытовой организации -
гарантирующего поставщика, обслуживающего регулируемый
сектор регионального розничного рынка.
На рис. 12.2 приведена схема формирования системы тари-
фов на электроэнергию на рынке, обслуживаемом региональной
энергоснабжающей компанией (AO-энерго). Как следует из схе-
мы, основой для расчета тарифов служат необходимая валовая
выручка компании (НВВ), а также плановые балансы электро-
энергии и мощности. Указанная НВВ определяется на базе эко-
номически обоснованных (нормативных) расходов и прибыли
раздельно по основным видам деятельности: генерация элек-
троэнергии и передача ее по распределительным электросетям
(включая сбыт электроэнергии).
Таким образом, тарифы на электроэнергию, поставляемую
потребителям, представляют собой сумму стоимостей:
• единицы электрической энергии (мощности), отпущенной
с шин электростанций-производителей;
• услуг по передаче единицы электрической энергии (мощ-
ности) и иных услуг, оказание которых связано с постав-
кой энергии (сбытовая деятельность, оперативно-диспет-
черское управление и др.).
Поэтому в счетах на оплату энергии помимо суммарного плате-
жа должны раздельно указываться стоимость отпущенной энер-
гии и стоимость услуг по ее передаче и иных услуг, подлежащих
оплате.
На схеме также показан базовый принцип ценообразования
в энергетике, состоящий в выделении в НВВ постоянных и
переменных издержек. Первые связаны с содержанием генери-
рующих мощностей и электрических сетей и обеспечением их
постоянной готовности к несению нагрузки. Вторые - с произ-
водством электроэнергии на станциях и компенсацией потерь
электроэнергии при передаче. Такой подход требует примене-
ния в качестве основы всей тарифной системы двухставочного
тарифа, при котором потребитель будет отдельно оплачивать за-
казанную (абонируемую) мощность и потребляемую энергию.
При этом тарифы на услуги по передаче электроэнергии диф-
ференцируются по уровням питающего напряжения1.
Дифференциация тарифов по группам (категориям) потре-
бителей электроэнергии отражает различия в стоимости про-
изводства, передачи и сбыта энергии и должна осуществляться
исходя из следующих критериев:
• величины присоединенной (заявленной) мощности;
• режима использования мощности (годовое число часов
использования заявленной мощности);
• категории надежности электроснабжения;
• уровня напряжения электрической сети.
Тарифы на электроэнергию, поставляемую потребителям,
устанавливаются регулирующим органом в разрезе потребитель-
ских групп одновременно в трех вариантах (тарифное меню):
206
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 12.2. Схема формирования регулируемых тарифов на электроэнергию
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
207
1) одноставочный тариф, включающий только плату за еди-
ницу потребленной электроэнергии;
2) двухставочный тариф, включающий месячную плату за
единицу заявленной мощности потребителя (в часы максиму-
ма нагрузки ОЭС) и плату за единицу потребленной электро-
энергии;
3) зонный тариф, дифференцированный по зонам суток-
трем (пиковая, полупиковая, ночная) или двум (дневная, ноч-
ная); он может строиться как на одноставочном, так и на двух-
ставочном принципе.
Одноставочный тариф рассчитывается на основе двух-
ставочного исходя из ставок за электроэнергию и мощность и
дифференцируется по группам потребителей в зависимости от
среднегодового числа часов использования расчетной мощно-
сти, потребляемой в часы совмещенного максимума ОЭС.
Дифференцированный по зонам суток тариф на электро-
энергию определяется на основе средней цены электроэнергии,
отпускаемой производителями (одноставочный тариф покупки),
и одинаковых для всех зон тарифа на передачу электроэнергии
и платы за прочие услуги (см. рис. 12.2). При этом тариф в ноч-
ной зоне устанавливается на минимальном уровне, обеспечива-
ющем электростанциям возмещение только переменных затрат
на производство электроэнергии в этой зоне графика нагрузки
(затраты на топливо).
Потребители самостоятельно выбирают для проведения рас-
четов за электроэнергию один из указанных в меню вариантов
тарифа, предварительно уведомив об этом энергоснабжающую
организацию.
Введение тарифного меню, несомненно, является прогрес-
сивным шагом в направлении либерализации ценового регули-
рования на розничных рынках электроэнергии. В то же время
у потребителей возникает проблема обоснования рациональ-
ного для конкретных условий применения варианта (модели)
тарифа.
На рис. 12.3 показано формирование потребительских тарифов на
электроэнергию на рынке с гарантирующим поставщиком. Послед-
ний имеет пакет регулируемых двусторонних договоров (РДД) с не-
сколькими прикрепленными к нему «генераторами»-поставщиками
на оптовом рынке (см. главу 7). ФСТ дает поставщикам формулу рас-
чета двухставочного тарифа, а также регулирует тарифы на передачу
электроэнергии и другие инфряструк!урные услуги. РЭК устанавли-
вает сбытовую надбавку ГП и конечные тарифы по группам потре-
бителей; при этом ФСТ, как показано на схеме, вводит пределы та-
рифов для населения. Дифференциация тарифов осуществляется по
тем же принципам, что и в описанном выше варианте с интегрирован-
ной энергоснабжающей организацией. Потребители имеют договоры
энергоснабжения с ГП.
208
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Структура розничного тарифа
Рис. 12.3. Ценообразование в регулируемом секторе розничного рынка:
---------->. регулирующее воздействие
---------->. ценополучение
договорные отношения
На рисунке приведен вариант структуры среднего по регулируе-
мому сектору расчетного тарифа на электроэнергию с укрупненной
экспертной оценкой долей отдельных составляющих. Заметим, что
стоимость генерации здесь определяется как средневзвешенная вели-
чина из тарифов пакета РДД. Некоторые тарифы на услуги (передача
по распределительным сетям) и сбытовая надбавка дифференцируют-
ся по группам (категориям) потребителей.
При дифференциации региональных тарифов на передачу элек-
троэнергии по уровням напряжения важно «очистить» их от объемов
перекрестного субсидирования. В этой части предлагается введение
целевых неналоговых отчислений для всех потребителей электро-
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
209
энергии (кроме населения, сельскохозяйственных товаропроизводи-
телей, государственных и муниципальных учреждений). Такой меха-
низм призван, по замыслу разработчиков, обеспечить поддержание
тарифов для населения ниже экономически обоснованного уровня
(причем в пределах установленных для граждан социальных норм
электропотребления). Указанные целевые отчисления не включают-
ся в состав экономически обоснованных тарифов и вносятся потре-
бителями одновременно с оплатой электрической энергии продавцам
на розничных рынках или АТС на оптовом рынке. Таким образом,
производится компенсация выпадающих доходов продавцов элек-
троэнергии.
* * *
Формирование тарифов на пар и горячую воду в системах
централизованною теплоснабжения основано на общих прин-
ципах ценообразования на элекзрическую энергию и тепло, ко-
торые реализуются на регулируемых розничных рынках. Так,
по аналогии с электроснабжением раздельно определяются та-
рифы на тепло, генерируемое теплоисточниками, и стоимость
услуг по передаче теплоэнергии (включая сбытовые надбавки).
При этом потребитель также должен оплачивать экономически
обоснованные затраты по эксплуатации региональных теплосе-
тей и технологические потери теплоносителя, рассчитываемые
по соответствующим нормативам.
Основой для расчета тарифов служит необходимая валовая
выручка производителей и сетевых организаций. Так же как и
для электроэнергии, исходным является двухставочный тариф
с раздельным учетом расчетной (присоединенной) тепловой
мощности абонентских (теплоиспользующих) установок и по-
требленной за расчетный период тепловой энергии в виде пара
и (или) горячей ьоды
Вместе с тем ценообразование на теплоэнергию по действу-
ющей методике имеет ряд отличий, обусловленных в том числе
и технологическими особенностями централизованного тепло-
снабжения:
1. Тарифы на тепло могут быть как едиными для всех по-
требителей крупной энергоснабжающей организации, так и диф-
ференцированными по отдельным локальным системам - уз-
лам теплоснабжения. Целесообразнее представляется второй
вариант, построенный на принципе «привязки» потребителей
к определенным теплоисточникам с различной стоимостью ге-
нерирования; в этом случае исключается перекрестное субси-
дирование между теплоисточниками, искажающее их реальную
эффективность.
2. Предварительно рассчитанные двухставочные тарифы
преобразуются в одноставочные для всех потребителей. Это
вызвано главным образом нерешенными проблемами учета и
контроля мощностной составляющей в многоставочных тари-
фах на тепло.
210
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
3. Тарифные группы потребителей тепловой энергии отли-
чаются от группировки потребителей электроэнергии. Причем,
как показывает опыт, тарифные группы могут периодически
пересматриваться. Например, в соответствии с Методическими
указаниями 2002 г. было выделено лишь две группы потребите-
лей тепловой энергии: а) бюджетные; б) прочие потребители.
4. Тарифы на тепловую энергию устанавливаются раздельно
по следующим видам теплоносителей:
- горячая вода;
- отборный пар давлением
от 1,2 до 2,5 кг/см2
от 2,5 до 7,0 кг/см2
от 7,0 до 13,0 кг/см2
более 13,0 кг/см2;
- острый и редуцированный пар.
Указанная дифференциация осуществляется в части платы за
теплоэнергию в базовом двухставочном тарифе в соответствии
с энергетической ценностью отпускаемого тепла. Для этой цели
применяются безразмерные коэффициенты, рассчитанные на
основе эксергетического метода разделения затрат по видам от-
пускаемой энергии.
5. Тарифы на тепловую энергию, вырабатываемые ТЭЦ, кото-
рые поставляют электроэнергию на оптовый рынок, находятся
в ведении федерального органа ценового регулирования; это же
относится и к плате за услуги по передаче тепла региональным
сетям. Тарифы на энергию, генерируемую прочими централи-
зованными теплоисточниками, регулируются на региональном
уровне.
Дальнейшее совершенствование ценообразования на те-
пловую энергию целесообразно осуществлять по следующим
основным направлениям.
Во-первых, для начала, по крайней мере для промышленных
предприятий, ввести тарифное меню, включающее как одно-
ставочный, гак и двухставочный тариф на тепловую энергию.
Это позволит, с одной стороны, повысить уровень использо-
вания тепловых мощностей на предприятиях и снизить у них
издержки теплоснабжения, а с другой - улучшить финансовое
состояние теплоснабжающих организаций, прежде всего тепло-
источников.
В табл. 12.1 приведен расширенный набор возможных ста-
вок - «меню», из которого можно сформировать наиболее под-
ходяший для данного потребителя вариант многоставочного
тарифа на тепло. Конечно, речь идет только о покупателях,
оснащаемых соответствующими теплосчетчиками.
Во-вторых, дифференцировать тарифы (одноставочные) в
зависимости от числа часов использования максимума тепло-
вой нагрузки (базовый, пиковый тарифы) и требований, предъ-
являемых к качеству и надежности теплоснабжения.
РАЗДЕЛ 3 ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
211
СТРУКТУРА ТАРИФНЫХ СТАВОК ДЛЯ ОПЛАТЫ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Производство тепла Плата за заказанную мощность, руб./(Гкал/ч) Плата за тепло для отопления, руб./Гкал Плата за теплоноситель, руб./ м3 гор. воды, руб./т пара
Передача тепла Плата за мощность по передаче, руб./(Гкал/ч) Плата за передаваемое тепло, руб./Гкал Плата за подключение, руб./подключение
Сбыттепла Плата за обслуживание, руб./потребитель
Таблица 12.1
В-третьих, расширить применение договорных тарифов, в
том числе стимулирующих рациональное теплоиспользование
(снижение температуры обратной сетевой воды, возврат тепло-
носителя и др.).
В-четвертых, более обоснованно подходить к формирова-
нию тарифных групп потребителей, учитывая различия в видах
и параметрах теплоносителя, режимных характеристиках, тре-
бованиях к надежности и качеству теплоснабжения, которые в
совокупности обусловливают объективную дифференциацию
стоимости обслуживания разных потребителей.
Следует особо подчеркнуть, что важнейшими условиями со-
вершенствования ценообразования в теплоснабжении являются
создание современной учетно-измерительной базы, охватываю-
щей все группы и категории потребителей, а также полное пре-
кращение перекрестного субсидирования.
212
ГЛАВА 13 ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА РЕГИОНА
ПРИНЦИПЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ
Рис. 13.1. Схема
согласования
интересов в процессе
формирования и
реализации
энергетической
политики
Энергетическая политика региона включает систему мер го-
сударственного регулирования, направленных на полное беспе-
ребойное и качественное обеспечение потребностей народного
хозяйства и населения субъекта Федерации в энергоносителях
при общественно приемлемых ценах и тарифах. Она осущест-
вляется органами власти и управления региона по отношению
ко всем производи гелям, поставщикам и потребителям энерго-
ресурсов, находящимся на данной территории. Энергетическая
политика призвана выражать долгосрочные общественные ин-
тересы, которые рыночные механизмы учесть и реализовать не
могут. В то же время она выступает в качестве универсального
инструмента разрешения противоречий между региональными
интересами и текущими коммерческими интересами отдельных
производителей и потребителей топлива и энергии (рис. 13.1).
Роль регионов России (республик, краев, областей) как цен-
тров формирования энергетической политики обусловливается
двумя факторами. С одной стороны, они обладают широкой эко-
номической самостоятельностью, с другой - сильно различают-
ся по природно-географическим, а следовательно, энергоэконо-
мическим условиям.
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
213
1 Региональная энер-
гетическая программа
разрабатывается и
формируется на основе
метода интегриро-
ванного планирования
ресурсов (см. ниже)
Рис. 13.2. Схема
формирования
энергетической
политики региона
Следует подчеркнуть, что региональная энергетическая по-
литика должна формироваться с учетом базовых положений
национальной энергетической стратегии, вероятного развития
энергоэкономической ситуации в регионе и возможных измене-
ний во внешней экономической среде. На этой основе устанав-
ливаются цели, приоритеты политики, а также определяются
адекватные средства и методы ее осуществления.
Энергетическая политика формулируется в виде целей и при-
оритетов (основных направлений), которые в свою очередь
служат средствами достижения определенных целей. При этом
выделяются отраслевой и территориальный аспекты энергети-
ческой политики региона (рис. 13.2). В качестве инструментов
реализации политики разрабатываются региональные энергети-
ческие программы, в которых определяются конкретные объек-
ты инвестирования, ресурсы, этапы, сроки, исполнители1. Не-
отъемлемым элементом программы должен быть специальный
мотивационный механизм, включающий различные админи-
стративно-правовые и экономические методы стимулирования
(на рис. 13.2 он обозначен как система управления реализацией
энергопрограммы).
214
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Для реального осуществления региональной политики требу-
ется, чтобы ее цели нашли отражение в инвестиционных проектах
предприятий - производителей и потребителей энергоресурсов.
Следовательно, мотивационный механизм должен функцио-
нировать таким образом, чтобы энергокомпании и промышлен-
ные предприятия разрабатывали свои планы развития исходя из
основных положений энергетической политики и принимали
участие в региональных энергопрограммах.
Как следует из приведенного выше определения, главная
задача энергетической политики состоит в обеспечении соци-
ально-экономического развития региона на основе надежного
энергоснабжения при минимальном расходе ресурсов и воздей-
ствии на окружающую среду в условиях меняющихся внешних
факторов: экономических, политических, социальных, техни-
ческих, экологических, культурно-образовательных. При этом
конкретные приоритеты, цели и средства их достижения будут
дифференцироваться по регионам в зависимости от их энерго-
экономических характеристик (табл. 13.1).
ФАКТОРЫ РЕГИОНАЛЬНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ
Базовые условия формирования энергетической политики Энергоэкономические характеристики региона
Природно-сырьевые особенности Обеспеченность ресурсами котельно-печного топлива Потенциал возобновляемых источников энергии Климатические условия
Структура производительных сил Энергоемкость продукции Уровень электрификации территории Структура топливно-энергетического баланса Удельный вес промышленности в электропотреблении
Система энергоснабжения Структура генерирующих мощностей Топливный баланс энергогенерирующих установок Резервы мощностей в генерации и транспорте энергоносителей Износ основных фондов в системах электро- и теплоснабжения
Энергопотребляющий комплекс Обеспеченность населения электроэнергией, теплом и природным газом Резервы энергосбережения и повышения энергоэффективности в экономике региона Резервы повышения уровня электрификации и газификации Соотношение цен на взаимозаменяемые энергоносители
Таблица 13.1 В общем случае примерный набор возможных целей регио-
нальной энергетической политики включает:
- • повышение уровня энергетической независимости региона; • надежное обеспечение потребностей коммунального хо- зяйства и населения высококачественными энергоносите- лями (электроэнергией, теплом, газом); • энергосбережение во всех секторах народного хозяйства; • поддержание взаимоприемлемых для поставщиков и по- требителей тарифов и цен на энергоносители (особое вни- мание - населению и малому бизнесу);
РАЗДЕЛ 3 ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
215
• соблюдение экологических норм энергетическими пред-
приятиями и повышение качества природной среды.
Для того чтобы иметь возможность обоснованно устанавли-
вать цели и приоритеты энергетической политики, требуется
осуществлять мониторинг макросреды, оценку энергоэконо-
мического потенциала региона, регулярное прогнозирование
спроса на топливо и энергию в различных секторах народного
хозяйства региона. Мониторинг макросреды предполагает не-
прерывное наблюдение за отдельными элементами внешней
среды, которые органы управления региона контролировать не
могут. При этом особое внимание рекомендуется обращать на
три компонента изменения макросреды: в структуре собствен-
ности; в налоговой, амортизационной и кредитной системах;
в механизме федерального управления энергетическим ком-
плексом.
Комплексная оценка энергоэкономического потенциала ре-
гиона включает набор следующих характеристик:
• обеспеченность топливно-энергетическими ресурсами;
• состояние энергохозяйства региона;
• демографическая ситуация;
• занятость населения;
• экологическая обстановка;
• инвестиционные возможности, в том числе в части при-
влечения иностранного капитала.
В совокупности с мониторингом указанная оценка позволит
выявить текущие проблемы энергетического комплекса регио-
на, а из комплексного прогноза энергопотребления будет виден
процесс развития этих проблем в обозримой перспективе. По-
следнее дает возможность выйти на действительно важные во-
просы, имеющие стратегическое значение для данного региона,
решение которых требует упреждающего управления.
Энергетическая политика может быть долгосрочной, рас-
считанной на десятки лет, и краткосрочной, направленной на
решение тактических задач. Соответственно различаются по
протяженности периоды, на которые разрабатывается политика,
и реализующие ее энергопрограммы, различны уровень агре-
гированное™ целей и стимулирующий инструментарий. В то
же время надо иметь в виду, что стратегический и тактический
аспекты энергетической политики находятся в иерархической
связи: второй следует рассматривать как средство осуществле-
ния первого.
В сфере управления энергетикой долгосрочная политика,
ориентарованная на глубинные стратегические изменения,
имеет первостепенное значение, если учитывать объективно
высокую инерционность энергетического комплекса. Поэто-
му при формировании региональной энергетической политики
рекомендуется рассматривать временные горизонты не менее
15-20 лет с разбивкой их на отдельные этапы.
216
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
АНТИКРИЗИСНАЯ ФОРМА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ
Антикризисная энергетическая политика включает курс дей-
ствия органов управления регионом и систему мер по предот-
вращению и локализации негативных явлений в энергетическом
комплексе (ЭК), выработанных на основе анализа факторов и
форм энергетического кризиса.
Понятие «энергетический кризис» отражает такое по-
ложение в ЭК региона, при котором последний не в состоя-
нии удовлетворить спрос хотя бы на один из энергоресурсов
за счет внутренних и внешних источников в условиях сложив-
шихся темпов экономического роста, численности населения,
структуры энергопотребления, эффективности производства
и транспорта, использования энергоресурсов, резервных и инве-
стиционных возможностей.
Сочетание перечисленных факторов и условий, с одной сто-
роны, определяет глубину и продолжительность кризисного
состояния, а с другой — показывает возможные пути выхода из
него. В частности таковы поиск новых инвестиционных воз-
можностей и источников энергоснабжения, изменения в струк-
туре энергобаланса региона, повышение надежности и эффек-
тивности энергоснабжения потребителей.
Необходимо отметить, что ЭК как часть экономики региона
функционирует в определенной макроэкономической среде, пара-
метры которой подвержены периодическим изменениям. В числе
ключевых параметров следует назвать действующую систему
федерального управления энергетикой, структуру собственности,
отраслевые сдвиги в экономике и темпы инфляции. В совокуп-
ности с внутрирегиональными резервами стабилизации энерго-
хозяйства они формируют основу антикризисного курса, который
должен быть выработан региональными властями.
Известно, что энергетика обладает таким специфическим
свойством, как высокая экономическая инерционность. Она про-
является, например, в значительном временном лаге с момента
изменения внешних условий развития до адекватной реакции на
эти изменения непосредственно в ЭК. Также медленно происхо-
дит накапливание кризисных явлений. Следовательно, объек-
тивно существует необходимость их предвидения, выявления
и упреждающей нейтрализации. Но для этого необходимо знать
симптомы приближающегося кризиса или его факторы, а также
иметь механизм управления, должным образом сориентирован-
ный на опережающие решения, которые блокируют развитие
нежелательных тенденций. Если такие действия своевременно
не предпринимаются, то кризис возрастает. Конкретно это вы-
ражается в росте количества наименований ресурсов, зачисляе-
мых в категорию дефицитных, и потребителей, подвергаемых
ограничениям по их использованию. В итоге снижаются темпы
экономического роста, так как производственные потребители не
успевают оперативно перестроить структуру энергопотребления.
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
217
Далее возможна остановка некоторых предприятий, что по-
влечет тяжелые социальные последствия. Постепенно в круг
ограничиваемых потребителей включаются жилищный сек-
тор, население. Когда энергетический кризис обостряется на
фоне общей экономический и политической нестабильности,
социальный взрыв становится наиболее вероятным.
Другая сторона отмеченного свойства инерционности за-
ключается в том, что, чем глубже энергетический кризис и
разнообразнее формы, которые он принимает в данном регио-
не, тем объективно длительнее срок, в течение которого энер-
гетику можно стабилизировать. В таких случаях приходится
кардинально трансформировать структуру энергоносителей,
применяемых в различных секторах народного хозяйства, где
возможна их взаимозамена. Но при этом надо иметь в виду не-
гативные социальные результаты такой политики. Например,
возможно сокращение добычи топлива или даже прекращение
эксплуатации отдельных шахт, карьеров и других предприятий
топливной промышленности как з регионе, так и за его предела-
ми. В некоторых ситуациях могут потребоваться компенсации
повышенных издержек, связанных с оплатой дополнительных
поставок топлива и энергии из. (ругих регионов. Тогда админи-
страция региона будет вынуждена сократить финансирование
отдельных социальных программ. Резкое снижение спроса на
электроэнергию или возможностей ее производства может при-
вести к распаду высококва шфицированного коллектива реги-
онального энергообъединения, а его восстановление потребует
немало времени и средств.
Энергетический кризис имеет различные формы проявле-
ния, вызванные соответствующими факторами. Среди них вы-
деляются эндогенные (внутренние для отрасли) и экзогенные
(внешние). Их анализ необходим в целях предупреждения и ло-
кализации неблагоприятных явлений в энергохозяйстве регио-
на. Рассмотрим этот вопрос подробнее.
Эндогенные факторы
Износ основных производственных фондов. Нарастающий
физический износ производственного аппарата электроэнерге-
тики является фактором воспроизводственной формы энерге-
тического кризиса (уровень износа можно определить по доле
основного оборудования, полностью выработавшего свой ре-
сурс). Анализ показывает, что практически во всех регионах
России износ основных фондов в электроэнерге гике значитель-
но превысил критическую величину. Повышенный износ тре-
бует отвлечения значительных средств на проведение плановых
и аварийных ремонтов, ограничивает возможность финансиро-
вания вводов новых мощностей, ведет к резкому нарастанию
расходов топлива, ухудшению качества природной среды. Од-
нако главное состоит в том, что повышенный износ и низкий
коэффициент выбытия в электроэнергетике со временем могут
вызвать необходимость регламентировать потребление энергии
218
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
и мощности и тормозят процессы электрификации и энерго-
сбережения (через замену электроэнергией дефицитных видов
органического топлива).
Отсутствие координации в развитии энергосистемы. Ры-
ночные преобразования и реструктуризация электроэнергетики
приводят к сосредоточению функций производства, передачи и
распределения электроэнергии в разных энергокомпаниях. При
этом качество их менеджмента и инвестиционные возможности
могут существенно различаться. Если взаимодействие между
этими организациями не налажено должным образом, то может
возникнуть потеря управляемости в развитии энергосистем как
единых технологических комплексов. Так, вводы мощностей
на электростанциях и сооружение новых электрических сетей
будут осуществляться рассогласованно. Например, уже сейчас
во многих регионах пропускная способность городских распре-
делительных сетей препятствует дальнейшему росту электри-
ческих нагрузок. В результате под угрозой оказывается обеспе-
чение спроса на энергию и мощность у новых потребителей с
соответствующими негативными последствиями для экономи-
ческого и социального развития региона. Эту форму кризиса
назовем дезинтеграционной; она порождается неэффективными
решениями в области реформирования отрасли.
Нерациональная структура энергобаланса. Структуру реги-
онального энергобаланса надо оценивать в двух аспектах. Во-
первых, с точки зрения ее соответствия обеспеченности региона
отдельными энергоресурсами, т.е. через соотношение производ-
ства данного энергоносителя на территории региона и потреб-
ности в нем народного хозяйства. Во-вторых, в качественном
аспекте, в частности через анализ уровня электрификации про-
изводственного сектора и бытовой сферы. Важно, что эти оцен-
ки находятся во взаимосвязи. Так, чем меньше обеспеченность
структуры баланса собственными качественными источниками
топливоснабжения (например, природным газом), тем выше
должен быть уровень электрификации, т.е. доля электроэнергии
в структуре энергопотребления региона (конечно, при прочих
равных условиях). Электроэнергия ведь может вырабатываться
на других первичных энергоресурсах, включая НВИЭ и ядерное
топливо, причем на территории данного региона.
Нерациональная структура энергобаланса ршиона провоци-
рует так называемую структурную форму кризиса в энергетиче-
ском комплексе. Она ведет к периодическим сбоям в надежно-
сти и качественных параметрах энергоснабжения, делает крайне
неопределенными перспективы экономического развития и по-
вышения уровня жизни населения. Неадекватная потребностям
структура энергопотребления иногда консервирует значитель-
ные резервы потенциальных рабочих мест, которые можно было
бы создать за счет ввода новых электроэнергетических мощно-
стей и реализации местного энергопотенциала.
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
219
1 Массовые неплатежи
в отдельных группах
потребителей могут
быть следствием как
выхода цен на энер-
гоносители за при-
емлемые границы, так
и кризисных явлений
в финансовой системе
государства.
Загрязнение природной среды. Экологический аспект энер-
гетического кризиса можно оценить с помощью набора пока-
зателей: по вкладу электроэнергетики в сверхнормативное за-
грязнение по отдельным ингредиент ам загрязняющих веществ и
элементам природной среды; уровню и динамике выбросов ТЭС,
котельных и потребительских установок, использующих органи-
ческое топливо, в расчете на единицу площади территории реги-
она; наличию площадок для новых электростанций (в мегаваттах
установленной мощности ТЭС, ГЭС, АЭС); результатам социо-
логических опросов, выявляющих отношение населения региона
к размещению новых АЭС и ТЭС на твердом топливе; статистике
аварийных ситуаций в энергетике с нанесением ущерба населе-
нию и природной среде. В итоге экспертно определяются харак-
тер и глубина экологической формы кризиса.
Необходимо отметить, что сокращения воздействия энер-
гетических объектов на окружающую среду удается добиться,
как правило, со значительными затратами средств. Часто, чтобы
уложиться в экологические нормативы, приходится переводить
оборудование на более дефицитные и дорогие виды топлива,
закупаемые в других регионах. В некоторых случаях уровень
фонового загрязнения вблизи населенных пунктов не позволяет
вообще сооружать там новые ТЭС, что создает большие трудно-
сти с выбором площадок и обеспечением строительства рабочей
силой. В то же время надо признать тот факт, что установлен-
ные достаточно жесткие природоохранные нормативы не всег-
да имеют технологическое обеспечение, т.е. не выполняются в
связи с отсутствием отечественного экологически чистого обо-
рудования. Такое положение еще более усугубляет кризисные
явления в природной среде.
Негативное отношение местных властей и населения к раз-
витию энергетики может серьезно углубить энергетический
кризис, блокируя процесс электрификации и экономического
роста. Иногда это объясняется господствующими в обществе
предубеждениями или политическими факторами, но часто и
объективной ситуацией, связанной с состоянием природной
среды в регионе. Большое значение поэтому имеет анализ ис-
тинных причин социальной неприемлемости энергетических
объектов некоторых типов, чтобы на этой основе выработать
программу антикризисных действий в экологической и соци-
альной сферах.
Экзогенные факторы
Неплатеж и потребителей за поставленные энергоносите-
ли. Ухудшение платежной дисциплины вызывает острый дефи-
цит оборотных средств энергокомпаний и проблемы с оплатой
поставок топлива, проведением ремонтов энергооборудования,
выплатами заработной платы. Подобная финансовая форма кри-
зиса в конечном счете оказывает сильнейшее тормозящее дей-
ствие на инвестиционные процессы в электроэнергетике и, в
частности, резко снижает привлекательность отрасли для внеш-
них инвесторов1.
220
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Инфляционные процессы. Инфляция порождает инвестици-
онную форму кризиса в электроэнергетике - отрасли, которая
отличается значительной капиталоемкостью и длительными
сроками окупаемости инвестиций. Так, при регулируемых та-
рифах на электроэнергию рост цен на топливо и материально-
технические ресурсы, вынужденное повышение заработной
платы персонала энергокомпаний существенно снижают соб-
ственные инвестиционные возможности региональной электро-
энергетики. При этом накопленные амортизационные фонды
не в состоянии покрыть рост цен на инвестиционные ресурсы,
централизованные капиталовложения практически исключены,
а частный капитал в условиях прогрессирующей инфляции в
электроэнергетику направляться не будет.
Попытки решить проблему инвестиций путем повышения
тарифов с учетом инфляционных ожиданий способны вызвать
прямо противоположный результат. Во-первых, это еще один
стимул ускорения инфляции. Во-вторых, повысившиеся в ре-
зультате роста тарифов цены на материально-технические ре-
сурсы с определенным лагом вернутся в электроэнергетику,
вновь увеличивая ее производственные издержки. Таким об-
разом, электроэнергетика внесет свой вклад в раскручивание
инфляционной спирали и сама пострадает от этого. В-третьих,
некоторые электроемкие предприятия, спрос на продукцию ко-
торых сильно зависит от цен, вследствие резкого повышения
энергетических издержек должны будут пойти на сокращение
объемов производства.
Структурные сдвиги в экономике. Общий спад производства
и его структурно-отраслевые формы являются сильнодейству-
ющими экзогенными факторами инвестиционного и финан-
сового кризисов в региональном ЭК. Инвестиционный кризис
углубляется в результате сокращения производства в отраслях
инвестиционного комплекса (машиностроении, промышленно-
сти стройматериалов, строительстве), а также из-за децентра-
лизации материально-технического снабжения и промедления с
формированием новых, рыночных структур в этой сфере.
Структурная перестройка народного хозяйства в направлении
снижения доли энергоемких производств, вероятно, вызовет от-
носительное уменьшение спроса на энергетические ресурсы, в
частности электроэнергию. Изменятся также режимы электро-
потребления, конфигурация суточного и сезонного графиков
электрической нагрузки региона. Если все это будет сопро-
вождаться гиперинфляцией и общим долговременным спадом
промышленного производства в стране и регионе, то возникнут
проблемы с формированием оборотных средств энергокомпа-
ний. Иначе говоря, электроэнергетика войдет в полосу финан-
сового кризиса, если, конечно, не будут приняты соответствую-
щие упреждающие меры.
Уровни инвестиционного и финансового кризисов в энерге-
тике региона можно оценить количественно. Наличие и глубину
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
221
ФАКТОРЫ И ФОРМЫ КРИЗИСНЫХ ЯВЛЕНИЙ В ТЭК РЕГИОНА
Эндогенный фактор Форма кризиса Экзогенный фактор Форма кризиса
Повышенный износ фондов Воспроизводственная Неплатежи Финансовая
Отсутствие координации в развитии энергосистем Дезинтеграционная Инфляция Инвестиционная
Нерациональная структура энерго- потребления Структурная Структурные сдвиги в народном хозяйстве; спад производства в промышленности Инвестиционная, финансовая
Загрязнение природной среды Экологическая
Таблица 13.2
инвестиционного кризиса предлагается определять при помо-
щи соотношения между реально возможными и необходимыми
объемами капиталовложений для обеспечения простого и рас-
ширенного воспроизводства фондов. Финансовый кризис уста-
навливается исходя из дефицита оборотных средств энергоком-
пании и наличия источников его финансирования. В табл. 13.2
приведены рассмотренные выше факторы и формы региональ-
ного энергетического кризиса.
Как уже указывалось, факторы формирования отдельных
разновидностей кризисных явлений в энергетике региона вы-
делены и сформулированы таким образом, что появляется воз-
можность определить в первом приближении факт и уровень
кризиса, чтобы установить цели, приоритеты и средства осу-
ществления антикризисной политики. При этом следует иметь
в виду, что наибольшая опасность заключается в совместном
действии всех факторов и соответствующих им форм кризиса.
В этом случае можно говорить о тотальном кризисе ЭК. При
наличии всех приведенных в табл. 13.2 факторов получается
синергический эффект, который резко усиливает общий кризис,
придавая ему долговременную, по существу катастрофическую,
форму. Если же налицо лишь некоторые из названных факторов,
то это свидетельс гвует либо о предкризисной ситуации, либо о
локальном кризисе.
РЕАЛИЗАЦИЯ РЕГИОНАЛЬНОЙ ПОЛИТИКИ В СФЕРЕ
ЭЛ ЕКТРОЭН ЕРГЕТИ КИ
Учитывая важные общественные функции, возлагаемые на
региональную электроэнергетику, формирование ее новой вы-
сокоэффективной структуры должно стать ключевым направле-
нием энергетической политики субъектов Федерации. В рамках
данного направления могут рассматриваться следующие при-
оритеты.
222
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• осуществление высокоэффективной теплофикации насе-
ленных пунктов прежде всего на основе внедрения газо-
турбинных и парогазовых установок;
• реализация местного энергопотенциала посредством раз-
вития установок, использующих нетрадиционные возоб-
новляемые источники энергии (малые ГЭС, ветроэнерге-
тика, биоэнергетика и др.);
• координация развития отдельных объектов региональной
электроэнергетики, находящихся в ведении разных соб-
ственников (генерирующие установки, энерготранспорт-
ная система) в соответствии с ростом нагр> юк потребите-
лей региона;
• привлечение энергетических компаний к деятельности
по повышению энергоэффективности в потребительском
секторе региона;
• формирование и поддержание конкурентной среды в реги-
ональной электроэнергетике.
Важно, что приведенная система приоритетов может также
составить универсальную основу электроэнергетической поли-
тики в любом регионе.
Средства реализации указанных приоритетов, разрабатываемые
в рамках энергетической программы, будут включать организаци-
онно-техническую концепцию региональной электроэнергетики,
адекватные ей методы стимулирования и механизм отбора инве-
сторов - потенциальных собственников энергообъектов.
Организационно-техническая концепция обеспечивает про-
цесс принятия решений информацией:
• о формах, направлениях и мето, (ах реконструкции регио-
нальных энергетических мощностей;
• характеристиках новых генерирующих установок (элек-
тростанций), включающих:
— схемы размещения энергетических объектов;
- типоразмеры установок;
- виды первичных энергоресурсов, используемых для
производства электроэнергии и тепла;
- параметры энергетической и экологической эффектив-
ности;
- режимные характеристики (требования к маневренным
качествам).
Методы стимулирования (мотивационный механизм) на-
правлены на поддержку внедрения указанной концепции и
реализации таких приоритетов энергетической политики, как
привлечение территориальной генерирующей компании (ТГК)
к работе по повышению энергоэффективности в потреблении,
созданию конкуренции в региональном контуре и направлению
инвестиций в модернизируемую энергетику.
Основные из них следующие.
1. Регламентация параметров новых и реконструируемых
районных ТЭЦ: тип установки; единичная мощность; вид
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
223
первичного энергоресурса; коэффициент полезного использо-
вания топлива; режим работы и др. Сооружение объектов с по-
казателями, отклоняющимися от установленных параметров,
следует запретить (с помощью лицензионных процедур). Осо-
бое внимание надо уделять КПИ топлива и удельным капита-
ловложениям.
2. Использование налоговых льют для инвестиций в уста-
новки, отвечающие нормативным требованиям и приоритетам
технической политики, например полная отмена налогов на
прибыль и имущество на срок окупаемости капиталовложений.
3. Применение ускоренной амортизации для целей налого-
обложения на новых, прогрессивных установках; списание ак-
тивной части фондов линейно или ступенчато за короткий срок
(несколько лет). Целевое использование повышенных аморти-
зационных отчислений на реконструкцию и техническое пере-
вооружение устаревших районных ТЭЦ.
4. Гарантии реализации продукции и получения приемле-
мой прибыли на капитал для собственников экологически чи-
стых установок НВИЭ.
5. Передача объектов в собственность инвестора, практиче-
ски осуществившего реконструкцию и техперевооружение ТЭЦ
в соответствии с требованиями и норма! ивами технической по-
литики. Приватизация и смена собственника на других услови-
ях должны быть исключены.
6. Распространение в региональной энергетике лизинговых
схем инвестирования исходя из возможностей прежде всего оте-
чественных производителей прогрессивного энергетического
оборудования. Разработка стандартизированных методов госу-
дарственного стимулирования энерголизинга.
7. Установление при регулировании тарифов только верх-
них пределов цен генерации электрической и тепловой энергии
исходя из оптимальных режимов работы ТЭЦ, необходимой
рентабельности инвестируемого капитала и поддержания кон-
курентоспособности электростанций ТГК на рынках электри-
ческой энергии и тепла. В этих пределах распределение цен на
электроэнергию и тепло должно решаться на уровне конкрет-
ной ТЭЦ.
8. Контроль регулируемых энергосбытовых компаний (га-
рантирующих поставщиков) в отношении структуры генерато-
ров закупаемой электроэнергии; критерием при подобном кон-
троле должен быть минимум средневзвешенной цены.
9. Специальная мотивация взаимодействия ТГК и потреби-
телей электроэнергии и тепла в рамках «программ управления
спросом» на основе метода распределения экономии от внедре-
ния мер по повышению энергоэффективности. Также целесо-
образно предусмотреть адресные налоговые льготы по инве-
стициям, направляемым энергокомпанией в рационализацию
энергохозяйства потребителей.
224
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Наконец, необходимо создать механизм конкурсного отбора
инвесторов для модернизации электроэнергетики региона. Та-
кой механизм включает:
• порядок организации аукционов проектов по созданию
новых и обновлению действующих региональных энерго-
мощностей;
• регламент заключения договора между победителем кон-
курса и организацией, уполномоченной на проведение
торгов, и контроль за соблюдением условий договора;
• технико-экономические ориентиры (включая экологиче-
ские) для всех участников аукционов, вытекающие из ор-
ганизационно-технической концепции;
• критерии оценки региональной привлекательности проекта;
• инвестиционные гарантии и льготы для победителей аук
циона (в том числе по тарифам).
Понятно, что реализация указанных предложений нуждается
в создании соответствующей правовой базы как на федераль-
ном, так и на региональном уровнях.
МЕТОД ИНТЕГРИРОВАННОГО ПЛАНИРОВАНИЯ
РЕСУРСОВ
1 Под ресурсами пони-
маются все возможные
способы энергообе-
спечения, доступные
по условиям данного
региона в природно-
сырьевом, техниче-
ском и экономическом
аспекэ ах.
Интегрированное планирование ресурсов (ИПР) рассматри-
вается как высокоэффективный инструмент управления разви-
тием региональной электроэнергетики.
Система интегрированного планирования энергетических
ресурсов1 представляет собой совокупность правовых и эко-
номических механизмов, а также процедур, обеспечивающих
минимизацию общественных затрат на энергетическое обслу-
живание потребителей. Минимизация может быть достигнута
как за счет повышения эффективности производства, передачи
и распределения энергии, так и в не меньшей степени за счет
повышения энергоэффективности в потребительском секторе.
В связи с этим термин «интегрированное» отражает требование
комплексного анализа и сопоставления на равноправной основе
всех доступных вариантов решения проблемы энергоснабжения
региона, обслуживаемого генерирующей энергокомпанией, с
учетом всех видов ресурсов и эффектов от их применения.
В частности, в основу системы ИПР положен комплексный
подход к реализации возможности энергосбережения в обоих
секторах народного хозяйства - в электроэнергетике и сферах
конечного потребления энергии, где потенциал энергосбере-
жения особенно высок. При этом затраты энергокомпании
на энергосбережение у потребителей замещают значительно
большие затраты в ее развитие (или обновление генерирующих
мощностей в условиях их избытка). Следует отметить, что эта
разница в затратах — экономическая основа ИПР и баланса инте-
ресов основных субъектов энергетического рынка.
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
225
В результате применения метода ИПР в выигрыше остаются
все заинтересованные стороны: энергокомпании, потребители
электроэнергии и тепла, регион.
Энергокомпании снижают риск инвестирования в новые
дорогостоящие генерирующие мощности в условиях высокой
неопределенности динамики спроса на энергию. За счет вовле-
чения дополнительных ресурсов, в первую очередь энергосбе-
режения, а также возобновляемых источников энергии повыша-
ется гибкость и адаптивность энергосистем.
Потребители получают более надежное и качественное энер-
госнабжение при относительно более низких тарифах и издерж-
ках по оплате потребленной энергии. Они также приобретают
дополнительные технические и финансовые возможности до-
ступа к про1рессивным энергоэффективным технологиям.
Регион в целом повышает уровень энергетической независимо-
сти (безопасности) и улучшает экономическое положение. Стаби-
лизируется социальная и экологическая обстановка.
На уровне энергокомпании в рамках ИПР процесс планиро-
вания включает следующие этапы.
1. Определение целей планирования (исходя из миссии ком-
пании).
2. Прогнозирование электрических и тепловых нагрузок по-
требителей.
3. Анализ имеющихся генерирующих мощностей и баланса
энергии и мощности энергосистемы в пределах горизонта пла-
нирования.
4. Оценка ресурсов для развития со стороны спроса на энергию,
т.е. потенциала повышения энергоэффективности в потреблении.
5. Оценка ресурсов для развития со стороны производства, т.е.
потенциала повышения энерюэффективности в генерировании.
6. Анализ экологических последствий по каждому варианту
развития энергосистемы.
7. Анализ неопределенности и риска.
8. Выбор плана использования ресурсов.
9. Общественная оценка плана развития энергосистемы.
Чтобы рост энергоэффективности в потреблении стал равно-
ценным ресурсом энергоснабжения, компания должна разраба-
тывать и осуществлять программы управления спросом. Можно
также покупать электроэнергию и тепло у независимых произ-
водителей своего региона, если затраты на это меньше предель-
ных долгосрочных издержек энергокомпании. При этом услож-
няется деятельность регулирующих органов, так как структура
затрат компании существенно изменяется вследствие появления
новых видов деятельности, направлений и форм капиталовло-
жений и получения прибыли.
Поскольку будущее полно неожиданностей, то при принятии
плановых решений необходимо стараться минимизировать воз-
можный риск, чтобы подготовиться к непредвиденным переме-
нам. Анализ неопределенности и связанного с ней риска являет-
ся необходимым условием успешного планирования и важным
8 Энергетический бизнес
226
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РАЗЛИЧИЕ МЕЖДУ ТРАДИЦИОННЫМ ПЛАНИРОВАНИЕМ И МЕТОДОМ ИПР В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
Отличительная характеристика Традиционный метод Метод ипр
Вид товара Электрическая и тепловая энергия Услуги по энергоснабжению
Влияние энергокомпании на спрос (взаимодействие с потребителями) Энергопотребление - внешняя неуправляемая характеристика Энергопотребление - объект управления со стороны энергокомпании
Источники энергоснабжения (ресурсы) Собственные генерирующие мощности Дополнительно: энергосбережение у потребителей; независимые производители энергии в данном регионе
Техническая политика Преимущественно крупные установки на органическом и ядерном топливе Широкий спектр энергоустановок и схем энергоснабжения
Экологический фактор Учитывается косвенно, чпрез соответствующие затраты Учитывается непосредственно, через экологические критерии
Влияние общественности Привлекается к участию в принятии решений ограниченно и несистематически Получает доступ к планам энергокомпании и активно участвует в их обсуждении и утверждении
Учет неопределенности и риска Не учитываются или учитываются косвенным путем Разрабатываются специальные меры по снижению неопределенности и связанного с ней риска
Модели планирования Оптимизационные (детерминированные) Имитационные (вероятностные, многовариантные)
Таблица 13.3
элементом концепции ИПР. Преимущества ИПР по сравнению с
традиционным методом планирования видны из табл. 13.3.
На уровне крупных регионов в США накоплен богатый опыт
применения ИПР, существует практика разработки индикатив-
ных планов, охватывающих несколько штатов с многочисленны-
ми энергокомпаниями. Так, Советом по планированию Северо-
Запада США разработана региональная модель, имитирующая
эффективность принятия решений в области строительства
электростанций и предполагающая использование альтерна-
тивных ресурсов, когда будущие нагрузки неизвестны и ожида-
ется, что они будут находиться в довольно широких пределах.
Она называется моделью «интегрированного анализа развития
энергосистемы» и позволяет планировать источники энергии на
основе анализа множественных вариантов развития энергетиче-
ской системы. Итерационные процедуры производятся до тех
. пор, пока не будет определена структура энергоисточников, по-
зволяющая наилучшим образом сочетать низкие затраты с при-
емлемым уровнем риска.
Процедуры, необходимые для выработки регионального пла-
на, включают:
• прогноз электрической нагрузки;
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
227
• анализ существующей энергосистемы со всеми ее источ-
никами и графиками нагрузок;
• технико экономическую оценку всех имеющихся ресур-
сов, включая энергосбережение;
• имитационное моделирование работы энергосистемы.
Параллельно с разработкой прогноза анализируются на-
личие, надежность и стоимость возможных вариантов произ-
водства энергии и энергосбережения. Причем резервы роста
энергоэффективности рассматриваются для всех элементов
процесса энергоснабжения: конечное использование, передача
и распределение, генерирование. Интересно, что в плане Сове-
та был предусмотрен следующий порядок приоритетности рас-
смотрения вариантов:
1) экономия энергии;
2) возобновляемые источники;
3) комбинированное производство тепла и элекгроэнергии;
4) традиционные генераторы на органическом и ядерном то-
пливе.
Результаты имитационного моделирования содержат обширну ю
информацию типа «а что, если?» - о большом количестве вариан-
тов прогноза. Каждый из них имеет свое распределение затрат.
В законченном виде план содержит:
• окончательный набор ресурсов (способов энергоснабже-
ния), которые ранжируются в зависимости от соотноше-
ния затрат и рисков, связанных с их применением;
• положения, которыми следует руководствоваться при при-
нятии решений о развитии энергосистемы;
• план действий, которые по рекомендации регионального
Совета следует предпринять в течение нескольких после-
дующих лет.
И наконец, процедура планирования тесно связана с вовлече-
нием в процесс широкой общественности. Создается большое
количество консультативных комитетов и специальных групп,
обеспечивающих экспертные оценки и широкое представитель-
ство региона. Все заседания Совета, его комитетов и рабочих
групп открыты для широкой публики.
Совет также готовит и распространяет для общественного
обсуждения материалы, связанные с определенными разделами
плана. Их представляют на суд общественности, получают заме-
чания, после чего Совет учитывает рекомендации либо просит
продолжить обсуждение. Эта процедура считается очень эффек-
тивной для разработки окончательного варианта плана. После
того как подготовлен проект плана, проводятся публичные слу-
шания по всему региону. Совет организует также длительные
консультации с представителями основных заинтересованных
групп, включая углубленное обсуждение проекта плана.
Описанные подходы, конечно, в своих базовых положени-
ях целесообразно использовать и на уровне ТГК, и на уровне
субъектов Федерации, входящих в зону ее действия. Для этого
228
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 13.3. Организация
межрегионального
управления
электроэнергетикой
в зоне ТГК
потребуется создать специальную организационную структуру
в виде, например, межрегионального совета по планированию
энергетики, в который бы вошли руководители субъектов Феде-
рации, ТГК, электросетевых компаний, представители ассоци-
аций потребителей электроэнергии и др. (см. рис. 13.3). Такая
структура имеет задачей с помощью итерационных процедур
согласовывать региональные энергетические программы субъ-
ектов Федерации и планы развития ТГК.
Жизнеспособность подобной схемы обосновывается об-
щностью интересов регионов в вопросах устойчивого экологи-
чески чистого энергоснабжения по приемлемым для населения
и бизнеса ценам. В связи с этим регионы должны быть заинте-
ресованы в финансово стабильной высокоэффективной ТГК с
первоклассным менеджментом. Вот эта объективная взаимоза-
висимость и обусловливает перспективность применения систе-
мы ИПР в региональном контуре электроэнергетики.
ВОПРОСЫ
ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ
1. Оправданна ли тенденция сужения полномочий
региональных органов в части ценового регулирования и
соответствующего расширения функций ФСТ?
2. В чем вы видите недостатки действующего механизма
регулирования тарифов на электроэнергию и тепло?
3. Как, по вашему мнению, необходимо либерализовывать
или, наоборот, ужесточать и детализировать процедуры
регулирования тарифов для естественных монополий?
4. Сформулируйте свою позицию по поводу методов
решения проблемы перекрестного субсидирования
потребителей.
5. Почему субъекты Федерации пока недостаточно
активны в вопросах проведения собственной
энергетической политики?
ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА
В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
КОРПОРАТИВНАЯ ИДЕОЛОГИЯ
СТРАТЕГИЧЕСКИЙ МЕНЕДЖМЕНТ
СТРУКТУРНЫЕ РЕШЕНИЯ
УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКИМ РАЗВИТИЕМ
ВНУТРИПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ОТНОШЕНИЯ
ИНФОРМАЦИОННАЯ ПОДДЕРЖКА УПРАВЛЕНЧЕСКИХ
РЕШЕНИЙ
231
ГЛАВА 14
КОРПОРАТИВНАЯ ИДЕОЛОГИЯ
МИССИЯ ЭНЕРГОКОМПАНИИ
Исходным моментом формирования корпоративной идеоло-
гии является миссия. Собственники и менеджеры должны четко
представлять, в чем состоит их бизнес, ради чего он создан и
чем будет привлекать покупателей продукции или услуг в боль-
шей мере, чем у конкурентов. Часто ответ на этот вопрос требу-
ет совсем иного взгляда, чем уже имеющийся.
Под миссией понимается стратегическая (генеральная)
цель, выражающая смысл существования, общественное пред-
назначение компании. Это роль, которую она хочет играть в
обществе.
Значение правильно сформулированной и грамотно пред-
ставленной персоналу миссии трудно переоценить, так как
• сна служит основой выработки целей - ориентиров для
всего последующего процесса принятия управленческих
решений;
• акцентирует внимание на социальной роли бизнеса и уче-
те общественных интересов, следовательно, способствует
взаимодействию с местными властями, населением и соз-
дает положительный образ энергокомпании;
• помогает работникам увидеть широкую панораму бизне-
са, взглянуть на происходящее как бы с высоты птичьего
полета, почувствовать сопричастность к общему обще-
ственно важному делу. Определение миссии важно как
символ, вокруг которого можно сплотить коллектив.
Миссия намечает лишь наиболее общие ориентиры жизне-
деятельности компании. Однако она облекается в доходчивую
форму, позволяет последовательно доводить эти ориентиры до
персонала, потребителей и общественности. Принципиально
важно, что миссия закладывает этические нопмы, которых надо
придерживаться для достижения целей бизнеса. С этих позиций
социальная ответственность должна обязательно найти в ней
отражение.
На практике встречаются как краткие броские формулиров-
ки, так и достаточно развернутые. Вот конкретные примеры
кратко и емко сформулированной миссии, своего рода внешней
рекламы: «Мы делаем вашу жизнь теплее и светлее и при этом
сохраняем окружающую среду», «Прогресс и улучшение бл аго-
состояния через энергию», «Наша энергия дорога, но попробуй-
те найти дешевле с тем же качеством».
Другие формулировки миссии более развернутые: «Предо-
ставление региону качественных услуг по энергоснабжению
232
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
по приемлемым тарифам, с гарантией безопасности и охраны
окружающей среды, выплата акционерам компании достаточ-
но высоких и устойчивых дивидендов, развитие собственного
персонала», «Обеспечение эффективного процесса энергоснаб-
жения как основа экономического роста территории при мини-
мальных экологических нагрузках на окружающую среду на
основе партнерства собственников и менеджмента, производи-
теля и потребителей энергии, а также региональных властей».
В качестве рекомендации относительно содержания корпо-
ративной миссии отметим следующее.
• Корпоративная миссия выражается в сравнительно про-
стых определениях и в удобной для восприятия форме.
Усложненная формулировка, включающая множество
аспектов, с трудом поддается разъяснению людям как вну-
три компании, так и вне ее.
• В основе корпоративной миссии должны лежать задачи
удовлетворения интересов потребителей энергии.
• Вопрос о том, почему потребители будут покупать энер-
гию и услуги вашей, а не другой компании, должен иметь
четкий ответ.
• Миссия должна иметь форму открытою обращения к по-
требителям энергии, акционерам, персоналу компании и
отвечать интересам каждого из них.
ВИДЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ
Рис. 14.1. Видение
перспективы - путь к
совершенствованию
Наряду с миссией ключевым элементом идеологической
основы управления бизнесом является видение - идеальное
представление собственников и руководства о состоянии
компании и факторах ее успеха. Видение - это мечта, наиме-
нее четкий ориентир в деятельности компании по сравнению с
другими целями, в то же время оно несет в себе заряд энергии,
импульс развития (рис. 14.1). Это концептуально выраженное
Видение позволяет:
• определить новые цели и
задать направление развития;
• направлять текущую
деятельность;
• пробуждать интерес к работе;
• достигать существенных
результатов;
• воспитывать
целеустремленность
С
о
в
е
Р
ш
е
н
с
т
в
о
в
а
н
и
е
РАЗДЕЛ 4 ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
233
намерение двигаться в определенном направлении. Видение
может и не стать реальностью в полной мере, но его можно
пересматривать по мере достижения определенности в ре-
зультатах.
Видение включает два основных элемента. Первый участву-
ет в выработке стратегии энергокомпании, выступая путеводи-
телем. Другой элемент - это эмоциональная составляющая, та
часть видения, в которой заложен мотивационный импульс для
персонала. В основе формирования видения лежит сопоставле-
ние перспективы (чего мы хотим) и ясного представления о дей-
ствительности (где мы находимся относительно нашей цели).
Требования к формулировке видения достаточно высокие.
Она должна быть краткой и лаконичной, созидательной и вдох-
новляющей и то же время указывать не основные идеи относи-
тельно путей успешного развития энергокомпании, обозначить
необходимые изменения.
Пример. Видение перспективы в энергокомпании «Беваг»
(ФРГ)
• «Беваг» превращается в мощное и инновационное предприятие
по снабжению электроэнергией, теплом и холодом с ориентаци-
ей на клиента и на окружающую сред]
• «Беваг» становится специалистом в области энергетики, преоб-
разуется в сервисное предприятие по решению региональных и
коммунальных энергетических проблем.
• «Беваг» оптимизирует цепочку образования стоимости энергии
и управление затратами на производство.
Пример видения перспективы российской электросетевой
компании приведен в конце главы 15.
БИЗНЕС-КОНЦЕПЦИЯ
Следующей стадией конкретизации корпоративной идеоло-
гии является бизнес-концепция (или бизнес-мооелъ). В ней со-
держатся принципиальные решения в отношении сущностных
характеристик бизнеса, его основ как целого. По аналогии с
проектированием технических систем бизнес-концепция вы-
полняет роль технического задания на разработку проекта. Так
же как и видение, это идеализированная модель, но в отличие от
него она более детализирована, структурирована и оформлена в
виде документа, определяющего основы построения бизнеса и
систему управления им.
Структурно бизнес-концепция содержит пять элементов:
• миссию;
• цели;
• рынки, которые будут обслуживаться;
• конкурентные преимущества;
• принципы построения менеджмента.
234
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Наряду с термином бизнес-концепция часто используют тер-
мин концепция управления, в котором больший акцент делается
на менеджменте, а иногда термин философия бизнеса (или кредо).
В содержательном плане философия бизнеса включает основные
ценности и убеждения собственников или топ-менеджмен са, да-
ющие ответ па вопрос: «Как мы намерены действовать ради ре-
ализации наших целей?» Среди таких ценностей превыше всего
надежность энергоснабжения, эффективность, социальная ответ-
ственность. открытость. Различие между бизнес-концепцией и
его философией видно из табл. 14.1.
РАЗЛИЧИЕ ТЕРМИНОВ «ФИЛОСОФИЯ» И «КОНЦЕПЦИЯ» БИЗНЕСА
Предмет сравнения Философия бизнеса Бизнес-концепция
Адресат Все работающие в компании Топ-менеджмент
Содержание Социальный аспект миссии и целей деятельности коллектива, общий кодекс (стиль) поведения Цели и тип стратегии компании, принципы и методы управления
Назначение Ориентация деятельности коллектива Ориентация системы управления
Тип управления Значительное применение социально-психологических методов управления Преимущественное использование экономических методов управления
Ко дпания «Пройссен
электра» и немецкая
компания «Бейенверк»
в результате слияния
преобразованы в энер-
гокомпанию
«Э.ОН.Энерджи».
Таблица 14.1
Пример. Концепция управления энергокомпании «Пройссен
электра» (ФРГ)1
О нашем предприятии. Главная задача предприятия состоит в
выработке электрической и тепловой энергии и распределении элек-
троэнергии на большой территории в соответствии с указами и во
взаимодействии с субподрядчиками. Концепция управления распро-
страняется на акционерное общество «Пройссен элекгра АГ», вклю-
чая и подведомственные ему совместные предприятия.
Цели предприятия
1. Мы обеспечиваем население и пре. [приятия электроэнергией и
теплом, полностью удовлетворяя запросы клиентов и проявляя заботу
о защите окружающей среды.
2. Мы обеспечиваем сохранность производственных фондов и
развитие предприятия и получаем соответствующую прибыль в ре-
зультате производственной деятельности.
Принципы нашего предприятия
В своей работе мы руководствуемся следующими принципами:
• сознаем необходимость защиты окружающей среды;
• рассматриваем себя как предприятие бытового обслуживания,
которое работает для своих клиентов;
• учитываем обоснованные интересы наших подрядчиков;
• принимаем законную деятельность разрешительных органов и
органов надзора и назначенных ими независимых экспертов;
• ведем открытый диалог с общественностью и всеми заинтере-
сованными группами;
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
235
• сознаем высокую ответа венность по отношению к нашим со-
трудникам;
• в свою очередь ожидаем, что наши сотрудники внесут свой
вклад в достижение целей предприятия;
• наша совместная работа проходит под знаком взаимоуважения,
благородства и искренности, а также полного информирования.
Наша концепция управления
Наша концепция управления основывается на наших принципах.
• Цели работы должны быть четко сформулированы и определе-
ны с учетом их приоритета и неотложности, времени их реали-
зации и стандартов качества.
• Руководители и сотрудники ведут открытый и доверительный
диалог.
• Руководители делегируют своим сотрудникам соответствующие
их способностям обязанности для самостоятельного их выпол-
нения.
• Контроль, осуществляемый руководителями, должен помогать
сотрудникам и направлять их на достижение цели, а также вести
к самоконтролю.
• Проводимые в рамках данной концепции управления регуляр-
ные беседы с сотрудниками способствуют созданию нормальной
рабочей атмосферы, ответственному исполнению сотрудниками
своих обязанностей и постоянному повышению их квалифика-
ции.
Цели работы
Цели работы должны быть четко сформулированы и определены
с учетом их приоритета и неотложности, времени реализации и стан-
дартов качества.
• Задача руководителей: определить конкретные цели.
• Сотрудники, где это возможно, принимают участие в разработке
и определении целей.
• Определенные в свое время цели следует приводить в соответ-
ствие с изменившейся ситуацией, если это произойдет. Ожида-
ется, что предложения в этом вопросе будут исходить от сотруд-
ников.
• Ответственность за проверку и пересмотр целей возлагается на
руководителя.
• Планы и цели, намеченные вышестоящим руководством, разъ-
ясняются сотрудникам.
Информация и связь
Руководители и сотрудники ведут открытый и доверительный
диалог.
• Необходимая для решения всех задач информация передается
целенаправленно и своевременно. Помимо информации, необ-
ходимой для выполнения задач, следует доводить информацию
и о тех обстоятельствах, которые существенны для работы пред-
приятия и способствуют всеобщему взаимопониманию и повы-
шению интереса к работе.
236
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• От руководителей и сотрудников равным образом требуется до-
бывать информацию, необходимую для выполнения их обязан-
ностей. При этом они могут обращаться к любым носителям
информации.
• Руководители и сотрудники должны обмениваться информа-
цией о всех существенных изменениях, процессах и решениях,
принимаемых на их участках работы.
• Руководители заинтересованно и конструктивно рассматривают
предложения и просьбы своих сотрудников.
Делегирование функций и принятие решений
Руководители делоируют своим сотрудникам соответствующие
их способностям обязанности для самостоятельного их выполнения.
• Ответственность за выполнение функций делегируется на соот-
ветствующий уровень. Общая ответственность, однако, остает-
ся за руководителем.
• Сотрудники принимают необходимые решения в рамках своих
обязанностей и несут ответственность за свои действия. При
изменении ситуации ожидается, что сотрудники переосмыслят
принятые ранее решения и в случае необходимости изменят их.
Руководители изменяют принятые сотрудником решения по во-
просам, входящим в их компетенцию, только в исключительных
случаях. При этом они обосновывают свое решение.
• Руководители защищают решения, принятые сотрудниками, и
результаты их работы.
• Правильные действия предполагают своевременное принятие
решений, поэтому решения следует принимать быстро, четко и
в обязательной форме.
Контроль
Контроль, осуществляемый руководителями, должен помогать со-
трудникам и направлять их на достижение цели, а также вести к само-
контролю.
• При планировании работ следует одновременно согласовывать
и способы контроля за их проведением.
• Контроль за ходом проведения работ должен дават ь новый им-
пульс и исправлять отступления от нормативов.
• Руководитель сосредоточивает свое внимание на контроле про-
межуточных результатов, а не выполняемых технологических
операций. Отмечается тенденция к снижению контроля со сто-
роны руководителей.
Результаты проверок обсуждаются при участии всех сторон. Это
касается как отрицательных, так и положительных результатов.
Оценка и продвижение
Проводимые в рамках данной концепции управления регулярные
беседы с сотрудниками способствуют созданию нормальной рабочей
атмосферы, ответственному исполнению сотрудниками своих обязан-
ностей и постоянному повышению их квалификации.
• Руководители содействуют повышению сотрудниками квали-
фикации и развитию их личности.
• Руководители оценивают своих сотрудников как можно взве-
шеннее и объективнее. Сотрудники должны знать, как руково-
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
237
дители оценивают их результаты, отношение к работе и стилю
руководства.
• Достижения в работе, успешные действия и образцовое выпол-
нение сотрудниками своих обязанностей являются предметом
обсуждения, так же как и их недостатки в работе.
• Руководители принимают критику своих сотрудников по стилю
руководства.
• Сотрудники защищают перед руководителями свои взгляды и
суждения.
• При допущении сотрудниками промахов или при выявлении у
них недостатков в работе руководители указывают им на воз-
можности устранения недостатков и восполнения пробелов в
профессиональной подготовке. Если в дальнейшем не отмеча-
ется сдвигов в положительную сторону, то в отношении таких
сотрудников делаются соответствующие выводы.
• Каждый сотрудник используется на предприятии в соответствии
с его деловыми, профессиональными качествами и готовностью
к исполнению своих обязанностей.
• На вакантные места и руководящие посты по возможности при-
глашают сотрудников фирмы «Пройссен электра».
• Квалифицированные сотрудники имеют возможности для про-
движения по службе как на своем участке, так и в других под-
разделениях концерна.
КОРПОРАТИВНЫЕ ЦЕЛИ
Под целями энергокомпании понимают желаемые конечные
результаты ее деятельности. Цели вырабатываются и реализу-
ются для осуществления миссии компании.
Миссию и ключевые цели провозглашают собственники, а
цели более низкого уровня - менеджеры. Информируя о них
персонал, они разрабатывают стратегию компании и координи-
руют деятельность: так работники узнают, к чему они должны
стремиться и за что будут стимулироваться. Поэтому значение
правильно сформулированных и количественно определенных
целей трудно переоценить. Не менее важно, чтобы цели пони-
мались одинаково различными менеджерами компании и они
верили в их выполнимость.
По существу, цели - основа менеджмента. К сожалению,
пока отечественные энергокомпании не уделяют вопросу целе-
полагания должного внимания. И именно вследствие этого они
не идентифицируют себя как рыночные структуры, не могут ор-
ганизовать эффективные процессы управления, не в состоянии
создать действенную систему стимулирования персонала.
Энергокомпания - многоцелевая система, причем не только
потому, что имеет много целей, но и потому, что ее части (пред-
приятие, цех, группа лиц, отдельный работник) тоже имеют
цели. При этом цели частей в общем случае могут не совпадать
с целями системы.
238
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Подчеркнем следующие важные характеристики целей.
• Цели имеют иерархию и являются операциональными,
т.е. поддаются преобразованию в конкретные задачи и ра-
бочие задания (рис. 14.2, 14.3).
• Цели должны быть измеримыми; по каждой цели уста-
новлены ответственные, сроки и бюджет.
• Цели долгосрочные и краткосрочные взаимосвязаны, при-
чем при планировании всегда следует идти от самого от-
даленного года (например, пятого) к настоящему, а не на-
оборот.
• Цели в общем служат мотивами действий, влияют на
формирование интересов.
Поскольку цели энергокомпании разнообразны, для исполь-
зования в различных управленческих задачах их целесообразно
классифицировать.
По субъектам интересов:
• собственников (акционеров);
• топ-менеджеров;
• рабочих, менеджеров, специалистов и служащих.
По типу:
• стратегические;
• тактические;
• оперативные.
По периоду действия (рис. 14.4):
• перспективные;
• среднесрочные;
• краткосрочные (текущие).
Рис 14.2. Иерархия
целей
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
239
Рис. 14.3 Процесс
преобразования цели
По отношению к корпоративному уровню:
• корпоративные;
• отдельных подразделений (обособленных подразделений,
отделов, цехов);
• работников.
По сферам деятельности:
• финансовые (коммерческие);
• маркетинговые;
• сбытовые;
• производственные;
• логистики и др.
По содержанию.
• инновационные;
• рутинные;
• самосовершенствования.
2^0
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис 14.4. Пирамида
целей энергокомпании
Необходимо обратить внимание на то, что от правильности
постановки целей в ключевых областях деятельности зависит
благополучие, а иногда и выживание бизнеса. Причем следу-
ет иметь в виду, что областью деятельности, в которой цели не
установлены, будут пренебрегать.
Сделаем некоторые комментарии к приведенной классифи-
кации целей.
Цели в маркетинговой и инновационной деятельности яв-
ляются базовыми для установки прочих целей. Именно в этих
двух областях энергокомпания получает результаты — спрос на
свою продукцию и услуги, с помощью которого удовлетворяет
интересы собственников, а также надежность энергоснабжения
и эффективность, именно за эти результаты платит потребитель.
Все остальные цели обеспечивающие.
Инновационные цели - цели творческие. Их осуществление
требует поиска новых путей: сокращения издержек, внедрения
лучших способов производства, захвата новых рынков. Как пра-
вило, эти цели связаны с решением стратегических проблем.
Рутинные цели формулируются для того, чтобы четко опре-
делить, по каким результатам можно оценить работу (например,
не превышать смету расходов в текущем месяце).
Цели самосовершенствования направлены на осознание ме-
неджерами и специалистами своих недостатков и разработку
плана их устранения.
В современных трактовках признается, что цели - одно из
самых фундаментальных, но противоречивых понятий бизнеса.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
241
Поэтому не случайны различные предложения о составе целей:
выживание, рост компании, максимизация прибыли, достиже-
ние согласия между различными группами (субъектами), заин-
тересованными в данной деятельности, стоимость бизнеса, кур-
совая цена акций, дивиденды.
Акционерная энергокомпания как коммерческая организа-
ция при всем многообразии ее целей, естественно, стремится к
получению прибыли и ее максимизации. Сделать это она может
за счет увеличения тарифов на энергию (если у нее есть такие
возможности по условиям конкуренции или государственного
регулирования) или повышения эффективности своей работы.
Без получения прибыли невозможно привлечь инвесторов, осу-
ществлять развитие производства. Однако такой критерий мо-
жет серьезно угрожать конкурентоспособности энергокомпании
в перспективе, если от инновационных проектов, рассчитанных
на долгосрочный эффект, приходится отказываться. Данное об-
стоятельство - объективное противоречие между долгосрочны-
ми и краткосрочными целями - всегда актуально, особенно для
российской экономики в условиях острейшей потребности мо-
дернизации производственного аппарата.
Существует опасность игнорирования требований перспекти-
вы в пользу текущих коммерческих целей, что может проявлять-
ся в перераспределении ресурсов, необходимых для достижения
современного технического уровня производства и надежности,
на другие проекты и мероприятия, например, «экономия» затрат
за счет невыполнения регламентных работ; снижение резервиро-
вания оборудования ниже оптимального уровня; необоснованное
сокращение запасов топлива на электростанциях; ориентация ис-
ключительно на одного «более дешевого» поставщика топлива.
Для такого поведения энергокомпании имеются две предпо-
сылки. Первая вытекаез из того, что ущерб от снижения надежно-
сти, отказы оборудования либо перебои в поставках энергоноси-
телей являются вероятностны чи характеристиками, т.е. событие
носит неопределенный характер («вдруг не случится»). Вторая
связана с тем, что затраты на повышение надежности не приводят
к росту прибыли в краткосрочном периоде, а, наоборот, как пра-
вило, снижают ее. Они могут лишь предотвратить потери прибы-
ли в долгосрочном аспекте и то с некоторой долей вероятности.
Указанные предпосылки формируют определенный психологи-
ческий настрой собственников и топ-менеджеров. Поэтому и ак-
туальна проблема социальной ответственности в энергетике.
Широко применяется в качестве приоритетной цели бизнеса
рост его стоимости за счет увеличивающейся котировки ак-
ций на фсндовой бирже. Такой подход учитывает:
• интересы собственников, борющихся за увеличение стои-
мости своих инвестиций;
• неопределенность, риск и время;
• возможность распространения опционов по акциям как
фактора мотивации менеджеров.
242
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рост бизнеса как цель формулируется обычно в виде опре-
деленного ежегодного процентного увеличения оборота и доли
рынка. Однако для энергокомпаний эта цель должна иметь
специфическую интерпретацию. Во-первых, увеличение вы-
работки энергии однозначно предопределяется ростом спро< а
Во-вторых, обычно энергокомпании выгоден некоторый умень-
шенный или относительно низкий темп роста электропотребле-
ния. Поэтому рост как цель для энерюкомпаний в общем случае
должен осуществляться через диверсификацию производствен-
ной деятельности, с одной стороны, и через активное влияние
на характер спроса на электроэнергию - с другой (оптимизация
роста). Последнее предпола1ает переориентацию части инве-
стиций энергокомпании на энергосберегающие программы для
потребителей. В частном случае тем не менее при благоприят-
ных условиях возможно проникновение данной энергокомпа-
нии на сопредельные региональные рынки энергии.
Основополагающий, базовый принцип энергетического биз-
неса - коммерческие цели практически могут быть реализованы
только при условии выполнения всех установленных нормати-
вов по надежности и качеству энергоснабжения потребите чей.
Таким образом, требование надежности выступает в качестве
главного ограничения на ресурсы, выделяемые для реализации
коммерческих целей энергокомпании. Если анализ показывает не-
достаточный по установленным критериям уровень надежности
энергоснабжения, то в числе перспективных направлений инве-
стирования надежность должна иметь абсолютный приоритет.
Следует подчеркнуть, что в перспективе по мере формирова-
ния конкурентного энергетического рынка и условий свободного
выбора потребителями поставщика энергетической продукции
экономическая ответственность энергетического бизнеса за на-
дежность и качество энергоснабжения значительно возрастет.
С учетом того, что цели — это всегда компромисс с интереса-
ми других игроков энергетического рынка, можно сделать сле-
дующий вывод: установление состава, содержания и приори-
тетности целей - весьма сложный вопрос, который решается
в разных энергокомпаниях по-разному. В то же время для прак-
тического управления необходима однозначность в формирова-
нии целей, поскольку это база, фундамент построения, функ-
ционирования и развития бизнеса. Процесс этот творческий и
настолько важный для энергокомпании, что его трудно переоце-
нить, особенно для крупного диверсифицированного бизнеса,
представляющего собой мощный промышленный комплекс.
Умение раскрыть цели, разбив их на несколько задач, сопряже-
но со значительными усилиями. Требуется обсуждение, обдумы-
вание, гибкость мышления, и наилучший результат достигается
в том случае, если члены коллектива вместе с соо гветствующим
руководителем интенсивно работают над этой проблемой.
Сформулированную систему целей (от миссии до задач от-
дельных подразделений и должностных лиц) рекомендуется
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
243
оформить в виде корпоративного стандарта, своего рода де-
кларации предназначения энергокомпании. Его необходимо пе-
риодически пересматривать, например раз в 3-5 лез, а возмож-
но, первое время и чаще. Главное — добиться, чтобы содержание
целей, особенно тех, реализация которых зависит от деятельно-
сти конкретного должностного лица, было понятно ему и одно-
значно трактовалось. Доби гься этого непросто, но, несомненно,
это именно тот вопрос, на который не следует жалеть времени и
усилий руководства.
Состав и содержание целей энергокомпаний, задач их струк-
турных подразделений приведены в табл. 14.2 и 14.3, а в порядке
комментария отметим, что в них указан один из возможных ва-
риантов набора целей, задач и показателей. В конкретных ситу-
ациях этот набор может быть иным по составу и относительной
приоритетности. Например, энергокомпания может ставить в
качестве цели укрепление отношений с потребителями энергии.
Подразумевается общая репутация энергокомпании в отноше-
нии качества предоставляемых ею услуг по энергоснабжению,
что характеризует ее высокую социальную ответственность.
Отсутствие такой цели может привести, например, к низкой на-
дежности, длительным срокам ввода мощностей или высоким
тарифам и побудить часть потребителей перейти на энергоснаб-
жение от собственных энергоустановок.
ЦЕЛИ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ
Содержание целей Показатели для количественного выражения целей
Акционерная энергокомпания (интегрированные АО-энерго, отдельные генерирующие и сетевые компании)
Рост компании Объем продаж Размер прибыли Цена акции Доля в покрытии спроса на рынках электрической и тепловой энергии
Расширение ассортимента продукции и услуг Структура реализации (удельный вес отдельных видов продукции и услуг в объеме продаж)
Увеличение финансовой эффективности Отношение прибыли к общему капиталу энергокомпании Отношение прибыли к акционерному капиталу Отношение прибыли к объему продаж
Повышение финансовой устойчивости компании Соотношение кредиторской и дебиторской задолженности Структура капитала Стоимость компании
Муниципальная энергокомпания
Обеспечение потребителей энергией в соответствии с графиками нагрузки Объем отпущенной энергии
Достижение нормативного уровня затрат Нормативы затрат
Обеспечение качественных параметров отпущенной энергии Стандарты качества энергии по ГОСТу
Таблица 14 2
244
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ЗАДАЧИ СТРУКТУРНЫХ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ (ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЕДИНИЦ) В СОСТАВЕ ИНТЕГРИРОВАННОЙ АО-ЭНЕРГО
Содержание ;адач Показатели для количественного выражения задач
Электростанция
Отпуск энергии в соответствии с заданным графиком Величина рабочей мощности
Достижение нормативного уровня затрат Нормативы затрат (удельный расход топлива, коэффициент обслуживания, удельные условно- постоянные затраты)
Обеспечение качественных параметров отпускной энергии Стандарты качества энергии по ГОСТу
Предприятие электрических или тепловых сетей
Надежность и бесперебойность энергоснабжения Нормативы по количеству и продолжительности отключения потребителей
Достижение нормативного уровня затрат Нормативы затрат (удельные условно-постоянные затраты, коэффициент обслуживания, коэффициент технологического расхода энергии на ее транспорт и распределение энергии)
Обеспечение качественных параметров передаваемой энергии Стандарты качестве энергии по ГОСТу
Ремонтное предприятие
Выполнение графика ремонтных работ Сроки ремонтов Межремонтный период
Обеспечение качества ремонтных работ Эксплуатационные показатели отремонтированного оборудования (мощность, удельный расход топлива, расход на собственные нужды и др.)
Достижение нормативного уровня затрат Нормативы трудовых и материальных затрат на выполнение ремонтных работ
Таблица 14.3
Правила формулирования целей
1. Определите, какого вида цель вы ставите. Затем дайте ее кон-
кретную формулировку, максимально используя количественные по-
казатели и временной период.
Не ставьте цель: «Качество работы ремонтного персонала необ-
ходимо повысить» или «Следует лучше выдерживать смету». Такая
постановка некорректна. Степень реализации заявленных подобным
образом целей невозможно оценить. Формулируйте цель: «Уложиться
в утвержденную смету расходов» или «Снизить затраты по сравнению
со сметой на 2% в течение года».
Цели должны быть сконцентрированы на самом важном. Важней-
шая цель энергетического предприятия - надежность энергоснабже-
ния. При сбоях в реализации этой цели ищите «узкие места». Они
должны быть четко определены и названы. Топливоснабжение? Пер-
сонал? Порядок? Планирование работ? Износ оборудования?
2. Необходимо обсуждение целей, которое является методом соз-
дания заинтересованности персонала. Каждый руководитель может
вырабатывать цели вместе с сотрудниками и анализировать зону от-
ветственности каждого за их выполнение. Чем больше сотрудников
имеют возможность участвовать в постановке цели, тем меньше
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
245
требуется усилий для их убеждения в дальнейшем. Чем ниже уровень
иерархии, тем проще и доходчивее должны быть объяснены цели.
«Спущенные цели» - это плохие цели, потому что эти «чьи-то
цели» никому не интересны, каждый заинтересован в своих.
Пример. Формулировки целей
1. Первоначальная формулировка:
Улучшить к заданному числу методы распределения нарядов на ра-
боту, чтобы уменьшить затраты времени.
Замечания
На сколько следует сократить затраты времени? Цель должна ори-
ентироваться на желаемый результат, а не на критику существующей
системы. Каковы затраты?
Окончательная формулировка:
Разработать систему распределения нарядов на работу, которая позво-
лит к заданному числу сократить на X затраты времени на выдачу каждо-
го наряда при трудовых затратах, не превышающих V человеко-часов.
2. Первоначальная формулировка:
Разработать ясную и четкую схему назначения сотрудников на ра-
боту по смежным специальностям, позволяющую учитывать конкрет-
ные сроки работ, получаемые задания и их объем по основной работе,
что даст возможность каждому из сотрудников выполнять поставлен-
ные задачи и обеспечит достижение двоякой цели: гибкости в работе
и заинтересованности сотрудников (за счет повышения их квалифика-
ции). Такая схема должна быть внедрена в течение одного месяца, и
смена назначений должна производиться раз в два месяца.
Замечания:
Изложена слишком сложно: много рассуждений о том, “как” и “за-
чем”. Нет указаний на результаты, которые должна принести система
стажировки сотрудников, если цель - создание такой системы. Не за-
бывайте о затратах.
Окончательная формулировка:
Разработать и к заданному числу внедрить программу стажировки
и учебной подготовки, позволяющую каждому штатному специалисту
понимать и достаточно эффективно выполнять задачи любого другого
специалиста своего подразделения без увеличения бюджета.
Измерение важности целей. Не все цели одинаково важны, поэто-
му часто в практике управления возникает необходимость оценки их
важности. Числовая характеристика свойства важности целей называ-
ется приоритетом.
При измерении приоритетов в порядковой шкале их можно определить
на основе ранжирования целей с присвоением рангов. Наиболее важная
цель получает первый ранг, вторая по важности — второй ранг и т.д.
На шкале отношений величины приоритетов выбирают на отрезке
от нуля до единицы таким образом, чтобы сумма числовых значений
приоритетов для всех целей была равна единице. Измеренные приори-
теты называют коэффициентами важности целей. Эти коэффициенты
дают возможность оценивать, во сколько раз каждая превосходит дру-
гие по свойству важности.
246
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
СТРАТЕГИИ МЕНЕДЖМЕНТА
Стратегию можно определить как общее направление, ге-
неральную линию развития, курс действий. Следует различаю
стратегию в узком смысле - в виде концентрированной форму-
лы, содержащей направленность действий на определенный
период, например стратегия выживания или стратегия сниже-
ния затрат. В более широком смысле стратегия - генеральная
программа действий и распределения ресурсов для достижения
долгосрочных целей собственников. Конечно, при внедрении в
энергокомпании стратегического управления разрабатывается
именно такая стратегия (см. следующую главу).
При формулировке стратегии даются ответы на вопросы, ка-
кого вида продукцию, сколько и в каком ассортименте надо про-
изводить, какие направления деятельности развивать, на каких
поставщиков ориентироваться, какие новые технологии осваи-
вать, т.е. проводится анализ долгосрочных целей, естественно, с
учетом имеющихся ресурсов, в том числе трудовых. Для менед-
жеров энергокомпании в этом плане важно постоянно задавать
себе следующие вопросы:
• Чего мы хотим? Какой компанией на рынке мы хотим стать
или остаться (назначение, размеры, основная продукция,
денежный поток)?
• Каковы объективные возможности? Какие шансы у нас
есть и какие опасности могут возникнуть извне, при более
широком взгляде? Что объективно невозможно?
• Что мы в состоянии сделать? В чем наши сильные и слабые
стороны, каково наше техническое и управленческое ноу-
хау? Что мы могли бы делать лучше или иначе? Какими не-
использованными возможностями мы еще располагаем?
За этими вопросами стоят главные: как вести конкурентную
борьбу? как обеспечить финансовую устойчивость компании?
Разработка стратегии необходима для учета назревающих
новых рыночных реалий в бизнес-среде и своевременного про
ведения необходимых преобразований. Именно по -той причи
не стратегическое управление находит все более широкое рас
пространение в менеджменте.
Выбор той или иной стратегии зависит от долговременных це
левых установок собственников. С этой точки зрения выделяются
различные типы стратегий (например, наступательная, защитная
поглощающая или контроля за затратами, дифференциации, фоку
сирования). В зависимости от стратегической ориентации вытека
ют требования к системе управления: органи гационной структуре
стилю и методам управления, планированию, стимулированию и
другим ее элементам. При одном типе стратегии необходима, на
пример, более гибкая, менее формализованная структура управле
ния с упором на использование проектных форм управления, при
другом - жесткая регламентация управленческих процедур.
5
5
°АЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
247
ПОЛИТИКА МЕНЕДЖМЕНТА
Принятая стратегия реализуется менеджментом с помощью
различных инструментов, в частности политики.
Политика - это общие положения, которыми руководствуют-
ся и с помощью которых направляют повседневную практику в
управленческой деятельности (рис. 14.5). Политика внедряется
руководством энергокомпании как декларации, облегчающие по-
нимание персоналом приоритетов, как руководящие принципы
«определенной» деятельности, как обязательные правила игры,
создающие устойчивые стереотипы действий. Если основная
цель стратегии - распределение ресурсов в соответствии с вы-
бранным направлением развития, то цель политики - ограниче-
ние области принятия управленческих решений для обеспечения
их соответствия целям. Она заранее как бы задает «коридор», в
рамках которого менеджеры могут принимать решения само-
стоятельно, и позволяет избежать разрозненных индивидуаль-
ных действий. Тем самым топ-менеджерам дается возможность
делегировать полномочия, сохраняя контроль в своих руках.
Например, политикой в области кадровой рабо j ы является при-
нятие положений о назначении руководителей только из числа
сотрудников, состоящих в штате энергокомпании; о приеме ин-
женеров на определенные должности только с университетским
образованием, не старше 40 лет, проработавших в цехе не менее
3 лет. Такая политика создает единую основу для выполнения
функций найма на работу. Политика формулируется в:
• специальном меморандуме или декларации;
• периодических заявлениях руководства;
• издаваемых компанией информационных материя tax, ло-
зунгах, при обучении.
Политика может иметь столько же уровней, сколько их в
структуре компании:
1) корпоративная;
2) по сферам деятельности;
Рис. 14.5. Функции
корпоративной
политики
248
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
3) по уровням управления;
4) по функциям управления.
Написать положение о политике компании в конкретной об-
ласти - непростая задача. Рекомендуется отразить в политике
следующие элементы:
• название политики. Оно должно содержать буквально не-
сколько слов. В названии точно указывается, что именно регу-
лирует данная политика;
• перечень лиц, на которых распространяется действие по-
литики;
• содержание политики (обязательно указать все исключе-
ния из правил);
• должность и имя того, кто утверждает данную политику.
После того как проект положения об определенной политике
подготовлен, задайте себе несколько вопросов.
Как долю будет действовать данная политика? Рекоменду-
ется выпускать подобные документы, только если они будут
действительны не менее 3 месяцев. В остальных случаях ис-
пользуйте приказы, распоряжения и меморандумы, иначе вы
перегрузите себя и коллег бумагами.
Прекратятся ли обращения к руководству за разъяснениями
по вопросу, регламентируемому данной политикой? Если поли-
тика не облегчает подчиненному принятие решения, то она не
соответствует своему назначению.
Учитываются ли в этой политике решения, которые были
приняты в результате устных договоренностей? Если даже по-
сле введения в действие документа продолжают выполняться
неписаные чрави та, то работники очень скоро перестанут его
уважать.
Сделаны ли все необходимые ссылки на другие документы и
все ли исключения учтены? И то и другое легко упустить. По-
этому при окончательной редакции документа уделите этому
вопросу особое внимание.
Ниже в качестве примера приводится содержание политики
энергокомпании в одной из функциональных сфер.
Пример. Политика использования Интернет-технологий
Цель - применение единых правил использования Интернет-тех-
нологий в энергокомпании.
Данная политика распространяется на членов правления, менед-
жеров и специалистов исполнительной дирекции энергокомпании и ее
предприятий, имеющих доступ к Интернету.
Содержание политики
Политика распространяется на всех работников компании, имею-
щих санкционированный руководством доступ к Интернету с помощью
технических средств компании. По всем вопросам применения данного
положения обращаться к администратору корпоративной сети.
Все работы, проводимые в Интернете на оборудовании компании,
производятся от ее лица, рассматриваются как акт ее представительства
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
249
перед лицом клиентов или партнеров и накладывают ответственность
на лицо, выполняющее эти работы.
Все контакты с использованием Интернета на оборудовании ком-
пании производятся в деловой манере.
Интернет разрешается использовать только для решения задач, со-
действующих достижению целей компании и связанных с непосред-
ственными должностными обязанностями или заданиями.
Использование компьютера и Интернета в целях, не затрагиваю-
щих деятельность компании, без согласования с руководством запре-
щено и расценивается как использование служебного положения в
личных це их.
Любые файлы, созданные на оборудовании компании, являются ее
собственностью Администрация оставляет за собой право полного
доступа к любым файлам без предварительного уведомления работ-
ника.
Не допускаются любые операции с использованием ресурсов ком-
пании, считающиеся незаконными, в том числе те, которые могут на-
нести ей моральный или материальный ущерб.
Запрещается распространение или упоминание любой информа-
ции, признанной в компании конфиденциальной, в том числе инфор-
мации, содействующей доступу к компьютерной системе компании
посторонних лиц. Типы конфиденциальной информации перечислены
в соответствующем перечне компании.
Компания периодически проводит выборочный контроль деятель-
ности своих сотрудников в Интернете. При обнаружении нарушений
данной политики сотрудник будет немедленно отстранен от использо-
вания Интернета и компьютерных ресурсов компании с применением
административных наказаний вплоть до увольнения.
Официальная информация, представляющая компанию, должна
быть согласована с пресс-службой, администратором внешнего WEB •
сервера или руководством.
Каждый сотрудник имеет право на изложение собственного мнения
в контактах через Интернет. Если мнение сотрудника не согласовано
с ответственными за имидж компании лицами, то в конце сообщений
необходимо делать соответствуют} ю оговорку.
Контроль за исполнением данной политики лежит на администра-
торе внешнего WEB-сервера, администраторе корпоративной вычис-
лительной сети и службе безопасности компании.
Политика энергокомпании в области использования Интернет-тех-
нологий утверждается советом директоров.
250
ГЛАВА 15 СТРАТЕГИЧЕСКИЙ МЕНЕДЖМЕНТ
РЕАЛИИ БИЗНЕС-СРЕДЫ
Рис. 15,1
Энергокомпания
и ее окружение
Бизнес-среда энергокомпании включает инвесторов, потреби-
телей энергии, поставщиков топлива и материально-технических
ресурсов, посредников, конкурентов, а также финансовые орга-
низации, государственные учреждения и местные органы власти,
регулирующие органы, население, различные общественные ор-
ганизации. Наряду с этими заинтересованными группами (стейк-
холдерами) на энергетический бизнес влияют также законода-
тельная база, рыночная конъюнктура, политические, социальные,
культурные и многие другие факторы (рис. 15.1).
Законодательство
Образование и наука
Общественная система
ценностей
Экологическая обстановка
Структурные сдвиги в народном хозяйстве
Средства массовой
Собственники
Внутренние стейкхолдеры
Технологическая инфраструктура
(АТС, СО-ЦДУ, ФСК)
Политические силы
Занятость
Для характеристики бизнес-среды используются такие показате-
ли, как
• сложность — число факторов, на которые энергокомпании сле-
дует реагировать;
• подвижность - темп изменений, скорость, с которой происходят
изменения в ее окружении;
• неопределенность (предсказуемость будущего) - количество и
надежность информации о конкретных внешних факторах (чем
выше неопределенность, тем с большим числом проблем при-
ходится сталкиваться менеджерам);
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
251
НОВАЯ ОБСТАНОВКА
(новые характеристики внешней среды)
БОЛЕЕ ТРЕБОВАТЕЛЬНЫЕ
ПОТРЕБИТЕЛИ ЭНЕРГИИ,
ЖЕЛАЮЩИЕ ИМЕТЬ ПРАВО
ВЫБОРА
ДИНАМИЧНОСТЬ ЭКОНОМИКИ
РОСТ ЦЕН НА
ЭНЕРГОНОСИТЕЛИ
ЛИБЕРАЛИЗАЦИЯ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
РЫНКА И УСИЛЕНИЕ
КОНКУРЕНЦИИ
НОВЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
МИНИМИЗАЦИЯ
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА
ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
ИНФЛЯЦИЯ
НОВЫЕ ЦЕННОСТИ
У ПЕРСОНАЛА
УЧЕТ
ИНТЕРЕСОВ
ПОТРЕБИТЕЛЯ
БЫСТРОЕ РЕАГИРОВАНИЕ И
АКТИВНОЕ ФОРМИРОВАНИЕ
СПРОСА ЭНЕРГИИ
СНИЖЕНИЕ ЗАТРАТ,
ПРЕЖДЕ ВСЕГО
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
МЕНЕДЖМЕНТ
ЭНЕРГОКОМПАНИИ
ДОЛЖЕН
ПРИСПОСАБЛИВАТЬСЯ
К НОВЫМ ПОТРЕБНОСТЯМ
КЛИЕНТОВ
ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ
РАЗНООБРАЗНЫХ
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ
УСЛУГ ПО
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЮ
УЛУЧШЕНИЕ ОТНОШЕНИЙ С
ВЛАСТЯМИ, ОБЩЕСТВЕННЫМИ
ГРУППАМИ, ФИНАНСОВЫМИ
ИНСТИТУТАМИ
СОТРУДНИЧЕСТВО
В ПРОЦЕССЕ
ФОРМИРОВАНИЯ ТАРИФОВ
НА ЭНЕРГИЮ
Рис. 15.2. Новые реалии менеджмента в электроэнергетике
252
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• привычность событий — новизна возникающих изменений;
• интенсивность и динамика интересов различных игроков энер-
гетического рынка.
Рис. 15.3. Матрица
угроз (здесь и на
рис. 15.4 затененные
поля - зоны
повышенного
внимания руководства
энергокомпании)
Анализ этих характеристик показывает весьма высокую не-
стабильность внешнего окружения энергокомпаний, что пред-
полагает очень быструю реакцию менеджмента на изменения.
Поэтому актуальным становится регулярный упреждающий
анализ бизнес-среды в целях выявления факторов, содейству-
ющих коммерческому успеху энергокомпании или, наоборот,
ему препятствующих. По мере усиления подвижности бизнес-
среды, появления в ней новых реалий (рис. 15.2) такой анализ
определяет само выживание энергетического бизнеса.
Рекомендуется следующий алгоритм анализа.
1. Выявление и оценка тенденций.
2. Составление перечня значимых факторов и субъектов (за-
интересованных групп). Среди них:
• существенное уменьшение влияния государства на от-
расль и как следствие на неопределенность развития;
• формирование конкурентной среды, что увеличивает риск
вложения капитала;
• ужесточение требований к качеству окружающей среды;
• постоянный рост цен на энергоносители;
• усиливающаяся зависимость финансового состояния энер-
гокомпании от платежеспособности потребителей;
• появление новых заинтересованных игроков и изменение
сфер влияния.
3. Определение степени зависимости жизнеспособности
энергокомпании от ключевых факторов и действующих субъ-
ектов.
4. Оценка вероятности или риска нежелательного развития
событий.
5. Формулирование потенциальных проблем (угроз) и от-
крывшихся возможностей как итог анализа.
Влияние угроз — ►
Вероятность реализации угроз Критическое состояние Тяжелое состояние «Легкие ушибы»
Высокая
Средняя
V Низкая
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
253
ствующие матрицы, например матрицы угроз (рис. 15.3) и воз-
можностей (рис. 15.4).
Очень важно в менеджменте любой крупной компании,
особенно энергетической, своевременное определение (иден-
тификация) стратегических событий, которые могут суще-
ственным образом повлиять на способность энергокомпании
достигать своих целей. Организационно система управления
стратегическими событиями и соответствующими задачами
функционирует, как показано на рис. 15.5. Важно подчеркнуть,
что она действует непрерывно. Периодически (например, еже-
месячно) перечень ключевых стратегических задач пересматри-
вается и корректируется. Организуется постоянное слежение за
появлением экстренных проблем («красный сигнал») в интерва-
лах между корректировками. Так, во многих крупных западных
компаниях 1-2 раза в год разрабатываю] «ситуационный ана-
лиз». При выполнении такого анализа применительно к энерге-
тическому бизнесу даются ответы на следующие вопросы.
Изменения в политике, законодательстве и требованиях к
охране окружающей среды. Как повлияют изменения на биз-
нес? Каковы показатели энергокомпании с точки зрения окру-
жающей среды? Как повлияет ужесточение этих требований на
экономику энергокомпании?
Рынки. На каких рынках действует энергокомпания? Какие
из них главные для нее? Каковы основные сегменты этих рын-
ков? Каковы емкости каждого сегмента в настоящее время и в
перспективе?
Потребители. К каким отраслям промышленности, сельско-
го хозяйства, коммунально-бытового сектора, транспорта они
принадлежат? Каково их отношение к энергокомпании? Что
влияет на объемы их потребления энергии и предоставляемых
услуг? Каковы перспективы изменения этих показателей?
254
ЭНЕРГЕ ГИЧЕСКИИ БИЗНЕС
Рис. 15.5. Система
управления
стратегическими
задачами
Конкуренты. Кто основные конкуренты? Каковы их числен-
ность, мощь, стратегия и методы конкурентной борьбы? В чем
состоят сильные и слабые стороны каждого конкурента? Какую
нишу рынка они занимают и смогут занять в перспективе? Воз-
можно ли сотрудничество с ними?
Продукция и услуги. Какова конкурентоспособность каждого
вида продукции и услуг энергокомпании? Каковы перспективы?
Следует ли расширять или сокращать производство?
Тарифы. Насколько цены отражают издержки, спрос, конку-
рентоспособность энергии и услуг? Какова вероятность реакции
потребителей на повышение или понижение тарифов? Исполь-
зуется ли в достаточной мере политика стимулирующих цен?
Поставщики. Кто основные поставщики прежде всего то-
плива? Устраивают ли они энергокомпанию как перспективные
партнеры? Если нет, то имеются ли альтернативы? Если да, то
что необходимо сделать, чтобы отношения укреплялись? Каков
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
255
прогноз изменения цен на топливо и продукцию поставщиков'.’
Как прогнозируемое изменение цен отразится на экономике
энергокомпании? Какие меры необходимо принять?
Имидж энергокомпании. Рекламируется ли компания как со-
лидный партнер? Сколько средств выделяется на «паблик ри-
лейшнз», рекламу? Имеет ли компания свое лицо в оформлении
(стиле), рекламных проспектах? Как часто привлекаются прес-
са, телевидение для ознакомления с успехами и замыслами ком-
пании? Проводится ли работа с общественными движениями?
Экономическая, научно-техническая и политическая конъ-
юнктура. Каковы тенденции в каждом из перечисленных видов
конъюнктуры? В какой мере они будут угрожать энергокомпа-
нии или, наоборот, благоприятствовать? В какой степени энер-
гокомпания может влиять на негативные тенденции? Что кон-
кретно необходимо предпринять?
СТРАТЕГИЧЕСКОЕ ПОВЕДЕНИЕ
Под стратегическим поведением энергокомпании понима-
ется деятельность ее менеджмента, направленная на посто-
янное отслеживание изменений в бизнес-среде и внесение в про-
изводство таких коррективов, которые позволят своевременно
воздействовать на потенциальные угрозы и использовать по-
тенциальные преимущества складывающейся рыночной ситу-
ации. Для подобного поведения необходимы не только соответ-
ствующие методы руководства, но и различные специфические
системы управления.
Заметим, что любому крупному бизнесу в условиях рыночной
экономики приходится постоянно делать выбор. Никогда неизвестно
заранее, какой альтернативный вариант будет наилучшим, но ведется
поиск рационального решения и тем самым в конце концов делается
попытка повлиять на будущее. Но особенно важно энергетическому
бизнесу научиться стратегическому поведению - здесь в силу значи-
тельной инерционности производства необходимы заблаговременные
управленческие решения; они как правило, многовариантны, имеют
весьма высокую цену и риск.
Сущность стратегического поведения составляют страте-
гические решения. Перед собственниками и руководством энер-
гокомпании возникает много проблем, требующих стратегиче-
ских решений.
• Приобретать ли новые активы и создавать ли новые про-
изводства?
• На какой вид топлива ориентироваться и следует ли пе-
реходить с угля данного бассейна на уголь другого или с
угля на газ?
• Стоит ли и в какой организационно-правовой форме объ-
единяться с угольщиками или газовиками?
256
энергетический бизнес
• Участвовать ли в картельном соглашении с металлургами
• Инвестировать ли в мелкие теплоисточники и каким об-
разом расширять рынки тепла или сосредоточиться на уже
освоенных рынках?
• Участвовать ли и сколь масштабно в энергосберегающих
проектах?
• Какой должна быть техническая политика компании?
В отличие от операционных решений, оптимизирующих теку-
щую деятельность, стратегические решения предопределяют бу-
дущее компании: ее персонал, рынки, продукцию, поставщиков.
Стратегические решения связаны чаще всего с качественни
новой задачей, поставленной рынком и требующей радикаль-
ной коррекции в производстве. Их характеризуют три основных
признака:
1) глубина изменений в объекте или системе управления;
2) слабая структурированность и уникальность проблемы
при недостатке информации и неопределенности последствий;
3) направленность на кардинальное изменение целей и
принципов деятельности, формирование новой структуры про-
дукции и клиентской базы, выделение значительных ресурсов,
выстраивание новых
отношений
с субъектами
энергетического
рынка.
Стратегические решения отражаются в стратегическом
плане (стратегии). Основная цель стратегии - создание усло-
вий для адаптации деятельности компании в постоянно меня-
ющейся бизнес-среде. Ее главное отличие от плана в традици
онном смысле - акцент на глубину изменений, необходимых
для выполнения стратегических решений. В этом смысл!
стратегию можно определить как функцию направленности
развития, а не как функцию времени. Главное в стратегии н<
срок, а изменения (их глубина, масштаб, характер) и укруп
ненная оценка возможностей их осуществления с точки зре
ния ресурсов.
Как правило, стратегические решения реализуются в долго
срочной перспективе. Тем не менее имеются существенные раз
личия стратегического и долгосрочного планирования. Долго
срочное планирование во многом является экстраполяционным
основанным на выведении будущих параметров объекта из тен
денций прошлого, тогда как стратегическое планирование отри
цает возможность экстраполирования и требует идентификации
реальных факторов, определяющих
обстановку,
конкретную
возможности,
сильные
слабые стороны
хозяйственную
компании
и лишь исходя из этого допускает возможность выбора ее кур
са. Данное концептуальное различие уже на первых этапах ста
новления стратегического планирования обусловило специфику
используемых
его рамках управленческих
элементов,
таких
как контроль за отклонениями
фактического
состояния
бизнес
среды от ожидаемого; анализ конкурентных позиций,
ческого портфеля деятельности и др.
стратеги
в
ч
и
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ 257
Стратегическое планирование направлено:
• на определение ключевых целей;
• разработку корпоративной и функциональных стратегий;
• выработку политики, позволяющей реализовать цели.
Основной функцией стратегии является не только определе-
ние траектории развития, но и оценка необходимых ресурсов, и
обеспечение единой направленности частным усовершенство-
ваниям. Таким образом, в отличие от прогнозов в стратегии тес-
но увязаны между собой цели и пути их достижения.
Выбор решения о конкретной стратегии означает, что из всех
возможных направлений развития выбрано одно, в котором бу-
дет развиваться компания. Именно в этом направлении должны
быть сосредоточены ресурсы, сориентированы планы, програм-
мы, проекты, реализующие желаемые результаты. Поэтому глав-
ный вопрос - имеют ли собственники возможности и готовы ли
они выделить достаточно ресурсов, прежде всего финансовых?
И если нет, то как скорректировать ответы на указанные выше
вопросы. Таким образом, инвестиционная стратегия - фунда-
мент стратегического планирования (рис. 15.6).
В энергокомпании разрабатываются разные виды стратеги-
ческих планов (рис. 15.7), которые будут осуществляться, если
они органично вписаны в систему управления ею. Речь идет о
специфическом контуре - стратегическом управлении.
Рис 15.6.
Главный вопрос
стратегического
планирования
9 Энергетический бизнес
258
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Виды стратегий
Корпоративная
Собственники,
топ-менеджеры
Примеры стратегических
решений
Деловая
Функциональная
Операционная
• Расширение сферы бизнеса и укрепление
его существующих позиций, прекращение
деятельности или создание новой
• Установление приоритетов в направлении
ресурсов в наиболее привлекательные бизнесы
и сферы деятельности
Менеджеры на местах
Руководители
отдельных сфер
деятельности
Директора
дочерних
компаний и
бизнес-единиц
• Действия по решению
конкретных проблем,
связанных с достижением
целей подразделений
компании
• Разработка мер, направленных на
сохранение конкурентных преимуществ
• Интеграция стратегических действий
основных подразделений
• Действия по поддержке
корпоративной и деловой стратегии
* Создание механизмов реагирования
на внешние изменения
• < ттимальное использование
имеющихся ресурсов
Оценка предложений менеджеров на
местах и их объединение в проекты и
программы
Рис. 15.7 Пирамида
стратегических
планов крупной
энергокомпании
Под стратегическим управлением понимается система, вклю-
чающая в качестве элементов
• стратегическое планирование, результатом которого явля-
ются разные виды стратегических планов;
• тактический и оперативный уровни реализации стратеги-
ческих планов:
• системы обеспечения, прежде всего кадрового и информа-
ционного.
Если стратегическое планирование - аналитический про- ।
цесс, то стратегическое управление - в большей мере организа-
ционный, нацеленный на достижение реального результата (но- '
вые рынки и сферы бизнеса, технологии производства энергии,
формы консолидации с партнерами и др.).
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
259
В заключение отметим следующее. Изменения в бизнес-среде
происходят все быстрее, что уменьшает время и соответственно
увеличивает сложность возникающих перед энергокомпанией
проблем. Чем сложнее проблемы, тем больше времени требу-
ется на их решение. Между тем на фоне объективной инерци-
онности электроэнергетической отрасли учащаются ситуации,
когда запаздывание в решении проблем идет по нарастающей,
и раньше или позже это неминуемо скажется на надежности
энергоснабжения. Следовательно, все большую значимость для
бизнеса приобретает фактор опережения, а это вызывает не-
обходимость
• постановки стратегического менеджмента, основанного
на существенном усилении прогностических и аналити-
ческих функций, которые становятся органичным элемен-
том системы управления энергокомпании;
• повышения адаптивности системы управления, чего мож-
но достигнуть только при обучении персонала, причем не
по конкретным рецептам, а путем методологической де-
я гельности - работы в условиях отсутствия специализи-
рованных методик, норм и шаблонов, когда нет четких и
ясных указаний;
• внедрения современных корпоративных информацион-
ных систем, без которых становятся невозможными опе-
ративная обработка информации о бизнес-среде и приня-
тие своевременных эффективных решений.
РАЗРАБОТКА СТРАТЕГИИ
Процесс разработки стратегии может осуществляться по
трем направлениям:
• авторитарный процесс, при котором формирование стра-
тегии обусловливается решениями и настойчивостью соб-
ственников или первого руководителя;
• формализованный планируемый процесс, когда стратегия
ориентируется на достижение поставленных собственни-
ками целей (при этом постулируется, что стратегия фор-
мулируется четко, разрабатывается сознательно и остает-
ся стабильной на протяжении достаточного времени);
• адаптивный процесс, когда стратегия формируется в ре-
зультате последовательных решений, путем компромиссов
и соглашений между собственниками и менеджерами.
Авторам ближе позиция, соответствующая третьему направ-
лению. Однако предполагается, что используются также эле-
менты планируемого процесса и активная позиция собственни-
ков и первого руководителя. При этом реально формирование
стратегии следует рассматривать как процесс непрерывный,
при котором происходит самообучение руководителей, выявля-
ющих и оценивающих факторы изменений бизнес-среды. Тер-
мин «обучение» в данном случае понимается как накопление
260
энергетический бизнес
соответствующих знаний и навыков решения постоянно меня-
ющихся стратегических задач.
Структурно стратегия включает разнообразные стратегиче-1
ские решения относительно миссии, целей, приоритетов рас-
пределения ресурсов. Такие решения реализуются в форме
стратегических планов, проектов, программ (рис. 15.8). Стра-
тегия - уникальный интеллектуальный продукт, в создании ко-
торого участвуют многие специалисты. Причем качественно ее
разработать нельзя без привлечения внешних консультантов.
В процессе разработки стратегии выделяются организацион-
ный и аналитический аспекты. В первом обеспечиваются:
1) подбор внешних консультантов, имеющих соответствую-
щий опыт, разработка программы и регламента взаимодействия
с ними в течение 1-1,5 лет (как показывает наш опыт, серьезную
стратегию разработать за меньший срок нереально);
2) формирование инновационной команды, включающей
представителей собственника, всех топ-менеджеров энерго-
Рис. 15.8.
Декомпозиция
стратегических
решений
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
261
Стратегический анализ
внешней среды
внутренней среды
Цикл деловых игр
Целевые установки
собственника
№7
№6
№5
Интересы
менеджмента
Внедрение
Устраивает собственника9
Мониторинг
Интеграция
результатов
Кадровая
политика
Взаимоотношения
с потребителем
Инвестиционная
стратегия
№ 3 Т Организационная
/ стратегия
№4
Эффективность бизнеса
№2
№1
Техническая
политика
Проекты,
реализующие
стратегию
Содержание стратегии,
приоритеты и политики
Сбалансиро-
ванная система
показателей
Рис. 15.9. Схема
непрерывного
стратегического
процесса
компании и ведущих специалистов. Следует подчеркнуть нашу
твердую позицию: стратегия — это прежде всего команда менед-
жеров, желающая и способная разрабатывать стратегические
решения, это культура общения и обмена знаниями между чле-
нами команды. Очень важно вовлечь в стратегический процесс
262
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 15.10. Содержание
стратегического
анализа
уже вначале молодых специалистов, способных более раскре-
пощенно выдвигать новые идеи. Вместе с тем они пройдут хо-
рошую школу и значительно быстрее адаптируются в производ-
ственной среде;
3) проведение цикла обучающих семинаров, стратегических
сессий и деловых игр (не менее 5-7), на которых коллективно
обсуждаются альтернативы развития и принимаются решения,
закладываемые в основу стратегии. На рис. 15.9 приведен вари-
ант схемы непрерывного стратегического процесса.
Аналитический аспект включает:
• стратегический анализ;
• обоснование перспективного позиционирования на рынке
(доля рынка, набор предложений потребителям, приори-
теты деятельности, конкурентоспособность);
• выработку альтернатив и принятие стратегических решений.
Стратегический анализ нацелен на формирование аналитиче-
ской базы для принятия стратегических решений (рис. 15.10). При
выполнении анализа используются различные методы и приемы.
Среди них наиболее распространены: ССВО-анализ (см. в конце
Первоочередные темы анализа
• Потребители (клиентская база - по
секторам и ключевым потребителям)
• Рынок (прогноз электро- и
теплопотребления, прибыльность,
перспектива)
• Инвестиционная емкость
• Конкуренты
• Группы влияния
• Изменения в правовой базе, налоговой
системе, методах регулирования рынка
Первоочередные темы анализа
Персонал (квалификация,
потенциал роста, мотивация)
• Эффективность деятельности и
потенциал ее роста
• Инвестиционная
привлекательность
• Организация
Угрозы и возможности
для бизнеса
Сильные и слабые
стороны
Разработка сценариев «что будет, если»
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
263
Рис. 15.11. Матрицы
заинтересованных
сторон в
энергетическом
бизнесе
параграфа пример), сценарные методы npoi позирования, ключе-
вые факторы успеха, экспертные оценки, портфельный анализ.
Очень важным элементом стратегического анализа является
оценка заинтересованных сторон - групп влияния. Под группа-
ми влияния понижаются профессиональные либо социальные
группы, оказывающие влияние на деятельность энергокомпа-
нии, которые необходимо учитывать для реализации целей соб-
ственников. В качестве групп выделяются, как правило, такие,
как топ-менеджмент компании, властные структуры (местные и
федеральные), РЭК, общественные движения, СМИ.
В реальности воздействие заинтересованных групп и лиц на
энергетический бизнес во многом опре, (еляется их влиятельнос-
тью в политических, административных и экономических кругах
(рис. 15.11). Поэтому задачей стратегического анализа является
получение соответствующей информации (мотивы, цели, зада-
чи), из которой можно определить реальную способность тех или
иных субъектов способствовать или мешать решению важных
задач. В результате разрабатывается своего рода политическая
стратегия энергокомпании, содержащая меры по нейтрализации
угроз, исходящих от групп влияния и, наоборот, по усилению вза-
имодействия с ними для реализации новых возможностей.
Чтобы стратегия стала руководством действий менеджмента,
очень важно, чтобы она была сфгюмутирована ясно, конкретно, в
конструктивном ключе.
Для проверки соответствия стратегии этому принципу реко-
мендуется ответить на следующие вопросы:
264
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
четко ли сформулирована стратегия? сможете ли вы, ознакомив-
шись со стратегией, сформулировать стратегические задачи и |
их приоритеты? увеличивает ли стратегия стоимость бизнеса для
акционеров? приняты ли во внимание конкуренты, структура от-
расли и изменения, которые в ней, вероятно, произойдут? Изме-
нятся ли интересы заинтересованных групп и как они повлияют на
стратегию? не чрезмерны ли риски?
Соответствует ли стратегия предельной величине инвестиций,
планируемой собственником в развитие? компетенции менедже-
ров? структуре компании? корпоративной культуре? Если нет.
предусмотрены ли соответствующие стратегические решения?
Имеется ли в системе управления механизм внедрения стра-
тегии и ее корректировки и позволяет ли он реалистично оце-
нить ее осуществимость?
В какой мере соответствует задаче контроля за стратегией
корпоративная информационная система?
Пример. ССВО-анализ при разработке стратегии энергоремонт-
ного предприятия, выделяющегося из AO-энерго в самостоятель-
ный бизнес
1) С позиций интересов менеджмента ремонтного предприятия
СИЛА 1. Развитая производственная и материальная база. 2. Квалифицированные катры в производственной сфере. 3. Наличие специализированных участков. 4. Новые разработки, потенци- ально позволяющие расширять рынок. 5. Хорошие связи в АО-энерго. Размещение в крупном промыш- ленном регионе СЛАБОСТИ 1. Неготовность основной массы менеджеров к самостоятельной работе в рыночной среде. 2. Низкая, неконкурентная зар- плата квалифицированного пер- сонала. 3. Отсутствие четкой стратегии и современных управленческих систем. 4. Недостаток собственных обо- ротных средств
ВОЗМОЖНОСТИ 1. Захват новых рынков — расши- рение номенклатуры услуг и осво- ение новых видов продукции. 2. Со дание устойчивого имид- жа солидного персонала, делаю- щего свой бизнес на удовлетворе- нии потребностей заказчика. 3. Использование значительных резервов по снижению затрат. 4. Переход к комплексной орга- низации ремонта - генеральному подряду УГРОЗЫ 1. Уменьшение заказов и пере- дача объемов конкурентам. 2. Снижение платежеспособно- сти заказчика. 3. Отток квалифицированного персонала. 4. Повышение административ- ного давления со стороны мате- ринской компании, включая за- прет работы на стороне. 5. Продажа предприятия по от- дельным участкам и объектам
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
265
2) С позиций интересов материнской компании
СИЛА 1. Мобильность предприятия при минимальных затратах со сторо- ны материнской компании. 2. Полное ремонтное обслужива- ние оборудования. 3. Хорошее знание ремонтируе- мого оборудования СЛАБОСТИ 1. Отсутствие команды и лиде- ров с реформистскими устремле- ниями. 2. Корпоративная культура, ори- ентированная преимущественно на производство, а не на финан- совый результат. 3. Отсутствие опыта работы в рынке
ВОЗМОЖНОСТИ
1. Создание современной ры-
ночной структуры, инвестицион-
но привлекательной и принося-
щей прибыль собственникам.
2. Выгодная продажа бизнесов,
не являющихся жизнеобеспечи-
вающими для энергосистемы
УГРОЗЫ
1. Снижение надежности энер-
госнабжения из-за оттока квали-
фицированного персонала, нека-
чественный ремонт.
2. Рост затрат на ремонт вслед-
ствие использования рыночных
цен
МЕХАНИЗМ РЕАЛИЗАЦИИ СТРАТЕГИИ
Воплощение стратегии существенно отличается от триви-
ального управления. Главное отличие - новизна проблем, с ко-
торыми приходится сталкиваться менеджменту, умение их сво-
евременно идентифицировать, находить рациональное решение
и организовывать его выполнение. Если при разработке стра-
тегии важно генерировать новые бизнес-идеи, то при реализа-
ции- уметь контролировать ход выполнения стратегических
решений и вносить необходимые коррективы. Очевидно, что
для этого в системе управления должен присутствовать специ-
альный механизм, включающий
• организационную структуру, осуществляющую стратеги-
ческий процесс;
• методический инструментарий, позволяющий контроли-
ровать действия менеджеров по реализации стратегии;
• стратегический мониторинг, постоянно отслеживающий
угрозы и новые возможности, требующие корректировки
стратегии (рис. 15.12).
Специализированный контур стратегического управления, с
помощью которого организуется реализация стратегии, включает:
• отдел стратегического управления;
• проектный офис;
• систему противокризисного управления;
• корпоративный стандарт стратегического управления,
устанавливающий функции и обязанности подразделений
и должностных лиц в части стратегического управления,
266
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
регламент непрерывного стратегического процесса в энер-
гокомпании, действия менеджеров по предотвращению
кризисных ситуаций.
В качестве инструмента для оценки достижения энергоком-1
панией своих стратегических целей рекомендуется использо-
вать сбалансированную систему показателей (ССП). Эта систе-
ма позволяет
• формализовать стратегию через доведение до каждого со- В
трудника количественных показателей и мотивирование;
• создать основу для контроллинга всех важных аспектов I
деятельности;
• нацелить конечные результаты и бюджеты различных под-1
разделений на реализацию стратегии.
Сбалансированная система показателей основана на ком-
плексном подходе к анализу деятельности с выделением четы-
рех стратегически важных и взаимосвязанных аспектов:
• финансы;
• клиенты;
• внутренние бизнес-процессы;
• обучение и развитие.
В каждом из указанных аспектов определяются свои страте- 1
гические цели, которые идентифицируются соответствующим
набором ключевых показателей результативности. Желатель-
но, чтобы последние имели количественное выражение и уста-
навливались в виде определенных нормативов (стандартов, эта-
лонов). Эти ориентиры необходимы для оценки эффективности
продвижения энергокомпании по стратегическому курсу.
Между выделенными аспектами деятельности, стратегиче-
скими целями и целевыми показателями существуют причин-
но-следственные связи, причем как вертикальные (между бло- \
ками), так и горизонтальные (внутри их).
Логика вертикальных связей состоит в следующем. Исходя из
интересов собственников и встречных предложений топ-менед-
жеров устанавливаются стратегические цели высшего уровня, ко-
торые далее развертываются в обеспечивающие их финансовые
показатели (блок «Финансы»), Достижение финансовых целей
требует налаживания эффективных взаимоотношений с потреби-
телями, расширения клиентской базы (блок «Клиенты»), В свою I
очередь для того, чтобы обеспечить потребителей качественными
продуктами и услугами, возможно, потребуется усовершенство- I
вание некоторых производственных процессов и процедур обслу-
живания клиентов (блок «Внутренние бизнес-процессы»). А это
в значительной мере зависит от инновационной активности, ква- |
лификации и опыта сотрудников (блок «Обучение и развитие»).
Для примера в табл. 15.1 приведен набор возможных показателей
по одному из аспектов деятельности - «Клиенты».
Набор показателей для каждого блока включает как итоговые
параметры, концентрированно выражающие какую-либо страте-
гическую цель для данной сферы деятельности, так и показатели
Рис. 15.12 Схема стратегического мониторинга
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ 267
268 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
КЛИЕНТСКАЯ БАЗА
Оцениваемый результат Показатель (измеритель) Норматив
Лояльность клиентов Процент положительных оценок компании ?
к компании (по результатам опросов)
Число обращений клиентов с жалобами в
регулирующие и антимонопольные органы
Расширение клиентской Общее число новых клиентов ?
базы
Новые услуги (сервис Число охваченных клиентов ?
потребителей) Объем услуг на одного клиента
Таблица 15.1
обеспечивающих процессов и затрат (факторы). Таким образом,
между показателями формируются горизонтальные связи, no-1
средством которых становится возможной комплексная оценка
эффективности отдельного вида деятельности.
Важно отметить, что все четыре составляющие ССП должны I
способствовать реализации единой стратегии. При этом ССП I
позволяет не только оценивать успешность осуществления наме-1
ченного стратегического курса, но и выявлять угрожающие сим- I
птомы в функционировании энергокомпании и принимать анти- I
кризисные решения (в том числе и по корректировке стратегии). I
Ценным преимуществом ССП как аналитического и про- I
гностического инструментария является сочетание финансовых I
и нефинансовых критериев. Считается, что нефинансовые по- I
казатели должны определять будущие финансовые результаты. I
Поэтому те показатели, которые не проявляют этого качества, I
лучше отвергнуть.
При построении ССП следует учитывать требование ми-
нимальности показателей. Большое их число дезориентирует
менеджмент, делает проблематичным процесс освоения инфор-
мации и в итоге ведет к ее потере. В связи с этим вполне реа-
листичным может быть набор из 10-15 ключевых показателей,
причем около 80% из них составляют нефинансовые. В хроно-
логическом разпезе показатели могут быть самыми разными: от
месячных и квартальных до ежегодных и более в зависимости
от выбранного стратегического горизонта. Вообще отбор пока-
зателей представляет собой одну из наиболее сложных и ответ-
ственных операций при формировании ССП.
Необходимым шагом для определения целей, показателей и
причинно-следственных связей между ними является разработка
стратегической карты компании. Стратегическая карта ССП-
модель, демонстрирующая менеджерам, как стратегия реализу-
ется в ключевых сферах деятельности, бизнес-процессах и клю-
чевых показателях. В принципе стратегические карты могут быть
созданы для любого уровня управления, вплоть до отдельных со-
трудников. путем декомпозиции корпоративной карты.
щ На рис. 15.13 приведен упрощенный пример стратегической карты
для электросетевой компании. На карте приведены стратегические цели '
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
269
----► Вертикальные связи между блоками
| Функциональные и вероятностные связи
Горизонтальные связи в рамках отдельных блоков
Рис. 15.13.
Стратегическая карта
для электросетевой
компании
(«ключевые факторы успеха») в каждом аспекте деятельности, а также
причинно-следственные связи между ними. Выделены связи несколь-
ких типов. Во-первых, горизонтальные в рамках отдельных блоков, на-
пример, влияние повышения оценки клиентами энергокомпании (лояль-
ность) на рост объема продаж. Во-вторых, вертикальные связи между
блоками, строящиеся по принципу «дерева целей»: цель более низкого
уровня служит средством обеспечения цели более высокого уровня.
Стратегическая карта
Рис. 15.14. От стратегической карты к конкретным действиям
270 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
271
В-третьих, стохастические (вероятностные) и детерминированные
(функциональные) связи. Например, ввод новых мощностей, снижение
затрат и рост объема продаж однозначно определяют рентабельность ак-
тивов, т.е. финансовую эффективность компании. И другое дело - влия-
ние роста квалификации персонала на повышение надежности электро-
снабжения или технического уровня производства. На рис. 15.13 все эти
виды связей обозначены разными стрелками.
Следует подчеркнуть, что полноценное использование воз-
можностей ССП предполагает ее декомпозицию с доведением
заданий по соответствующим конечным результатам деятель-
ности до отдельных подразделений (рис. 15.14), а также инте-
грирование в системы управленческого учета, планирования и
бюджетирования с мотивацией персонала.
В качестве резюме отметим следующее.
В условиях рыночной экономики развитие систем управления
отражает стремление во все большей мере учесть факторы из-
менения бизнес-среды. Поэтому основная идея стратегического
управления - создание механизма постоянного наблюдения за
состоянием конкурентов, потребителей энергии, поставщиков
топлива и материально-технических ресурсов и формирование
на этой основе стратегической концепции развития компании.
На новых принципах должны быть перестроены важнейшие
элементы системы управления: организационная структура,
планирование, стимулирование. Корпоративная культура требу-
ет качественно нового уровня, который в современных условиях
означает:
• нацеленность топ-менеджеров на инновации во всех сфе-
рах деятельности, особенно технико-технологической;
• максимальное развитие инновационной деятельности
персонала на всех уровнях на основе расширения участия
(групповой деятельности) и стимулирования результатов;
• участие линейных руководителей всех уровней в процессе
планирования;
• твердость в реализации стратегии преобразований и гиб-
кость в тактике.
Для осуществления стратегического планирования и управ-
ления в энергокомпании рекомендуется ряд организационных
мер: создание совета (или комитета) по развитию, введение в
практику работы совещаний по стратегическим решениям, соз-
дание специальных подразделений (проектных групп). Абсо-
лютно необходимо участие в стратегическом процессе высшего
руководства компании. Для руководителей важным условием
является изменение стиля и методов руководства - бюрократи-
ческих на творческие. Рекомендуется подготовка меморандума
для руководства компании и его обсуждение с менеджерами и
специалистами, конечно, в присутствии первого лица.
Поскольку ожидаемые условия, как правило, отличаются от
реальных, периодически требуется пересмотр стратегии с учетом
272
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
действительности и новой оценки будущего. В этом смысле про-1
цесс разработки стратегии должен быть непрерывным. Именно I
такое качество менеджмента характеризует стратегическое по-
ведение компании.
В современных условиях стратегическое поведение компа-
нии невозможно без информационной системы, оперирующей
базой стратегических данных и знаний.
СИСТЕМА ПРОТИВОКРИЗИСНОГО УПРАВЛЕНИЯ
Следует различать две формы кризиса энергокомпании: си-1
стемную и элементную.
Системный кризис в энергокомпании означает неспособ-
ность ее выполнять свою миссию, т.е. обязанности по отноше-
нию к собственнику (акционерам) и клиентам (потребителям).
Используя базовые понятия концепции сбалансированной си-
стемы показателей, можно сказать, что подобный кризис охва-
тывает все четыре аспекта деятельности компании: финансы;
клиенты; внутренние бизнес-процессы; кадровый и техниче-
ский ресурсы. Он проявляется в ре жом ухудшении внешних
финансовых характеристик компании, прежде всего в падении
курса акций, сокращении выплат дивидендов вплоть до полного
их прекращения, приостановке платежей по внешним займам.
Все это происходит, как правило, на фоне снижения конкурен-
тоспособности, потери клиентской базы и уменьшения объемов
реализации продукции (услуг). Следует подчеркнуть, что при
таком кризисе наблюдается выход за пределы определенных па-
раметров критичности, характеризующих финансовую деятель-
ность и сферу взаимоотношений с клиентами. Следовательно,
чтобы установить момент наступления и глубину системного
кризиса, необходимо знать эти предельные показатели. Они
должны быть максимально информативны и минимальны в \
количественном отношении (1-3, не более), например нижний
предел прибыли на одну акцию, предельно допустимое сниже-
ние объема продаж, критическая потеря клиентов.
Истоки наиболее тяжелой, системной формы кризиса кроют-
ся в следующих двух причинах. Во-первых, это неэффективный
менеджмент, не имеющий четкой и ясной стратегии, не способ-
ный гибко и адекватно реагировать на изменения в бизнес-сре-
де и управлять своими внутренними ресурсами, поддерживая
их необходимое качество и обеспечивая соответствующую ре-
зультативность бизнес-процессов. Во-вторых, форсмажорные
обстоятельства, повлиять на которые менеджмент объективно
не имеет возможности, например частая смена собственников,
имеющих разные представления о целях бизнеса, резкое паде-
ние спроса на энергоносители, высокие темпы инфляции в со-
четании со снижением платежеспособности основной массы
клиентов, а также непродуманные подходы к реформированию
электроэнергетики.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ 273
Помимо крайней, системной формы кризиса могут наблю-
даться и элементные кризисы. В этом случае финансовые и
клиентские параметры энергокомпании остаются в пределах
критических характеристик, но происходит явно выраженное
снижение эффективности ключевых бизнес-процессов и (или)
заметно ухудшается качество кадровой или технической базы
производства. Важно отметить, что элементные кризисы явля-
ются симптомами и могут быть предтечей серьезного систем-
ного кризиса. Поэтому их необходимо своевременно выявлять
и нейтрализовывать, предполагая, что между ними и системной
формой существует некоторый временной лаг. Следовательно,
необходимы отдельные противокризисные нормативы для мо-
ниторинга внутренних бизнес-процессов, оценки качества пер-
сонала и техники (производственных ресурсов), в частности,
по надежности электроснабжения, издержкам производства,
стабильности и квалификации персонала, возрастной структу-
ре основного оборудования. В табл. 15.2 приведены различные
ХАРАКТЕРИСТИКИ ФОРМ КРИЗИСА ЭНЕРГОКОМПАНИИ
Характеристика Формы кризиса
Системная Элементная
Масштаб охвата Все сферы деятельности Внутренние биэнес-процессы и (или) управление ресурсами (кадры, техническая база)
Последствия Невозможность реализации внешних функций (миссии) Внешние функции реализуются при снижающейся эффективности производства
Причины возникновения Неэффективный менеджмент Форсмажор Ориентация на краткосрочные финансовые результаты Потеря контроля над нефинансовыми показателями
Методы оценки Внешние противокризисные нормативы (финансы, клиенты) Внутренние противокризисные нормативы (бизнес-процессы, кадры и техника)
Способ противокризисных действий Выход из кризиса • реинжиниринг бизнес- процессов • кардинальное обновление кадровой и технической базы Профилактика • мониторинг совершенствование бизнес-процессов • активизация работы с персоналом
Таблица 15.2 характеристики для идентификации системной и элементной форм кризиса энергокомпании. Таким образом, можно констатировать две разновидности противокризисного управления в энергокомпании: 1) профилактика как обнаружение, локализация и устране- ние элементных форм кризиса; 2) выход из системного кризиса. Профилактика, включающая внутренний мониторинг ор- ганизации и опережающие противокризисные меры, долж- на быть интегрирована в процесс реализации корпоративной стратегии. В то же время для преодоления тяжелого, затяжного
274 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 15.15. Схема противокризисного управления в энергокомпании
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
275
Рис. 15.16. Структура
корпоративной
стратегии
электросетевой
компании
кризиса может реализовываться и специальная антикризисная
стратегия.
Метод сбалансированной системы показателей позволяет
создать нормативную базу для противокризисного управления.
Она должна включать внешние критические параметры для
управления выходом из системного кризиса и внутренние кри-
тические параметры для периодического осуществления про-
тивокризисной профилактики. Требования к показателям - ем-
кость (информативность) и минимальность. В принципе может
быть использован тот же состав показателей, что и для целей
контроля реализации стратегии, но численные значения, конеч-
но, будут различаться. Следовательно, энергокомпания долж-
на иметь две разновидности нормативов - стратегические и
противокризисные.
Состав и характер первоочередных противокризисных мер
зависят о г формы и глубины кризиса и факторов, вызвавших со-
ответствующую ситуацию. В общем случае они включают:
• оценку выхода внешних и внутренних показателей де-
ятельности энергокомпании за пределы установленных
нормативов;
• определение критичных (наиболее проблемных) бизнес-
процессов, препятствующих выполнению в полном объ-
еме ее миссии;
276
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• разработку и внедрение проектов совершено вования или
кардинальной перестройки (реинжиниринга) критичных
бизнес-процессов;
• оценку качества ресурсной базы, разработку и внедрение
мер в области развития систем обучения и мотивации пер-
сонала, а также обновления технических средств.
На рис. 15.15 приведена концептуальная («опорная») схе-
ма противокризисного управления, ориентированная на выход
энергокомпании из системного кризиса. В процессе принятия
указанных мер целесообразно также проработать вопросы
связанные с диверсификацией бизнеса и предложением новых
видов услуг для потребителей электроэнергии (тепла). Это спо-
собствует созданию долгосрочного запаса «противокризисной
прочности» энергокомпании.
Рис. 15.17. Состав
функциональных
стратегий
электросетевой
компании
Пример. Фрагмент стратегии городской электросетевой ком-
пании
Стратегия включает три блока:
1) корпоративный (рис. 15.16);
2) функциональный <рис. 15.17);
3) механизм реализации (рис. 15.18).
Миссия компании сформулирована как гарантированное предостав-
ление комплекса услуг по элех троснабжению всем платежеспособным
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
277
потребителям и всемерное способствование развитию экономики го-
рода.
Видение будущего представлено как постоянно развивающийся
бизнес, имеющий высокое доверие инвесторов и клиентов посред-
ством
• технологических инноваций;
• диверсификации бизнеса (потребительских услуг);
• обучения и эффективной мотивации персонала.
Стратегические цели компании приведены в табл. 15.3. Каждый
показатель достижения целей оценен количественно.
Корпоративная политика электросетевой компании включает:
1. Ответственность каждого работника за конечный результат сво-
ей деятельности - основное корпоративное кредо.
2. Готовность электросетевого комплекса к подключению новых
потребителей.
3. Партнерство с потребителями в вопросах энергоэффективности.
Функции реализации стратегии возложены на отдел стратегиче-
ского управления, который обеспечивает:
• регулярные доклады директору о ходе реализации стратегии и
необходимых директивах;
• увя жу стратегических целей бизнеса с целями всех подразделе-
ний;
• кураторство стратегического процесса;
Рис. 15.18. Структура
механизма реализации
стратегии
278
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ
Содержание целей Показатели достижения целей
Рост стоимости бизнеса, улучшение финансового состояния Стоимость активов Рентабельность активов Рентабельность собственного актива Чистая прибыль
Развитие сетевого комплекса для подключения новых потребителей Ввод основных фондов Коэффициент резерва
Повышение надежности электроснабжения Количество аварийных отключений Недоотпуск электроэнергии
Таблица 15.3
участие в планировании и бюджетировании (в части распре
деления ресурсов в соответствии со стратегией), а также пол
готовку PR-акций, разработку программ обучения, поддержку
стратегических инициатив;
• организацию проектного управления;
• составление отчетов по ССП;
• генерацию и распространение новых знаний, необходимых
решения стратегических задач.
279
ГЛАВА 16
СТРУКТУРНЫЕ РЕШЕНИЯ
ВЫБОР ОРГАНИЗАЦИОННОЙ ФОРМЫ
Современная постановка проблемы рациональных структур-
ных решений для отечественных энергокомпаний обусловлена
прежде всего реформированием отрасли, созданием заинтере-
сованности инвесторов вкладывать капитал и стремлением об-
разовать конкурентные энергетические рынки. В связи с этим
появляются совершенно новые задачи.
1. Возникла реальная потребность в смене коренных прин-
ципов организации в соответствии с динамично меняющимися
требованиями бизнес-среды, а также необходимостью продви-
жения новых услуг на энергетический рынок. Оказалось, что
старые структуры мало приспособлены для этого.
2. Акционирование и приватизация - это только первый шаг
к самостоятельности, оборотной стороной которой является
экономическая ответственность, причем не только перед своим
персоналом, но и перед собственниками, акционерами, что так-
же потребовало новых ci руктурных решений.
3. Для обеспечения более устойчивого финансового состоя-
ния энергетической компании нужны новые подходы к концен-
трации капитала и диверсификации производства.
4. Частный капитал имеет тенденцию к слиянию, поглоще-
нию, разделению, а следовательно, к перемене владельцев ком-
пании и частым преобразованиям структуры.
В связи со сказанным возникает множество вопросов.
• Какие звенья в цепочке «генерация электроэнергии - пере-
дача - распределение - продажа электроэнергии» должны
быть интегрированы между собой и в какой организаци-
онной форме?
• Насколько целесообразна полная горизонтальная и верти-
кальная интеграция цепочек поставок тепло- и электро-
энергии для выделенных региональных или клиентских
сегментов?
• Какие дополнительные услуги мшут развиваться в энер-
гокомпании и должны ли они быть самостоятельными
бизнесами?
Первое решение, которое необходимо принять собственни-
ку, - организационная форма бизнеса, его организационно-пра-
вовой статус. В энергетическом бизнесе наибольшее распро-
странение получили акционерные общества (АО), в том числе
закрытые (ЗАО) и открытые (ОАО); общества с ограниченной
ответственностью (ООО), государственные концерны.
280
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Государственный концерн — это объединение юридически
самостоятельных предприятий под общим руководством. Для!
концерна характерны жесткий контроль входящих в объедине-1
ние предприятий, единое организационное, финансово-эконо
мическое и научно-техническое управление из одного цен~ра.
Примером энергетического государственного концерна являет-1
ся «Росэнергоатом».
Широко используется в отрасли такая форма управления,
как холдинговая компания (ХК) - объединение предприятий на
основе системы участия в акционерном капитале, при котором!
материнская компания является держателем контрольного па-
кета акций других предприятий (дочерних компаний). ХК спе-
циализируется в управлении их финансовой и инвестиционной
деятельностью (рис. 16.1), развитием, кадровой политикой.
Для решения задач, связанных с электро- и теплоснабжени-
ем территорий, могут создаваться холдинги с участием государ-
ства и муниципальных органов. Схема формирования такого
холдинга представлена на рис. 16.2. Подобные холдинги созда-
ются в целях
• контроля, координации планирования и участия в управ-
лении инфраструктурой жизнеобеспечения;
• привлечения инвестиций;
Рис. 16.1. Схема
формирования
холдинга
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
281
Рис. 16.2. Схема
формирования
холдинга с участием
государства
• стимулирования эффективности.
Во внутренней структуре ХК могут выделяться филиалы,
представительства, отделения - они не имеют статуса юриди-
ческого лица.
Представительство — это обособленное структурное подразделе-
ние юридического лица, осуществляющее агентские и представитель-
ские функции в конкретном регионе. Представительство открывается
обычно для улучшения условий взаимодействия юридического лица с
клиентами или партнерами. Оно осуществляет защиту его интересов,
наделяется определенным имуществом.
Филиалом является обособленное структурное подразделение
юридического лица, расположенное вне места его нахождения и осу-
ществляющее все его функции (или их часть). Филиал, следовательно,
обладает большими по сравнению с представительством правами; он
может владеть обособленным имуществом.
Отделение представляет собой обособленное структурное подраз-
деление (чаще всего с функциями филиала), расположенное в месте
282 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
нахождения юридического лица (в том же населенном пункте). Отде- ление может полностью или частично дублировать его функции. Возможны различные формы участия бизнеса в управлении той или иной компанией на основе определенных видов догово- ров, установленных законодательно: 1) аренда; 2) доверительное управление; 3) безвозмездное использование; 4) отчуждение через куплю-продажу или внесение в устав-1 ный капитал имущества. Причем в этом случае на первом этапе бизнес может юль-1 зеваться чужой собственностью, а в последующем приватизи- ровать ее. После выбора организационной формы собственник должен 1 определиться с разумной степенью централизации и децен-1 трализации при принятии решений прежде всего в отношении 1 управления денежными потоками, развития, операционной дея-1 тельности. При этом следует учитывать многие факторы, в част-1 ности: 1) качество менеджмента; 2) степень развитости информационной системы и возмож-1 ность доведения до корпоративного центра необходимой ин-1 формации; 3) возможность защиты инвестиций. Например, в некоторых отдаленных регионах такой низкий 1 профессионализм менеджеров, что решение может быть един-1 ственным - на местах остается только операционная произ-1 водственная деятельность в строгом соответствии с бюджетом, 1 установленным управляющей компанией. Мировая практика свидетельствует, что соотношение уров-1 ня централизации и децентрализации корпоративных струк- 1 тур не является постоянным. При предоставлении большей 1 экономической самостоятельности электростанциям, сетевым 1 предприятиям и другим подразделениям энергокомпании (или, 1 наоборот, при сужении диапазона их прав, а следовательно, от- 1 ветственности) необходимо иметь в виду следующее. • Чем сложнее бизнес-среда, тем более децентрализованной является структура. Агрессивность окружения, наоборот, вынуждает к временной централизации. • Чем в большей мере необходима мотивация менеджеров к ответственности, обучению принимать самостоятельные решения, творческому подходу, тем более децентрализо- ванной должна быть структура. • Решившись на децентрализацию, следует иметь в виду, что на практике бывает трудно уловить ту грань, за ко- торой предоставление большей самостоятельности ча- стям разрушает компанию в целом и несет угрозу потери управляемости и надежности энергоснабжения. Тем не
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
283
менее необходимо понимать, что тенденция структур-
ной децентрализации в энергетическом секторе эконо-
мики будет проявляться в ближайшей перспективе. За-
тем, вероятно, пойдет процесс более или менее глубокой
реинтеграции на качественно другой основе. Следует
заметить, что и в настоящее время подобный процесс
слияния энер] окомпаний происходит в развитых странах
достаточно активно.
• Постоянные колебания топ-менеджеров относительно
уровня централизации и децентрализации - нормальное
явление для больших иерархических структур, в основе
которого нежелание делиться властью в распределении
ресурсов. Закономерно позитивное отношение руковод-
ства к децентрализации управления, когда дела в бизнесе
идут хорошо, и стремление вернуть контроль - когда они
ухудшаются.
• Выход из подобных ситуаций - в формировании у менед-
жмента общего видения перспектив бизнеса и вклада в
его успешность структурных подразделений, понимания
индивидуальной ответственности каждого за общие ре
зультаты (децентрализация делает прозрачной систему
ответственности, в этом ее позитивный момент, особенно
в российских условиях).
• Расширение самостоятельности подразделений энерго-
компании и превращение их в бизнес-единицы - центры
ответственности возможно только при освоении совре-
менных систем управления: бюджетирования, основанно-
го на совершенно другой нормативной базе; управленче-
ского учета; информационных технологий; материального
стимулирования за вклад в рост эффективности.
• Корпоративное интеграционное пространство обеспечи-
вается за счет участия материнской компании в уставном
капитале дочерних предприятий; их договорных отноше-
ний (рис. 16.3); мер корпоративной стратегии («связы-
вания» основных бизнес-процессов, сохранения в мате-
ринской компании ключевых управленческих функций:
инвестиционной политики, подготовки кадров, единой
информационной среды).
ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ СТРУКТУРЫ
Проблематика организационной структуры на практике ча-
сто исчерпывается организационной схемой, характеризующей
лишь ее статическое положение. При этом упускается главное -
взаимосвязь:
• с целями бизнеса, их содержанием и способом реализа-
ции (с учетом влияния потребителей энергии, поставщи-
ков топлива и энергооборудования, экологических норм,
общественности);
284
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 16.3. Схема
взаимоотношений
акционерной
энергокомпании
с дочерним
акционерным
обществом (ДАО)
• характером деятельности с точки зрения технологии и
бизнес-процессов, функций, прав и ответственности;
• мотивов собственников и топ-менеджеров.
Не осознается и тот факт, что, изменяя структуру, необходи-
мо менять систему управления в целом, а это уже длительный
процесс (не менее 2-3 лет).
Структура энергокомпании - это ее строение, ее остов, хре-
бет. Тем не менее не следует преувеличивать значение структу-
ры: она не только обусловлена целями бизнеса и технологией
энергетического производства, условиями сбыта энергии, но
и зависит от реальных лидеров, сложившегося распределения
функций между ними, организационной культуры. Самая луч-
шая структура не гарантирует хорошие результаты. Но неверная
структура - гарантия невыполнения задач: упор делается не на
те проблемы, имеет место дублирование информации, размыта
ответственность, в коллективе возникают конфликты.
В организационных структурах управления (ОСУ) выделяют три
группы организационных связей:
• линейные — административная подчиненность должностных
лиц (мастер - начальник цеха);
• функциональные—административная подчиненность отсутству-
ет, имеются связи по выполнению отдельных работ — методиче-
ское руководство, внутрифункциональный контроль, преобра-
зование информации (начальник цеха — плановый отдел);
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВИ МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
285
1 См.: Гительман Л.,
Ратников Б. Эффектив-
ная энергокомпания.
М.: ЗАО «ОЛИМП-
БИЗНЕС», 2002.
• межфункциональные, или кооперационные, — между подразде-
лениями или должностями одного и того же уровня (например,
между начальниками цехов электростанции). Такие связи могут
приобретать различные формы: обязательное уведомление (на-
пример, о выводе оборудования в ремонт или выдаче материа-
лов); обязательное консультирование с отделом или лицом, за-
нимающимся на предприятии определенной проблемой.
Итак, основной отличительный признак выделения организацион-
ных связей — право принимать решения (линейное руководство) или
давать рекомендации (штабная роль). В зависимости от преобладания
того или иного вида организационных связей известны несколько про-
стейших типов ОСУ: линейная, функциональная, линейно-функцио-
нальная. Каждая из этих структур имеет свою область применения,
достоинства и недостатки1. Например, линейно-функциональные
структуры до сих пор широко применяются, и опыт показал, что они
наиболее эффективны в операционной деятельности - там, где аппарат
управления выполняет рутинные, часто повторяющиеся и редко меня-
ющиеся задачи и функции (рис. 16.4). Не случайно этот тип структуры
длительное время был характерен практически для всех отечествен-
ных энергокомпаний.
В современных крупных энергокомпаниях используются
сложные схемы ОСУ — дивизиональные структуры. В такой
структуре деление идет по автономным элементам и блокам,
обслуживающим определенный рынок:
• по видам товаров и услуг;
• группам покупателей;
• географическим районам.
Например, структура ТГК имеет четко выделенные дивизио-
ны, ориентированные на те или иные субъекты РФ.
Суть дивизионализации ОСУ сводится к следующему.
1. В энергокомпании выделяется несколько организационно
обособленных уровней:
• корпоративный центр (центральный офис);
• управление группами самостоятельных отделений (для
сложных диверсифицированных бизнесов);
• относительно самостоятельные производственные отде-
ления, обособленные структурные подразделения с расширен-
ными правами и ответственностью - бизнес-единицы (в свою
очередь нередко со многими предприятиями), для которых мож-
но идентифицировать конечный результат и оценивать усилия
по его реализации (рис. 16.5, 16.6).
Главную роль в подобных структурах играют корпоративный
центр и директора, возглавляющие дивизионы.
2. Отделения имеют определенную хозяйственную самосто-
ятельность - становятся центрами'.
• прибыли, оцениваемыми по расчетному показателю при-
были или реальной коммерческой прибыли;
Рис. 16.4. Организационная структура электросетевой компании (ОАО) крупного города
286 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РАЗДЕТ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
287
Региональные
филиалы
Функциональные блоки
экономика и финансы
стратегическое управление
сбыт и поставки
инвестиции
техническая политика
управление персоналом
правовая работа
информационные технологии
экономика и финансы
техника, технология, производство
закупки и логистика
управление персоналом
правовое обеспечение
Рис. 16.5.
Организационная
структура ТГК
• реализации - сбытовыми отделениями, оцениваемыми по
объему продаж за вычетом издержек на осуществление этой дея-
тельности;
• инвестиций, в которых определяется рентабельность по
отношению к инвестированному в данное отделение капиталу;
• затрат, в которых контролируются издержки производ-
ства (в свою очередь они подразделяются на центры основных
затрат, непосредственно связанных с выпуском основной про-
дукции, и центры вспомогательных затрат, не связанных с ней
напрямую).
Важно подчеркнуть, что та или иная ориентация самостоя-
тельных центров определяется приоритетами менеджмента и
пониманием им роли конкретного отделения на данном этапе.
В дальнейшем эта роль может измениться и, например, центр
затрат превратится в центр прибыли.
3. Образование отделений - бизнес-единиц, сопровождаю-
щееся передачей менеджерам прав и ответственности за опера-
ционную деятельность и отдельные функции (производствен-
ного планирования, транспорта и др.). В то же время ключевые
функции — финансы, правовые вопросы, инвестиционное пла-
нирование, кадровая политика, общественные связи - сохраня-
ются в корпоративном центре.
Главные преимущества бизнес-единиц состоят в следующем:
• на месте лучше видны ситуация и перспективы конкрет-
ного рынка;
288
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РИС. 16.6.
Организационная
структура крупной
коммунальной
энергокомпании
• повышаются самостоятельность и ответственность ме-
неджеров и внутренний контроль;
• возрастает мотивационный потенциал реализации соо-
ственных резервов.
Главные недостатки:
• усложняется реализация интересов энергокомпании в
целом;
• возможно дублирование управленческих функций на кор-
поративном уровне и на уровне бизнес-единиц.
Конечно, создание бизнес-единиц в электроэнергетике по-
требует изменения характера координации их деятельности,
роли корпоративного центра (рис. 16.7), внедрения, где это не-
обходимо, системы внутренних (трансфертных) цен, серьез-
ного изменения властных отношений, коммуникаций и, по су-
ществу, коснется преобразований во всей системе управления.
Основной проблемой при этом становится четкое распреде-
ление ответственности и полномочий между менеджментом
разного уровня.
Со всей определенностью следует сказать: сегодня управленче-
ский профессионализм менеджеров корпоративного уровня в це-
лом неадекватен его задачам. Менеджеры, пришедшие в отрасль из
других сфер деятельности, плохо подготовлены, слабо представля-
ют реальное производство и обстановку на местах. Это приводит
к дезориентации персонала и имитации руководства.
РАЗДЕЛ I ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
289
Финансовый и
инвестиционный
менеджмент
Политика и
координация,
контроль
результатов.
Участие в
повседневной
работе, тотальный
контроль
Вертикально
интегрированная
структура с
обособленными
подразделениями
(не рыночными)
Вертикально
интегрированная
структура с
ограниченной
самостоятельностью
и ответственностью
бизнес-единиц
Самостоятельные
бизнес-единицы
(ДАО)
Изменение структуры
Рис. 16.7. Изменение
роли исполнительной
дирекции
энергокомпании
Важно также отметить, что при создании бизнес-единиц рез-
ко возрастает значение корпоративной стратегии как инстру-
мента интеграции деятельности бизнес-единиц, а также таких
управленческих систем, как бюджетирование, управленческий
учет, материальное стимулирование за конечные результаты де-
ятельности.
* * * *
В современных условиях все больше проявляется потреб-
ность в структурных решениях, обеспечивающих инновацион-
ную деятельность. Как правило, соответствующие структуры
формируются на период реализации инновационного проекта
или программы, т.е. на временной основе. В таких структурах
преобладают горизонтальные потоки информации, носящей не
директивный, а проблемно-ориентированный характер. Роль
менеджеров здесь становится особо важной в создании условий
для продуктивной творческой работы. Для такого управления
характерно применение проектных (программно целевых) и
матричных форм управления.
Сущность программно-целевого управления заключается в
том, что вся совокупность ресурсов, а также видов деятельно-
сти по проекту (программе) независимо от их функциональной
или ведомственной принадлежности рассматривается во взаи-
мосвязи как единый цельный объект управления.
Преимущества матричной структуры в наибольшей степени
проявляются в инновационных программах типа «реформиро-
Ю Энергетический бизнес
290
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
вание компании» или «техперевооружение производства» при
реализации одновременно ряда новых проектов. Это гибкость
менеджмента - создание проектных групп, их модификация и
роспуск по мере необходимости; эффективное использование
кадров, возможность их ротации, когда каждый специалист уча-
ствует в работе над несколькими проектами; возрастание моти-
вации сотрудников.
Специальные проектные группы (команды) не имеют при-
надлежности к какой-то конкретной функции, выполняемой
«штатным» структурным подразделением. Они решают меж-
функциональные проблемы, лежащие «на стыке» и обычно вы-
падающие из поля зрения менеджмента.
В дальнейшем проек гные команды могут выделяться в
• прифи-центры, реализующие бизнес-проекты и ответ-
ственные за определенный финансовый результат и рас-
ходы;
• венчур-центры, занимающиеся рисковыми проектами,
прибыль от которых ожидается в будущем.
В какой-то степени элементы гибкости в структуру вносятся
при использовании наряду с функциональными подразделения-
ми в аппарате управления комитетов. Они представляют собой
группу, изучающую определенную проблему и вырабатывай щую
коллективную позицию по ней. Групповое действие отличает ко-
митет от других организационных форм. Численность комитета
не более 15-16 человек, оптимальная - 5-6 человек.
С учетом задач, стоящих перед отечественными энергоком
паниями, рекомендуется создание следующих комитетов как
первоочередных:
• надежности;
• развития;
• кадровой политики;
• экономики и инвестиций;
• связей с общественностью и органами власти.
Все большее распространение находят так называемые сете
вые структуры, которые отличают:
• развитые рыночные отношения внутри компании и со сто
ронними фирмами, которым на условиях аутсорсинга де
легируются многие функции - IT в отдельных задачах, ин
жиниринг, финансы, юридическое сопровождение и др.;
• замена управленческих директив на заказы, координируе
мые через экономические механизмы;
• кооперация и взаимное владение акциями участников;
• поддержание с помощью телекоммуникационных техно-
логий брокером связи с различными независимыми под
разделениями.
Считается, что сетевые организации динамичны по природе
всегда находятся в процессе обновления в соответствии с состо
янием рынка и новейшими технологиями.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
291
В качестве резюме при рассмотрении типов структур отме-
тим следующее.
• Не существует совершенной или идеальной структуры:
выбор ее зависит от того, насколько она соответствует
реализации курса, заданного стратегией энергокомпании.
Однако существует правило здравого смысла: самая хоро-
шая структура - это простейшая структура, которая будет
работать. Чем проще структура, тем меньше может быть
сделано ошибок.
• Общей закономерностью является разделение в стру ктуре
ответственности за конкретные результаты (центры фи-
нансовой ответственности) и за решение стратегических
и оперативных задач.
• Большая неопределенность бизнес-среды обусловливает
необходимость встраивания в традиционные структуры
энергокомпаний элементов, спроектированных под зада-
чу- переход от механистических к органическим моде-
лям и типам ОСУ.
• Искусство организационного дизайна - проектирования
новых или совершенствования действующих структур
управления - состоит в компромиссном решении.
ВЫДЕЛЕНИЕ САМОСТОЯТЕЛЬНЫХ БИЗНЕСОВ
Среди типичных структурных недостатков российских энер-
гокомпаний до начала реформ отрасли (рис. 16.8), наряду с ука-
занными выше для вертикально интегрированных структур в
целом (см. главу 6), отметим следующие.
1. Громоздкость структуры («организационные динозав-
ры»), плохо скоординированной на экономический результат,
делающая невозможной прозрачность денежных потоков не
только для органрв государственного регулирования, но и для
собственного менеджмента.
2. Чрезмерная замкнутость руководства и должностных лиц
структурных подразделений аппарата управления на генераль-
ного директора и его заместителей даже в решении мелких во-
просов, в результате чего имеет место:
• перегрузка топ-менеджеров, ситуация, о которой говорят,
что «текучка заела»;
• преувеличение значения текущих успехов в ущерб страте-
гическим проблемам, требующим для решения времени,
интеллектуальных усилий и финансовых затрат;
• утрата инициативы «внизу».
3. Размытость и пересечение сфер деятельности. Не опре-
делена приоритетность целей, стратегических задач, функций,
непосредственно выходящих на рынки труда, топлива, инвести-
ций. Даже если приоритетность и провозглашена, она не нахо-
дит отражения в правах и ответственности должностных постов,
финансовой структуре, управленческих системах. Характерный
292
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Основные характеристики
• Структура с сильными
связями по функциональным
сферам деятельности и
слабыми по типу бизнеса.
В результате - низкая
ориентации на рынок.
• Ответственность
корпоративного центра
размыта, особенно за общий
экономический резульга
В итоге - стремление к
неоправданно жесткому
контролю обособленных
подразделений,
сдерживающему инициативу
«внизу»
Рис. 16.8.
Существовавшие
до реформы
структуры крупных
энергокомпаний
(АО-энерго)
пример: провозглашена приоритетная роль сбыта энергии, ре-
формирована структура, выполняющая эту функцию, но, по-
скольку эта новая роль не увязана с принципиально другими
методами и формами работы с потребителями, в энергокомпа-
нии по-прежнему «не видят» клиента - потребителя энергии.
Традиционная структура
Организация по центрам ответственности
• гибкая, динамичная компания, оперативно реагирующая на изменения во
внешней среде;
• близка к потребителю;
• активная предпринимательская инициатива в то же время на «длинном поводке»
у руководства
Рис. 16.9. Выделение центров ответственности - реакция на конкуренцию на энергетическом рынке
РАЗДЕЛ 4 ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ 293
294
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
Монополизм и масштабы АО-энерго мешали объективно оце-
нить реальность и увидеть конкурентов, например сооружаю-
щих ведомственную ТЭЦ на рынке тепловой энергии.
4. Неразвитость, а часто вообще отсутствие контура управ-
ления развитием. Достаточно привести такие примеры: у боль-
шинства АО не определены стратегические цели, мало кто из
менеджеров может хотя бы в общем сформулировать страте-
гию, отсутствует техническая политика. Система управления
развитием как объектом особой важности (особенно в период
радикальных преобразований) организационно не обеспечена.
5. Отсутствие современных механизмов:
• единой корпоративной информационной поддержки ре-
шений, особенно с прогнозными, оптимизационными и
аналитическими выкладками;
• командной работы, в том числе при решении инновацион-
ных задач на проектной и программно-целевой основе;
• обучения общему видению перспектив, стоимостному
мышлению и умению «зарабатывать вместе со своим
предприятием».
Рассмотренные недостатки позволяют уверенно сделать
заключение о целесообразности выделения самостоятельных
бизнесов (генерация, транспорт и дистрибьюция энергии,
сбыт, инжиниринг, энергоремонт). Новые структуры в резуль-
тате раздельного учета затрат на генерацию, транспорт и
энергии (рис. 16.9, 16.10) значительно больше соответству-
ют рыночной среде, они динамичнее, экономичнее и, конеч
1 Так как это решено
для регионов, где в
силу технологической
изолированности энер-
госистем сохраняются
АО-энерго.
но, прозрачнее. Другое дело, на наш взгляд, что следовало на
первом этапе (3—5 лет) оставить их в рамках единого холдин-
га, образованного на базе АО-энерго1. Такая поэтапность была
бы целесообразна из-за серьезных препятствий, на устранение
которых потребуется время.
1. Существует неопределенность в отношении подготовлен-
ности экономической и правовой среды в целом для практиче-
ской реализации идеи конкурентного рынка электроэнергии.
2. Необходима жесткая централизация распределения фи-
нансовых ресурсов на региональном уровне в условиях крити-
ческого состояния систем теплоснабжения и основного обору-
дования электростанций и распределительных сетей.
3.
Отсутствует ясно
выраженная
корпоративная
стратегия
нет опыта ее разработки; не хватает квалифицированных менед-
жеров;
отсутствует опыт работы
управленческими
системами
рыночного типа,
и сбыта.
например управленческого учета,
маркетинга
В то же
время была бы
сохранена управляемость в период
преобразований, потенциально опасный для сохранения надеж
ности энергоснабжения.
Одно из актуальных структурных решений для отечествен
ных энергокомпаний, которое призвано повысить их »ффектив
с
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
295
АО-энерго
Исполнительный
аппарат АО
Электростанции
и котельные ОП
Предприятия
электрических и
тепловых сетей оп
Энергосбыт
ОП
Энергоремонт ОП
Структуры
непрофильных видов деятельности оп
Вертикально
интегрированная структура
Холдинговая энергетическая компания
Управляющая компания ДАО
Энергосбыт ДАО
Генерирующая компания ДАО
Электросетевая компания (передача электроэнергии) ДАО
Электросетевая расп редел ител ьная компания ДАО
Энергоремонтная компания ДАО
Предприятие тепловых сетей ДАО
Генерирующая
компания АО
Электросетевая
транспортная
компания до
Электросетевая
распределительная
компания до
Теплосетевая
компания АО
Энергосбытовая
компания АО
Энергоремонтная
компания АО
Полностью
дезинтегрированная
структура
Дезинтегрированная структура в рамках
холдинговой энергетической компании
(вариант)
Рис. 16 10.
Преобразование
структур
энергокомпаний на
основе выделения
самостоятельных
бизнесов:
ОП - обособленное
подразделение, ДАО -
дочерняя акционерная
компания, АО-
акционерное общество
ность, - это прекращение участия энергокомпаний в непрофиль-
ной деятельнос ти с низкой рентабельностью.
До реформ действовавшие АО-энерго ооросли множеством
различных подразделений (отдельных цехов, участков, ком-
мерческих и некоммерческих организаций), деятельность ко-
торых по отношению к основному производству - генерации,
передаче и распределению энергии - является непрофильной.
Вот лишь некоторые из них: производство товаров народного
потребления и продуктов питания; рыбные хозяйства на водо-
емах электростанций; производство строительных материалов;
объекты социально-культурной сферы (общежития, медсанча-
сти. дворцы культуры, детские дошкольные учреждения, про-
филактории, стадионы); объекты финансовой инфраструктуры
(участие в капитале банков и крупных учреждений, страховых
296
энергетический бизнес
и инвестиционных компаний). Как правило, подобная непро-
фильная деятельность вносила свой вклад в увеличение затрат
энергетического производства.
Преобразование структур в части непрофильных бизнесов
осуществляется в трех основных формах:
• выделение их из состава энергокомпании в самостоятелт
ные юридические лица;
• полное прекращение или сокращение участия энергоком-
пании в капитале непрофильной инфраструктуры;
• ликвидация или перепрофилирование данной деятельно-
сти (или передача соответствующих активов местным ор-
ганам власти в муниципальную собственность).
Конечно, в качестве общей рекомендации отметим, что сле-
дует внимательно проанализировать последствия структурных
решений относительно непрофильной деятельности в каждом
конкретном случае, в том числе и социальные. Однако в цеиох
структурные решения здесь могут приниматься в радикальной
форме в течение относительно короткого периода.
УПРАВЛЯЮЩИЕ КОМПАНИИ
При столь масштабном реформировании электроэнергетики
возникает необходимость в новых системах управления, инок
качестве человеческого ресурса, современных информацией
ных технологиях, коррекции корпоративной культуры. Возни
кает вопрос: способны ли кадровые работники управленческих
служб энергокомпании обеспечить подобные изменения? К со
жалению, опыт показывает, что не всегда, тем более в услови
ях, когда на первый план выходит дефицит времени. Особенно
остра проблема подбора профессиональных кадров для энерго
компаний, расположенных в местах, отдаленных от универси
тетских центров.
Способом изменения сложившегося положения во многих
случаях может стать перемена субъекта управления энергоком
панией. На его месте начинают работать профессиональные
команды, организационно оформленные в виде управляющих
компаний с функциями:
• управление капиталом (изменение его структуры, приня
тие решений по крупным сделкам, дивидендная полита
ка и др.);
• подготовка сводной отчетности управляемых структур;
• утверждение планов перспективного развития, бизнес
планов, годовых балансов энергии и мощности, конт роль
ных показателей деятельности управляемых обществ;
• оперативный контроль деятельности управляемых об
ществ (но не вмешательство в деятельность): определение
и отслеживание контрольных показателей деятельности
подведомственных предприятий;
РАЗДЕЛ 4 ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
297
• распределение источников инвестиций между управляе-
мыми предприятиями при утверждении бизнес-планов;
• консолидация интересов и разрешение корпоративных
конфликтов.
Управляющие компании - достаточно эффективный метод
решения проблем менеджмента в короткий срок. Суть метода
составляет выделение за рамки традиционных структур энерго-
компании ключевых для энергобизнеса управленческих блоков
и функций и передача их профессионалам. Необходимо, чтобы
они несли материальную ответственность и получали солидное
вознаграждение в зависимости от результатов своей деятель-
ности. Управляющие компании ответственны за эффективность
бизнеса, а следовательно, действуют в интересах собственников.
Однако, учитывая российскую специфику переходного периода,
необходимо соответствующим образом закреплять контроль за
деятельностью этих структур (например, с помощью контроль-
ного пакета акций). Отбор управляющих компаний должен про-
изводиться на конкурсной основе. При этом критерием отбора
является предоставление реального бизнес-плана повышения
финансовой устойчивости энергокомпании при необходимости
ее реформирования и, конечно, наличие продвинутой управлен-
ческой команды.
Управляющая компания выполняет роль корпоративного
центра в одном из следующих вариантов:
• дирекция операционного управления;
• управление портфелем бизнеса;
• координатор деятельности дочерних кампаний.
Прежде всего управляющие компании должны взять на себя
«узкие места» в менеджменте, например сбыт, контроль за фи-
нансовыми потоками, внедрение современных информацион-
ных технологий, а также межсистемные проблемы. К послед-
ним могут быть отнесены топливо- и материально-техническое
снабжение, инвестиционный процесс, подготовка кадров, орга-
низация и методическое обеспечение реформирования.
Одними из первых управляющих компаний в электроэнер-
гетике были Средневолжская межрегиональная управляющая
энергетическая компания (на базе ОАО «Самараэнерго» и ОАО
«Ульяновскэнерго») и Волжского гидроэнергетического каскада.
В настоящее время управляющих компаний достаточно много, в
том числе и в коммунальной энергетике (рис. 16.11, 16.12).
Таким образом, благодаря управляющим компаниям появля-
ется возможность осуществлять необходимые профессиональ-
ные функции и решать задачи по-современному, не преодолевая
сопротивления старой системы управления. Конечно, проблема
реформирования существующих энергокомпаний или создания
организационного порядка не снимается, лишь перераспределя-
ется во времени и решается более безболезненно.
Рис. 16.11. Структура управляющей компании - ЗАО «Коммунальный энергобизнес:
298 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 16.12. Договорные отношения управляющей компании с администрацией муниципального образования
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ 299
300
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
БЕСЦЕХОВАЯ СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
В основе построения организационных структур отечествен-
ных электростанций лежит цеховой принцип. Его недостатки
известны.
• При разграничении сфер деятельности с помощью деле-
ния оборудования- участвующего в едином аппаратур-
ном технологическом процессе, на отдельные организа-
ционные комплексы (цехи) и выполнении каждым из них
всех производственных функций - эксплуатация, ремонт,
контроль - затрудняется управление, появляются искус-
ственные стыки между производственными подразделе-
ниями даже при хорошо составленном на электростанции
Положении о границах зон обслуживания оборудования.
В результате невозможно четко разграничить функции, а
следовательно, и ответственность руководителей струк-
турных подразделений за выполнение многих важных
задач.
• Высококвалифицированные специалисты (начальники це-
хов, отделов, их заместители) занимаются в большом объ-
еме административной, хозяйственной, учетной деятель-
ностью. Главное же - у рабочих ограничиваются рамками
своего цеха возможности расширения зон обслуживания,
создания сквозных бригад. Значительна перегрузка руко-
водящего звена управления электростанцией - директора
и главного инженера. На крупных ТЭС число подразделе-
ний, непосредственно подчиненных, например, главному
инженеру, доходит до 12-15, на АЭС - до 14-16.
• Возникает многоуровневость структуры, когда от лица,
принимающего решения, до непосредственного исполни-
теля насчитывается 9-10 ступеней (директор - главный
инженер - заместитель главного инженера - начальник
цеха - заместитель начальника цеха - начальник лабора-
тории - старший мастер - мастер - бригадир - слесарь),
что приводит к исключению из производственной дея-
тельности большого числа специалистов, занятых функ-
цией передачи информации.
• Цеховая структура не позволяет однозначно определить
конечные результаты деятельности многих подразделе-
ний, а следовательно, и вклад каждого из них в конечные
результаты всего предприятия, что создает трудности в
организации материального стимулирования и в итоге не
способствует эффективности труда персонала.
Анализ организационных структур зарубежных электро-
станций (ТЭС, АЭС, ГЭС) показывает, что они построены по
бесцеховому (функциональному) типу (рис. 16.13). При такой
организационной структуре вместо цехов создаются службы.
• Служба эксплуатации обеспечивает безаварийную и эко-
номичную работу оборудования. Она представляет собой
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
301
Директор
Замдиректора
Эксплуатационная
группа
Группа технического
обслуживания
Инженерно-
техническая группа
Секретарь-
машинистка
Секретарь-
делопроиз-
водитель
Начальник смены 5
Старший оператор
пульта управления 5
Оператор пульта
управления 5
Оператор
турбогенератора 5
Дежурный
оператор 5
Оператор
вспомогательного
оборудования 2
Оператор
вспомогате л ьн ых
органов
управления 2
Уборщица 2
Сторож 5
Итого: 36 человек
Начальник
группы 1
Электрик 3
Механик-
приборист 3
Сварщик-монтажник
парового
оборудования 2
Помощник
механика 4
Итого: 13 человек
Инженер-
ядерщик 1
Инженер-
вычислитель 1
Дозиметрист 1
Техник-лаборант 3
Итого: 6 человек
Рис. 16.13. Схема
организационной
структуры АЭС
мощностью 300 МВт
комплексную бригаду из всех работников смены - эксплу-
атационный персонал с единой ответственностью, единой
материальной заинтересованностью за конечный резуль-
тат своего труда. Индивидуальный вклад каждого члена
бригады определяется коэффициентом трудового участия
(КТУ).
• Служба ремонтов - «хозяин» оборудования, поддержи-
вает его в исправном состоянии и несет ответственность
за готовность к работе. При переводе электростанции на
бесцеховую структуру создаются условия для дальнейшей
централизации ремонта и в последующем - передачи его
на полное обслуживание энергоремонтным предприятиям
или заводам - изготовителям оборудования.
• Служба усовершенствований и контроля ответственна
за технико-экономические показатели, внедрение новой
302
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
техники и передового опыта, проведение наладочных к
научно-исследовательских работ.
Внедрение бесцеховой структуры создает предпосылки для
устранения указанных выше недостатков и существенного со-
кращения численности персонала на основе распространения
прогрессивных форм организации труда - расширения зон об-
служивания, создания «сквозных» бригад, вахт, централизации
управления. Появляется возможность для более эффективного
применения процессно-ориентированного подхода к совершен-
ствованию на базе инжиниринга и реинжиниринга основных
бизнес-процессов.
На рис. 16.13 показана схема бесцеховой организационной струк-
туры американской АЭС. Обращают на себя внимание прежде всего
относительно малая (на порядок ниже) численность персонала и про-
стота структуры по сравнению с отечественными электростанциями.
На американских АЭС практически нет собственного ремонтного
персонала, для выполнения ремонтных работ привлекаются специали-
зированные фирмы. Наконец, такие отделы, как планово-экономиче-
ский, материально-технического снабжения, бухгалтерия и другие, на
электростанции отсутствуют, их функции полностью централизованы
на более высоком уровне управления в энергетической компании, в
состав которой входит электростанция.
Интересен тот факт, чтб только несколько человек на АЭС имеют
высшее образование, в основном здесь работают узкие специалисты
и рабочие, окончившие специальный колледж или школу, но имею
щие опыт работы на ТЭС. Например, для АЭС, схема организацион-
ной структуры которой приведена на рис. 16.14, высшее образование
должны иметь лица, занимающие должности директора, инженера-
вычислителя, начальника смены, старшего инженера пульта управле
ния, инженера-ядерщика
У
Перестройку сложившихся на электростанциях организаци
онных структур, учитывая отсутствие организационных уело
вий и психологический барьер, следует проводить на основ<
серьезной подготовки.
Немаловажно и то, что система действующей в отрасли норма
тивно-технической документации по организации эксплуатации
труда, заработной платы и управления электрических станций
основана на цеховом принципе организационного производства
Она разрабатывалась и совершенствовалась десятилетиями прак
тической деятельности. Поэтому решение о принятии бесцехо
вой структуры управления - это не мероприятие по замене одно
го структурного приказа на другой, а многоплановый пересмотр
по существу, всех производственных отношений, сопряженный с
серьезными качественными изменениями в организации эксплу
атации, ремонта, управления. Необходима переработка больший
ства положений, инструкций, схем, указаний, регламентирующих
деятельность персонала электростанции.
РАЗДЕЛ 4 ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
303
Для начала целесообразно объединить в одно подразделе-
ние ремонтное обслуживание. В настоящее время ремонтами
на электростанции занимаются цех централизованного ре-
монта (ЦДР), цех тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ)
и элекгроцех. Причем в цехе ТАИ численность ремонтно-
го персонала доходит до 90% , а в электроцехе - до 60-70%,
т.е. основной объем работ у них связан с ремонтами. Имеет
смысл оба цеха объединить с ЦЦР в блок цехов, занимающих-
ся ремонтным обслуживанием, с подчинением заместителю
главного инженера по ремонту, наделив последнего правами
линейного руководителя (рис. 16.14). Централизация ремонта
позволит сосредоточить в одном подразделении руководство и
ответственность за готовность оборудования, повысить каче-
ство ремонта, сократить численность персонала, создать пред-
посылки для полного ремонтного обслуживания оборудования
электростанции заводами-изготовителями или энергоремонт-
ными предприятиями.
Дальнейшим развитием рационализации управления долж-
на стать централизация отдельных функций управления на
уровне как электростанции, так и энергокомпании. На уровне
энергокомпании целесообразна централизация прежде всего
Рис 16.14.
Вариант схемы
организационной
структуры АЭС
Функциональные отделы: КС - капитального строительства, ПУ - планирования и учета,
X, К - хозяйственный и кадровый; производственные цеха: РТ - реакторно-турбинный, ХР - химико-
радиационный, ЦР - централизованного ремонта, ТАИ - тепловой автоматики и измерений, отдел
РБ и ОТ - радиационной безопасности и охраны труда
304 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
планирования и учета ядерного топлива (для АЭС), планиро- вания проектов технического развития, частично материально- технического снабжения, бухгалтерского учета и финансовой деятельности. Осуществление централизации должно сопро- вождаться внедрением современных компьютерных технологий и интегрированных систем. По оценке авторов, программа поэтапного перевода элекз ро- станции на бесцеховую структуру может быть осуществлена в течение 2-5 лет.
305
ГЛАВА 17 УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКИМ РАЗВИТИЕМ
ТЕХНИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ
Под технической стратегией энергокомпании понимается
определенный курс действий в области обновления и расшире-
ния производственного аппарата на основе прогрессивной тех-
ники и технологии.
Техническая стратегия выполняет функцию отбора из много-
численных альтернатив технического развития оптимальных
направлений, которые в наибольшей степени соответствуют
производственному профилю, стратегическим (рыночным) це-
лям компании, исходному состоянию основных фондов и внеш-
ним экономическим условиям формирования их обновленной
структуры.
Элементами технической стратегии являются цели, система
приоритетов (основных направлений) и основные технические
(предпроектные) решения. Приоритеты служат средствами реа-
лизации стратегии, а технические решения вытекают из установ-
ленных приоритетов, разрабатываются на их основе и конкрети-
зируются уже в проектном формате. Отметим, что цели должны
быть не только идентифицированы в содержательном аспекте, но
и получать соответствующие количественные оценки.
В таком технологически сложном и дорогом производстве,
как электроэнергетическое, долгосрочную техническую стра-
тегию целесообразно строить с помощью сценарного подхода,
при котором параметры целей и обеспечивающие их приорите-
ты «развертываются» во времени. Таким образом, цели ранжи-
руются во временном аспекте с учетом их актуальности, ресурс-
ных, кадровых возможностей компании и других факторов как
внутреннего, так и внешнего происхождения.
Рассмотрим основные принципы формирования техниче-
ской стратегии в энергокомпании с помощью укрупненной схе-
мы (рис 17.1). С учетом корпоративной стратегии, уровня фи-
зического и морального износа основных фондов (см. ниже) и
перспективных оценок спроса на электроэнергию (мощность)
устанавливаются количественные параметры целей техниче-
ской стратегии и их относи гельная важность в сферах обеспече-
ния социальной ответственности и конкурентоспособности на
энергетическом рынке. Как следует из схемы, приоритеты тех-
нической стратегии определяются исходя из ее целей, внешних
ориентиров и ограничений, причем отдельно для действующих
энергообъектов и вводов новых мощностей.
В первом случае выделены четыре укрупненные реновацион-
ные альтернативы, создающие основу для выбора приоритетов
306
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
Рис. 17.1. Схема
формирования
• технической стратегии
в генерирующей
компании
технического развития. В частности, применительно к ТЭС они
имеют следующее содержание.
Продление срока службы - это продление паркового ресур-
са оборудования (паровой турбины) путем назначения инди-
видуального ресурса с заменой отдельных базовых узлов, вы-
полнением восстановительной термообработки и снижением
параметров пара (это направление наименее капиталоемкое, но
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
307
излишнее увлечение им ведет к консервации морального износа
и низкой эффективности агрегатов).
Техническое перевооружение основного оборудования ТЭС
может иметь два направления:
• замена действующей энергоустановки на основе внедре-
ния прогрессивной техники и технологии (стратегические
направление);
• замена действующей установки на модернизированное
оборудование, технически более совершенное, в том чис-
ле с повышенными параметрами пара (тактическое на-
правление при наличии инвестиционных ограничений).
Конкретные подходы к техперевооружению тепловых элек-
тростанций (при прочих равных условиях) зависят от функци-
онального назначения ТЭС (КЭС или ТЭЦ) и вида основного
топлива.
Реконструкция предполагает мероприятия, изменяющие
энергетические условия и назначение работы энергоблока (на-
пример, переход на другой вид топлива, сооружение газотур-
бинных надстроек, перевод из конденсационного в теплофика-
ционный режим).
Наконец, модернизация - это мероприятия, обеспечиваю-
щие частичные гехнические улучшения в отдельных элементах
энергоблока (агрегата).
Следует подчеркнуть, что более целесообразно сочетание
разных направлений технической реновации, т.е. выбор не-
скольких приоритетов технической стратегии в отношении дей-
ствующих энергообъектов. Но они могут быть распределены в
обозримой перспективе по отдельным этапам технического раз-
вития.
Обоснование приоритетов для новых вводов предполагает
главным образом выбор типов энергоустановок, видов топли-
ва для ТЭС, площадок для сооружения электростанций, а также
изготовителей (поставщиков) оборудования. В связи с этим под
типом энергоустановки следует понимать совокупность таких
характеристик, как:
• вид энергетического цикла (паротурбинный, газотурбин-
ный, парогазовый);
• параметры пара (для паротурбинных установок);
• единичная электрическая мощность;
• функциональное назначение (комбинированная выработ-
ка электро энергии и тепла или только электроэнергии);
• маневренные свойства: режим эффективной работы уста-
новки (пиковый, базисный, переменный).
Выбор завода-изготовителя осуществляется с учетом как
цен на необходимое оборудование, так и предпочтений заказ-
чика в отношении показателей его технической (технико-эко-
номической) эффективности. Среди этих показателей наибо-
лее важные:
• кпд энергоустановки;
308
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• гарантированный ресурс оборудования;
• экологические характеристики;
• уровень автоматизации установки;
• трудоемкость монтажа;
• условия ремонтного обслуживания (межремонтный период).
Например, основными достоинствами генераторов с воздуш-
ным охлаждением являются повышенная надежность, упрощен-
ные эксплуатация и ремонт, маневренность, высокая заводская
готовность. Для других видов электротехнического оборудования
применяются свои критерии. Так, технический уровень силовых
трансформаторов отражают показатели потерь холостого хода и
короткого замыкания. Обращают внимание также на такие при-
влекательные качества, как возможность отказаться от капиталь-
ных ремонтов в течение всего срока службы, взаимозаменяемость
новых трансформаторов со старыми, повышение надежности за
счет использования новых вводов и переключающих устройств.
При установлении приоритетов технической стратегии боль-
шое значение имеет учет факторов, обозначенных на схеме как
«внешние ориентиры и ограничения». Во-первых, внешние
ориентиры содержатся в национальных энергетических про-
граммах, но для непосредственного использования на уровне
энергокомпании они должны быть обеспечены соответствую-
щими экономическими стимулами. Во-вторых, в качестве ин-
формационного сопровождения процесса формирования техни-
ческой стратегии в энергокомпании целесообразно привлекать
перспективные разработки проектных институтов. В-третьих,
важные ориентиры дают энергокомпании рынки технических
инноваций, как отечественные, так и зарубежные.
Среди ограничений наиболее существенны три вида: инве-
стиционные, топливные и площадочные. Например, исполь-
зование ПГУ при обеспечении заданных тепловых нагрузок
приводит, как правило, к увеличению электрической мощности
установок. В этом случае необходимо повышение расхода газа,
и при его дефиците в данном районе реализация этого высоко-
эффективного направления оказывае гея проблематичной.
При сохранении обшей логической схемы, представленной
на рис 17.1, в содержательном аспекте техническая политики,
конечно, зависит от производственного профиля энергокомпа-
нии. Так, для электросетевой компании актуальной целью тех-
нической стратегии в сфере социальной ответственности будет
обеспечение надежности и качественных параметров электро-
снабжения региона (города) в условиях массового подключения
новых потребителей. Повышение эффективности производства
в частности снижение потерь электроэнергии (см. ниже), при
естественной монополии электросетевой компании следует рас-
сматривать как фактор привлечения инвестиций и финансовой
устойчивости, а не роста конкурентоспособности на рынке.
В сетевом бизнесе отсутствуют проблемы, связанные с топливо-
снабжением, и значительно менее остры проблемы, связанные
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
309
с экологией и размещением энергообъектов. Здесь меньше аль-
тернатив технического развития по сравнению с генерацией. В
целом можно заключить, что процесс выработки технической
политики в генерирующей компании отличается большей слож-
ностью и многообразием.
Характер технической стратегии во многом обусловлен раз-
мерами энергокомпании. Крупная организация обладает боль-
шими инвестиционными возможностями и способна реализо-
вывать капиталоемкие альтернативы технического развития,
ориентируясь на новейшие образцы технических средств. Ее
техническая стратегия, как правило, диверсифицирована и име-
ет большее разнообразие приоритетов по сравнению с неболь-
шой компанией. Последняя скорее всего, будет предпочитать
продление ресурса, а не замену оборудования и модернизацию,
не техническое перевооружение. Кроме того, малые энергоком-
пании, располагающие генерирующими мощностями, весьма
чувствительны к ситуации на рынках топлива. Вместе с тем
если такие компании ориентируются на пониженные мощности
агрегатов и электростанций, то они более свободны от ограни-
чений по размещению новых объекгов
Особо заметим, что целиком и полностью процедуру вы-
работки технической стратегии в энергокомпании алгоритми-
зировать невозможно. Во многих аспектах этот процесс носит
креативный (творческий) характер. Следовательно, эффектив-
ность технической стратегии напрямую определяется качеством
технического менеджмента организации. Его роль резко воз-
растает в условиях критического износа энергооборудования
и намечающегося дефицита мощностей, особенно в электро-
распределительных системах. Причем в последние годы ста-
новлению адекватного ситуации технического менеджмента в
электроэнергетике практически не уделялось внимания. В этой
области требуется скорейшее решение трех за цач. Первая - ка-
дровая: необходимо поднять квалификацию инженерного со-
става энергопредприятий на уровень современных проблем.
Вторая: следует резко повысить статус и властные полномочия
технических руководителей. Третья задача организационная:
для комплексного управления технической стратегией в энерго-
компаниях требуется создание специальных внутренних струк-
тур (инжиниринговый центр, научно-технический совет, коми-
тет). Во многих энергокомпаниях эти структуры традиционно
сохранены или созданы вновь, но, как показывает анализ, часто
выполняют формальную роль.
Пример. Фрагмент технической стратегии электросетевой
компании
В качестве объектов стратегии выделены:
1. Развитие, реконструкция, техническое перевооружение.
2. Потери в электрических сетях.
3. Ремонты.
310
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Ниже приведена стратегия для 1-го объекта.
Выводы из ситуационного анализа
• Резкое сокращение объемов строительства и техперевооруа
ния распредсетей.
• Высокая аварийность распредсетей 6-10 кВ.
• Острый дефицит трансформаторных мощностей (зоны дефицита!
• Устаревшие схемы распределения электроэнергии.
Целями стратегии в части развития, реконструкции и техничеси
го перевооружения приняты:
повышение надежности технологического процесса переда
электроэнергии;
повышение безопасности;
обеспечение растущего спроса;
улучшение качества электроэнергии;
снижение эксплуатационных затрат;
сокращение технологических потерь.
Определена следующая политика менеджмента.
1) Новое строительство:
применение необслуживаемого оборудования;
использование микропроцессорных устройств защиты и автомат
ки в системах управления верхнего уровня;
расширение функциональных возможностей АИИСКУЭ;
использование современных материалов и оборудования.
2) Реконструкция:
комплексный подход к замене оборудования;
совместная замена трансформатора с РЗА и системой оперативм
го тока;
применение однотипного оборудования.
Стратегическая программа повышения технического уров
включает:
по подстанциям
• замену устаревшего оборудования (ОРУ 10 кВ конкретных ПС
• перевод на более высокий уровень напряжения конкретных ПС;
• замену основного оборудования для увеличения передаваем:
мощности на конкретных ПС;
• внедрение новых систем оперативно-технологического упри
ления (автоматические устройства регулирования напряжена
реактивной мощности, учета энергии, АСУ ТП);
• установку устройств, обеспечивающих снижение потерь и но
мированное качество электроэнергии;
• использование изолированных и защищенных ошиновок и ш
в комплектных распредустройствах:
по ВЛ, КЛ
• применение кабелей 110/10 кВ с изоляцией из сшитого пол
этилена;
• применение кабельной арматуры из термоусаживаемых ма.с
риалов;
• применение самонесущих и юлированных проводов на В
10/0,4 кВ;
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
311
• перевод линий на более высокий класс напряжения;
• формирование магистральных участков линии усиленного сече-
ния.
Стратегия также включает перечень проектов, необходимых для ее
реализации, оценку их приоритетности и необходимых инвестиций.
ОЦЕНКА ИЗНОСА ОСНОВНЫХ ФОНДОВ
Надежность, экономичность и экологическая эффектив-
ность электроснабжения непосредственно зависят от состояния
основных фондов энергокомпаний. Анализ уровней физическо-
го и морального износа основного оборудования служит важ-
ным отправным пунктом при разработке технической стратегии
компании (см. рис. 17.1).
Физический (технический) износ представляет собой матери-
альное снашивание элементов основных фондов под влиянием
эксплуатационных факторов (высокой температуры, давления,
механических нагрузок и др.) и факторов внешней среды (на-
пример, влажного климата или значительных и частых перепа-
дов температуры)
В результате физического износа происходит ухудшение тех-
нико-экономических характеристик энергооборудования; пада-
ют мощность и производительность агрегатов, повышаются рас-
ходы топлива, растут потери энергии в элементах технических
устройств, снижаются экологические показатели. Физический
износ оборудования развивается под действием определенных
закономерностей, выражающихся, во-первых, в неравномерно-
сти износа в течение его срока службы и, во-вторых, в неравно-
мерности износа отдельных деталей и узлов.
Так, предельный срок службы базовых (несменяемых) узлов
энергетических агрегатов (корпуса турбин, барабаны котлов и
др.) составляет не менее 50 лет, в то время как другие служат
гораздо меньше и заменяются при очередном восстановитель-
ном ремонте.
В связи с этим выделяют частичный и полный физический
износ техники. Первый возмещается с помощью капитальных
ремонтов, второй - полной заменой (реновацией) оборудования.
Финансовыми источниками для указанных операций являются
соответственно ремонтный фонд и фоно амортизационных от-
числений, формируемые в энергокомпании.
Интенсивность физического износа энергетической техники
зависит от большого числа факторов, среди которых основными
являются:
• качество изготовления и монтажа оборудования;
• своевременность и качество выполнения ремонтов;
• уровень защиты от внешних факторов;
• виц топлива, используемого в котлоагрегатах ТЭС;
• степень загрузки оборудования;
• технический уровень эксплуатации.
312
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Степень физического износа энергетических агрегатов оценивает-
ся следующими основными методами.
1. По фактическому сроку службы:
Иф1 = 100 % ,
* rh • exo
ф 'ос
(17.1)
где 7ф и Тос — соответственно фактический и остаточный сроки служ-
бы, годы.
Для определения остаточного периода эксплуатации используют
ся разные подходы. Например, распространенный «бухгалтерский»
метод исходит из продолжительности амортизационного периода
оборудования. При этом степень физического износа, как правило, за-
вышается, поскольку амортизационный период учитывает и мораль-
ный износ. Лучше воспользоваться данными завода-изготовителя по
гарантированному техническому ресурсу рассматриваемого оборудо-
вания. Но более достоверно оценить остаточный срок службы можни
только по состоянию металла базовых узлов, не сменяемых в процессе
капитальных ремонтов.
2. По данным обследования технического состояния:
Иф2=^--- , %
(17.2)
где Sj - стоимость «-го элемента (узла) данного агрегата; И, - степень
износа z-ro элемента, %; - полная балансовая стоимость данного
агрегата, п — число элементов (узлов) агрегата.
Этот метод основан на экономической трактовке физи-
ческого износа как утраты определенной части стоимости
основных фондов. Чтобы количественно оценить эту потерю,
следует процент износа умножить на полную балансовую сто-
имость рассматриваемого элемента осноьных фондов (обору-
дования).
Данный метод наиболее эффективен при использовании
специальной контрольно-диагностической аппаратуры, по-
зволяющей оценивать состояние оборудования без его полной
разборки. Таким образом, в частности, устанавливается необ-
ходимость проведения очередного капитального ремонта. При
разборке агрегата в процессе ремонта для определения износа
его отдельных элементов можно воспользоваться и экспертны-
ми оценками, учитывая, конечно, их субъективный характер.
Следует также иметь в виду, что применение данного метод?
требует информации о стоимости исследуемых узлов агрегата.
* * *
При появлении новых видов энергооборудования с более
высокими, чем ранее, технико-экономическими характерней,
ками находящиеся в эксплуатации средства труда аналогично-
го назначения относительно обесцениваются, т.е. теряют свою
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
313
стоимость. Энергокомпания, использующая такую технику,
проигрывает на конкурентном рынке. Этот процесс получил
название морального износа. Его интенсивность определяется
темпами технического прогресса в отрасли. Сроки службы ста-
рого оборудования сокращаются. Моральный износ основных
фондов проявляется в нескольких формах.
Частичный износ наступает с началом серийного производ-
ства новой модели. В эксплуатации он может компенсироваться
модернизацией соответствующей техники.
Полный износ имеет место, когда новая модель занимает до-
минирующее положение в парке действующего оборудования
В этом случае необходимой становится замена морально уста-
ревшей машины.
В электроэнергетике часто морально устаревшие, но еще не
выработавшие свой технический ресурс установки не демонти-
руют, а переводят в пиковый режим работы или в резерв.
Оценка уровня морального износа позволяет пользователю
техники определить оптимальный момент для технико-эконо-
мической проработки вопроса о модернизации или замене уста-
ревшего оборудования.
В общем случае уровень морального износа данной машины
можно определить по следующим выражениям:
Ум=^100%, (17.3)
i=n
Д5М = 5С-5Н77 ₽/, (17.4)
i=i
где Ум - уровень морального износа действующего оборудова-
ния, %; ASM - потеря стоимости устаревшего агрегата в резуль-
тате морального износа; 5С, 5Н - цена соответственно старого и
нового агрегатов; р - коэффициент, отражающий соотношение
z-го эксплуатационного параметра для новой и старой техники
(Р/<1,0, если новая техника лучше старой по /-му параметру;
Pi >1,0, если новая техника хуже старой по z-му параметру); П -
знак произведения; п - число рассматриваемых эксплуатацион-
ных параметров техники данного назначения.
Чтобы определить величину морального износа, необходимо
знать соотношение эксплуатационных параметров новой и дей-
ствующей техники. В качестве эксплуатационных параметров
могут использоваться различные технико-экономические пока-
затели, отражающие приоритетные требования потребителя к
эффективности оборудования. Например, для энергогенериру-
ющих установок это:
• единичная мощность агрегата;
• удельный расход топлива (кпд);
• проектный срок службы (технический ресурс);
• масса (габариты) агрегата;
• экологические характеристики.
314
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Оценка морального износа может также применяться при
определении верхнего предела цены на новое оборудование его
изготовителем.
। Пример. Техническое развитие электрогенерирующих установок
конденсационного типа на рассматриваемом отрезке, как видно из
табл. 17.1, происходило преимущественно по двум направлениям
рост единичных мощностей агрегатов и повышение начальных па-
раметров пара.
ДИНАМИКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ
К( )НДЕНСАЦИОННЫХ ТУРБОУСТАНОВОК
Тип энергоустановки Мощность, МВт Удельный расход условного топлива, гДкВт-ч) Удельный вес установки, кг/кВт
К - 100 - 90(1946)* 100 359 21,2
К-200- 130(1957) 200 336 16,5
К-300-240 (1960) 300 308 17,7
К-500-240 (1964) 500 306 17,4
К-800-240 (1970) 800 302 15,1
* В скобках указан год ввода головного энергоблока.
Таблица 17.1
Для приведенных технико-экономических показателей абсолютная
величина морального износа данной энергоустановки при появлении
более технически прогрессивной определяется следующим образом:
Д5М = 5С-5Н^А11 , (17.5)
bc gc
где Nc, NH - единичная мощность старой и новой установок; Ьс, Ь„ -
удельные расходы топлива на них; gc, gH - их удельный вес.
Предположим, что между ценами на установки имеется следую-
щее соотношение:
SH = *y-Sc, (17.6)
где ку - коэффициент удорожания новой установки.
Тогда из условия ASM = 0 (отсутствие морального износа) можнч
определить предельный коэффициент удорожания прогрессивной уста-
новки:
°7'”
' be' Sc
Если фактический коэффициент удорожания оказался меньше пре-
дельного, то имеет место моральный износ действующей установк.1 и
изготовитель нового оборудования может рассчитывать на его востре-
бованность рынком (потребителями).
Например, сравним две энергоустановки: К-200-130 и К-300-240
(см. табл. 17.1). Считаем условно, что в свое время первая была
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
315
1 Удельный расход
условного топли-
ва (с теплотвор-
ной способностью
70О0 ккал/кг) на
производство электро-
энергии определяется
через отношение фи-
зического эквивалента
(0,123 кг/(кВт-ч) к кпд
электростанции.
распространенной моделью, а вторая - новой. Тогда предельный ко-
эффициент удорожания новой модели:
1
к„ =----------------= 1,524. (17.8)
у 0,6о7 • 0,917 • 1,073 ’ 7
Таким образом, основываясь на предельном коэффициенте удо-
рожания и фактически предлагаемых ценах на новые модели, по-
требитель техники решает вопрос о приобретении новой । агрегата.
Подчеркиваем, что подобные оценки - это только сигналы для бо-
лее детального экономического обоснования обновления основных
фондов.
Изготовитель техники, рассчитывая коэффициенты удорожания,
решает вопрос о снятии с производства старой модели или продолже-
нии ее выпуска еще некоторое время.
СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
И В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Увеличение энергетической эффективности в производстве
и передаче электроэнергии является важнейшей целью техни-
ческой стратегии генерирующих и сетевых компаний (см. рис.
17.1). Рассмотрим этот вопрос применительно к тепловым элек-
тростанциям и распределительным электрическим сетям.
Электростанции. Повышение тепловой экономичности (кпд)
оборудования, сокращение расходов энергии на собственные
нужды ТЭС приводят в итоге к уменьшению удельных расходов
топлива на единицу энергии, отпущенной электростанциями1.
Снижение удельных расходов топлива непосредственно спо-
собствует повышению общей финансовой эффективности (рен-
табельности) энергокомпании, так как обеспечивает:
• уменьшение издержек производства (топливная составля-
ющая себестоимости электроэнергии достигает 50-70%);
• сокращение потребности электростанций в оборотных
средствах для создания запасов топлива.
Кроме того, снижение удельных расходов топлива оказыва-
ет косвенное влияние на рост производства электроэнергии на
данной электростанции (в генерирующей энергокомпании), ког-
да диспетчер энергосистемы (оператор энергетического рынка)
повышает степень загру $ки более экономичных генерирующих
установок.
Наглядное представление о достигнутом уровне топливной
(тепловой) экономичности производства электрической энер-
гии на отдельных стадиях технологического процесса дают
энергобалансы потерь, связанных с отпуском энергии. В табл.
17.2 приведен пример подобного баланса для ТЭС. Как следует
из него, кпд (нетто) электростанции составил 37,46%, что соот-
ветствует удельному расходу условного топлива 328,3 г/(кВтч).
Таким образом, на стадии отпуска электроэнергии в сеть сум-
марные потери оцениваются величиной 62,54%.
316
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ЭНЕРГОБАЛАНС КОНДЕНСАЦИОННОЙ ТЭС
Показатель Величина
Расход топлива, % 100
кпд, %
КОТЛОВ 90
теплового потока 98
турбин 45
станции 39,7
Уделоный расход топлива станцией (брутто), г/( кВт-ч) 309,8
Расход электроэнергии на собственные нужды по производству электро 1нергии, % 5,65
кпд станции (нетто) по отпуску энергии в сеть, % 37,46
Удельный расход топлива станцией (нетто), г/(кВт-ч) 328,3
Таблица 17.2
Отметим, что на покрытие потерь в турбинах затрачено 55%
произведенной теплоты (это объясняется значительными поте-
рями в конденсаторах турбин с охлаждающей водой). На покры-
тие потерь в котлах потребовалось 10% тепла топлива.
Особое внимание в энергобалансе должно быть обращено на
потери произведенной электроэнергии. Расход электроэнергии
на собственные нужды в данном примере учтен в размере 5,65%
от выработки.
На рис. 17.2 приведена укрупненная схема основных направ-
лений снижения удельных расходов топлива в компаниях и на
электростанциях. В верхней части схемы показаны направо
ния, обеспечивающие прогрессивные изменения в структуре
генерации путем ускорения ввода и повышения готовности к
работе экономичных конденсационных энергоблоков и обору-
дования ТЭЦ. При этом выделена необходимость повышения
маневренности и модернизации всего энергооборудования.
В нижней части схемы обозначены пути повышения топлив-
ной экономичности на уровне отдельных агрегатов, установок
систем. Она связана с верхней частью, поскольку на снижение
удельных расходов топлива на отдельных участках оказывают
влияние внешние структурные факторы. Здесь в качестве глав-
ных направлений указывается улучшение состояния основное
и вспомогательного оборудования, а также топливо- и водоснаб-
жения. Важными задачами являются обеспечение экономичны)
режимов работы при распределении электрических и тепловых
нагрузок между агрегатами, а также соблюдение оптимальных па-
раметров при ведении технологического процесса. В связи с этим
требуются разработка уточненных нормативов, режимных карт,
налаженный технический учет и контроль, внедрение среде п
комплексной автоматизации производственных процессов и со-
временных информационных систем на базе компьютерных тех-
нологий. С помощью этих средств должен осуществляться регу-
лярный комплексный анализ результатов работы с последующим
инструктажем, обучением персонала и стимулированием его к
достижению наилучших технико-экономических показателей.
Рис. 17.2. Основные направления рационализации топливоиспользования в генерирующих компаниях и на электростанциях
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
318 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Следует подчеркнуть особую важность технического учета в сложном энергетическом производстве, где многие процессы | непосредственно не наблюдаются и зависят от режима и уело- В вий работы оборудования. Пример. Определение экономической эффективности модер-1 низании парогенератора угольной ТЭС Цель мероприятия: повышение топливной экономичности котель- ной. Исходные данные Паропроизводительность (мощность) парогенератора (Qr) 220 т/ч. 1 Годовое число часов использования установленной мощности (hy) - 6000 ч/год. Удельный расход топлива: до модернизации (6о) - 102 кг/т пара; после модернизации (Ъ\) - 98 кг/т пара. Стоимость топлива (5Т) 840 руб./т. Капитальные затраты на модернизацию (Км) 9200-103 руб. Расчет эффективности При расчете методом простого срока окупаемости капиталовложе- ний: , Км 9200 103 _ Т°к~ ST(bQ- bx)Qr-hy ~ 840 (102-98) 220-103‘6000 -2’07года- При расчете методом дисконтированного срока окупаемости: т" — ~ ~ (17 911 1п(1+9) '1 где q - ставка дисконтирования. „ — 1п(1 -2,07-0,1) Для Ю%.ТОК- ln(1+0J) -2,43 года, 1 „ — 1п(1 -2,070,15) для q - 15%: Ток - ]п( 1 + 0> j 5) “ 2’66 года- Объединив результаты расчетов, полученные разными методам” можно заключить, что период окупаемости находится в пределах 2- 3 лет, что является приемлемым для энергосберегающих мероприята, в электроэнергетике. Электрические сети. Потери электроэнергии в сетево" комплексе выражаются в абсолютных и относительных величи-И нах. Абсолютное значение определяется как разность объеме! электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпу- щенной потребителям по данным системы учета. Относитель- ные потери - это процентное отношение абсолютной величин! потерь к отпуску электро энергии в сеть.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
319
1 Коммерческие потери
определяются путем
вычитания из факти-
ческих общих потерь
технологических.
Причем значительная
гость технологических
потерь, связанная с
передачей электро-
1нергии, не может
быто непосредственно
измерена Значения
лих потерт получают
pai четным путем на
основе известных зако-
нов : лектротехники.
Для электрических сетей российской электроэнергетики в целом
этот показатель оценивается на уровне 13% и имеет тенденцию к ро-
сту, причем очевиден значительный разброс значений относительных
потерь по региональным сетевым комплексам: в некоторых энергоси-
стемах они составляют более 20%. Для сравнения - потери электро-
энергии в сетях стран Западной Европы, США и Японии находятся в
диапазоне от 4,0 до 9,0%.
Все потери подразделяются на технологические и коммерче-
ские1. По разным оценкам, коммерческие потери в сетях лежат
в пределах 20-30% суммарной величины потерь. Они сосредо-
точены в основном в сетях 0,4-10 кВ и в общем случае обуслов-
лены:
1) занижением полезного отпуска из-за недостатков в орга-
низации энергосбытовой деятельности и прямых хищений элек-
троэнергии;
2) задолженностью оплаты за электроэнергию.
В настоящее время в состав коммерческих включают также потери,
вызванные погрешностями измерения электроэнергии (отпущенной в
сеть и полезно отпущенной потребителям). Однако такие «инструмен-
тальные» потери правильнее было бы относить к технологическим.
Технологические потери являются суммой технических по-
терь при передаче электроэнергии по сетям разного класса
напряжения, расхода электроэнергии на собственные нужды
трансформаторных подстанций и потерь, связанных с инстру-
ментальными погрешностями измерения электроэнергии. На
рис. 17.3 приведена их развернутая структура.
Нагрузочные потери, которые называются еще переменны-
ми, составляют порядка 75% общих технологических потерь
(остальная часть — условно-постоянные потери). В основном
это потери в линиях электропередачи (около 65%) и силовых
трансформаторах. В трансформаторах сосредоточены главным
образом потери холостого хода.
Следует отметить, что из общей величины технологических по-
терь электроэнергии около 80% приходится на распределительные
сети - 0,4-110 кВ, в том числе более 30% - на сети 0,4-10 кВ. В связи
с опережающим ростом бытового потребления и развитием коммерче-
ского сектора услуг загрузка низковольтных сетей 0,4 кВ будет в бли-
жайшие годы возрастать, что скажется и на увеличении доли потерь
в этих сетях. Соответственно усилия персонала распределительных
сетевых компаний должны быть в первую очередь направлены на сни-
жение потерь в сетях именно этого класса напряжения.
По отдельным составляющим технологических потерь элек-
троэнергии разрабатываются нормативы потерь. Необходимо
320
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 17.3. Структура
технологических
потерь в электрических
сетях
подчеркнуть, что »ти нормативы должны не просто ориентиро-
ваться на фактические (отчетные) уровни потерь, но непремен-
но учитывать экономически обоснованные резервы их сокра-
щения. Нормативная величина потерь, определенная подобны»1
образом, включается в регулируемый тариф на передачу элек-
троэнергии и подлежит оплате потребителями. Так создаютс
условия для стимулирования снижения потерь в электросетева
компании, ведь сверхнормативные потери становятся для нее
прямыми финансовыми убытками.
Дискуссионным остается вопрос о включении в тариф коммерче-
ских потерь, в частности связанных с хищениями электроэнергии. На-
пример, существует мнение, что следует ввести понятие «времен»!
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
321
1 См.: Железко Ю С.,
Артемьев А.В., Сав-
ченко О.В. Расчет,
анализ и нормированье
потерь электроэнер-
гии в электрических
сетях: Руководство для
практических расчетов.
М.: Изд-во НЦ ЭНАС,
2004.
допустимый уровень коммерческих потерь»1. Это обеспечит большую
прозрачность структуры потерь и лишит смысла попытки энергоком-
паний включать большую или меньшую часть коммерческих потерь в
технические, искажая тем самым отчетные данные.
Анализ резервов снижения технологических (технических)
потерь и разработка мероприятий по их реализации осуществля-
ются с учетом физических факторов, определяющих указанные
потери. Так, известно, что потери активной мощности в воздуш-
ных и кабельных ЛЭП уменьшаются при сокращении протяжен-
ности сети, уменьшении нагрузки (передаваемой мощности),
увеличении напряжения и повышении коэффициента мощности
электроустановок потребителей (см. главу 26). Коэффициент
полезного действия трансформаторов зависит от потерь в стали
сердечника (на покрытие которых затрачивается мощность хо-
лостого хода), коэффициента загрузки трансформатора, а также
коэффициента мощности (cos <р), при котором работает аппарат.
В связи с этим важное значение, например, имеет оптимизация
загрузки трансформаторов в разных узлах сети.
Различные мероприятия по снижению технологических по-
терь электроэнергии в электрических сетях можно объединить
в следующие группы:
1) оптимизация режимов электрических сетей и совершен-
ствование их эксплуатации;
2) совершенствование учета электроэнергии;
3) реконструкция и развитие электрических сетей, ввод
энергосберегающего оборудования.
Последняя группа охватывает наиболее капиталоемкие ме-
роприятия, в частности
• ввод устройств компенсации реактивной мощности в
электрических сетях;
• ввод технических средств регулирования напряжения;
• замену проводов на перегруженных линиях;
• замену перегруженных, установка дополнительных сило-
вых трансформаторов;
• замену недогруженных трансформаторов и трансформа-
торов с повышенными потерями мощности в стали сердечника;
• оптимизацию загрузки электрических сетей за счет стро-
ительства новых линий и подстанций;
• перевод на более высокое номинальное напряжение ли-
ний и подстанций.
Следует отметить, что обычно реконструкцию сетей осу-
ществляют исходя из комплекса задач, среди которых снижение
потерь может не быть основной целью. Поэтому данные меро-
приятия, скорее, с сопутствующим снижением потерь. Относи-
тельно ввода компенсирующих устройств и средств регулирова-
ния напряжения можно сказать, что с их помощью нормализуют
отклонения напряжения, увеличивают пропускную способность
сети или сокращают потери.
11 Энергетический бизнес
322
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Пример. Определение экономической эффективности меро-
приятия по снижению потерь электроэнергии в электросетей.)!’
компании
Исходные данные
Годовая величина снижения потерь (ДИ) 8 млн кВт-ч;
Стоимость электроэнергии, отпускаемой в сеть (тэ), - 0,7 руб
(кВт-ч);
Капиталовложения в мероприятие (/fM) 9500 тыс. руб.;
Ежегодный процент затрат на ремонт и обслуживание энергосбе-
регающего оборудования (Рф) 8%.
Расчет эффективности
Период окупаемости капиталовложений в мероприятие определя-
ется по следующей формуле:
Т К"
1ОК р
тэ Д^- Км
100
Подставив исходные данные, получим
_ 9500
ок~ 0,7 8 103 -0,08 9500 “ 1 ’96 ГОДа’
(17.10)
* * *
Многие технологические инновации в сферах генерирова-
ния и передачи электроэнергии отличаются высокой капита-
лоемкостью и существенно большими сроками окупаемости
по сравнению с приведенными примерами. Если при этом
пассивно полагаться на традиционный «заданный» механизм
амортизации и внешние источники денежных инвестиций с ш
жесткими условиями, то возникнут серьезные ограничения
сужающие рамки технической стратегии энергокомпанив
Поэтому правильно организованная инвестиционная деятель-
ность компании должна быть гибкой и разнообразной. В част-
ности, ее важными направлениями в современных условияя
являются активная амортизационная политика и освоение ли
зинга оборудования.
АМОРТИЗАЦИОННАЯ ПОЛИТИКА КОМПАНИИ
Важным финансовым инструментом обновления и повд
шения технического уровня основных фондов, особенно
активной части - оборудования является амортизация. Ало
тизация — это процесс переноса стоимости основных фонд*
на выпускаемую продукцию в целях возмещения средств, з.
траченных на создание основных фондов. При этом регулярц
амортизационные отчисления от стоимости основных фо
дов включаются в издержки производства и накапливаются
амортизационном фонде. Таким образом реализуется эконот
ческое назначение амортизации - замена элементов основа
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
323
фондов, выбывающих по причине физического или морального
износа.
Амортизационный фонд служит одним из главных источни-
ков собственных инвестиционных ресурсов энергокомпаний.
В частности, его средства используются на:
• приобретение нового оборудования вместо выбывшего;
• модернизацию оборудования;
• механизацию и автоматизацию производственных про-
цессов;
• выполнение НИОКР;
• реконструкцию, техперевооружение и расширение произ-
водства
• новое строительство.
Следует отметить, что зарубежные компании редко откладывают
сколько-нибудь значительные суммы в амортизационный фонд. Чаше
в нем содержатся высоколиквидные активы, например государствен-
ные облигации. Но капитал, вложенный в саму компанию, обычно
дает гораздо больший доход. Как правило, новое оборудование заку-
пается на амортизационные отчисления, полученные с действующего
и не требующего пока замены оборудована
Важной особенностью является то, что амортизационные от-
числения учитываются как расходы предприятия, подлежащие
вычету из доходов при налогообложении. В результате величи-
на амортизационных отчислений сказывается на сумме налога
на прибыль. Кроме того, их величина определяет размер налога
на имущество организаций, который рассчитывается на основе
остаточной стоимости фондов.
Практически повсеместно в мире государство активно ис-
пользует амортизационную политику для стимулирования об-
новления основного капитала в частном секторе экономики.
В основу такого стимулирования положена указанная связь
размера амортизационных отчислений, включаемых в издержки
производства, с величиной налогооблагаемой прибыли. Госу-
дарство определяет общие принципы механизма амортизации,
методы амортизационных отчислений, регулирует нормативные
сроки службы основных фондов. Поэтому каждое предприятие
разрабатывает и осуществляет собственную амортизационную
политику, включающую:
• формирование отдельных групп основных фондов, содер-
жащих средства труда, близкие по функциональному на-
значению в производстве и срокам службы;
• оценку и переоценку амортизируемого имущества;
• определение сроков полезного использования основных
фондов;
• выбор и обоснование методов начисления амортизации;
• обеспечение целевого использования амортизационных
отчислений;
324
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
• предотвращение чрезмерного морального и физического
износа основных фондов.
Для правильного определения амортизационных отчисле-
ний определяющее значение имеет первоначальная оценка и
последующие переоценки амортизируемого имущества, причем
на основе реальной рыночной стоимости. Только в этом случае
амортизационные отчисления начисляются в размерах, доста-
точных для простого воспроизводства основных фондов.
Сроком полезного использования основных фондов называ-
ется период, в течение которого они приносят экономические
выгоды (доход) организации. По существу, это нормативный
срок службы, как правило, принимаемый в качестве амортиза-
ционного периода (срока списания стоимости объекта основ-
ных фондов).
Сроки полезного использования по основным группам амор-
тизируемых основных фондов могут устанавливаться центра-
лизованно либо предприятие получает право самостоятельно
определять срок списания отдельных объектов основных фон-
дов Государство может устанавливать рекомендательные сро-
ки службы с допустимыми отклонениями от них в ту и дпугую
стороны.
Например, согласно Налоговому кодексу РФ, основные
фонды организаций объединяются в десять амортизационных
групп с установленными для каждой диапазонами сроков полез-
ного использования. В указанных пределах для данного объек.»
можно выбирать любой амортизационный период.
В соответствии с этой классификацией для отдельных видов энер-
гетического оборудования, в частности, определены следующие ин-
тервалы:
• отопительные котлы (бойлеры), магистральные теплосети
более 7 лет до 10 лет включительно;
• паровые котлы, воздушные ЛЭП на металлических опорах
более 10 лет до 15 gem включительно;
• трансформаторы, воздушные ЛЭП на железобетонных опора>
более 15 лет до 20 лет включительно;
• ядерные реакторы, паровые, газовые, гидравлические турбины
электрогенераторы
более 25 лет до 30 лет включительно.
При определении перспективных сроков списания основнь
фондов Международным стандартом финансовой отчетное
рекомендуется учитывать такие факторы, как ожидаемый ср<
использования объекта в соответствии с предполагаемой upon
водительностью или мощностью, физический и моральный и
нос, нормативно-правовые ограничения (срок аренды). Исхог
из мировой практики искомый период чаще всего устанавлив
ется оценочным путем на основе опыта работы аналогична
активов.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
325
В электроэнергетике сроки полезного использования основ-
ного оборудования в значительной степени складываются на
основе критериев физического износа и в меньшей степени -
морального. Поэтому они превышают средние амортизацион-
ные периоды в других отраслях.
Амортизационные отчисления определяются путем перемножения
нормы амортизации на первоначальную (восстановительную) стои-
мость объекта основных фондов. С редняя годовая норма амортизации
рассчитывается как величина, обратная сроку полезного использова-
ния (амортизационному периоду). Например, если установлен норма-
тивный срок службы парогенератора 15 лет, то годовая норма при про-
стейшем равномерном методе начисления составит 6,6%.
Нормы амортизации на реновацию (полное восстановление) энер-
гоустановок зависят от таких факторов, как
• вид топлива (для парогенераторов);
• тип и мощность установки;
• режим использования (базисный, пиковый).
Очевидно, что нормативный срок службы для парогенерато-
ров, работающих на твердом высокозольном топливе, должен быть
меньше, чем у газомазутных установок, а норма амортизации соот-
ветственно больше. Сроки службы ГЭС больше, чем ТЭС и АЭС.
С ростом единичной мощности средняя по электростанции норма
амортизации повышается, так как в структуре основных фондов по-
вышается удельный вес оборудования, имеющего более короткие
сроки службы по сравнению со зданиями и сооружениями. Если сте-
пень загрузки основного оборудования влияет на интенсивность фи-
зического износа, то, следовательно, базисные установки обладают
меньшими сроками службы.
Методы начисления амортизации различаются принципом
распределения годовых амортизационных отчислений в течение
срока полезного использования объекта основных фондов.
При равномерном (линейном) методе амортизационные от-
числения одинаковы в каждый год срока полезного использова-
ния (амортизационного периода).
Пропорциональный способ предпола1ает прямую зависи-
мость амортизационных отчислений от объема выпускаемой
продукции, работ и услуг в данном году.
Ускоренные способы включают методы с сокращенным (по
сравнению со сроком полезного использования) амортизаци-
онным периодом и методы с совпадающими сроками списания
и полезного использования основных фондоз (регрессивные).
Причем первый метод обычно направлен на стимулирование
развития малого бизнеса либо допускается только для огра-
ниченного крута общественно значимых инвестиций (охрана
окружающей среды, выпуск наукоемкой продукции, экспорт-
ные поставки и др.).
326
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Поэтому традицион-
но механизм уско-
ренной амортизации
рассматривается в
качестве своеобразной
формы налоговых
скидок, преследующей
цель стимулирования
роста инвестиций
и внедрения новой
техники.
Вторая группа методов - регрессивная амортизация в течение
всего срока полезного использования - получила более широкое
распространение. Эти методы основаны на снижении годовых
амортизационных отчислений на протяжении нормативного
срока службы (за счет заданной формулы снижения нормы либч
сокращения остаточной стоимости фондов). При этом в первой
половине этого периода на производимую продукцию через из-
держки производства переносится большая часть стоимости
основных фондов. Соответственно сокращается величина на-
логооблагаемой прибыли, предприятие получает косвенные на-
логовые льготы1. Ситуация меняется во второй половине срока
службы: амортизационные отчисления сокращаются по сравне-
нию с линейным методом, а налоговые платежи относительно
возрастают. При этом общая сумма начисленной амортизации и
предназначенных к уплате налогов за весь срок службы остается
такой же, как и при традиционном линейном методе, меняется
лишь ее распределение по годам нормативного срока службы.
По сравнению с равномерным (линейным) методом начис-
ления регрессивная амортизация позволяет преодолеть инерци-
онность и неопределенность перспективных сроков полезного
использования, в частности, лучше учесть моральный износ
техники. Надо также учитывать, что при замене техники до
окончания амортизационного периода при ускоренной аморти-
зации по сравнению с линейным методом относительно умень-
шается недоамортизированная (невозмещенная) часть стои-
мости заменяемого оборудования; это стимулирует досрочное
обновление и повышает эффективность капиталовложений j
новую технику.
Таким образом, применение регрессивных методов аморти-
зации преследует две основные цели:
• расширение инвестиционных возможностей предприятий
за счет собственных средств;
• повышение экономической заинтересованности в ускоре-
нии обновления оборудования.
Либеральная амортизационная политика государства со-
стоит в предоставлении предприятиям права самостоятельно
выбирать как срок полезного использования, так и методы на-
числения амортизации объектов основных фондов. При этом,
конечно, вводятся определенные ограничения и условия приме-
нения тех или иных механизмов амортизации. В связи с этим
следует отметить, что эффективное применение ускоренных
методов амортизации требует организации соответствующего
контроля за использованием амортизационных отчислений на
цели производственного инвестирования.
Выбор методов начисления амортизации является важным
элементом учетной и амортизационной политики энергоком-
пании. Изначально следует исходить из того, что для разных
объектов основных фондов, различающихся производственным
назначением, стоимостью, сроками полезного использования.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
327
могут применяться свои методы начисления амортизации (зда-
ния. сооружения, передаточные устройства, рашые виды ма-
шин и оборудования). Например, для долговременных зданий
и сооружений обычно используется линейный способ. Также не
имеет смысла применение нелинейной амортизации, скажем,
для конденсатных или питательных насосов электростанций,
которым действующая классификация основных фондов отво-
дит срок полезного использования всего от 3 до 5 лет, т.е. про-
блема выбора на энергопредприятиях возникает прежде всего
для основного тепломеханического и электротехнического обо-
рудования.
Необходимо также принимать во внимание возраст оборудо-
вания (новое, действующее) и режим его использования, базовый
или переменный. В частности, вряд ли стоит переходить на уско-
ренную амортизацию оборудования, нормативный срок полезно-
го использования которого подходит к концу. При интенсивном
использовании объектов основных фондов списание их стоимо-
сти целесообразно производить либо по регрессивному, либо по
пропорциональному методу. Первый подход позволяет быстрее
аккумулировать капиталовложения для обновления и расширения
производительной базы, а второй - избежать колебаний издержек
в случае неритмичного произво дтва (с увеличением объема вы-
пуска продукции амортизационные отчисления пропорциональ-
но возрастают, с уменьшением - так же снижаются).
Рекомендуется учитывать такие факторы, как финансовое
положение и конкурентоспособность предприятия, а также ожи-
даемая динамика доходов и затрат в течение срока полезного
использования основных фондов. Если финансовое положение
прочное, а издержки производства ниже, чем у основных конку-
рентов, целесообразно применять ускоренную (регрессивную)
амортизацию. В противном случае лучше от нее отказаться.
В случае когда доходы, получаемые от эксплуатации основ-
ных фондов, остаются постоянными в течение срока их полез-
ного использования, применяется линейный способ начисления
амортизации. Если же указанные доходы больше в начале этого
срока, то выбирают один из ускоренных способов.
Зачастую в первые годы эксгыуатации средств труда их про-
изводительность находится на максимальном уровне, а затраты
на ремонты незначительны. Но затем карт ина изменяется; падает
производительность, растут издержки и в результате снижается
доходность бизнеса. Это как раз способствует широкому распро-
странению ускоренных способов начисления амортизации, ко-
торые наилучшим образом обеспечивают принцип соответствия
доходов и затрат. Если доходы тесно связаны с объемами выпу-
скаемой продукции, а последние существенно колеблются по
годам срока полезного использования основных фондов, целе-
сообразно выбрать способ начисления амортизации пропорцио-
нально объему производства. Наконец, если достоверно обосно-
вать динамику будущих доходов не представляется возможным,
328
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
лучше выбрать линейный способ как наиболее простой вариант
расчета амортизационных отчислений, требующий минималь-
ных затрат на ведение учета.
Следует особо подчеркнуть, что фундаментальным условием
широкомасштабного применения методов ускоренной аморти-
зации является наличие на предприятии четкой и обоснованной
технической стратегии, конкретных проектов pat ширения,
реконструкции, технического перевооружения производства
(см. главу 17). Это служит залогом эффективного использова-
ния быстро нарастающих амортизационных отчислений по их
целевому назначению.
Как уже отмечалось, повышенные амортизационные отчис-
ления относительно сокращают платежи предприя гия по нало-
гам на прибыль, имущество и расширяют его инвестиционные
возможности. Но они ведут и к повышению издержек производ-
ства и уменьшению текущей прибыли и рентабельности пред-
приятия. От того, насколько этот фактор значим, зависят огра-
ничения на применение ускоренных методов.
Следовательно, амортизационная политика предприятия в
общем случае должна строиться таким образом, чтобы средне-
годовая сумма амортизационных отчислений и чистой прибыли
максимизировалась.
ЛИЗИНГОВЫЕ ОПЕРАЦИИ
В условиях дефицита капиталовложений весьма эффектив-
ной формой инновационного инвестирования и способом об-
новления основных фондов является лизинг энергетического
оборудования.
Лизинг - это особая форма аренды основных фондов, пред-
полагающая передачу их в пользование на определенный пери-
од и за определенную плату. Объектом лизинга может быть как
движимое имущество (машинно-технический лизинг), так и не-
движимое (здания, сооружения, цехи и предприятия). Таким об-
разом, лизинг можно еще квалифицировать как инвестирование
в форме имущества. При этом права пользования отделяются ог
прав владения техникой.
Общепризнано, что лизинговый механизм взаимосвязан с
арендным, но при этом имеет более сложную структуру и со-
держит элементы как арендной деятельности, так и кредитно-
инвестиционных отношений. Существенное отличие лизинга
от обычной аренды состоит в том, что в большинстве случаев
в пользование передается новое, специально приобретенное по
заявке арендатора имущество.
Субъектами лизинговых операций являются лизингодатели
(лизинговые компании), лизингополучатели (предприятия-
пользователи оборудования), производители (продавцы) обо-
рудования, банки и другие кредитно-финансовые учреждения,
страховые компании, а также брокерские и консалтинговые
г
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
329
фирмы, которые хотя и не принимают непосредственного уча-
стия в лизинговых сделках, но оказывают посреднические, ин-
формационные и консультационные услуги.
Лизингодатель предоставляет лизингополучателю (арендато-
ру) финансовую услугу, приобретая имущество у производите-
ля (продавца) за полную стоимость, а лизингополучатель возме-
щает эту стоимость периодическими платежами (с процентами
за кредит). При этом за лизингодателем на весь период лизинга
сохраняется право собственника, которое переходит к лизинго-
получателю только после полной выплаты согласованного пла-
тежа по истечении срока договора.
Плата за пользование лизинговым имуществом осуществля-
ется предприятием-лизингополучателем в виде лизинговых пла-
тежей. Размеры, способ, форма и периодичность выплат устанав-
ливаются по соглашению сторон. Например, лизинговая плата
может быть распределена по годам лизингового договора разны-
ми способами (равномерно, прогрессивно, регрессивно).
Как правило, общая сумма лизинговых платежей включает:
• амортизационные отчисления, возмещающие стоимость лизин-
гового имущества,
• плазу лизингодателю за использование кредитных ресурсов на
приобретение имущества по лизинговому договору;
• комиссионное вознаграждение лизингодателю;
• плазу за страхование имущества (если оно застраховано лизин-
годателем);
• сумму налога на лизинговое имущество;
• плату лизингодателю за дополнительные услуги, предусмотрен-
ные договором,
• прочие затраты лизингодателя, учтенные в договоре.
Вся сумма лизинговых платежей относится на себестоимость
продукции лизингополучателя, что снижает ему налогооблагае-
мую базу. Если амортизацию начисляет лизингополучатель, то
сумма лизинговых платежей относится на себестоимость произ-
водимой им продукции за вычетом части, пре ^назначенной для
возмещения ст оимости этого имущества.
Лизинговый механизм имеет также преим} щества в объемах
гарантий, необходимых для инвесторов: при выдаче кредита ин-
вестор требует 100%-ную гарантию возврата средств и выплаты
процентов, в го время как при лизинге эти требования могут
быть снижены до 40% в зависимости от схемы лизинга и усло-
вий контракта.
Государство осуществляет финансовую поддержку лизинго-
вому рынку в форме налоговых льгот, ускоренной амортизации
лизингового имущества, определенных гарантий возврата вло-
женных средств и др. В табл. 17.3 приведены отличительные
особенности кредитного и лизингового механизмов инвестиро-
вания, показывающие преимущества последнего.
330 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
СРАВНЕНИЕ КРЕДИТНОГО И ЛИЗИНГОВОГО МЕХАНИЗМОВ
Кредчг Лизинг
Инвестиции направляются на любую предпринимательскую деятельность Инвестиции направляются на обновление основных фондов на новой технической основе
Контроль за целевым использованием средств затруднен Контроль за целевым использованием средств гарантируется, так как в лизинг передается конкретно оговоренное имущество (машины, оборудование и др.)
Требуется 100%-ная гарантия возврата кредита и выплаты процентов за его использование Размер гарантий снижается на стоимость передаваемого в лизинг имущества, которое само по себе служит гарантией
Приобретенное имущество отражается на балансе предприятия; на него начисляется амортизация Имущество отражается на балансе лизингодателя или предприятия-лизингополучателя; на него начисляется ускоренная амортизация
Плата за кредит покрывается за счет полученных предприятием доходов, на которые начисляются установленные налоги Лизинговые платежи включаются в издержки производства, снижают налогооблагаемую базу, что стимулирует развитие производства
Таблица 17.3
Существуют многочисленные виды лизинговых отношений
которые дифференцируются в зависимости:
• от формы организации сделок;
• продолжительности контракта;
• объемов обязанностей сторон;
• особенностей объектов лизинга и их амортизации;
• организации лизинговых платежей’
• границ рынка (внутреннего, международного).
В зависимости от формы лизинга по окончании арендного до-
говора могут использоваться следующие варианты: возврат обо-
рудования лизинговой компании; продление договора на лыот-
ных условиях; выкуп имущества по остаточной стоимости.
Различают две основные формы лизинга: финансовый и опе-
ративный.
Финансовый лизинг наиболее подходит для дорогостоящего
в том числе энергетического, оборудования. При финансовое
лизинге (ею еще называют лизингом с полной амортизацией;
имущество по договору передается пользователю на срок, рав-
ный амортизационному периоду или несколько меньший его, с
последующим выкупом. Если срок договора меньше норматив'
ного срока службы, то в договоре указывается остаточная стои-
мость имущества к моменту истечения срока аренды. При Фи-
нансовом лизинге право выбора имущества и его производите;;
принадлежит лизингополучателю (если иное не предусмотрено
договором). Лизингодатель приобретает имущество на основе
полного или частичного финансирования с уведомлением про-
изводителя о передаче имущества в лизинг. Ремонты, техничс
ское обслуживание и страхование имущества осуществляет ли-
зингополучатель. Он также имеет право выкупа имущества ди
истечения срока договора.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
331
Рис. 17.4. Схема
финансового лизинга
энергетического
оборудования
(цифрами обозначена
последовательность
операций)
Финансовый лизинг реализуется по схеме (рис. 17.4), пред-
усматривающей выбор лизингополучателем (предприятием) не-
обходимого оборудования, согласование с производителем цены
и сроков поставки, получение ссуды банка и оплату имущества
лизингодателем (лизинговой компанией).
При оперативном лизинге имущество передается на срок,
существенно меньший амортизационного периода, что позволя-
ет лизинговой компании передавать его в лизинг неоднократно.
Срок договора оперативного лизинга может составлять от суток
до трех лет. Поэтому объектом оперативного лизинга является
техника, требующаяся для выполнения контрактных, сезонных
или годовых работ, а также быстро морально устаревающая.
Здесь выбор имущества также осуществляет лизингополуча-
тель, но возможности выбора ограничиваются наличием иму-
щества на складе лизингодателя.
Интерес каждого участника лизинговой сделки к развитию
этой формы инвестирования определяет ее широкие возможно-
сти и преимущества по сравнению, например, с прямым креди-
тованием. Так, производитель оборудования получает допол-
нительный канал сбыта для своей продукции и качественную
информацию о требованиях к ней со стороны потребителей;
для лизинговых компаний это способ эффективного вложения
332
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
капитала; лизингополучатель имеет возможность приобрела?
прогрессивную технику с относительно меньшими затратами.
Однако лизинговый механизм имеет и некоторые негатиг
ные стороны. В частности, из-за инфляции лизингополучател.
теряет на повышении остаточной стоимости имущества; так-
же используемое оборудование может морально устареть, в тс
время как лизинговые платежи продолжаются до окончания
контракта.
На дорогостоящее энергетическое оборудование должны
быть ориентированы весьма крупные лизинговые сделки. Рабо
та в этом секторе лизингового рынка требует больших финан
совых ресурсов, а также серьезной подготовки специалистов
лизингодателей (лизинговых компаний), способных создать дл
отдельных заказчиков специальные финансовые схемы. Дш
крупных проектов в электроэнергетике интерес представляет
такая разновидность лизинга, как леведж-лизинг. Это сделки,
которые в силу своих масштабов не могут быть профинансиро-
ваны одной или даже двумя лизинговыми компаниями, поэтому
аккумулируются средства пяти-семи и более лизингодателей.
Основная компания при этом оплачивает только часть стоимо-
сти имущества, а на остальную сумму, необходимую для ео
приобретения, привлекает других лизингодателей. Собствен
ником лизингового имущества становится основная лизинговая
компания, но преимущественное право на получение лизинго-
вых платежей она может предоставить своим партнерам. Следу-
ет отметить, что пока в России в отличие от стран с развиты:,
лизинговыми рынками подобные сделки не получили широкого
распространения, так как они должны заключаться на длитель-
ный период, поскольку затраты на дорогостоящее оборудована
не могут быть возмещены в короткие сроки.
333
ГЛАВА 18 ВНУТРИПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОТНОШЕНИЯ
ПРЕДПОСЫЛКИ И РЕЗЕРВЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
Рыночные преобразования в электроэнергетике пока не кос-
нулись низовых производственных звеньев. Между тем солид-
ные резервы сосредоточены на уровне цехов электростанции,
сетевых районов, ремонтных участков. Внутренний хозяйствен-
ный механизм российских энергокомпаний продолжает носить
затратный характер и ориентирует коллективы производствен-
ных подразделений на повышение затрат, а не на их снижение.
Исполнительный аппарат энергокомпании не в состоянии ор-
ганизовать работу по реализации многочисленных внутрипро-
изводственных резервов и, по существу, идет на поводу у про-
изводственных подразделений, не заинтересованных в показе
своих резервов и фактически устраненных от активной работы
по повышению эффективности своего производства. Персонал
материально не стимулирован на внедрение технических и ор-
ганизационных новшеств, привык к уравниловке в оплате труда.
У менеджеров и специалистов отсутствует стоимостное мышле-
ние, когда при принятии управленческих или технических ре-
шений определяются «цена вопроса» и экономический эффект.
В результате как само собой разумеющееся воспринимается
увеличение вознаграждения, но психологически совершенно
отсутствует готовность к экономической ответственности.
Экономические нормативы устарели (или вообще отсут-
ствуют) и не создают такой ситуации, при которой энергопред-
приятия могут реализовать свои интересы только при условии
эффективной работы, в час гности, это огносится к экономии то-
плива. Технический учет расходования материальных ресурсов
и потерь энергии поставлен слабо.
Конечно, такому положению способствуют и объективные
для энергокомпании причины.
1. Нестабильность финансовых результатов производствен-
ной деятельности из-за регулирующих ограничений по тарифам
и отсутствия возможности создавать финансовые резервы в не-
обходимом размере или пользоваться кредитами банков на при-
емлемых условиях.
2. Искажение действительных результатов деятельности
энергокомпании вследствие режимных воздействий органов
диспетчерского управления, противоречащих ее экономическим
интересам.
Немаловажно и то обстоятельство, что пока по-прежнему вы-
ражено стремление улучшить финансовое благополучие не за счет
снижения затрат, а за счет получения более высоких тарифов.
334
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Ключевым моментом в решении этой задачи является созда-
ние эффективной мотивационной среды, которая бы ориентиро-
вала персонал на повышение эффективности производства. При
этом важно учитывать, что в энергетическом производстве, во-
первых, имеет место единый технологический процесс генера-
ции, транспортировки и передачи энергии, а во-вторых, широко
распространены коллективные формы организации труда, вслед-
ствие чего сложно выделить результат деятельности конкретно-
го работника. Поэтому задача включает две составляющие:
1) определение и задание для каждого производственного
подразделения конечных результатов, включая бюджет и плано-
вые задания;
2) построение системы стимулирования внутри производ-
ственного подразделения вплоть до каждого члена коллектива
в зависимости от вклада в эги результаты.
Конечно, решить эту задачу проще для энергетических про-
изводств с прогрессивной нормативной базой и отсутствием су-
щественных резервов повышения эффективности. Такая ситуа-
ция может иметь место на новых энергоустановках с высоким
уровнем автоматизации при сервисном ремонтном обслужива-
нии их. Однакс в российских энергокомпаниях в предстоящей
большой работе по реконструкции, модернизации, внедрению
новых бизнес-проектов нельзя все предусмотреть в полной
мере на стадии планирования и бюджетирования. Поэтому це-
лесообразно такое пост роение внутрипроизводственных эконо-
мических отношений, которое способствует развитию творче-
ской инициативы персонала, внедрению новых энергетических
технологий, снижению затрат. В связи с этим рекомендуется
базироваться на следующих положениях.
1. Проблему невозможно решить без реального повышения
экономической самостоятельности и ответственности низовых
производственных звеньев. Конечно, процесс реализации прав,
расширяющих самостоятельность электростанций, сетевых и
ремонтных предприятий, возможен, если он пойдет с верхне-
го уровня энергокомпании. При этом потребуется существен-
ное сокращение круга устанавливаемых сверху показателей и
определение понятных и стабильных правил взаимодействия с
субъектами энергетического рынка.
2. Неуклонным принципом становится соблюдение вну-
тренних договорных отношений, основанных на экономически
обоснованной нормативной системе. Исполнительный аппарат
энергокомпании несет ответственность за качество и сроки до-
ведения до нижестоящих уровней плановых заданий и источни-
ков финансирования, нормативной и технологической докумен-
тации, организацию обеспечения материальными ресурсами,
консультативную и методическую поддержку.
Структурные единицы несут перед акционерным обществом
отве|Ственность за выполнение бюджета и плановых заданий,
соблюдение произведет венно-хозяйственной дисциплины,
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
335
выполнение договоров по энергоснабжению потребителей, за
обеспечение эксплуатации закрепленного оборудования в со-
ответствии с действующими правилами. Эта ответственность
реализуется с помощью механизма формирования фондов эко-
номического стимулирования структурных единиц.
Взаимоотношения между структурными единицами энерго-
компании строятся на основе заключения внутрихозяйственных
договоров и положения о взаимоотношениях входящих в энер-
гокомпанию подразделений (бизнес-единиц).
3. Менеджеры организуют, контролируют, стимулируют и ру-
ководят в соответствии с планами. Поэтому основой нормально
организованных экономических отношений, их базисом являет-
ся производственное планирование.
ОРГАНИЗАЦИЯ ПЛАНИРОВАНИЯ
Планирование представляет собой наиболее существенную
из всех менеджерских функций в энергокомпании, поскольку
оно связано с ее целями, выделением ресурсов, определяет дей-
ствия как перспективные, так и текущие.
План имеет четкую целевую ориентацию, адресность, фор-
мируется в одном (оптимальном) варианте, включает ожидае-
мые результаты в виде соответствующих количественных оце-
нок. Это директивный документ, обязательный для исполнения
структурными подразделениями энергокомпании.
План с изложением ожидаемых результатов в числовом вы-
ражении - это бюджет. В узком смысле назначение бюджета
состоит в сравнении фактических зат рат с плановыми показате-
лями и осуществлении на этой основе контроля.
Под бюджетированием понимается метод управления струк-
турными подразделениями энергокомпании, основанный на ли-
митировании планируемых для них расходов и доходов. Бюдже-
тирование является способом жесткого финансовою контроля за
деятельностью структурных подразделений. Содержание такой
формы контроля сводится к тому, что для каждого подразделения
(обособленной производственной единицы - электростанции, се-
тевш о или ремонтного предприятия, цеха, сетевого района, отде-
ла или службы) планируются расходы на предстоящий плановый
период на основе принципа «не более, чем». Аналогично может
устанавливаться и доход по принципу «не менее, чем».
На низовых производственных уровнях бюджеты довольно
просты, но на уровне энергокомпании в целом это сложный до-
кумент, включающий многие элементы, требующий для своей
разработки большой организационной и аналитической работы
исполнительного аппарата. В энергокомпании разрабатываются
различные виды бюджетов (рис. 18.1).
Консолидированный бюджет позволяет собственникам и
руководству представить обобщенную картину всей финансо-
вой деятельности энергокомпании. Этот бюджет определяет
Рис. 18.1. Схема формирования консолидированного бюджета в электросетевой компании
336 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
337
потребности в капитале для достижения поставленных целей,
балансируя эти потребности с поступлениями финансовых ре-
сурсов. Он состоит из трех разделов: доходной части, расходной
части, финансового результата. Однако, чтобы представить инфор-
мацию для подготовки консолидированного бюджета, необходимо
разработать большое количество операционных бюджетов'.
• по видам основной деятельности (генерация, передача,
распределение, сбыт энергии, прочие услуги);
• видам неосновной деятельности;
• сферам деятельности (эксплуатация, ремонт, капитальное
строительство);
• бизнес-процессам (топливоснабжение, материально-тех-
ническое снабжение, сбыт, кадры);
• целевым программам, включая статьи, которые контроли-
руются по обособленным подразделениям и филиалам;
• временному периоду (месяц, квартал, год);
• группам потребителей.
В финансовом бюджете определяются денежные потоки по
различным направлениям, внереализационные доходы (работа с
капиталом, акции, инвестиции, штрафы, налоги), расходы из при-
были (фонды накопления и потребления, основные виды затрат).
Фундаментом бюджетирования и его исходным моментом яв-
ляется правильная оценка спроса на энергию, а следовательно,
бюджет по сбыту (бюджет продаж), что возможно при хорошо
организованных маркетинговых исследованиях. Даже незначи-
тельное отклонение от запланированного уровня спроса энергии
может привести к серьезным отклонениям не только в основном
бюджете, но и, по существу, во всей системе планирования.
Также очевидно, что процесс бюджетирования фокусирует
работу всей системы управления энергокомпанией, требует
прогрессивной нормативной базы и постоянного мониторинга
многих аспектов как внутренней, так и внешней среды, хоро-
шо отлаженной автоматизированной информационной систе-
мы, способной в сопряженные бюджеты оперативно вносить
изменения.
Правильно организованный бюджетный процесс реализует
стратегический план энергокомпании в политику менеджмента
через показатели спроса, приоритеты распределения ресурсов,
взаимодействие с внутрикорпоративными центрами ответствен-
ности. С этой точки зрения бюджетный процесс — часть процес-
са планирования, основы менеджмента.
Одновременно бюджет - это инструмент контроля и органи-
зации стимулирования за конкретные результаты. Организация
контроля является одной из самых сложных задач менеджмента.
Для эффективного его осуществления необходим ряд условий:
• организационная структура с четко определенной от-
ветственностью руководителей сфер деятельности, про-
изводственных и управленческих подразделений, долж-
ностных лиц;
338
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• наличие планов; чем более точные, полные и интегриро-
ванные планы, тем эффективнее может быть осуществлен
контроль;
• развитый учет (бухгалтерский, финансовый, управленче-
ский);
• отлаженная информационная система. Точная, своевре-
менная и адресная информация - основа эффективного
контроля.
Необходимо обратить внимание на следующие моменты:
• система контроля должна разрабатываться и функциони-
ровать строго в пределах утвержденной организационной
структуры энергокомпании и в рамках выполняемых под-
разделениями функций;
• при разработке системы контроля необходимо принять во
внимание, что его осуществление в значительной степе-
ни ограничено возможностями информационной инфра-
структуры компании;
• неадекватное увеличение объема контролируемых пара-
метров чревато потерей контроля.
К сожалению, бюджеты быстро устаревают. Существует два
направления противодействия этому.
1. Каждый квартал в годовой бюджет вносятся небольшие
дополнения, цель которых - переоценить следующие девять
месяцев.
2. Гибкое отношение к бюджету — внесение изменений в су-
ществующий бюджет по мере их появления.
Конечно, в энергетическом производстве при зависимости
выработки энергии от потребления более реалистично второе
направление. Например, в связи со снижением запланированно-
го денежного потока осуществляется факторный анализ прибы-
ли и вносятся соответствующие коррективы в бюджеты.
Бюджет не должен быть самоцелью, оторванной от реаль-
ного бизнеса. Его нельзя превращать в «плетку» при управ-
лении. В то же время для выполнения бюджета необходима
определенная твердость менеджмента. Грань между первым и
вторым и характеризует умение, с одной стороны, управлять,
а с другой — использовать потенциал бюджетирования как эф-
фективный инструмент. Один из путей нахождения этой гра-
ни - вовлечение подразделений в процесс бюджетирования.
Можно порекомендовать придерживаться следующих прин-
ципов в построении бюджетной системы энергокомпании.
1. В исполнительной дирекции создается бюджетный коми-
тет, в который входят топ-менеджеры и главный бухгалтер
Его возглавляет генеральный директор энергокомпании, кото-
рый принимает ключевые решения по бюджету.
2. Бюджет - это компромисс, достигнутый участниками
бюджетного комитета в ходе распределения финансовых ресур-
сов компании.
РАЗДЕЛ 4 ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
339
3. Отделы финансово-экономической сферы деятельности
инициируют бюджетные процедуры и производят все расчеты к
заседанию бюджетного комитета.
4. Бюджетирование предполагает наличие прогрессивной
нормативной базы.
К обновлению нормативной базы, а в последующем и к пе-
риодической корректировке необходимо подойти основательно,
с пониманием того, что, по существу, закладывается фундамент,
основа планирования, контроля и стимулирования персонала.
Расчетные условия, на которых базируется бюджетная модель,
должны быть описаны. Бюджеты должны актуализироваться
при существенном изменении этих условий.
5. Все бюджеты взаимосвязаны таким образом, что измене-
ния в одном из них неизбежно требуют внесения изменений в
другие. Это весьма трудоемкая работа, практически невозмож-
ная без современных информационных систем.
6. Методы формирования бюджетов должны обеспечи-
вать сопоставимость плановой и фактической информации (из
управленческого учета) для возможности контроля за исполне-
нием бюджетов.
Планирование в системе хозрасчета. С одной стороны, план
(бюджет) цеха должен быть достаточно напряженным и в то же
время обоснованным, исключающим волевые решения, с другой -
коллективу цеха должны быть обеспечены все необходимые усло-
вия для его выполнения, прежде всего сбалансированность плана
по всем видам ресурсов. Принцип сбалансированности должен
соблюдаться не только при разработке плана, но и при всех его
корректировках в течение планового периода. Реализация назван-
ных требований возможна лишь при условии, что все объемные
показатели и затраты ресурсов определяются на основе прогрес-
сивных плановых нормативов. Базирование плана на норматив-
ном методе расчета позволяет согласовать интересы коллектива
цеха и электростанции в целом. Выполнение такого плана всеми
цехами означает для электростанции достижение нормативного
уровня эффективности с соответствующим уровнем образования
фонда экономического стимулирования, а для цеха - реальность
соответствующего размера фонда оплаты труда.
План цеха включает:
• плановые хозрасчетные показатели, определяющие конеч-
ные результаты его деятельности;
• план по объему работ;
• плановую смету затрат;
• плановый фонд заработной платы (ФЗП).
Состав плановых хозрасчетных показателей цеха определя-
ется исходя из его функций. Но в любом случае эти показатели
должны быть нацелены на достижение конечных результатов
работы всей электростанции: выполнение и перевыполнение
(при отсутствии ограничений) плана по отпуску энергии и сни-
жение затрат на производство. Такими хозрасчетными показате-
лями работы цехов являются:
340
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• выполнение требований безопасности производства и эко-
логической;
• обеспечение планового отпуска энергии;
• повышение готовности оборудования;
• снижение затрат на производство.
План по объему работ цех составляет самостоятельно исхода
из необходимости обеспечения:
• регламентных работ, предусмотренных действующими
руководящими документами;
• указаний руководства станции и инспектирующих орга-
нов;
• общестанционного плана мероприятий,
• заявок других цехов и отделов;
• работ и услуг на сторону по согласованию с руководством
электростанции;
• работ по усмотрению цеха.
Плановый объем работ цеха составляется на год и месяц,
балансируется по трудовым, материальным и финансовым ре-
сурсам с учетом плановой численности, выделенных электро-
станции лимитов материальных ресурсов и станционных огра-
ничений по финансам.
Все планирование хозрасчетной деятельности при цеховим
подряде базируется на нормативном методе, а сам план фиксиру-
ет нормативный уровень эффективности, который определяется
прогрессивностью используемых при его расчете норм. Выпол-
нение плана по всем хозрасчетным показателям на нормативном
уровне гарантирует коллективу получение нормативного ФЗП.
* * *
Наряду с бюджетированием и внутрипроизводственным пла-
нированием в энергокомпаниях все большее распространение
находит разработка бизнес-планов.
Бизнес-план - документ, содержащий в четкой форме свеОе-
ния об эффективности и коммерческих перспективах объекте
планирования. Соответственно различают два основных вида
бизнес-планов.
/. Бизнес-план инвестиционного проекта предоставляет по-
тенциальному инвестору необходимые ему сведения для при-
нятия решения об участии в проекте в той или иной форме (в
собственности, выделении кредита).
2. Бизнес-план компании (ее структурных подразделений)
предоставляет собственникам и руководству необходимые
сведения о прогнозе основных финансово-экономических по-
казателей в среднесрочной перспективе, резервах повышения
эффективности производства для выделения необходимых ин-
вестиций и других ресурсов, а также служит в целях контроля
за деятельностью менеджеров.
При проведении структурных преобразований целями биз-
нес-плана компании могут быть обоснование необходимости
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
341
ликвидации или, наоборот, создания того или иного подразделе-
ния, слияния или разделения, финансового оздоровления, под-
готовки эмиссии акций, увеличения уставного капитала за счет
вкладов новых учредителей и др.
Следует отметить, что разработка бизнес-плана компании
(структурного подразделения) дает позитивный результат и в
том, что сам коллектив, вовлекаясь в процесс планирования, на-
чинает понимать перспективы исходя из возможностей, видеть
резервы, осваивает практику переговорного процесса при защи-
те бизнес-плана.
Наиболее сложными для разработки специалистами энерго-
компаний, как показывает опыт, являются разделы бизнес-плана
«Анализ рынка и концепция маркетинга» и «Финансовый план».
При составлении первого из указанных разделов можно исполь-
зовать рекомендации главы 20 настоящей книги.
Финансовый раздел бизнес-плана содержит, как правило, следую-
щую информацию.
• Исходные данные: начальный баланс; прогнозы инфляции по
отдельным составляющим расчета — ценам и тарифам на ко-
нечную продукцию, ценам на топливо и материалы, заработной
плате, основным средствам; характеристика принятой системы
налогообложения и учетной политики.
• План доходов и расходов (прибылей и убытков) с учетом налого-
обложения и распределения прибыли; разрабатывается по квар-
талам года.
• План денежных поступлений и выплат рассчитывается для
определения потребности в денежных средствах за весь рас-
четный период. При расчете данного плана все поступления и
выплаты денег определяются с НДС и относятся на тот пери-
од, в течение которого они реально будут произведены. В итоге
расчета плана денежных поступлений и выплат определяются
величины денежных средств, дебиторской и кредиторской за-
долженности на конец каждого от четного периода. План денеж-
ных поступлений и выплат составляется по месяцам. Основная
задача данного плана — определить такие периоды, когда будет
ощущаться нехватка денежных средств, и разработать соответ-
ствующие меры.
• План движения товарно-материальных ценностей, в котором
наряду с изменением денежных потоков отражается движение
товарно-материальных потоков, участвующих в расчете налога
на имущество. Определение баланса ТМЦ особо необходимо в
случае, если расчеты производятся не только денежными сред-
ствами, но и другими формами расчетов (в частности, с исполь-
зованием бартерных и зачетных схем).
• Прогноз баланса предприятия. Основой построения прогнозно-
го баланса служат начальный баланс, план доходов и расходов и
план денежных поступлений и выплат.
342
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• Экономическая оценка деятельности, при которой определяется
величина критического объема производства (когда прибыль рав-
на нулю) и строится график безубыточности, основывающийся на
плане доходов и расходов. В электроэнергетике предпочтительно
построение графика безубыточности на основе натуральных по-
казателей объема производства, причем для сопоставимости про-
изводства электрической и тепловой энергии их величины приво-
дятся к одной единице измерения (например, МВт-ч в год). После
такого приведения появляется возможность построения единого
графика безубыточности при сложении объемов производства
энергии разных видов и сопоставлении общего объема выручки
от реализации электрической и тепловой энергии с суммарными
по предприятию величинами постоянных и переменных затрат.
Кроме того, на основе плана денежных поступлений и выплат
строится график дисконтированных денежных потоков (в этом
случае из расчета исключаются проценты по кредиту). При ана-
лизе прогноза деятельности акционерного общества производят
также оценку динамики финансовых коэффициентов, отражаю-
щих рыночную активность компании.
Важной особенностью бизнес-планирования в крупных
энергокомпаниях является тот факт, что обособленные подраз-
деления и филиалы не являются юридическими лицами, хотя и
ведут бухгалтерскую отчетность. Для корректного составления
бизнес-плана такими подразделениями необходимо осущест-
влять некоторую прогнозную идеализацию, моделирование бу-
дущей самостоятельной деятельности, условно наделяя их при
расчетах функциями юридического лица.
При этом могут быть использованы некоторые методические при-
емы. В частности, требуется корректировка отчета о финансовых
результатах (форма № 2), заключающаяся, во-первых, в четком вы-
делении выручки от реализации продукции предприятия (при этом
используются натуральные величины объемов производимой продук-
ции и условно рассчитанные внутренние цены), во-вторых, в подсчете
себестоимости продукции подразделения путем учета всех реальных
затрат, которые оно несет при производстве. Итогом корректировки
является вычисление реального финансового результата деятельности
подразделения, формирование прибыли и базы для расчета налога на
прибыль.
Корректировка баланса предприятия (форма № 1) заключается в
перераспределении источников средств подразделения (пассивов) с
выделением уставного капитала, условно «причитающегося» под-
разделению. Одним из возможных методов выделения уставного
капитала является разделение общего уставного капитала компа-
нии - юридического лица - на доли, пропорциональные величине
переданных на баланс подразделению основных производственных
средств. Кроме уставного капитала увеличение собственного капита-
ла подразделения произойдет и в результате появляющейся в балансе
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
343
после корректировки формы № 2 нераспределенной прибыли. Для
сохранения прежней величины пассивов необходимо соответству-
ющим образом уменьшить величину обязательств подразделения за
счет уменьшения тех статей баланса, в которых отражаются внутри-
хозяйственные расчеты.
В заключение краткого изложения особенностей разработки
бизнес-планов в электроэнергетике отметим некоторые типовые
ошибки, которые имеют место на практике.
1. Нечеткая формулировка целей разработки бизнес-плана;
особенно часто такая ошибка встречается при разработке пла-
нов на уровне структурных подразделений. Как правило, за
этим стоит проблема непонимания специалистами необходимо-
сти бизнес-плана.
2. Многие расчетные величины, закладываемые в бизнес-
план, аналитически должным образом не обоснованы. Это отно-
сится прежде всего к величине рентабельности, используемой в
расчетах, ценам, величине инвестиций и оценке эффективности
затрат на плановые мероприятия.
3. Внутрипроизводственные резервы вообще не показы-
ваются, или их оценка носит весьма поверхностный характер
(снижение удельного расхода топлива, потерь энергии, числен-
ности персонала, повышение качества ремонта и др.).
4. Наиболее слабым разделом является прогнозный анализ
рынка, что объясняется низким уровнем маркетинговых ис-
следований и отсутствием методической базы для таких про-
работок. Например, часто имеет место недостоверная исходная
информация относительно ключевого вопроса — объемов энер-
гопотребления, перечня потребителей, их нагрузки. Она, как
правило, завышена, так как администрации муниципальных об-
разований часто выдают желаемое за действительное.
Кроме того, определение выработки тепла и мощности те-
плоисточника основано на расчетных температурах, утверж-
денных СНИПами. В реальности температуры из-за потепления
климата оказываются ниже, чем расчетные. Подобная ситуация
имеет место при расчете тарифов на тепло из-за несоответствия
нормативов и ставок платы населения за тепло экономически
обоснованным тарифам в случае отказа местной администрации
пересматривать нормативы и ставки платы. В результате реаль-
ная выручка от реализации тепла не соответствует расчетной.
Планирование, как любой творческий процесс, невозможно
в полной мере формализовать. Можно лишь предлагать общие
логические схемы и рекомендации. Тем не менее во многих зару-
бежных компаниях разрабатываются корпоративные стандарты
планирования, содержащие идеологию и организационные про-
цедуры этого процесса. Подобную работу начали и отечествен-
ные энергокомпании. Своеобразным стимулом для нее служит
внедрение корпоративных информационных систем.
344
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Речь может идти о
материальных, топлив-
но-энергетических,
трудовых, финансовых
ресурсах, а также о
ресурсах природной
среды, на которые
оказывает воздействие
производственный
процесс.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА
Нормирование - это разработка и установление предель-
ных вепичин запаса и расходования (использования) различных
ресурсов1 и производственных мощностей, необходимых для
обеспечения процессов производства и сбыта продукции.
С помощью нормирования в энергокомпании создается нор-
мативная база, представляющая собой систему экономических
норм и нормативов. Она призвана обеспечивать баланс инте-
ресов управления энергокомпанией и ее производственных
(структурных) единиц.
Норма - это предельно допустимая величина расходования отдель-
ных ресурсов на единицу продукции, а также регламентированный
период, в течение которого ресурсы отвлекаются в производственные
запасы. Примеры: удельный расход топлива; удельная численность
персонала (на единицу установленной мощности электростанции); те-
кущий запас топлива на ТЭС (в днях).
Норматив выражается либо в процентах (образование фондов и
резервов, технические потери продукции), либо в абсолютной вели-
чине ресурсов. Норматив, в отличие от нормы, всегда определяется
расчетным путем, причем в некоторых случаях через норму. Приме-
ры: формирование резерва мощностей, образование ремонтного фон-
да; потери электроэнергии в сетях; численность персонала; величина
оборотных средств; рабочая мощность электростанции.
Нормы и нормативы служат основой:
• обоснования тарифов (в регулируемых компаниях);
• планирования затрат и результатов;
• регулирования и контроля деятельности структурных еди-
ниц;
• разграничения ответственности за результаты деятельно-
сти между подразделениями;
• объективной оценки оплаты труда и стимулирования пер-
сонала по итогам работы.
Нормативная база энергокомпании включает три уровня:
1) внешний;
2) внутрифирменный;
3) внутрипроизводственный.
Внешний уровень образуют государственные и отраслевые
целеуказывающие параметры, например норматив содержания
резерва генерирующих мощностей, экологические нормативы.
На внутрифирменном уровне с помощью норм и нормативов
регламентируется расходование персоналом производственных
единиц всех видов ресурсов и обеспечение этими единицами
готовности энергооборудования к несению нагрузки. Реализа-
ция последней цели осуществляется, в частности, посредством
установления для электростанций целевого норматива рабочей
мощности. При этом следует учитывать плановые мероприятия
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТ/ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
345
по реконструкции и модернизации, а также плановые капиталь-
ные ремонты оборудования, уменьшающие величину рабочей
мощности электростанций.
На внутрипроизводственном уровне, руководствуясь нор-
мативными показателями, задаваемыми системой управления
компанией, производственные единицы разрабатывают соб-
ственные планы, нормы и нормативы для своих подразделений:
цехов, служб, отделов.
Таким образом, с помощью нормативной базы цели энерго-
компании доводятся до самых низовых структур в виде обяза-
тельных для исполнения показателей; причем это исполнение
должно быть основано на специальном механизме стимулиро-
вания персонала.
На рис. 18.2 приведены фрагменты нормативной базы энер-
гокомпаний в части основных технико-экономических норм и
нормагивов. Следует подчеркнуть, что для электросетевых ком-
Рис. 18.2. Внутренние
технико-экономические
нормы и нормативы
в энергокомпаниях
346
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
паний все нормы и нормативы, используемые для расчетов pei у-
лируемых тарифов, задаются извне регулирующими органами.
Также отметим, что производственным единицам будут зада-
ваться и другие экономические нормативы, в частности норма-
тивы образования ФЗП, сроки полезного использования основ-
ных фондов, нормы расходования денежных средств и др.
При формировании нормативной базы энергокомпании сле-
дует учитывать следующие требования.
1. Напряженность норм (нормативов). В идеале показатели
нормативной базы должны мобилизовывать персонал на реали-
зацию резервов повышения эффективности производства. По-
этому необходимо иметь достаточно напряженные ключевые
нормативы, тогда премировать персонал придется не за превы-
шение норматива, а за его выполнение.
2. Стабильность норм (нормативов). Данное требова-
ние очень важное, в противном случае нормативы не будут
работать. Пересмотр их происходит только при серьезных
технических, организационных и режимных изменениях
(реконструкция и модернизация крупных агрегатов, ввод
энерготехнологий новых поколений, введение бесцеховой
структуры, переход с планово-предупредительной системы
организации ремонтов на планово-диагностическую, пере-
вод электростанции в другой режим работы и др.). В связи
с этим необходимо установить четкие правила пересмотра
норм (нормативов).
3. Ограничения по размеру нормативной базы. Общее коли-
чество норм и нормативов, устанавливаемых энергокомпанией
производственным единицам, должно быть оптимальным, что-
бы не сковывать их хозяйственную инициативу и в то же время
обеспечивать согласованную деятельность.
Существуют следующие методы нормирования:
• расчетно-аналитический;
• опытный;
• отчетно-статистический.
Расчетно-аналитический метод использует данные проектно-
конструкторской, технологической и другой технической и произ-
водственной документации. Он предполагает установление норм и
нормативов одновременно с разработкой и внедрением мероприятий,
направленных на повышение технического уровня и совершенствова-
ние организации производства.
Опытный метод - это создание норм на основе наблюдений, за-
меров, исследований, проводимых в производственных и лаборатор-
ных условиях. В частности, таким образом получают энергетические
характеристики и диаграммы режимов котлов и турбоагрегатов, на
основе которых рассчитываются нормы удельных расходов топлива
на ТЭС.
Нормы, установленные опытным методом, отражают фактически
достигнутый технический и организационный уровень производства
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
347
1 Повышения напря-
женности нормативов
можно добиться и при
использовании двух
последних методов,
если проводить экс-
пертную корректи-
ровку первоначально
полученных норм
и не способствуют выявлению резервов повышения эффективности.
Тем не менее данный метод целесообразно применять в тех случаях,
когда использование расчетно-аналитического метода неприемлемо.
Отчетно-статистический метод — это анализ данных статистиче-
ской, бухгалтерской и оперативно-технической отчетности о фактиче-
ских затратах ресурсов в прошлых периодах. Он имеет те же недостат-
ки, что и предыдущий метод, — недостаточно ориентирует на внедрение
более прогрессивной техники, технологии, организации. В то же время
данный метод наиболее доступен, в частности, из-за низкой тр) цоемко-
сти разработки и удобства использования в планировании1.
Отметим, что на практике наиболее целесообразно сочета-
ние указанных методов. Однако при этом следует помнить о
важности стимулирующей функции нормирования. И конечно,
нормативы не должны разрабатывать сами структурные подраз-
деления, для которых они предназначены; их участие возможно
только в совместной работе со специалистами исполнительного
аппарата энергокомпании. Нормативы разрабатывает либо спе-
циальная аналитическая группа в энергокомпании на основе об-
следования всех ее предприятий и использования аналогичной
информации из других энергокомпаний, либо сторонние специ-
ализированные организации.
ЦЕХОВОЙ ХОЗРАСЧЕТ
Хозяйственный расчет представляет собой систему, в осно-
ву которой положено постоянное соизмерение дохода и затрат.
Она включает хозрасчет цехов, участков, бригад, вахт, отделов
управления электростанции, сетевого или ремонтного предпри-
ятия, а также материальное стимулирование отдельных работ-
ников.
Базовыми понятиями хозрасчета являются:
• экономическая ответственность — сниже! (ие дохода при
снижении эффективности производства (перерасход ре-
сурсов, нарушение договорных обязательств, нанесение
ущерба потребителям);
• хозяйственная самостоятельность - определенные пра-
ва и гарантии, предоставленные коллективу в области
планирования производства использования заработанных
финансовых средств, распоряжения имуществом и мате-
риально-техническими ресурсами, стимулирования ра-
ботников;
• материальная заинтересованность коллектива в резуль-
татах производственно-хозяйственной деятельности.
Хозрасчет является экономическим методом вовлечения все-
го персонала энергопредприятия в работу по повышению вну-
тренней эффективности (снижению удельных расходов топли-
ва, собственных нужд, численности, автоматизации). Речь идет
о выстраивании системы оценок конечных результатов работы
348
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Проблема рассматри-
вается применительно
к электростанции, но
основные методиче-
ские подходы решают-
ся аналогично и для
сетевых или ремонт-
ных предприятий.
каждого подразделения (работника) и материального стимули-
рования.
Рассмотрим две возможные формы ВХР электростанции1,
которым соответствуют разные уровни развития экономических
отношений в энергокомпании.
1. Цеховой подряд с нормативным образованием коллектив-
ного фонда оплаты труда
Принципиальная схема данной модели ВХР выглядит сле-
дующим образом. Цеху в соответствии с его функциями в тех-
нологическом процессе производства энергии устанавливается
перечень показателей, выполнение которых непосредственно
влияет на конечные хозрасчетные результаты деятельности
электростанции в целом. Эти показатели могут задаваться ко-
личественно (например, объем работ, смета затрат) или как
нормативное требование (например, соблюдение требования
надежности, нормативов по вредным выбросам, нормативов за-
пасов). Все количественные показатели планируются на основе
соответствующих нормативов расходования или использования
ресурсов. Устанавливаются правила формирования коллектив-
ного фонда оплаты труда (КФОТ) цеха в зависимости от выпол-
нения хозрасчетных показателей. КФОТ состоит из норматив-
ного тарифного фонда заработной платы персонала (ФЗП) цеха
и фонда премирования. Обе части образуются по нормативам:
ФЗП - по нормативам численности или трудоемкости, а преми-
альная часть - по нормативам, связанным с выполнением уста-
новленных хозрасчетных показателей.
Данная модель цехового подряда обладает характерными
преимуществами:
• устанавливается коллективная экономическая ответствен-
ность цеха за итоги работы;
• обеспечивается оценка вклада коллектива в конечные ре-
зультаты работы электростанции;
• у коллектива воспитывается чувство экономической от-
ветственности.
Необходимо отметить недостатки цехового подряда с норма-
тивным образованием КФОТ. Они связаны с тем, что стимули-
рующую функцию несет в основном премиальная часть, так как
на нее замыкается повышение конечных результатов электро-
станции - увеличение отпуска электроэнергии и снижение за-
трат на производство. Но при этом эта часть занимает меньшую
часть КФОТ.
Отношения цеха с администрацией электростанции строят-
ся на основе договора подряда, в котором определяются права,
обязанности и ответственность сторон. Обязательным условием
является отражение в договоре следующих положений:
• сбалансированность плана работ цеха по трудовым, мате-
риальным и финансовым ресурсам;
• выделение цеху дополнительного ФЗП и материальных ре-
сурсов при выполнении работ сверх установленного плана;
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
349
1 Коэффициент готов-
ности измеряется как
отношение времени на-
хождения данного обо-
рудования в состоянии
готовности к несению
нагрузки к продолжи-
тельности календарно-
го периода.
• предоставление цеху права самостоятельного определе-
ния численности и состава работников в пределах норма-
тивного ФЗП;
• обеспечение стабильности нормативов формирования
КФОТ;
• создание цехового резерва по оплате труда за счет зарабо-
танных коллективом средств.
2. Цеховой подряд с формированием коллективного фонда
оплаты труда по остаточному принципу
Основной недостаток предыдущей модели в данном случае
снимается. Обязательным условием реализации этой формы це-
хового подряда является предоставление электростанции права
самостоятельно распределять хозрасчетный доход по направле-
ниям использования.
Специфика электростанции состоит в том, что ни один из
основных цехов не имеет замкнутого цикла производства и не
производит конечную продукцию Отпуск энергии является об-
щим результатом работы. Цены на работы или услуги, выполня-
емые цехами, отсу гствуют. В силу этого невозможно разложить
хозрасчетный подход электростанции как арифметическую сум-
му по цехам. Поэтому предлагается использовать комбиниро-
ванный метод, включающий элементы как «остаточного», так
и нормативного принципов образования КФОТ. Первый целе-
сообразно использовать для снижения затрат на производство,
так как этот показатель напрямую корреспондируется с измене-
нием хозрасчетного дохода электростанции, второй - для учета
вклада цеха в увеличение отпуска энергии. Учитывая сказанное,
можно предложить следующий вариант определения КФОТ при
модели цехового подряда:
АФотц = (Зн — Зфм)а + (Агф- &ГН)ФГ + Фотц ~ С , (11)
где ДФотц ~ изменение (прирост или снижение) фонда оплаты
трупа цеха (КФОТ), руб.; Зн - нормативная смета затрат цеха на
плановый объем работ, руб.; Зфм — фактические материальные
затраты цеха, руб.; а — коэффициент отчислений от дополни-
тельного дохода цеха в общестанционные фонды в случае, когда
фактические материальные затраты ниже нормативного уровня
(а < 1); А:гф, £гн - соответственно фактический и нормативный
коэффициенты готовности1 оборудования цеха, %; фг - удель-
ное изменение (прирост или снижение) фонда оплаты труда цеха
в расчете на один процентный пункт отклонения коэффициента
готовности от нормативной величины, руб./%; ф"Р° - прочие
поступления в КФОТ цеха, руб. (возмещение ущерба, причи-
ненного другими цехами и отделами электростанции, дополни-
тельный фонд оплаты труда за работы и услуги, выполненные
на сторону сверх установленного плана, перечисления из КФОТ
других цехов в порядке поощрения за участие в реализации со-
вместных мероприятий по повышению эффективности произ-
водства); С - санкции за нарушение требований по всем видам
350
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
безопасности (в том числе экологической), за аварии, ущерб,
нанесенный другим подразделениям и электростанции в целом,
превышение нормативных запасов, руб.
Нормативная смета затрат составляется по элементам за-
трат на основе плановых нормативов расхода ресурсов. В смет)
включаются ФЗП по тарифу и премии - по усредненному ко-
эффициенту за предыдущий год. Таким образом, если цех ра-
ботает на нормативном уровне эффективности, заложенном в
плановых показателях, то коллектив получает КФОТ также на
нормативном уровне. Все усилия цеха, направленные на повы-
шение эффективности производства сверх нормативного уров
ня, ведут к повышению КФОТ через соответствующие слагае-
мые, в обратном случае — к снижению.
Основное отличие данной модели от первой - в условиях фор-
мирования КФОТ цеха. Во второй модели они более жесткие и
могут при соответствующих результатах привести к снижению
КФОТ ниже тарифного фонда заработной платы. Поэтому она
более рискованна. Однако риск этот можно свести к миниму-
му, если вести целенаправленную экономическую подготовку
персонала и идти последовательно от первой ко второй модели
цехового подряда, приобретая необходимый опыт.
Внедрение внутрипроизводственн< >го хозрасчета связано с
необходимостью создания определенных внутренних организа-
ционно-экономических предпосылок:
• создания развитой нормативной базы, охватывающей все
виды используемых ресурсов;
• перевода планирования и учета производства на норма-
тивный метод;
• отработки методов сбалансированности планов;
• расширения технической базы учета расхода ресурсов;
• внедрения оперативного анализа результатов работы хоз-
расчетных подразделений;
• автоматизации на базе компьютерных информационных
технологий функций планирования, учета и анализа.
Бригадный хозрасчет. В электроэнергетике из-за прису-
щих ей технологических особенностей формы организации
труда преимущественно коллективные. Поэтому под брига-
дой принято понимать как собственно бригаду, так и любой
другой первичный производственный коллектив (ППК)-
участок, вахту. Главное в организации хозрасчета на данном
низовом уровне - он должен быть построен максимально
просто и сориентирован на обеспечение надежной работы
оборудования.
Многообразие и специфика конкретных форм ППК эле» гро-
станции делают невозможной разработку для них единой, уни-
фицированной модели хозрасчета. Для детализации принци-
пов построения хозрасчетного механизма ППК их необходимо
условно разделить на группы:
• ППК эксплуатационного и ремонтного персонала;
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
351
• ППК оперативного персонала.
Типовая модель хозрасчета ППК первой группы базируется
на двух основных ограничениях:
1) целью деятельности ППК является поддержание надеж-
ности работы оборудования на необходимом уровне;
2) нормативный фонд заработной платы электростанции не
зависит от объема выполненных ремонтно-эксплуатационных
работ, за исключением случаев принятия объемов работ с соот-
ветствующим ФЗП от сторонних организаций.
В основу типовой модели положены следующие принципы.
ППК, как правило, представляет собой мастерский участок.
Там, где на мастерском участке несколько бригад, они трансфор-
мируются в звенья в целях исключения промежуточного уровня
управления в связке цех - бригада, а значит, и промежуточного
уровня хозрасчетного механизма.
ППК ежегодно заключает с администрацией электростанции
договор на обслуживание определенной зоны, в котором указы-
ваются:
• закрепленное оборудование;
• нормативная численность персонала ППК и его обязатель-
ная минимальная численность (ниже которой доплата за
дополнительное высвобождение персонала не произво-
дится);
• годовой ФЗП;
• объем ремонтных работ и технического обслуживания за-
крепленного оборудования, предусмотренный норматива-
ми ППР, статистикой отказов, планами мероприятий;
• объем работ, выполняемый не на закрепленном оборудо-
вании (по заявкам других цехов, на сторону),
• плановый (нормативный) расход ресурсов с расшифров-
кой по видам;
• конечные результаты работы ППК, по которым произво-
дится стимулирование, представляющее собой, как пра-
вило, коэффициенты готовности закрепленного оборудо-
вания, уровни надежности и безопасности его работы и
снижение затрат;
• шкалы премирования или ссылка на соответствующие
пункты положения о премировании;
• форма оплаты труда;
• взаимные обязательства администрации и ППК, включая
ответственность.
Оплата труда ППК, как правило, повременно-премиальная с
поощрением за надежность работы закрепленного оборудования.
Форма оплаты коллективная с последующим распределением по
КТУ премии и ФЗП высвобожденного против норматива и вре-
менно отсутствующего персонала, а также (по решению ППК)
части тарифной заработной платы в предусмотренных законо-
дательством размерах. Подлежат распределению по КТУ и пре-
мия за экономию ресурсов и поступления в порядке компенсации
352
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ущерба по хозрасчетным претензиям. В случае производственной
необходимости ППК может временно переводиться на аккордно-
премиальную оплату труда, для чего администрация выделяет из
резерва дополнительный ФЗП (а при необходимости и ФМП).
На время капитального ремонта из работников ППК разных
цехов, обслуживающих разные агрегаты ремонтируемого основ-
ного оборудования, может быть создана комплексная бригада.
В нее на этот период передаются из всех ППК соответствующие
плановые фонды и ресурсы
Оперативное планирование работы ППК производится в виде
месячных графиков с общим объемом производства (по трудо-
емкости), соответствующим нормативной численности его пер-
сонала, принятой в расчетах планового ФЗП. Оперативный учет
расхода ресурсов в ППК возлагается на мастеров и работников,
выполняющих функции кладовщиков (диспетчеров), или ведет-
ся по приборам учета. Для включения в работу по экономии ре-
сурсов психолог ического фактора целесообразно ввести в ППК
лимитно-заборные книжки, по которым производится отпуск
всех видов ресурсов. Внедрение такой системы в определенной
мере решает одновременно и проблему учет а.
Типовую модель хозрасчета для оперативного персонала не-
обходимо строить, базируясь на следующих основных ограни-
чениях:
1) противоречии между непрерывностью производственного
процесса во времени и пространстве, дискретностью режима труда
оперативного персонала и цеховой структурой его организации;
2) необхо, шмости замены временно отсутствующих работ-
ников в связи с невозможностью распределения их функций
между оставшимся сменным персоналом электростанции.
Суть модели заключается в следующем. Ежегодно сквозной
вахте цеха и в ее составе сменным вахтам устанавливаются пла-
новые хозрасчетные показатели:
• нормативная численность с указанием должностей работ-
ников, функции которых могут быть распределены при их
отсутствии между персоналом сменной вахты;
• годовой ФЗП;
• плановый (нормативный) расход ресурсов и нормативы
косвенных технико-экономических показателей.
Оплата труда персонала сменной вахты цеха повременно-
премиальная. Форма оплаты труда коллективная с последую-
щим распределением по КТУ, премиями за надежность и без-
опасность работы оборудования, экономию топлива и других
материальных ресурсов, экономию ФЗП, а также (по решению
вахты) части тарифной заработной платы в предусмотренных
законодательством размерах.
Стимулирование сменной вахты цеха строится на принци-
пе состязательности и зависит от соотношения конечного ре-
зультата комплексной сменной вахты, в которую она входит, и
конечного результата остальных комплексных сменных вахт
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
353
1 Топ-менеджеры при
оплате труда подразде-
лены на две категории.
К первой относятся
генеральный дирек-
тор, его заместители
и члены правления.
Вторая категория - ди-
ректора и главные
инженеры филиалов
(электростанции, сети).
Их оплата регламен-
тируется положением
о стимулировании
топ-менеджеров,
утвержденным советом
директоров.
электростанции, а также от соотношения конечного результата
ее работы, и других сменных вахт цеха.
В общем случае величину текущей премии сменной вахты
цеха можно определить по формуле
Г^СМЦ ^СМЦ
/7смц = 77см, (18.2)
/ Г^СМЦ _ rz-СМЦх
где Л^ач/ _ коэффициент качества труда i-й цеховой сменной
вахты; коэффициент долевого участия, учитывающий
долю плановой премии i-й сменной вахты цеха в плановой пре-
мии комплексной сменной вахты; Псм - суммарная премия пер-
сонала комплексной сменной вахты электростанции.
Коэффициенты качества труда могут быть определены на
основе коэффициентов соблюдения параметров, учитывающих
время и величины отклонений фактических значений параме-
тров от нормативных. В случае превышения значений параме-
тров, аварий или отказов по вине персонала сменной вахты цеха
начисленная ей премия снижается или не выплачивается.
Оперативное планирование работы сменных вахт цеха про-
изводится путем составления графиков планово-профилакти-
ческих работ, производство которых входит в обязанности опе-
ративного персонала. Оперативный учет выполняемых работ
осуществляется ведением журнала сменных заданий.
Хозрасчетные ППК несут экономическую ответственность
за причиненный ущерб опосредованно, через цеха, в состав ко-
торых они входят в установленном для последних порядке.
ОПЛАТА ТРУДА
Организация оплаты труда на энергопредприятиях построе-
на на следующих принципах.
1. Оплата труда всех категорий персонала (кроме топ-менед-
жеров1) производится по единой 22-разрядной тарифной сетке с
равномерным нарастанием тарифных коэффициентов и их диф-
ференциацией в зависимости от разряда рабочих и должности
руководителей и специалистов. Ежегодно в соответствии с отрас-
левым тарифным соглашением для учета инфляции устанавлива-
ется ставка рабочего 1-го разряда и производится соответствую-
щий пересчет тарифных ставок для отдельных работников.
2. Производится дополнительная дифференциация долж-
ностных окладов (тарифных ставок) в соответствии с индивиду-
альными деловыми качествами работников. При оценке деловых
качеств учитываются такие факторы, как стаж, образование, на-
выки, ответственность, отношение к работе, сложность работы,
специфика деятельности. Производится поквартальная инфля-
ционная индексация окладов (тарифных с гавок) в соответствии
с фактическим ростом потребительских цен.
12 Энергетический бизнес
354
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
3. Текущее премирование персонала поставлено в зави-
симость, во-первых, от фактического уровня рентабельности
энергокомпании и реального поступления денежных средств на
ее расчетный счет; во-вторых, от эффективности деятельности.
4. Предусмотрены дополнительное премирование за особо
важные задания, а также единовременные премии.
Однако анализ с точки зрения повышения эффективности
труда приводит к выводу, что мотивационный потенциал систем
оплаты труда по-прежнему низок. Так, дифференциация долж-
ностных окладов (тарифных ставок) работников не приводит к
сколько-нибудь существенному росту эффективности тру (а и,
следовательно, проводится формально.
Не повысила мот ивационный потенциал и увязка текущего
премирования с уровнем рентабельности и размером дебитор-
ской задолженности потребителей, поскольку большинство
персонала практически не влияет на эти показатели. Увеличе-
ние доли премии работник воспринимает как дополнительную
часть заработка, причем постоянную. К такому психологиче-
скому восприятию приводят регулярность ее выплаты и по-
стоянство размера. Более того, к депремированию он начинает
относиться как к штрафу. Инфляционное индексирование в со-
ответствии с фактическим ростом потребительских цен явля-
ется средством сохранения уровня реальной заработной платы
и, конечно, никакой дополнительной мотивационной нагрузки
не несет.
Важно отметить, что любые изменения в системах органи-
зации и оплаты труда и прежде всего их совершенствование в
условиях неизменной технологии (что характерно для энерго-
предприятий) должны быть направлены в первую очередь на
повышение эффективности производства (рост производитель-
ности труда, снижение расхода топлива, повышение качества
ремонта). Если эта связь отсутствует, то усилия, затраченные на
внедрение самых современных высокоэффективных систем ор-
ганизации и оплаты труда, напрасны.
Приступая к совершенствованию оплаты труда, надо четко
понимать следующее.
1. Оптимальных систем оплаты труда, внедрение которых
гарантированно обеспечит рост эффективности производства,
не существует.
2. Сложность мотивационных механизмов систем оплаты
труда, тонкость их настройки должны соответствовать задачам
энергокомпании (ее подразделений), уровням технологии и ор-
ганизации труда.
3. На первом этапе нет необходимости проектировать и вне-
дрять сложные мотивационные системы. Прежде следует обе-
спечить приемлемый уровень производительности за счет так
называемых поверхностных резервов: навести порядок в орга-
низации труда и производства, исключив непроизводительные
работы, внутрисменные простои и т.п.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
355
Сопоставительный анализ состояния оплаты труда на оте-
чественных предприятиях и в промышленно развитых странах
позволяет сформулировать ряд направлений совершенствова-
ния организации оплаты труда с учетом отраслевой специфики
энергетического производства.
• Основную долю заработной платы ряда категорий персо-
нала (например, оперативного) должна составлять посто-
янная часть (тариф с доплатами). Размер премии должен
быть относительно незначительным у рабочих (10-20%)
и повышаться у других профессиональных групп по мере
роста их влияния на конечные результаты (до 50-100%
и более на уровне менеджеров, ведущих специалистов и
особенно руководства энергокомпании).
• Нормирование труда должно стать важнейшим элементом
организации труда и охватывать максимальное количество
рабочих и служащих.
• Жесткие тарифные сетки следует заменить на гибкие,
предусматривающие диапазон величины оплаты или не-
сколько ставок для каждого разряда.
• Применение любых специальных систем премирования (за
выполнение заданий по рабочей мощности, за снижение
технологического расхода электроэнергии на ее транспор-
тировку в сетях, за длительную эксплуатацию инструмен-
та и др.) должно быть ограничено теми производствами и
профессиями, где они реально влияют на повышение эф-
фективности производства, а размеры премии внутри со-
ответствующих групп персонала должны быть дифферен-
цированы по степени конкретного участия работников.
• На ряде производств, таких, как энергоремонт, наладка и
монтаж, следует применять системы отложенного преми-
рования, имеющие лаг между окончанием работы и оцен-
кой ее результатов.
• Руководители энергокомпании и ее предприятий должны
стимулироваться не только за текущие результаты (макси-
мизация прибыли), но и за долговременные (высокая эф-
фективность в будущем). Последнее направление стимули-
рования особенно важно в электроэнергетике - отрасли, в
которой, как неоднократно указывалось выше, имеет место
объективное прогиворечие между текущими коммерче-
скими интересами и перспективными задачами. Для сти-
мулирования долговременных результатов рекомендуется
применять систему опционов, предусматривающую предо-
ставление в качестве поощрения возможности приобрете-
ния определенного количества акций с правом их продажи
в будущем (чаще всего через 5-10 лет).
Следует отметить еще два принципиальных момента. Во-пер-
вых, оплату персе нала необходимо привести в соответствие с ор-
ганизацией его труда. В настоящее время, например, у значитель-
ной части работников энергопредприятий труд коллективный
356
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
(технологические карты и нормы времени или обслуживания
предусматривают работу звеном), а его оплата индивидуальная
Премиальная часть коллективного заработка должна быть по-
ставлена в зависимость от эффективности и надежности функ-
ционирования оборудования, закрепленного за первичным кол-
лективом, а весь он должен распределяться с учетом личного
вклада в общие конечные результать'. Руководители первичных
коллективов должны стимулироваться за выполнение тех же по-
казателей, что и возглавляемые ими коллективы.
Во-вторых, в тех производствах, где это целесообразно (в
первую очередь на энергоремонтных работах), следует пере-
ходить от традиционной оплаты, предусматривающей допла-
ты за совмещение профессий и должностей, к системе оплаты
труда, устанавливающей постоянную часть заработной платы
в зависимости от количества освоенных профессий и уровня
квалификации по каждой из них (единиц квалификации). Это
позволит значительно повысить производительность труда, рас-
ширит возможности маневра персоналом. Кроме того, за счет
эффекта обогащения труда повысится привлекательность рабо-
ты и, следовательно, мотивационный потенциал ее эффективно-
го выполнения.
Важно подчеркнуть, что при всей актуальности матери-
ального стимулирования продуктивность работника зависит
от многих мотивов, например достижения успеха и избегания
неудачи, самоутверждения и самоуважения, потребности во
внешней оценке. К сожалению, на практике поощряются и удо-
влетворяются лишь некоторые из них, как правило, с помощью
различных форм заработной платы. В качестве позитивного
примера комплексного подхода приведем так называемый мо-
тивационный пакет, используемый в одной из энергокомпаний
для руководителей
• зарплата;
• бонусы (годовое денежное вознаграждение);
• возможность обучения, медицинское обслуживание;
• жилищная программа;
• опционы;
• корпоративный сервис (машина, связь, компьютер и др.);
• карьерная перспектива;
• система безопасности;
• участие в творческих группах по развитию производства,
пенсионная программа.
Как видим, в пакете представлена система стимулов, ориен-
тированных на разные виды мотивации.
357
ГЛАВА 19
ИНФОРМАЦИОННАЯ ПОДДЕРЖКА УПРАВЛЕНЧЕСКИХ
РЕШЕНИЙ1
11лава подготовлена
совместно с Г.С. Кол-
могоровым, А.С. Семе-
риковым, Д.В. Бубб.
Интегрирование реформируемых энергокомпаний в рыноч-
ные отношения резко повышает требования к современному
надежному и качественному информационному обеспечению
менеджмента. Это обусловлено следующими причинами.
1. В рыночной среде значительно усложняется структура
внешних связей энергокомпании, а следовательно, растут
разветвленность и мощность информационных потоков.
2. Высокая неопределенность и динамичность внешней сре-
ды создают проблемы выбора оптимальных управленче-
ских решений и реализации их в минимальные сроки.
3. Успешная работа энергокомпании в условиях конкурент-
ного рынка невозможна без регулярного и оперативного
мониторинга финансово-хозяйственной деятельности ее
структурных подразделений по широкому кругу показате-
лей и представления его результатов в системе управлен-
ческого учета.
Таким образом, информация в условиях рыночных отноше-
ний становится важнейшим ресурсом бизнеса, который нуж-
дается в специальных автоматизированных технологиях ее
сбора, обработки, структуризации, передачи, хранения и ис-
пользования.
КЛАССИФИКАЦИЯ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ
Информационные системы (ИС) представляют собой един-
ство аппаратно-программных средств для обработки и хране-
ния данных и собственно данных, структурированных тем или
иным способом. При всем мноюобразии ИС главная их цель
одна: предоставлять достоверную информацию в определенное
время, определенному лицу, в определенном месте и за опреде-
ленную плату.
Информационные системы различаются прежде всего по
масштабу, одиночные, групповые и корпоративные.
Одиночные информационные системы реализуются, как пра-
вило, на автономном персональном компьютере. Такая система
рассчитана на работу одного пользователя или группы пользо-
вателей, разделяющих по времени одно рабочее место.
Групповые информационные системы ориентированы на
коллективное использование данных членами рабочей группы.
Чаще всего они создаются на основе локальной сети персональ-
ных компьютеров или многотерминальной вычислительной
системы. Однотипные или специализированные рабочие места
358
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
обеспечивают вызов одной или нескольких прикладных про-
грамм (приложений). Общий информационный фонд представ-
ляет собой базу данных или совокупность файлов документов.
Совместное использование информации организуется с помо-
щью специальных блокировок.
Корпоративные информационные системы являются разви-
тием систем для рабочих групп и ориентированы на масштаб
предприятия, они могут поддерживать территориально разне-
сенные узлы или сети. С выходом на корпоративный уровень
по масштабу информационная система приобрез ает интеграль-
ный характер. Очевидно, что ее назначение, структура и особен-
ности должны быть тесно увязаны с целями бизнеса. Вариант
классификации информационных систем по назначению пред-
ставлен на рис. 19.1.
Рис. 19.1. Классифи-
кация информационных
систем
Важным классом информационных систем для менеджмента
являются фактографические ИС (учетные ИС, системы обра-
ботки данных). С помощью подобных систем регистрируются
факты - конкретные значения данных о важных для получате-
лей информации объектах внутренней и окружающей среды.
Структурированность информации в фактографических систе-
мах позволяет им однозначно отвечать на запросы пользователя
типа «Сколько сотрудников компании в возрасте до 35 лет име-
ют на текущий момент зарплату больше десяти тысяч рублей?».
От фактографических ИС требуется точное отражение действи-
тельного состояния предметной области в любой момент. По-
этому здесь преобладает режим оперативной обработки транс-
акций (On Line Transaction Processing - OLTP).
Трансакция представляет собой неделимую последователь-
ность операций. Она завершается успешно, когда выполнены
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
359
все ее операции, в противном случае происходит откат в со-
стояние, предшествующее выполнению трансакции. Это свой-
ство обеспечивает высокую достоверность данных в процессе
их обработки. Для OLTP-систем характерен регулярный поток
довольно простых трансакций, представляемых пользователю в
виде заказов, платежей, запросов и др. Важными требованиями
являются высокая производительность обработки трансакций и
гарантированная доставка информации пользователю при уда-
ленном доступе к данным.
Другой обширный класс представляют информационно-
справочные или документальные ИС. Они предназначены для
создания, преобразования и доставки разнообразным потреби-
телям корпоративного содержания. Документальные ИС опе-
рируют неструктурированными документами (разнообразны-
ми текстами, деловой и конструкторской графикой, аудио- и
видеоматериалами) и снабжены эффективными инструмента-
ми поиска. Цель такой системы, как правило, выдать в ответ
на запрос пользователя список документов, в какой-то мере
удовлетворяющих сформулированным в запросе условиям,
например документов, в которых встречается слово «электро-
энергетика». Дальнейшее развитие такие информационные
системы получили в сети Internet. Здесь понятие гипертексто-
вой ссылки расширено на глобальную сеть, она включает имя
узла сети, имя файла и позицию внутри файла. Специальные
WWW-серверы являются хранилищем такого гипертекста, а
доступ клиентов к хранилищу осуществляется с помощью спе-
циальных программ просмотра (браузеров).
Современные системы управления документами управляют
всем жизненным циклом документов, циркулирующих в ор-
ганизации. В самом общем виде жизненный цикл документа
включает четыре фазы: создание, управление, доставку, архи-
вацию.
Важный для электроэнергетики самостоятельный подкласс
информационно-справочных систем составляют географиче-
ские информационные системы (ГИС). Особенностью таких си-
стем является то, что управляемое ими содержание привязано к
координатам на карте местности. При этом для одной географи-
ческой области могут быть представлены несколько картогра-
фических слоев с разными объектами и соответственно разной
информацией по этим объектам, например городские комму-
никации, транспортные свячи, трассы линий электропередачи,
лесные массивы, водоемы. Слои могут накладываться, образуя
карту, ориентированную на решение конкретных задач.
Системы поддержки принятия решений (С1ТПР) представ-
ляют собой класс информационных систем, в которых с помо-
щью довольно сложных запросов производится отбор и анализ
данных в различных разрезах: временных, географических и по
различным сферам деятельности. Основным назначением СППР
является обеспечение всзможности проведения оперативного
360
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
анализа большого объема данных и оценки последствий при-
нятия того или иного решения (анализ «что будет, если?»). Ра
бота таких систем основывается на утверждении, что для при-
нятия решения важнейшим фактором является наличие опыт?
действий в подобных ситуациях. Информацию об этом опыте к
представляют СППР, давая менеджерам возможность самостоя-
тельного принятия наиболее обоснованного решения.
В классе систем поддержки принятия решений выделяете?
отдельный подкласс систем оперативной аналитической обра-
ботки (On Line Analytical Processing - OLAP). Оперативность
обработки в них достигается за счет специальных методов мно-
гомерного анализа и хранилищ данных, накапливающих инфор
мацию (из разных источников за большой период) и обеспечи-
вающих к ним оперативный доступ.
Главными задачами систем интеллектуального анализа дан-
ных являются поиск функциональных и логических законо-
мерностей в накопленной информации; построение моделей и
правил, которые объясняют найденные закономерности и про-
гнозируют с определенной вероятностью развитие анализиру-
емых процессов. Примером подобных систем может служить
система прогноза энергопотребления для управления режимами
электрических сетей и оптимизации объемов закупки электри-
ческой энергии на оптовом рынке.
Средства моделирования дают возможность менеджменту
проигрывать различные сценарии развития событий. Имита-
ционное моделирование предполагает создание логико-мате-
матической модели сложной системы. При этом логическая
структура моделируемой системы по возможности адекват-
но отображается в модели, а процессы ее функционирования
и динамика взаимодействия ее элементов воспроизводятся
(имитируются) на модели. В электроэнергетике к имитацион-
ному моделированию прибегают, когда необходимо решать та-
кие задачи, как выбор приоритетов инвестирования в ремонт
и модернизацию основных фондов, определение влияния раз-
личных стратегических решений на экономические показате-
ли предприятия.
Рассмотрим, какие классы информационных систем приме-
няют в зависимости от вида управленческой деятельности: опе-
раторной, административной, инновационной (рис. 19.2).
Операторная деятельность. Несмотря на то что управ-
ленческий труд — процесс весьма творческий, некоторая его
часть рутинна и представляет собой набор повторяющихся
операций, необходимых для информационного обеспечения
производственных процессов. В основном это операции, свя-
занные с документированием управленческой информации.
Именно обработка документов составляет основное содер-
жание операторного труда. Операторная деятельность фор
мализуется наиболее простым способом и легко поддаете?
информатизации.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
361
Рис. 19.2. Инфор-
мационное
обеспечение
различных видов
управленческой
деятельности
Операторная деятельность
I
Оперативная обработка
трансакций
т--------- ~
Гипертекстовые системы
Административная
деятельность
I —.....
Географические
информационные системы
।
Системы коллективной
разработки документов
I ----
Системы управления
потоками заданий
I
Инновационная деятельность
I
Системы межкорпоративного
обмена информацией
I •
Оперативная
аналитическая обработка
I
Интеллектуальный анализ
данных
1 -------------------- ------
Имитационное моделирование
Средства автоматизации операторной деятельности класси-
фицируются в зависимости от типа создаваемых и обрабаты-
ваемых электронных документов. Для обработки структуриро-
ванных документов (паспортов объектов, заказов, платежных
документов, бухгалтерских проводок и др.) применяются систе-
мы обработки трансакций, относящиеся к классу фактографиче-
ских ИС. Для неструктурированных документов используются
разнообразные текстовые, табличные, графические редакторы,
средства подготовки презентаций. Для создания и обработки
документов, имеющих пространственно зависимую составляю-
щую, предназначены геоинформационные системы.
Административная деятельность - это непосредственное
управление действиями и поведением работников производ-
ственной системы. Она в общем случае предполагает выдачу
распоряжений и контроль их исполнения. Такая деятельность в
определенной степени также может быть формализована.
Для автоматизации административной деятельности ис-
пользуются разнообразные системы, обеспечивающие и коор-
динирующие совместную деятельность нескольких участников
362
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Иногда эту аббреви-
атуру расшифровы-
вают как комплексная
информациогная си-
стема или используют
термин интегрирован-
ная система г гров-
ления предприятием
(ИСУП).
процесса } правления, - это системы коллективной разработки
документов и маршрутизации потоков работ в соответствии
с бизнес-процессами организации. Основная концепция ис-
пользования систем такого типа заключается в формировании
единого информационного пространства предприятия, упро-
щении процесса обмена информацией — как внутренней, так и
с внешними контрагентами, оптимизации работ сотрудников и
сокращении затрат труда и времени на администрирование их
совместной деятельности. Все эти системы относятся к классу
систем управления содержанием.
Инновационная деятельность заключается в формулиро-
вании новых идей, концепций, решений. В менеджменте она
воплощается в разработке новых планов, технологий, форм
организации. Процесс такой деятельности может быть разде-
лен на две составляющие: аналитическую и конструктивную.
Аналитическая составляющая подразумевает сбор, изучение и
анализ необходимой для принятия решения информации. Кон-
структивная составляющая включает подготовку, обсуждение
и принятие управленческого решения. При попытке автомати-
зировать каким-либо образом инновационную деятельность
возникают наибольшие трудности. Корректнее говорить не об
автоматизации деятельности такого рода, а о ее информацион-
ной поддержке.
Быстрое развитие бизнеса требует от руководителей энер-
гокомпании постоянного совершенствования системы управ-
ления. При этом эффективность автоматизации зависит в пер-
вую очередь от того, насколько широко она охватывает все
сферы деятельности компании. В связи с этим в последнее
время большое распространение получили корпоративные
информационные системы (КИС)1. Главной отличительной
особенностью КИС является то, что она напрямую связана с
целями бизнеса и имеет интегральный характер. КИС должна
комплексно решать задачу рационального управления пред-
приятием и обеспечения руководителей актуальной инфор-
мацией.
ИТ-инфраструктура имеет несколько составляющих, у каж-
дой из которых свой горизонт планирования.
Системно-техническая инфраструктура (телекоммуни-
кационная, компьютерная, сетевая) создается на многие годы
вперед, так как капитальные затраты на ее создание настолько
велики, что практически исключают возможность полной или
частичной переделки. Техническая инфраструктура выполняет
обеспечивающую роль и имеет отношение более к технике, чем
к экономике и управлению, и в этом смысле стабильнее, а ее
развитие более прогнозируемо и управляемо.
Функционально-прикладная инфраструктура (реализован-
ный в корпоративной системе набор подсистем, модулей или
отдельных приложений, обеспечивающий информационную
поддержку тех или иных бизнес-функций) теснее связана с
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
363
бизнес-стратегией. Эта составляющая динамична по своей при-
роде, так как должна отражать в функциональных подсистемах
подвижки во внешней среде предприятия.
Организационно-эксплуатационная инфраструктура объ-
единяет организационную структуру ИТ-подразделения, кор-
поративные стандарты в области ИТ, систему управления
ИТ-услугами, каталог сервисов, соглашение между бизнесом
и ИТ о качестве оказываемых услуг. Организационно-эксплу-
атационная инфраструктура инерционна по своей природе,
в значительной степени зависит от уровня opi анизационной
зрелости компании и корпоративной культуры в целом. Совре-
менной тенденцией в этой сфере стало широкое использова-
ние сформированной международным информационным со-
обществом библиотеки передового опыта организации ИТ
(IT Infrastructure library - ITIL).
Пример. Этапы построения КИС Екатеринбургской электро-
сетевой компании
ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания» (ЕЭСК) по
объему электросетевого хозяйства занимает третье место в России по-
сле электросетевых предприятий Москвы и Санкт-Петербурга. Кор-
поративная информационная система ОАО «ЕЭСК» прошла в своем
развитии обычные для подобных систем этапы.
На рубеже 80-90-х годов основное внимание уделялось автома-
тизации отдельных операций (прежде всего технологических). В это
время были внедрены оперативно-информационный комплекс «Дис-
петчер» и система паспортизации оборудования «Распредсеть». Этот
этап был необходим, так как позволил сформировать информацион-
ную базу предприятия и создать реальные предпосылки для следую-
щих шагов.
Следующий этап комплексной автоматизации начался в середине
90-х годов и во многом еще не завершен. Цель этого этапа — полный
охват дея гельности предприятия информационными технологиями. В
эти годы была внедрена ERP-система SAP R/3, биллинговая система
«Сбыт». В настоящее время на основе долгосрочной концепции разви-
тия осуществляется интеграция отдельных комплексов в рамках еди-
ной корпоративной системы.
Становление ЕЭСК как акционерной компании дало толчок ново-
му этапу в развитии КИС, нацеленному на автоматизацию сквоз-
ных бизнес-процессов. В этом отношении компания находится еще
в начале пути, идет описание и реорганизация наиболее важных
бизнес-процессов. Для их информационной поддержки модернизи-
руются имеющиеся комплексы и внедряется система электронного
документооборота на основе Documentum 5. Завершается создание
интеграционной платформы, которая обеспечит «прозрачную» для
пользователя связь основных информационных комплексов компа-
нии и повысит доступность и достоверность большого объема на-
копленных данных.
364
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНФРАСТРУКТУРА КИС
С учетом современных тенденций развития бизнеса технт
ческая инфраструктура предприятия должна иметь адекватны
требованиям бизнеса эксплуатационные характеристики п
управляемости, безотказности, живучести, гибкости, масшт;
бируемости.
В электроэнергетике техническая ИТ-инфраструктура нс
сит, как правило, распределенный характер с развитыми цес
трализованными коммуникациями. Для обеспечения эконс
мической эффективности такой инфраструктуры необходим
высокий уровень унификации применяемых программно-аг
паратных средств.
Техническая инфраструктура отражает системно-техничс
скую структурную сторону любой информационной системг
Требования к технической инфраструктуре стандартизова
ны, а методы ее построения хорошо известны и многократно
проверены на практике. В современных условиях базовая иг
фраструктура становится все более универсальной, незавс
симой от прикладной составляющей и должна легко масшп
бироваться с развитием бизнеса. Одновременно техническа
инфраструктура представляет собой основу для интеграции
функциональных подсистем и во многом определяет свой
ства корпоративной информационной системы, важные для е
успешной эксплуатации
Степень определенности в выборе технологических решении
при создании технической инфраструктуры достаточно велию
Современные технологии предлагают такие типовые решения
для построения инфраструктуры организации, которые гарав
тированно обеспечат непрерывное развитие и совершенствова
ние системно-технической базы с перспективой на многие год)
вперед.
С учетом сказанного можно сделать следующий выво;
Создание корпоративной информационной системы энерго
компании целесообразно начинать с построения техническо
инфраструктуры как наиболее важной системообразующей со
ставляющей, опирающейся на апробированные промышленные
технологии и гарантированно реализуемой в разумные сроки i
силу высокой степени определенности как в постановке задачи
так и в предлагаемых решениях.
Пример. Техническая инфраструктура корпоративной инфор-
мационной системы ЕЭСК
Уровень развития технической инфраструктуры корпоративной
информационной системы ЕЭСК можно охарактеризовать следую-
щим образом.
• Телекоммуникационная сеть, объединяющая цифровыми кана-
лами (для телефонной связи и передачи данных) 8 производ-
ственных площадок компании:
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
365
- центральное административное здание;
- 3 района электрических сетей;
- 4 офиса районных отделений отдела сбыта электрической
энергии.
• Корпоративная вычислительная сеть объединяет:
- 450 рабочих станций;
- 25 серверов.
• Система фиксированной и подвижной связи, также базирующая-
ся на единой телекоммуникационной сети, включает:
- сеть фиксированной (проводной) связи с 46 подстанциями;
- 3 управленческие АТС и 5 мини-АТС общей емкостью 1088
номеров;
- систему радиосвязи из 156 радиостанций;
— центр обработки вызовов для консультирования потребителей.
В 2004 г. сдана в эксплуатацию подстанция НО кВ «Октябрьская».
Благодаря системам связи и АСДУ, построенным для этой подстанции
с использованием самых современных решений, обеспечена надежная
работа систем РЗА, защищающих КЛ ПО кВ, а также возможность
дистанционного контроля и управления оборудованием подстанции.
Впервые в компании была создана оптическая система на основе син-
хронной иерархии (SDH - 155 Мбит/с) по кольцевой архитектуре,
включающая три мультиплексора. Достигнутая степень автоматиче-
ского резервирования позволила использовать данную систему для
бесперебойной передачи данных АСДУ, микропроцессорных защит и
телефонной связи между подстанциями. Для организации такой си-
стемы проложено 1,3 км оптического кабеля и заключены договоры на
аренду 8,1 км пар оптических волокон.
В целях организации телефонной связи с арендуемыми офисами
отдела сбыта для сохранения инвестиций использованы современные
технологии IP-телефонии, когда и голос, и данные передаются по одно-
му каналу. Такое решение позволило упростить состав оборудования
использовать IP-каналы передачи данных, предоставляемые различ-
ными операторами, и при необходимости быстро перенести систему
в новые помещения.
Для обеспечения надежности функционирования КИС в экстре-
мальных ситуациях наряду с основным центром обработки данных в
2005 г. в одном из районов электрических сетей вводится резервный
центр, соединенный с основным высокоскоростным резервируемым
каналом передачи данных. Для организации гибкой масштабируе-
мой отказоустойчивой системы хранения данных применена техно-
логия SAN (Storage Area Network - выделенные сети запоминающих
устройств).
ФУНКЦИОНАЛЬНО-ПРИКЛАДНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА
Функционально-прикладная инфраструктура КИС наиболее
тесно связана с задачами бизнеса. В структуре управления пред-
приятием можно выделить гри уровня бизнес-процессов: основ-
ных технологических процессов, тактического управления,
366
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
стратегического управления. Соответственно функционально-
прикладную модель КИС, обеспечивающей информационную
поддержку этих процессов, удобно представлять в виде пира-
миды связанных общей целью информационных комплексов
(рис. 19.3).
Рис. 19.3. Функцио-
нально-прикладная
инфраструктура
электросетевого
предприятия
Например, для типичного электросетевого предприятия к
уровню основных технологических процессов управления от-
носятся следующие бизнес-процессы:
• диспетчерское управление режимами работы сети;
• техническое обслуживание и диагностика состояния обо-
рудования;
• ремонт и модернизация оборудования;
• строительство и ввод в эксплуатацию новых участков
сети;
• контроль и учет прохождения электроэнергии по сети;
• сбыт электроэнергии;
• ведение технической документации.
На уровне основных технологических процессов происхо-
дит учет сведений о конкретных производственных объектах,
формируется отчетность для верхних уровней управления. Для
автоматизации основных производственных процессов в элек-
троэнергетике, как правило, применяются следующие инфор-
мационные системы:
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
367
• автоматизированные системы диспетчерского управления
(АСДУ);
• системы паспортизации оборудования;
• автоматизированные информационно-измерительные си-
стемы коммерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ);
• автоматизированные системы расчетов (АСР, биллинго-
вые системы) за потребленную электро шергию;
• геоинформационные системы (ГИС);
• специализированные программы для решения частных
расчетных задач.
Очевидно, что для продуктивной и эффективной работы все
эти системы должны быть тесно увязаны между собой. Напри-
мер геоинформационная система должна использовать данные
из системы паспортизации для отображения местоположения
и взаимосвязей основного оборудования на карте местности;
система диспетчерского управления должна поставлять систе-
ме паспортизации данные о состоянии коммутационной аппа-
ратуры; система АИИСКУЭ берет из системы паспортизации
данные о характеристиках приборов учета электроэнергии и в
свою очередь поставляет накопленную статистику в биллинго-
вую систему.
Пример. Информационное обеспечение производственных про-
цессов в ЕЭСК
Информационная поддержка технологических процессов в элек-
тросетевой компании осуществляется с помощью ряда крупных ин-
формационных комплексов:
• диспетчерское управление энергообъектами - оперативно-ин-
формационный комплекс (ОИК) «Диспетчер» (разработчик
НТК «Интерфейс», г. Екатеринбур]),
• паспортизация оборудования - информационный комплекс (ИК)
«РаспредСеть» (разработчик ЗАО «Консалтэнерго». г. Екатерин-
бург),
• расчеты с потребителями - ИК «Энергосбыт» (разработчик
ООО «Техносбыт-сервис», г. Екатеринбург),
• коммерческий учет электроэнергии - ИК верхнего уровня
«Энергосфера» (разработчик ООО «НПФ “Прософт-Е”», г. Ека-
теринбург).
Комплекс «Диспетчер» позволяет осуществлять дистанционное
управление объектами распределительной сети, сводя к минимуму
необходимость постоянного присутствия обслуживающего персона-
ла непосредственно на подстанциях. Комплекс представляет собой
многоуровневую систему, нижний уровень которой составляют АСДУ
на подстанциях. Эти системы в свою очередь включают устройства
автоматизированного управления технологическими процессами,
средства коммуникации с системами верхнего уровня диспетчер-
ского управления. Информационно-управляющая система верхнего
уровня реализована в ЕЭСК на базе программного комплекса «ОИК
Диспетчер NT», позволяющего вести обработку, документ ирование
368
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
и архивирование режимных параметров и данных технологического
процесса.
Информационный комплекс «Распредсеть» предназначен для ин-
формационной поддержки планово-прем предительных и аварийно
восстановительных мероприятий на оборудовании, входящем в состав
городских распределительных электрических сетей. Достижение этой
цели обеспечивает решение следующих задач-
• паспортизацию оборудования электрических сетей;
• оперативный учет повреждений;
• информационное сопровождение ремонтных работ;
• информационную поддержку планово-профилактических работ;
• ведение «истории» движения ответственного оборудования с
продолжительным сроком эксплуатации;
• выполнение расчетных процедур (таких, как расчет допустимых
токов, токов короткого замыкания и плавких вставок).
Следуя современным тенденциям, комплекс постоянно развивает-
ся и дополняется. В 2005 г. в компании введено в эксплуатацию третье
поколение комплекса, построенное на клиент-серверной архитектуре.
Комплекс легко интегрируется с другими системами, такими, как SAP
R/3, геоинформационные системы.
Основной проблемой внедрения систем паспортизации является
большой объем данных о составе оборудования, который необходимо
занести в базу данных, прежде чем комплекс начнет приносить реаль-
ный эффект. В течение первых лет эксплуатации проблема была ре-
шена, что позволило, в частности, провести описание и регистрацию
имущества компании в очень короткие сроки.
Информационный комплекс «Энергосбыт» состоит из двух под-
систем автоматизированных расчетов с юридическими и физическими
лицами и обеспечивает:
• ведение договоров с потребителями электрической энергии;
• ведение технологических расчетов с юридическими и физиче-
скими лицами за потребленную электроэнергию;
• массовую подготовку п. гатежных документов, ввод и разноску
платежей;
• формирование бухгалтерской, налоговой и управленческой от-
четности на основе данных первичного учета.
В 2005 г. в компании введена в промышленную эксплуатацию
автоматизированная информационно-измерительная система ком-
мерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ). Она предназначена
для контроля процессов приема, транспортировки, распределения и
потребления электрической энергии. Система предоставляет досто-
верную оперативную информацию для осуществления коммерческих
расчетов с поставщиками и потребителями электроэнергии; данные
для локализации источников потерь электроэнергии; информацию о
режимах работы электрической сети.
В соответствии с общими принципами построения подобных си-
стем АИИСКУЭ имеет модульную многоуровневую организацию
На нижнем уровне объектов (подстанции 35-100 кВ) установлены
микропроцессорные приборы учета и цифровые устройства сбора и
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
369
передачи данных. Применение счетчиков с архивированием основ-
ных измерений обеспечивает высокую надежность системы. Средний
транспортный уровень обеспечивает передачу данных от контролле-
ров нижнего уровня до информационного хранилища. Система имеет
основной и резервный каналы передачи данных, а также допускает
ручной способ переноса данных. Верхний уровень системы реализо-
ван на базе программного комплекса «Энергосфера», ядром которого
является сервер опроса контроллеров объектов. Запись полученной
информации осуществляется в хранилище на основе современной си-
стемы управления базами данных Оперативный контроль поступле-
ния, целостности данных, проверка выполнения граничных условий
производятся специальным модулем. Для конструирования рабочих
мест конкретных пользователей АИИСКУЭ служит специальный ре-
дактор сложных схем учета, графиков, мнемосхем. Генератор отчетов
позволяет создавать произвольные шаблоны отчетов.
К уровню тактического управления относятся бизнес-процес-
сы планирования, учета и контроля деятельности предприятия:
• управление финансовыми средствами;
• учет основных средств;
• управление запасами;
• обоснование тарифов отпуска электроэнергии потребите-
лям;
• расчет и уплата налогов;
• начисление заработной платы;
• формирование и контроль исполнения бюджета;
• ведение юридической документации;
• управление взаимоотношениями с клиентом;
• управление персоналом.
Для автоматизации бизнес-процессов этого уровня наиболее
употребимы так называемые ERP-системы (Enterprise Resource
Planning - система планирования ресурсов предприятия). Такие
системы ориентированы на работу с финансовыми данными в эко-
номическом аспекте деятельности предприятия. Очевидно, что для
своей работы ERP-системам необходимы данные и об основных
технологических процессах предприятия, которые поставляются
информационными комплексами, упомянутыми выше.
В концептуальном плане методология ERP более всего соот-
ветствует понятию о корпоративной информационной системе.
Эта концепция возведена в ранг управленческого стандарта и
положена в основу большинства тиражируемых систем масшта-
ба предприя гия - mySAP Business Suite, Oracle E-Business Suite
Applications, PeopleSoft Enterprise, J.D.Edwards Enterprise One,
Baan IV, IFS Applications и др.
Более ранняя концепция MRP (Materials Requirements Plan-
ning - планирование потребности в материалах) возникла в свое
время как потребность формализовать бизнес-процессы на пред-
приятиях. Появившиеся на основе MRP программные системы,
основанные на календарном планировании, стали производить
370
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
расчет номенклатуры товаров, вести учет сырья и выпущенной
продукции, отслеживать основной график производства, чтобы
своевременно определять потребность в материалах и регули-
ровать поставки. Главное внимание в MRP-системах было со-
средоточено на двух позициях:
• расчете требуемого количества сырья и материалов для
производства конкретного вида продукции;
• расчете сроков, к которым они должны быть поставлены.
Развитием MRP стала созву чная ей концепция MRP II (Manu-
facturing Resources Planning - планирование производственных I
ресурсов), которая затрагивала уже планирование всех ресур-
сов производства (определение потребности в персонале, обо-
рудовании, сырье, поставщиках и др.; с учетом маркетингово-1
го прогноза. Построенные на MRP II системы интегрировали I
данные финансовой, производственной и сбытовой сфер, нов
них не были отражены взаимоотношения с клиентами. Поэтому
появились очередные методологические усовершенствования. I
ERP-сисгемы на сегодня являются основным инструментом,
позволяющим энергокомпаниям одновременно управлять как I
финансово-экономическими, так и технологическими аспек-|
тами производства. Документируя элементарные бизнес-опе-
рации (трансакции - бухгалтерские проводки, счета-фактуры,
заказы), такие системы отслеживают все задействованные ре-
сурсы компании (финансовые, производственные, сбытовые).
В последние годы с развитием Интернет-торговли и эта кон-
цепция претерпела изменения. Появилась концепция ERPI1
основное отличие которой от ERP заключается в выходе за рам-
ки задач управления внутренними процессами организации
Системы класса ERP II позволяют управлять взаимоотношени-
ями с клиентами (Customer Relationship Management - CRM)
цепочками поставок (Supply Chain Management - SCM), вести!
торговлю через Интернет.
Современные ERP-системы способны обеспечить информаци-
онную поддержку для большой части бизнес-процессов компании!
(см. рис. 19.3). Однако, как уже отмечалось, процессы технологи
ческого уровня управления вследствие их многообразия остат пяют
широкое поле для приложения усилий поставщиков специа тизн-
рованных систем. Таким образом, ни одна ERP-система неможел
претендовать на статус КИС, но может служить (и зачасти
служит) ядром такой корпоративной системы.
Не вдаваясь в классификацию ERP-систем, рассмотрим, ш-
ходя из каких критериев следует подходить к их выбору.
Прежде всего отметим, что в соответствии со стандарте
ERP такие системы предназначены только для крупных и сред-
них предприятий с собственным производством. Напротив фи-
нансово-управленческими системами, не претендующими ч
статус ERP-системы и предназначенными для ведения учета и
одному или нескольким направлениям (бухгалтерия, сбыт, скла-
ды, кадры и т.д.), может воспользоваться практически люта
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
371
предприятие, которому необходимы управление финансовыми
потоками и автоматизация учетных функций.
Важна не сложность информационной системы сама по
себе, а ее соответствие сложности бизнеса, для поддержки
которого она подбирается. Стратегия ИТ - это лишь одна из
обеспечивающих стратегий для стратегического плана энерго-
компании. Поэтому, приступая к выбору ERP-системы, необ-
ходимо определить бизнес-цели и задачи предприятия. Кроме
этого, следует оценить ресурсные возможности компании и ее
готовность к внесению коррективов в бизнес-процессы в ходе
внедрения ERP-системы
Положительно ответив на поставленные вопросы, можно
приступать к выбору подходящей тиражируемой системы. При
этом целесообразно проанализировать и принять во внимание
следующие основные характеристики ERP-системы и фирмы-
поставщика.
• Функциональность. Необходимо провести сравнительный
анализ перечня требующих информатизации задач пред-
приятия и возможностей системы. Немаловажно и соот-
ветствие способа реализации функций в системе сложив-
шейся в компании методологии ведения бизнеса.
• Технологичность. Одним из ключевых свойств ERP-си-
стем является уровень их внутренней интегрированности
и степень открытости для взаимодействия с другими си-
стемами. Являясь прямым отражением требований бизне-
са, ERP-система должна быть гибкой в настройке и легко
масштабироваться с ростом бизнеса. При этом указанные
свойст ва должны достигаться ценой приемлемой сложно-
сти, которая должна соответствовать уровню потенциаль-
ных пользователей и квалификации ИТ-персонала.
• Наличие в составе ERP-системы интересующего вашу
компанию отраслевого решения, примеров успешного
внедрения системы именно в вашей отрасли, глубина ло-
кализации продукта.
• Стоимость полного решения, которая складывается из
стоимости лицензий; стоимости услуг по внедрению; сто-
имости технической поддержки; стоимости аппаратного
обеспечения, рекомендуемого поставщиком системы; стои-
мости обучения и удержания обслуживающего персонала.
• Жизнеспособность поставщика и способность его к раз-
витию. Большое значение имеет полнота предоставлю
емых поставщиком услуг по поддержанию жизненного
цикла системы.
Пример. ERP-система SAP R/3 - ядро КИС Екатеринбургской
электросетевой компании
В процессе выбора перспективной системы управления ресурсами
топ-менеджеры руководствовались следующими критериями.
• Интегрированность системы.
372
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• Ориентация на западный опыт ведения бизнеса.
• Адаптация к российскому законодательству.
• Существование в России необходимой инфраструктуры: пред-
ставительства, учебного, консультационного центров, цеыра
разработки и тестирования.
• Стабильность и устойчивость фирмы, снижающие риск инве-
стиций.
Всем этим параметрам удовлетворяла система R/2 компании SAP
AG. В 1992 г. было принято решение о ее внедрении в «Свердловэне^
го». Ряд модулей этой системы в 1995 г. были внедрены на двух пред-
приятиях, вошедших в пилотный проект. Среди них была и ЕЭСК
К этому моменту компания SAP AG существенно переработала сво»
продукт, перейдя на клиент-серверную архитектуру. Переход «(Сверд-
ловэнерго» на новое поколение ERP-системы, названной SAP R/3, на-
чался в 1996 г. За прошедшее время в компании внедрены и зарекомен-
довали себя длительной эксплуатацией следующие основные модули.
• Модуль FI - финансовая бухгалтерия — является фундаменте:
перехода от традиционной задачи бухгалтерского учета к ком-
плексу задач управления финансами, материальными ресурс-
ми, затратами в рыночных условиях на основе экономических
критериев.
За счет глубокой интеграции с другими модулями системы, упо-
рядочения документооборота, создания бухгалтерских проводок
в системе непосредственно после совершения хозяйственны)
операций обеспечивается получение ежедневной информаи'ч
(вместо ежемесячной, как ранее) для анализа и управления фи-
нансово-хозяйственной деятельностью предприятия например
сведений об остатках товарно-материальных ценностей (ТМЦ)
материалах в пути, движении финансов за день, о текущих пла-
тежах.
• Модуль СО - контроллинг (учет затрат по месту их возникнове-
ния). Внедрение модуля превратило учет затрат из простого ию-
бражения и пассивного ожидания факта в управляемый процесс
Систематический оперативный анализ фактических затрат по
структурным подразделениям компании позволил выявить резер-
вы предприятия, повысить ответственность каждого руководите-
ля структурного подразделения и рядовых исполнителей.
• Модуль ММ (управление материальными потоками); его вне-
дрение привело к качественным и структурным изменениям6
снабжении предприятия. Было реорганизовано складское хо-
зяйство. Отказ от бумажной технологии позволил ускорить сбор
и обобщение заявок, сократить время оформления отпуска се
склада. Полный учет ТМЦ (по количественным и стоимостей .
показателям) в местах их хранения и отпуска, встроенные ана
литические возможности модуля позволили оптимизирова
расходование оборотных средств и списание материалов в про-
изводство, реально сократить запасы ТМЦ на 25%.
• Модуль AM (управление основными средствами) позвол •
ет отражать движение основных средств в режиме реальниш
РАЗДЕЛ 4, ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
373
времени, связывая его с финансовыми показателями и фактиче-
скими затратами на их ремонт и модернизацию. С внедрением
этого модуля достигнуто единообразие учета основных фондов
в бухгалтерии и структурных подразделениях, появилась воз-
можность прогнозирования и оперативного расчета амортиза-
ции. Применение различных методов амортизации, глубокой
реструктуризации основных средств стало основой проведения
экономически обоснованной политики в части амортизации
основных средств.
• Модуль HR (управление персоналом) обеспечивает автоматиза-
цию следующих важных функций:
- Ведение организационной структуры и штатного расписа-
ния.
- Работа с кадрами (прием, увольнение, ведение личных дел).
- Ведение зависящих от времени данных (графика рабочего
времени, табеля, отпусков).
- Расчет заработной платы в прямой связи с финансовой бух-
галтерией.
- Подбор сотрудников на вакантные должности по заданным
критериям.
- Отслеживание профессионального роста персонала.
• Модуль FM (бюджетирование) внедрен в компании самым по-
следним, освоение и расширение его функциональности еще про-
должается. Модуль является одним из инструментов финансово-
го менеджмента компании и уже сейчас позволяет оперативно
управлять денежными потоками, анализировать, прогнозировать
и планировать финансовое состояние компании. Выбранная оче-
редность реализации информационной поддержки бюджетиро-
вания не случайна. Внедрить этот модуль невозможно, если до
начала этого процесса в компании не выстроена «ручная,) техно-
логия бюджетирования, если нет отработанной организационной
и финансовой структуры, политики учета, исчерпывающего по-
ложения о бюджетном процессе. Поэтому к автоматизации бюд-
жетирования в компании приступили только тогда, когда все упо-
мянутые вопросы были решены с учетом новых возможностей,
предоставляемых другими модулями системы SAP R/3.
На уровне стратегического управления осуществляются сле-
дующие функции:
• выработка стратегий распределения ресурсов (финансо-
вых, людских, технических);
• оценка надежности электроснабжения и выработка мер по
ее повышению;
• принятие решений о целесообразности расширения элек-
трической сети;
• совершенствование организационной структуры подраз-
делений предприятия;
• выработка стратегий технического переоснащения, обслу-
живания и ремонтов;
374
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС
• оценка эффективности функционирования и выработк,
мер по ее повышению.
Для информационной поддержки этих бизнес-процессов, и
уже отмечалось, предназначены системы поддержки принята
решений. Они обеспечивают менеджмент компании информа
цией, необходимой для тактического и стратегического плани-
рования деятельности. Сами СППР получают данные для свое
работы из информационных комплексов базисного и такгиче
ского управленческого уровней, а также из различных внешних
источников.
Как видно, для эффективной информационной поддерж
ки бизнес-процессов необходимо большое количество разно
плановых информационных комплексов. Перечень комплек
сов, составляющих корпоративную информационную систему
(функционально-прикладная инфраструктура), подвержен из
менениям, связанным с отражением в структуре бизнеса изме
нений в окружающей его среде. Поэтому нереально пытатьи
получить КИС как «коробочный продукт» от одного произво-
дителя. На сегодняшний день даже самые крупные разработчи-
ки ERP-систем, такие, как SAP AG (семейство решений mySAl
Business Suite), отказались от стремления создать единый, уни
версальный продукт. Сейчас они предпочитают продвигать н
рынок интеграционные платформы, позволяющие строить гиб
кие КИС на основе отдельных подсистем, как «своих», так i
«чужих». Иными словами, современная модель КИС предпола
гает не тотальную замену «унаследованных» разнородных ком
понентов автоматизации одним готовым продуктом, а создание
интегрирующей среды для поддержки связей между любыми
информационными комплексами в масштабе предприятия, под
чиненными единой бизнес-цели.
При более детальном рассмотрении интегральный характер
корпоративной информационной системы проявляется в четы
рех аспектах (рис. 19.4).
Рис. 19.4. Интегра-
ционные аспекты
информатизации
РАЗДЕЛ 4 ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
375
1. Интеграция приложений - первая проблема, с которой
сталкиваются ИТ-специалисты в процессе построения КИС.
Корпоративная информационная система не создается одно-
моментно, а проходит в своем развитии ряд этапов. В первую
очередь, как правило, внедряются и осваиваются информацион-
ные комплексы, ориентированные на операционную обработ-
ку данных в интересах отдельных производственных участков
и подразделений. Чаще всего это программные продукты раз-
ных поставщиков. Постепенно автоматизация охватывает все
большее количество подразделений, но этот процесс протека-
ет гораздо медленнее, чем технологическое обновление про-
граммных платформ. В итоге в компании могут одновременно
эксплуатироваться системы, относящиеся к разным техноло-
гическим поколениям и, что не менее важно, к разным архи-
тектурам построения (одни системы одиночные по масштабу,
другие реализуют файл-серверную модель доступа к данным,
третьи - клиент-серверную модель). Подобное разнообразие
неминуемо создает трудности в работе пользователей, которые
для выполнения операций вынуждены тратить много времени
на получение данных из разных систем, с разными клиентскими
интерфейсами.
Таким образом, возникает острая потребность в интеграции
отдельных приложений, т.е. реализации их на единой техноло-
гической основе, с единой точкой входа и общими программны-
ми и пользовательскими интерфейсами.
2. Интеграция данных. С течением времени в эксплуатируе-
мых не связанных между собой ИК накапливается большое ко-
личество первичных данных. При этом, не будучи согласован-
ными, данные дублируются. Во многих компаниях складывается
парадоксальная ситуация: данные есть, их достаточно много, но
они противоречивы, разрозненны, не всегда достоверны. В ре-
зультате нужную информацию практически невозможно найти
и получить вовремя. Как следствие падает эффективность дея-
тельности управленческого персонала. Проявляться это может
по-разному: например, персонал тратит много времени на под-
готовку какого-либо отчета или на поиск нужного документа.
Или же сотрудники разных структурных подразделений, ис-
пользующие различные ИК, вводят противоречащие данные об
одном и том же объекге, что приводит к необходимости тща-
тельно выверять данные.
Вместе с развитием КИС повышаются квалификация и по-
требности пользователей. Как уже отмечалось, информация,
удовлетворяющая запросы топ-менеджеров, не может быть
получена непосредственно из OLTP-систем, поскольку время
выполнения запросов, направленных непосредственно к базам
данных учетных систем, было бы недопустимо большим. Для
проведения комплексного анализа всех имеющихся данных
создаются системы поддержки принятия решений, содержащие
376
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
в своем составе так называемые хранилища данных. Наполне-
ние хранилища данными происходит из учетных информаци-
онных комплексов, но выполняются эти операции заблаговре-
менно. При этом очень остро встает проблема согласованности
и достоверности загружаемых в хранилище данных.
3. Способность к интеграции процессов (процессная ори-|
ентация) - ключевое свойство современной КИС. С этиг
аспектом интеграции сталкиваются энергохолдинги. У таки:
компаний появляются сквозные бизнес-процессы, логистиче-
ские цепочки, требующие информационной поддержки. Но
информационные комплексы, внедрявшиеся независимо друг
от друга, как правило, плохо совместимы. Чтобы топ-менед-
жерам представить комплексную картину состояния дел и
обеспечить эффективное исполнение таких бизнес-процессов
необходимо создавать соответствующую интеграционную
платформу.
4. Интеграция пользователей. Одним из важнейших ре-
сурсов энергокомпании являются взаимодействующие друг
с другом люди. Для повышения отдачи персонала необхо-
димо обеспечить его средствами доступа к корпоративным
данным и знаниям, обладающим свойствами оперативносп
мобильности (доступ из произвольной точки), унификации
пользовательского интерфейса. В качестве такого средства
в последние годы активно развиваются так называемые кор-
поративные порталы - специальные, основанные на вей-
технологиях приложения, предоставляющие сотрудникам и
другим допущенным лицам единую многоканальную гичку
доступа ко всем системам компании. Портальное решение!
представляет собой своеобразную оболочку для корпора-
тивного содержания, обеспечивающую удобные для пользо-
вателя сервисы: поисковые средства по многим источника»
данных, инструменты совместной работы над документами
контекстные подсказки.
С помощью корпоративного портала удается получить рщ
позитивных решений:
1. Снизить затраты на обучение работе с информационными
комплексами так как пользователи в зависимости от их ролей;
объединяются в целевые группы, для которых создается унифи-
цированный интерфейс.
2. Повысить производительность труда сотрудников компа-
нии за счет предоставления в одной точке развитых средств по-
иска необходимой информации во всем объеме корпоративного
содержания, а также внедрения единой системы аутентифика-1
ции пользователей. При этом пользователь лишь однажды реги-
стрируется в системе и получает доступ к данным, соответству-
ющим его роли.
3. Уменьшить барьеры между авторами и потребителями ин-
формации. Повысить информированность пользователей за счет
активного предоставления точной всесторонней информации!
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
377
обо всем бизнес-процессе, что приводит к улучшению качества
принимаемых управленческих решений.
4. Обеспечить взаимодействие с бизнес-партнерами.
5. Преобразовать личные знания в корпоративные.
В практике встречаются разные подходы к построению кор-
поративной информационной системы:
• развивать единый, монолитный ИК, в котором реализовы-
вать все информационные потребности компании;
• интегрировать информационные комплексы по принципу
«каждый с каждым»;
• интегрировать ИК через единый центр.
Суть подхода под названием «монояитный ИК» заключается
в том, чтобы не интегрировать разноплановые информационные
комплексы от разных поставщиков, а внедрить один из интегри-
рованных пакетов автоматизации бизнеса (так называемых про-
дуктов масштаба предприятия) от одного поставщика, который
реализовывал бы всю требуемую функциональность. С одной
стороны, такой подход выглядит очень привлекательно, так как
в этом случае интеграция вообще не требуется - пакет программ
изначально интегрированный. Однако, как показывает практика,
этот вариант реален только для небольших узкоспециализиро-
ванных предприятий. Для средних и крупных энергокомпаний
проблема интеграции так просто не решается. Как правило, в
таких компаниях имеется несколько разноплановых видов де-
ятельности и автоматизировать их в рамках одного продукта,
даже очень масштабного и универсального, нереально. Если та-
кой продукт и будет найден (или разработан самостоятельно) и
введен в эксплуатацию, то развивагь функциональность такого
суперкомплекса очень сложно. Поскольку различные стороны
бизнеса изменяются разными темпами, всегда будут появляться
более свежие модули единого комплекса, входящие в противо-
речие с разработанными ранее. При этом либо будут консер-
вироваться устаревшие технологии разработки программного
обеспечения, либо будет нарушена интеграционная основа.
Синхронно перепроектировать все аспекты большой и одновре-
менно уникальной информационной системы не под силу даже
очень крупной компании-разработчику.
Интеграция «каждый с каждым» заключается в создании
специализированных интерфейсов к информационным ком-
плексам для решения каждой конкретной задачи (рис. 19.5). На-
пример, если в одном из комплексов для решения определенной
задачи потребовались данные, имеющиеся в другом ИК, то реа-
лизуется функция, которая напрямую обращается к базе данных
(или к открытым интерфейсам доступа к данным) второго ком-
плекса. получает нужные данные и передает их для обработки в
первый комплекс.
Основной плюс этого подхода - можно быстро получить реше-
ние некоторых наиболее критичных интеграционных задач при
небольших затратах. Однако по мере того как интегрируются
378
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 19.5. Интеграция
ИК «каждый с каждым»
все новые и новые системы, количество необходимых частных
интерфейсов резко увеличивается и осуществление интегра-
ции становится все сложнее. Чтобы включить в корпоративную
информационную систему новый комплекс или заменить один
из существующих, надо написать (или переписать) механизмы
взаимодействия со всеми остальными ИК, с которыми требу-
ется интеграция. Получающуюся в результате корпоративную
систему очень трудно контролировать и администрировать
Во-первых, каждый комплекс имеет собственную систему ад-
министрирования, а во-вторых, необходимо как-то управлять
всем многообразием интеграционных коннекторов, адаптеров
и мостов.
Имеется еще один недостаток: у интегрированной таким
способом системы нет единой точки входа, т.е. начинать работу
необходимо обязательно с одного из составляющих информа-
ционных комплексов. В действительности же сотрудник может
предполагать о наличии данных об определенном объекте, но
точно не знать, в каком именно ИК они находятся. В таком слу-
чае ему придется поочередно пытаться найти нужные ему дан-
ные во всех ИК либо консультироваться со специалистами.
В целом можно отметить, что системы, интегрированные
по принципу «каждый с каждым», требуют слишком больших
затрат на сопровождение и неудобны для пользователей из-за
отсутствия интегрированных средств поиска нужной инфор-
мации. Поэтому, несмотря на го что данный подход наиболее
прост в реализации, использовать его для построения интен-
ционной платформы предприятия нецелесообразно.
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
379
Подход к интеграции «через единый центр» характеризуется
тем, что интегрируемые информационные комплексы взаимо-
действуют не напрямую друг с другом, а через единый централь-
ный узел - интеграционную платформу (рис. 19.6). Благодаря
наличию центрального узла не нужно создавать адаптеры для
обеспечения взаимодействия каждого приложения с каждым, а
достаточно иметь один адаптер на приложение, умеющий кон-
тактировать с интеграционной платформой. Она в свою очередь
будет осуществлять взаимодействие со всеми ИК, передавать и
согласовывать данные, транслировать вызовы функций, выпол-
нять межкомплексные запросы, рассылать уведомления и др.,
т.е. будет решать все инте! рационные задачи.
Рис 19.6. Интеграция
чпрез единый центр»
Основные достоинства данного подхода:
• простое расширение (изменение структуры КИС);
• наличие единой точки входа;
• единый согласованный источник данных для аналитиче-
ских систем;
• возможность централизованного ведения корпоративных
справочников.
При создании КИС необходимо принимать во внимание не
только минимизацию текущих затрат, но и перспективы ее раз-
вития. В основе должна лежать тщательно спроектированная
интеграционная платформа, которая в итоге позволит сокра-
тить время и усилия на интеграцию каждого следующего при-
ложения, снизить затраты на поддержку ИТ-инфраструктуры,
380
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
получить гибкость при обновлении или замене приложена
Применение централизованной интеграционной архитектуры
требует высокой квалификации персонала и сопряжено с высо-
кими начальными затратами. Тем не менее в долгосрочной пер-
спективе именно этот подход, как показывает наш опыт, наиоо-
лее привлекателен.
Все крупные поставщики ERP-систем сегодня признают
невозможность решения всех задач построения КИС в рамках
монолитных пакетов и развивают свои решения в направления
интеграции с продуктами других разработчиков. Более тот,
крупные приложения масштаба предприятия стали настолько
сложными, что их поставщики пользуются предлагаемыми ин-
теграционными технологиями для объединения собственных
компонентов. Многие из них уже предлагают собственные сред-
ства интеграции. В частности, лидер рынка ERP - SAP AG ак-
тивно перестраивает свое программное обеспечение на основе
интеграционной платформы SAP NetWeaver.
УПРАВЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ КИС
Для решения задач бизнеса топ-менеджерами энергоком-
паний принимаются различные управленческие решения:
оптимизация бизнес-процессов; внедрение системы бюджети-
рования; постановка управленческого учета и системы управ-
ления затратами. Не последнее место в этом списке занимай
развитие сферы ИТ как одной из обеспечивающих стратегий
компании.
ИТ-стратегия должна указать оптимальный путь развит^
корпоративной информационной системы (с учетом финансо-
вых и временных ограничений). В связи с этим важно различать
два набора функций.
Первый связан со стратегическим руководством развития
КИС. Как правило, задачи согласованного развития компании и
ИТ решает один из ее высших руководителей. При этом в цен-
тре его внимания находятся вопросы:
• формирования видения перспективы корпоративной ин-
формационной системы, способности новых технологий
обеспечить достижение бизнес-целей;
• сокращения издержек на эксплуатацию КИС за счет опти-
мизации инфраструктуры;
• управления рисками и обеспечения непрерывности пре-
доставления ИТ-услуг;
• выбора решений, в наибольшей степени влияющих на по-
вышение эффективности инвестиций.
Руководитель ИТ ставит долгосрочные задачи информаци-
онной сферы, совместно с другими топ-менеджерами выделя-
ет необходимые ресурсы, формирует методологию управления
ИТ и внутренние для сферы процессы, максимизирующие
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
381
эффективность предоставления информационных услуг биз-
несу.
Второй набор функций включает действия по реализации
сформулированных целей, текущему применению информацион-
ных технологий в компании в рамках выделенных ресурсов и на-
строенных бизнес-процессов. Основной задачей на этом уровне
является совершенствование всех видов ИТ-инфраструктуры:
• системно-технической инфраструктуры - критерием опти-
мальности служит максимальная унификация применяе-
мых технических решений, процедур закупки, поддержки
и обслуживания технических средств;
• функционально-прикладной инфраструктуры — целью яв-
ляется построение единой интефированной информаци-
онной среды и обеспечение непрерывного регламентиро-
ванного доступа к корпоративным сервисам и данным для
всех бизнес-пользователей;
• организационно-эксплуатационной инфраструктуры- реа-
лизация оптимальной организационной модели ИТ-службы,
обеспечение согласованного с бизнесом качества предостав-
ления ИТ-услуг, сокращение времени реакции ИТ-службы
на изменение потребностей бизнеса компании.
Основными проблемами во взаимоотношениях бизнеса и ИТ
являются следующие.
1. Неготовность ИТ-руководителей к переходу от оператив-
ного управления к постановке и решению стратегических задач
бизнеса.
2. Отсутствие у топ-менеджеров четкого представления о
структуре затрат на информационные технологии и об объеме
инвестиций в ИТ, необходимых для достижения стратегических
целей.
3. Пассивное отношение руководителей бизнес-сфер к эф-
фективному использованию внедренных по их заказу информа-
ционных технологий.
4. Отсутствие у ИТ-специалисюв стремления активно помо-
гать бизнесу в эффективном освоении информационных систем
как инструмента для инноваций в основных сферах деятельно-
сти компаний.
5. Опасение руководителей бизнес-подразделений, что «че-
ресчур активные» ИТ-специалисты «вторгнутся в границы их
владений».
При этом необходимо признать, что обязательной предпо-
сылкой перехода к решению стратегических ИТ-задач является
первоочередное обеспечение нормального функционирования
сложившегося информационного комплекса.
Решение основной задачи корпоративной информационной
системы - обеспечение ее эффективности - невозможно без ис-
пользования современных методологических подходов и специа-
лизированных систем управления ИТ. Мировое профессионалы
382
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ное сообщество за два десятилетия накопило богатый опыт в I
управлении ИТ, который в концентрированном виде изложен в I
библиотеке передового опыта организации ИТ (Information Tech-1
nology Infrastructure Library - ITIL). В настоящее время библио-
тека ITIL является международным стандартом де-факто в сфе-
ре управления информационными технологиями. Основываясь]
на этом опыте, крупнейшие поставщики решений в области ИТ
разработали свои методологические подходы. Например, ком-
пания Hewlett-Packard разработала методологию HP ITSM (HP I
Information Technology Service Management - эталонная модель
управления информационными услугами); компания IBM col
дала IT Process Model (процессная модель управления ИТ); ком-
пания Microsoft предлагает методологию MOF (Microsoft Oper-
ations Framework).
Отличаясь в дета лях, тем не менее эти методологии основы-
ваются на следующих общих посылках.
1. Бизнесу нужны не технологии как таковые, а информацией-1
ные сервисы, которые он использует для достижения своих целей
2. Задача ИТ-службы - обеспечение основного бизнеса все-
объемлющим набором информационных сервисов по согласо-
ванной цене.
3. Качество сервиса - измеряемая величина.
4. Деятельность ИТ-службы организуется на основании
процессного подхода.
В библиотеке ITIL приведены подробные описания методов!
управления информационными технологиями, включающие
задачи, процедуры, технологические карты, рекомендации по
сферам ответственности, которые могут быть применены к лю-
бой ИТ-инфраструктуре. Методы управления информационной
сферой определены в ITIL как процессы, охватывающие все на-
правления деятельности ИТ.
Важнейшими составляющими управления ИТ-услугами яв-
ляются предоставление и поддержка сервисов. В свою очередь
эти виды деятельности обеспечиваются рядом взаимосвязи-
ных процессов.
Предоставление сервисов - управление уровнем сервисов;
затратами; мощностями; непрерывностью; доступностью.
Поддержка сервисов - управление инцидентами; проблема-
ми; конфигурациями; изменениями; релизами.
В зависимости от уровня зрелости организации ее ИТ-под-
разделение в той или иной степени реализует, как правил^
лишь часть описанных процессов. Наивно рассчитывать на то,
что можно с нуля за короткий срок внедрить в компании все
рекомендованные ITIL процессы. Поэтому рассмотрим лишь
наиболее, на наш взгляд, важные.
Замкнутый цикл оказания информационных услуг нагляди
представлен на диаграмме процессной модели MOF (рис. 19.7)1
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
383
Управление уровнем сервисов
Управление мощностями
Управление доступностью
Управление безопасностью
Разработка инфраструктуры
Управление финансами
Управление персоналом
Управление
непрерывностью
Отчет
об инициации
изменений
Отчет
об уровне
сервиса
Служба Service Desk
Управление инцидентами
Управление проблемами
Отчет
об эксплуатации
Управление изменениями
Управление конфигурациями
Управление релизами
Отчет
о готовности
релиза
Мониторинг сервисов
Системное
администрирование
Администрирование сети
Администрирование службы
каталогов
Администрирование
безопасности
Управление хранилищами
Управление расписанием
заданий
Рис. 19.7. Процессная
модель MOF
компании Microsoft (MOF Executive Overview, version 3.0, January
2005).
Поскольку цикл оказания ИТ-услуг замкнут, начинать его
рассмотрение можно с любого из четырех квадрантов:
• процессы внесения изменений в инфраструктуру;
• эксплуатация корпоративной информационной системы;
• поддержка ИТ-сервисов на согласованном уровне;
• оптимизация ИТ-инфраструктуры.
В результате анализа информационных потребностей биз-
неса в адрес ИТ-подразделения направляются утвержденные
запросы на изменения, которые служат входной информаци-
ей для процесса управления изменениями. Цель этого процес-
са - обеспечить эффективност ь и управляемость изменений
ИТ-инфраструктуры. Основу для проведения изменений дает
модель инфраструктуры, формируемая и поддерживаемая в
рамках процесса управления конфигурацией. В ITIL использу-
ется понятие конфигурационной единицы, т.е. значимого для
предоставления услуг элемента инфраструктуры. Управление
конфигурацией описывает характеристики и связи всех конфи-
384
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
гурационных единиц. К их числу отнесены не только прогр,
ные и аппаратные средства, но и документация, процедуры,
менты организационной структуры. Такой комплексный пот
к описанию инфраструктуры позволяет эффективнее провоз
ее анализ и изменение, а также делает ее прозрачнее с те
зрения предоставления услуг. Проведенные, протестироващи
и одобренные специальным комитетом изменения приобрел
статус релиза, что отражается в соответствующем отчете.
Измененная инфраструктура передается в эксплуатацию. '
подразумевает ежедневное результативное и эффективное »
полнение задач, перечисленных на рис. 19.7 в нижнем пр»
квадранте. Процесс эксплуатации непрерывен. Периодичен
его результаты отражаются в отчете, который дает возможно®
оценить способность ИТ-персонала предоставлять требуем
сервисы с заданным качеством.
В ходе эксплуатации корпоративной информационной >
стемы неизбежно возникаю! «инциденты», под которыми-
ITIL понимаются любые события, не являющиеся элемент!
нормального функционирования сервиса, оказывающие и
способные оказать влияние на предоставление сервиса пуи
его прерывания или снижения качества. Инциденты могут®
рерастать в «проблемы», под которыми понимаются неизве
ные корневые причины одного или нескольких инцидентов
борьбу с этими негативными явлениями направлены процес
управления инцидентами и управления проблемами. Их общо
цель - обеспечение непрерывности предоставления услуг. },
нако есть и различия. Основной задачей процесса управлеь
инцидентами является скорейшее восстановление услуг ва
гласованном уровне (часто за счет применения временных <6
ходных решений). Напротив, в процессе управления проблем
ми акцент делается на максимальном увеличении времени
промежутка между инцидентами. За счет глубокого рассле
вания причин возникновения сбоев и выработки долгосрочг
предложений по изменению инфраструктуры удается повысе
стабильность предоставления услуг.
Принципиально важно положение, что информирован^
ИТ-службы обо всех инцидентах (которые, кстати, включав
и обычные заявки пользователей на обслуживание) осушеЛ
вляется через единую точку входа - службу поддержки №
зователей (в ITIL она называется Service Desk). Основная за
ча этой службы - способствовать восстановлению нормалья
действующих сервисов с минимальным влиянием на бизн
клиента в соответствии с согласованными уровнями сер
сов и приоритетами бизнеса. Создание единой точки конта
та с обязательной регистрацией всех инцидентов позволяет
одной стороны, повысить управляемость поддержки пользе
телей, а с другой - снять с пользователя проблему поиска гг
ноге ИТ-специалиста за счет постоянной доступности Sen
Desk.
Энергетический бизнес
РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
385
В соответствии с рекомендациями ITIL основными докумен-
тами, регламентирующими взаимоотношения бизнеса и ИТ-под-
разделения, являются Каталог сервисов и Соглашение об уровне
предоставления сервисов (Service Level Agreement - SLA). Цель
этих документов - дать качественное и количественное описа-
ние сервисов с точки зрения как ИТ, так и бизнеса. Для каждого
описанного в каталоге сервиса в SLA задается несколько основ-
ных параметров качества (как правило, это уровень готовности
сервиса, время реакции и разрешения инцидентов). На этапе об-
суждения SLA решаются и вопросы финансирования. Совмест-
но с бизнесом разрабатывается система определения стоимости
разных уровней обслуживания, а выделенный на ИТ-подразде-
ление бюджет планируется в зависимости от приоритетов ин-
формационных сервисов.
Периодически служба Service Desk направляет в бизнес-
подразделения отчет о соответствии качества предоставля-
емых ИТ-сервисов согласованному уровню. Процесс пере-
ходит в фазу оптимизации. На этой фазе топ-менеджеры по
представлению ИТ-руководителя анализируют качество, до-
ступность, стоимость оказываемых услуг, выделяют приори-
тетные ИТ-сервисы, которые должны обеспечить поддержку
основных целей бизнеса. Необходимым условием реализации
этого этапа является создание постоянного канала взаимодей-
ствия ИТ-руководителей и менеджеров бизнес-подразделений.
Он позволит совместно выявлять, каким образом разные биз-
нес-процессы должны поддерживаться ИТ-подразделением и
какие ИТ-сервисы наиболее важны для реализации деловой
активности компании. Результатом этой работы по «вырав-
ниванию» целей бизнеса и ИТ являются запросы на измене-
ния ИТ-инфраструктуры, согласованные по функциональ-
ным и эксплуатационным параметрам. Цикл предоставления
ИТ-услуг замыкается.
В качестве резюме по главе отметим следующее.
1. Корпоративная информационная система - это не только
программные средства, но и техническая и организационная ин-
фраструктура. Ее основные признаки — тесная связь с бизнесом
и комплексный подход. Поэтому КИС нельзя купить, как коро-
бочный продукт, ее нужно строить.
2. Для крупных и средних предприятий с собственным про-
изводственным циклом ядром КИС может служить i иражнру-
емая ERP-система. К ее выбору следует подходить с особой
тщательностью, поскольку цена ошибки, как правило, очень
велика. Убедившись в готовности самого предприятия к внедре-
нию ERP-системы, в процессе выбора следует учитывать такие
факторы, как функциональность системы, ее технологичность,
наличие внедренных отраслевых решений, полная стоимость
решения, жизнеспособность поставщика.
3. Наиболее важная современная тенденция в информацион-
ной поддержке бизнеса - стремление к интеграции приложений,
Ьгергетическмй бизнес
386
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
данных, процессов, а также людей. Единственно правильное ре-
шение в этом вопросе - выбор на рынке надежной интеграцион-
ной платформы.
4. Грамотно выстроенная система эксплуатации КИС-заг
ее эффективности. Повсеместно принятой на Западе и активн
внедряемой в России методологией управления ИТ является би-
блиотека передового опыта организации ИТ - ITIL. Этот опыт
свидетельствует:
• бизнесу нужны не технологии, а всеобъемлющий набс
информационных сервисов, которые он использует для
достижения своих целей;
• качество сервиса - измеряемая величина;
• работу ИТ целесообразно организовывать на основе про-
цессного подхода.
ВОПРОСЫ
ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ
1. Существует мнение, что в условиях высокой
неопределенности внешней среды стратегия бизнесу
не нужна. Так ли это? К чему может привести отсутствие
стратегии?
2. Какие изменения в своей компании вы хотели бы увидеть в
обозримой перспективе ''’
3. Какая информация необходима для разработки
технической стратегии энергокомпании? Назовите
изменения в менеджменте энергокомпаний, которые
потребуются, чтобы повысить технический уровень
производства.
4. Каким образом рост цен на природный газ может повлиять
на техническую политику генерирующих компаний?
5. Сформулируйте основные проблемы автоматизации
управления в энергокомпании.
5
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
МАРКЕТИНГОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ
УПРАВЛЕНИЕ СПРОСОМ НА ЭНЕРГИЮ
389
ГЛАВА 20
МАРКЕТИНГОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ
СОДЕРЖАНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО МАРКЕТИНГА
Рис. 20 1. Схема
использования
пркетинговой
информации в системе
"равления
Маркетинг — это деятельность по приспособлению компа-
нии к меняющимся требованиям рынка, регулированию спроса
и формированию новых потребностей на рынке.
Подчеркнем, что маркетинг призван не только изучать спрос
на продукцию, но и, что особенно важно, активно воздейство-
вать на него. Маркетинг изначально направлен во внешнюю
среду, на рынок, но его результаты применяются внутри ком-
пании в разных бизнес-процессах: производстве, инновации,
снабжении, сбыте (рис. 20.1). Причем необходимо своевременно
учитывать рекомендации маркетинга, чтобы сохранить (расши-
рить) клиентскую базу и повысить долгосрочную конкуренто-
способность бизнеса. Поэтому маркетинговые службы должны
эффективно взаимодействовать с другими подразделениями
390
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
предприятия, осуществляя их информационное обслуживание
и непосредственно участвуя в инновационных процессах в раз-
личных сферах деятельности.
Энергетический маркетинг включает такие специфические
виды деятельности, как
• исследование субъектов энергетических рынков (потреби-
телей, конкурентов, поставщиков, посредников, различ-
ных контактных аудиторий - групп и организаций, про-
являющих интерес к деятельности энергокомпании);
• формирование ценовой политики в сферах электро- и те-
плоснабжения:
• разраоотка новых видов энергетических услуг;
• стимулирование сбыта энергетической продукции и
услуг;
• управление спросом на электрическую энергию и тепло;
• организация связи с общественностью («паблик ри-
лейшнз»).
Энергетические компании - это не только коммерческие
организации, они осуществляют и важнейшую общественную
миссию, являясь базовым элементом инфраструктуры и системы
жизнеобеспечения региона. В связи с этим маркетинг в электро-
энергетике служит инструментом обеспечения общественных
интересов: он становится социально ответственным (или со-
циально этичным). Концепция социально этичного маркетинга
предполагает сбалансированность при достижении целей соб-
ственников и менеджмента энергокомпании трех факторов:
• прибыли;
• нужд потребителей;
• интересов общества (региона) в области надежного эко-
номичного энергоснабжения, охраны природной среды,
безопасности энергоисточников и решения актуальных
социальных проблем.
Принципу социальной ответственности следуют те энерго-
компании, собственники и менеджеры которых сознательно от-
казываются от реализации целей, наносящих вред интересам
общества. Более того, они придерживаются последовательной
политики приоритета общественных интересов, зачастую свя-
занной со значительными издержками.
Пример. Применение концепции социально этичного марке-
тинга: стратегия «жизнеспособного» развития энергокомпании
ЭДФ (Франция)
Стратегия «жизнеспособного» развития энергокомпании формулирх
ется следующим образом: «Мы стремимся удовлетворять потребности
наших клиентов и осуществлять общекорпоративное развитие при соблю-
дении этики социального прогресса и уважении потребностей будущих
поколений. Это наша обязанность и основа коммерческой политики».
Стратегия базируется на десяти принципах (заповедях), охватыва-
ющих задачи:
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
391
• сохранения невозобновляемых ресурсов;
• сокращения загрязнения окружающей среды;
• улучшения здоровья и безопасности населения;
• обеспечения растущего вклада электрификации в общее соци-
ально-экономическое развитие с граны и мирового сообщества.
1. Рациональное управление отходами энергетического производ-
ства (особое внимание уделяется ядерным отходам АЭС).
2. Активный вклад в развитие нетрадиционных возобновляемых
источников энергии: ветроэнергетических, солнечных, использующих
энергию биомассы.
3. Развитие исследований по изучению влияния электроэнергети-
ки и электрификации на здоровье людей. Предоставление обществен-
ности всей информации о таком влиянии.
4. Удовлетворение энергетических потребностей клиентов:
• дальнейшее развитие электрификации производственных и бы-
товых процессов в целях комфорта и снижения местного загряз-
нения окружающей среды;
• повышение энергоэффективности в сфере потребления (высо-
кое качество изоляции, тепловые насосы и др.);
• внедрение эффективных систем контроля над загрязнением
(конкретно в части водных ресурсов).
5. Развитие научно-исследовательских работ в области новых ме-
тодов производства и передачи электроэнергии, обеспечивающих как
снижение ее стоимости, так и повышение экологической безопасно-
сти электроэнергетики.
6. Формирование у персонала этики «жизнеспособного» разви-
тия компании: каждый работник должен играть активную роль в деле
улучшения окружающей среды и повышения возможностей компании
предлагать для своих клиентов экологически безопасные решения.
7. Сотрудничество с местными органами власти, общественными
ассоциациями и частными структурами в вопросах охраны окружаю-
щей среды.
8. Активный вклад в развитие международной энергетический
политики, направленной на защиту окружающей среды.
9. Конкретное участие в решении проблемы «парникового эффек-
та» и сокращении выбросов (эмиссии) двуокиси углерода на террито-
рии европейских государств.
10. Участие в кампании за равноправный доступ всех жителей
Франции и других стран к электричеству как жизненно важному ком-
поненту экономического и социального развития на основе сочетания
«чистой» энергии с энергоэффективными технологиями.
Энергокомпании выпускают продукцию весьма ограничен-
ного товарного ассортимента (электрическая и тепловая энер-
гия) со стабильными параметрами. Развитие рыночных отноше-
ний стимулирует сопровождение основной продукции услугами
по ее эффективному использованию. Ассортимент и стоимость
этих услу! могут варьироваться в широких пределах для раз-
ных потребительских групп (обслуживание и ремонт электро- и
392
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
теплоиспользующих установок, энергоаудит и консалтинг, тех-
ническое обеспечение энергосбережения и др.).
Вследствие cj щественного различия издержек энергоснабже-
ния для отдельных потребительских групп необходима дифферен-
циация тарифов на электроэнергию и тепло. Она также требуется
по соображениям стимулирования рационального потребления и
селективной поддержки некоторых потребителей энергии.
Энергокомпании могут обслуживать как закрытые для кон-
куренции, так и свободные энергетические рынки. Однако, даже
будучи монополистами, они испытывают конкурентное давле-
ние со стороны энергогенерирующих установок промышлен-
ных предприятий и организаций — поставщиков альтернативных
энергоносителей (например, газа).
Эффективность энергетического производства жестко опре-
деляется режимом энергопотребления. Поэтому энергокомпа-
нии заинтересованы в изменении спроса в отдельные периоды
(снижении в часы максимальных нагрузок и повышении в часы
ночного спада нагрузки). Для них может быть также выгодно
общее сокращение энергопотребления, чтобы обслужить новых
потребителей с меньшими затратами.
Стимулирование спроса осуществляется с помощью специ-
альных тарифов, эксклюзивных контрактов, а также посредством
продвижения на соответствующий сегмент рынка электроемкого
оборудования и приборов (например, посредством предоставле-
ния потребителям ценовых скидок). Сокращение спроса («демар-
кетинг»), напротив, требует продвижения энергосберегающих
технологий и услуг. Здесь возможны и такие методы стимулиро-
вания, как реклама и пропаганда («паблик рилейшнз»).
Успешная деятельность энергокомпании во многом зависит
от отношений с различными контактными аудиториями. Для
основных контактных аудиторий рекомендуется разрабатывать
специфические программы маркетинга. Цель такой работы -
создать более благоприятный образ энергокомпании в регионе.
При этом особое внимание следует обращать на экологический
аспект, энергосберегающие услуги для потребителей, участие в
социальных программах, поддержку экономического развития
регио на.
МАРКЕТИНГОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Для информационного обеспечения решений по маркетин-
гу в энергокомпании систематически проводятся маркетинго-
вые исследования. Схему маркетингового исследования можно
представить в виде пяти основных последовательных этапов
(рис. 20.2).
Особо важен первый этап: определение проблем энергоким-
пании — это формулировка предмета маркетингового исследо-
вания. Без этого можно собрать ненужную и дорогостоящую
информацию и скорее запутать, чем прояснить, проблемы.
РАЗДЕЛ 5 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
393
Рис. 20.2. Схема
маркетингового
исследования
Данный этап ориентирует на сбор и анализ конкретной инфор-
мации, необходимой для принятия решения.
Если маркетолог не знает, что нужно изучать, то следует про-
вести предварительную проработку. Ее цель - четко определить
проблему, используя неформальный анализ. После этого долж-
но быть проведено заключительное исследование - структури-
зованный сбор данных и анализ решения конкретной задачи
или достижения конкретной цели. Заметим, что предваритель-
ное исследование не столь сильно структурировано, как заклю-
чительное. В табл. 20.1 показаны примеры использования этих
двух видов исследований.
Маркетинговые исследования можно подразделить на ком-
плексные и специализированные.
Таблица 20.1
ПРИМЕРЫ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ И ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫХ МАРКЕТИНГОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Неопределенная постановка проблемы Предварительное исследование Конкретизация проблемы Заключительное исследование
Почему падает сбыт тепловой энергии? Обсуждение среди ведущих специалистов компании в целях выявления основной проблемы Почему промышленные потребители сооружают собственные теплоисточники? Опрос персонала энергосбыта, перепродавцов, потребителей
Возможно ли расширение круга услуг по энергоснабжению? Обсуждение среди ве- дущих специалистов возможностей компа- нии, изучение зарубеж- ного опыта и опыта других отечественных энергокомпаний Какие конкретно услуги будут пользоваться спросом у потребителей электроэнергии (теплоэнергии)? Опрос потребителей, работников энергонадзора, производителей энергоэффективного оборудования, аудиторских фирм
Приемлемы ли тарифы на тепло для производственных потребителей? Обсуждение среди ведущих специалистов компании в целях определения размера снижения цены Окажет ли снижение тарифа на 10% существенное влияние на сбыт? Проведение экспериментов в отдельных сегментах потребительского рынка
Что мешает сооружению атомной станции теплоснабжения в регионе? Обсуждение среди ведущих специалистов компании, опросы населения, беседы с руководителями региона Какие меры требуются для повышения эффективности рекламно- информационной работы с контактными аудиториями? Опрос специалистов по «паблик рилейшнз». Разработка комплекса стимулирующих мер социального и экономического характера
394
энергетический бизнес
Комплексное исследование проводится главным образом в
двух случаях: при создании новой энергокомпании и при выходе
на рынок с новой для энергокомпании продукцией (услугами).
В обоих случаях комплексное исследование рынка предваряет
разработку комплекса маркетинга (товар, цена, методы распро-
странения товара и стимулирования сбыта).
В общем случае комплексное исследование рынка включает
изучение:
• предлагаемого товара (прежде всего новизны и конкурен-
тоспособности);
• емкости рынка и тенденций его развития;
• покупателей (в разрезе отдельных потребительских
групп);
• основных конкурентов;
• поставщиков топлива оборудования, ремонтных и инве-
стиционных услуг;
• ценовой конъюнктуры на данном рынке и правовых норм
ценообразования;
• правовых норм контрактных отношений;
• контактных аудиторий, влияющих на развитие энергоком-
пании (прежде всего регулирующих органов, органов вла-
сти и управления, общественных движений экологической
направленности).
Специализированные исследования направлены в основном
на решение отдельных маркетинговых проблем энергокомпании
и охватывают следующие виды ее деятельности:
• анализ ценовой политики;
• кратко- и долгосрочное прогнозирование спроса на элек-
трическую и тепловую энергию;
• изучение проблем в сфере сбыта энергии и услуг;
• анализ отношений с общественностью;
• исследование эффективности мер по управлению спросом
на энергию в потребительском секторе.
Маркетинговое исследование в сфере ценообразования мо-
жет быть направлено на информационное обеспечение решения
таких задач, как
• выбор рационального метода распределения затрат ком-
бинированного производства между электро- и тепло-
энергией;
• оценка ценовой эластичности спроса на электро- и тепло-
энергию для разных потребительских групп;
• разработка специальных тарифов управления спросом.
Прогнозирование спроса включает прогноз потребности в
электрической и тепловой энергии (мощности), а также оценку
платежеспособности по отдельным группам потребителей (сег-
ментам рынка). При этом необходимо учитывать такие факторы,
как темпы экономического роста, численность населения, ин-
фляционное изменение цен и тарифов, энергосбережение и по-
вышение уровня электрификации в результате прогрессивных
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
395
технологических сдвигов в производстве. С этой целью исполн-
яются различные методы и модели прогнозирования. Результа-
ты прогнозов служат информационной базой прежде всего для
Планирования производства, а также и для разработки ценовой
политики энергокомпании.
Сбытовая деятельность энергокомпании должна анализи-
роваться в разрезе как основных видов продукции (электро- и
теплоэнергии), так и различных услуг по энергоснабжению,
предоставляемых потребителям региона. При этом особое
внимание рекомендуется обращать на дебиторскую задолжен-
ность, эффективность коммерческой деятельности перепро-
давцов, а также на угрозу сбыту энергокомпании со стороны
вероятных конкурентов. В связи с этим, возможно, потребует-
ся дополнительный анализ эффективности ценовой политики
энергокомпании.
Отношения с общественностью изучаются в целях оценки
эффективности деятельности специализированных подраз-
делений в сфере «паблик рилейшнз». Анализу подвергается
весь комплекс мер, направленных на создание привлекатель-
ного имиджа энергокомпании в регионе и повышение лояль-
ности населения к сооружению новых энергообъектов на дан-
ной территории. Формулируются предложения по внесению в
этот процесс необходимых коррективов. Анализируется также
эффективность рекламы и пропаганды в СМИ рационального
энергопотребления, особенно в бытовом секторе.
Маркетинговое исследование в сфере управления спросом на
энергию (см. главу 21) имеет своей главной задачей обеспечить
эту деятельность информацией о потенциале энергосбережения
и возможностях регулирования режимов энергопотребления на
потенциальных объектах управления. Кроме того, важно оце-
нить эффективность механизма стимулирования рационально-
го энергопотребления в действующих программах управления
спросом. Такая информация необходима энергокомпании для
решения проблемы оптимального распределения инвестиций
между новыми вводимыми генерирующими мощностями и
энергосберегающими технологиями у потребителей.
Следует отметить, что задачи и содержание маркетинго-
вых исследований в условиях конкурентных рынков различа-
ются в зависимости от типа энергетической компании (инте-
грированная, генерирующая, сетевая, энергосбытовая и др.).
В частности, чисто генерирующие компании не интересует
маркетинг в сфере потребительских услуг по энергоснаб-
жению, так как они удалены от розничного рынка большим
количеством посредников. В то же время их заинтересуют
спрос на технологические услуги на оптовом рынке, харак-
теристики поставщиков топлива, оборудования, ремонтных
услуг и конечно, в первую очередь спрос на энергию и мощ-
ность на оптовом рынке, а также ценовые характеристики
конкурентов-генераторов.
396
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Энергоснабжающей компании-дистрибьютору, имеющей сбы-
товые подразделения, требуется информация о перспективном
спросе на энергию и мощность на потоебительском рынке, о кон-
курентах в сфере торговли энергией, политике в области регули-
рования розничных тарифов, потребностях в энергосберегающих
и других услугах в отдельных сегментах рынка и т.д.
ИССЛЕДОВАНИЕ РЫНКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
В приведенном ниже примере дается фрагмент маркетингового
исследования, проведенного в целях прогнозирования тенденций и
перспектив развития рынка тепла (для выработки стратегии развития
ТЭЦ-1, принадлежащей энергокомпании) в городе с населением свы-
ше 300 тыс. человек, имеющем развитые промышленный и жилиш-
но-бытовой секторы, которые снабжаются теплом от ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и
нескольких муниципальных и ведомственных котельных.
Маркетинговое исследование включало два направления:
• определение основных параметров рынка тепловой энергии;
• анализ конкурентоспособности ТЭЦ-1.
В данном фрагменте из всей совокупности параметров рынка при-
водится решение лишь нескольких ключевых задач:
• анализ предложения;
• изучение спроса;
• оценка перспектив сбыта тепла.
Анализ конкурентоспособности включает следующие аспекты:
• сравнение возраста оборудования теплоисточников;
• изучение технологических возможностей ТЭЦ-1;
• сравнение удельных расходов топлива на отпущенную тепло-
энергию;
• сопоставление среднеотпускных тарифов на тепловую энергию
от анализируемых теплоисточников.
ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕПЛОИСТОЧНИКОВ
Наименование Год ввода в эксплуатацию Вид топлива Балансовая СТОИМОСТЬ, млн руб. I Установленная мощность I Кол-во вырабатываемого тепла, Гкал/год Удельный расход топлива, кгу.т/Гкал
в паре, т/ч в горячей воде, Гкал/ч
Район 1 ТЭЦ-1 1939 Газ, уголь 524 1028 511 3 726 000 146,5
' Район 2 ТЭЦ-2 1933 Газ 162 345 550 1 615 582 167,0
Котельная 1 1972 Газ 15 150 90 336 375 166,0
Котельная 2 1980 Газ 22 75 114 156 063 174,5
Всего 1618 1471 6 027 911
Таблица 20.2
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
397
Рис. 20.3. Структура
установленной
ющности
теплоисточников
Рис. 20.4. Структура
отпуска тепла
1. Параметры рынка тепла
Анализ предложения. Для анализа источников тепла иссле-
дуемого теплового узла составлялся перечень производителей
тепла с указанием срока ввода в эксплуатацию, расположения,
мощности, вида используемого топлива (табл. 20.2). Диаграм-
ма, иллюстрирующая соотношение установленной мощности
основных теплоисточников города, представлена на рис. 20.3.
Структура отпуска тепла от рассматриваемых теплоисточников
представлена на рис. 20.4.
Анализ спроса. Исследование спроса осуществлялось в такой
последовательности:
1) сегментация рынка;
2) определение потребности в тепле по сегментам рынка;
3) выявление ниш неудовлетворенного спроса.
ТЭЦ-2,
муниципальные
и ведомственные
котельные
ТЭЦ-1
Жилищно-коммунальный сектор ТЭЦ-1
Промышленный сектор ТЭЦ-1
Промышленный сектор ТЭЦ-2
Жилищно-коммунальный сектор ТЭЦ-2
398
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 20.5. Структура Потребителями тепла исследуемого рынка являются жилые и
потребления тепловой общественные здания, коммунально-бытовые учреждения, про-
энергии мышленные предприятия, расположенные в пределах городской
черты. Рынок тепла сегментируют:
• по типу потребителей (промышленность, население, пред-
приятия и учреждения соцкультбыта);
• географическому расположению потребителей (по райо-
нам города);
• отраслевой принадлежности предприятий - потребителей
тепловой энергии;
• размеру предприятий-потребителей.
Структура теплопотребления в целом по муниципальному
образованию представлена на рис. 20.5. Суммарные часовые те-
пловые нагрузки по секторам рынка (типу потребителя) и райо-
нам города сведены в табл. 20.3.
СУММАРНЫЕ ЧАСОВЫЕ ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ ПО СЕКТОРАМ И РАЙОНАМ ГОРОДА
Район Величина тепловых нагрузок
Пар, т/ч Горячая вода, Гкал/ч
Район 1
Промышленный сектор 535 104
Жилищно-коммунальный сектор 7 350
Итого 542 454
Район 2
Промышленный сектор 260 560
Жилищно-коммунальный сектор - 350
Итого 260 910
Всего 802 1364
Таблица 20.3
Потребность в тепле оценивалась по уровню предыдущих лет
с учетом динамики за последние три года по сегментам рынка и
видам энергоносителя. Анализ распределения тепловой нагрузки
детализировался по районам с указанием доли каждого источ-
ника в общей тепловой нагрузке изучаемого рынка (табл. 20.4).
Результаты расчетов представлены на рис. 20.6. Непокрытая
тепловая нагрузка имеет место в теплорайоне 2. Дальнейшие
РАЗДЕЛ 5 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
399
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК
Показатель, теплоисточник Район 1 Район 2 Всего Горячая Горячая Пар Горячая вода Пар, Пар, , вода, вода, т/ч т/ч т/ч % Гкал/ч % Гкал/ч Гкал/ч
Потребность в тепловой энергии 542 454 260 910 802 100 1364 100
Подключенная тепловая нагрузка ТЭЦ-1 542 454 - - 542 67,6 454 33,3
ТЭЦ-2 110 360 110 13,7 360 26,4
Ведомственные котельные 78 224 78 9,7 224 16,4
Муниципальные котельные 2 6 2 0,3 6 0,4
Итого 542 454 190 590
Непокрытая тепловая нагрузка 70 320 70 8,7 320 23,5
Таблица 20.4
расчеты позволили определить количественные значения не-
покрытой тепловой нагрузки по видам энергоносителя (пар и
горячая вода, в процентах от суммарной потребности города в
паре и горячей воде соответ ственно), а также по сек горам рын-
ка. Анализ показал, что сложившаяся ситуация вызвана огра-
ничениями гю топливу теплоисточников, работающих на газе,
из-за растущей дебиторской задолженности предприятий перед
топливоснабжающими организациями. Величина непокрытой
тепловой нагрузки реально может превратиться в дефицит теп-
ла в случае перебоев с топливом или снижения давления газа
в газопроводе в периоды зимних холодов, с одной стороны, а с
другой - это потенциальная сфера конкуренции теплоснабжаю-
щих организаций.
Рис. 20.6. Структура
покрытия тепловых
нагрузок
400
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Оценка пера кктив сбыта тепла. Для выяснения тенденций развития рынка и перспектив сбыта тепла анализировались фак- торы, которые будут влиять на уровни теплопотребления в про- гнозируемый период: • объемы промышленного производства; • вероятность строительства крупными промышленными потребителями собственных теплоисточников; • изменение требований потребителей к параметрам пара в связи с проведением реконструкции; • численность населения; • объемы жилищного строительства; • реализация предприятиями энергосберегающих про- грамм. Динамика полезного отпуска теплоэнергии потребителям ТЭЦ-1 за три последних года представлена в табл. 20.5. Можно видеть, что потребность в теплоэнергии существующих потре- бителей достаточно устойчива. ДИНАМИКА ПОЛЕЗНОГО ОТПУСКАТЕПЛОЭНЕРГИИ ПОТРЕБИТЕЛЯМ ТЭЦ-1,ТЫС. ГКАЛ
Год Потребитель „ Оптовые „ Промышленность Прочие Всего перепродавцы
2004 2777,1 644,7 381,5 3803,3
2005 2524,0 675,4 511,5 3710,9
2006 2537,9 736,4 483,4 3757,7
Таблица 20.5 Наличие непокрытой тепловой нагрузки в теплорайоне 2 даег возможность расширить рынок сбыта теплоэнергии ТЭЦ-1 за счет вытеснения существующих конкурентов (расширение се- тевого хозяйства, строительство локальных источников тепло- снабжения в случае экономической нецелесообразности про- кладки новых сетей и др.). Оценка емкости рынка и рыночной доли секторов позволяет рассчитать нагрузку жилищно-комму- нального сектора района 2. Строительство теплотрассы позво- лит реализовать намеченные планы. В отношении подключения крупных промышленных предпри- ятий обозначенных районов, имеющих свои котельные, необхо- димо отметить следующее: в условиях перекрестного субсидиро- вания (завышенных тарифов для промышленных предприятий) у них вряд ли возникнет желание перейти на теплоснабжение от ТЭЦ-1. Однако при условии индивидуального подхода энерго- компании к назначению величины отпускного тарифа на тепло для этих предприятий их решение в данном вопросе может из- мениться. 2. Анализ конкурентоспособности ТЭЦ Второе направление маркетинговых исследований - опреде- ление потенциальных возможностей ТЭЦ-1, осуществляющей свою деятельность на рынке.
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
401
Рис. 20.7. Средний
возраст оборудования
теплоисточников
Рис 20.8. Удельные
расходы топлива
на отпущенную
теплознергию от
теплоисточников
Сравнение возраста основного оборудования ТЭЦ-1 и конку-
рентных источников теплоснабжения (ТЭЦ-2 и котельных) по-
зволяет сделать выводы о необходимости ее технического пере-
вооружения (рис. 20.7).
Для анализа технологических возможностей ТЭЦ по отпу
ску тепловой энергии выбирался наиболее показательный пери-
од, когда станция должна работать в режиме максимума отопи-
тельной нагрузки. Анализировалась средняя паровая мощность
котлоагрегатов и турбогенераторов, находящихся в работе, ре-
монте, резерве в течение зимнего максимума отопительной на-
грузки (октябрь - март). Исследовались наличие резерва тепло-
вой мощности и возможность подключения дополнительных
потребителей. Для оценки конкурентоспособности теплоис-
точников исследуемого рынка анализировался удельный расход
топлгва на отпущенную теплоэнергию по каждому теплоис-
точнику (рис. 20.8). Сравнивались среднеотпускные тарифы на
402
энергетический бизнес
теплоэнергию межлу конкурентами (рис. 20.9), а также рассма-
тривалась возможность усиления конкуренции на рынке тепла
района 2 из-за наличия резервов по отпуску тепла на сторону
его отопительными котельными или производителями более де-
шевой теплоэнергии.
Рис. 20.9. Средне-
отпускные тарифы
на тепловую энергию
Таким образом, ТЭЦ-1 имеет ряд преимуществ перед тепло-
источниками района 2:
• низкий удельный расход топлива - преимущество перед
рассматриваемыми теплоисточниками оценивается в
6,2 руб./Гкал (см. рис. 20.8);
• повышенная надежность теплоснабжения из-за возмож-
ности работы станции на разных видах топлива;
• наличие обученного и высококвалифицированного персо-
нала, обеспечивающего высокий уровень ремонтно-экс-
плуатационного обслуживания оборудования станции.
Однако возраст оборудования ТЭЦ-1 существенно уступал
возрасту всех рассматриваемых теплоисточников. Изношен-
ность основного оборудования и отсутствие четких перспектив
по обеспечению инвестирования технического перевооружения
приведут к снижению надежности электростанции как источни-
ка бесперебойной подачи теплоэнергии потребителям и умень-
шат ее технические возможности по расширению рынка сбыта
тепла. Уже сегодня станция сталкивается с нехваткой паровой
мощности котлов.
Были рассмотрены следующие стратегические альтернативы:
• расширение рынка сбыта теплоэнергии путем вытеснения
промышленно-отопительных котельных с рынка тепла в
районе 2;
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
403
• сохранение монопольного положения по обеспечению те-
плоэнергией в районе 1 и активного участия в теплофика-
ции города совместно с другими участниками рынка.
Динамика изменения состояния рынка тепловой энергии го-
рода с учетом изложенного представлена на рис. 20.10.
Рис. 20.10. Динамика
изменения состояния
рынка тепла района 2
в стоимостном
выражении
Основные выводы
1. Анализ стратегии расширения рынка сбыта тепла пока-
зал, что ТЭЦ-1 должна выбрать стратегию концентрированного
маркетинга и сосредоточить свои усилия на выбранном сегмен-
те рынка - теплоснабжении жилищно-коммунального сектора в
районе 2.
2. Данный сегмент предпочтителен для ТЭЦ-1 с конкурент-
ной точки зрения и обладает достаточно высоким уровнем сбы-
та с возможностью роста отпуска тепла в будущем.
В связи с этим ТЭЦ-1 и энергокомпании необходимо перейти
к активным действиям и политике агрессивного маркетинга на
рынке тепла. Для этого необходимы:
• поиск вариантов строительства своих отопительных ко-
тельных в обоих районах города, в том числе выкуп у го-
рода старых морально и физически изношенных котель-
ных для установки там современного оборудования;
• активное участие наряду с другими субъектами рынка
тепла в строительстве потребителями своих собствен-
ных котельных в целях получения в будущем части их
прибыли;
• установление барьеров для вхождения существующих и
вновь построенных конкурирующих теплоисточников на
рынок сбыта тепла.
Последнего можно достигнуть путем:
404
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 20.11. Пример
почасовой нагрузки
электросети как
дискретный временной
ряд (20 рабочих дней,
апрель)
• усиления своего влияния на процесс лицензирования дея-
тельности котельных;
• проведения гибкой тарифной политики с обеспечением
более низкого уровня отпускных тарифов для потребите-
лей конкурирующих теплоисточников;
• принятия на баланс станции сетей теплоснабжения в це-
лях исключения влияния перепродавцов теплоэнергии и
получения возможности самим активно влиять на размер
рынка сбыта конкурирующих теплоисточников.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ
Для энергокомпаний актуальны кратко- и среднесрочные
прогнозы электро- и теплопотребления, выполняемые на период
от часа до нескольких лет. При этом краткосрочное прогнозиро-
вание преследует цель обеспечения информацией для текуще-
го управления эксплуатационными режимами. Среднесрочные
прогнозы необходимы для обоснования роста масштабов про-
изводства и ввода новых мощностей в генерирующих и сетевых
компаниях. Объектом таких прогнозов является спрос на энер-
гоносители в географических границах того рынка, который
обслуживает энергокомпания. Например, для электрогенериру-
ющих компаний это могут быть ценовая зона оптового рынка
электроэнергии либо конкретный узел нагрузки в этой зоне, для
электросетевых (распределительных) компаний - территория
региона или города. Крупные поставщики тепла заинтересова-
ны в прогнозах спроса на локальных рынках - в отдельным си-
стемах централизованного теплоснабжения.
Краткосрочные прогнозы электрических нагрузок от часа до
недели вперед имеют важное значение прежде всего с точки зре-
ния участия в спотовом рынке электроэнергии и оптимизации
режимов работы генерирующего и сетевого оборудования.
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
405
Обычно при прогнозе на сутки определяются ожидаемая по-
часовая нагрузка, а также пиковая нагрузка и суммарное суточ-
ное потребление электроэнергии в обслуживаемом районе. Для
таких задач наибольшее распространение получили линейные
регрессионные модели, основанные на анализе временных рядов,
а также в последнее время - более совершенные — адаптивные
обучаемые нелинейные модели, создаваемые на принципах «ис-
кусственных нейронных сетей». Эти инструменты прогнозиро-
вания образуют широкий класс методов экстраполяции.
Классическим подходом к моделированию нагрузки в элек-
тросети является интерпретация ее изменений как дискретного
временного ряда (рис. 20.11). Временные ряды стационарного
типа редко встречаются на практике, обычно в них наблюдает-
ся определенная периодичность (сезонность) и направленный
рост (убывание) значений параметра (тренд); это хорошо замет-
но на рис. 20.11.
При работе с нестационарными рядами используется деком-
позиция процесса:
Xt--Mt + St+ yt, (20.1)
где Mt — компонента, описывающая тренд; St — сезонная компо-
нента, описываемая периодической функцией с известным пе-
риодом; Yt - слабостационарная случайная компонента.
Сначала с помощью подобранных моделей выделяют сезон-
ную компоненту и тренд, а затем моделируют оставшуюся слу-
чайную компоненту. Для этих целей, в частности, применяют
периодические функции, полиномы разных степеней, автокор-
реляционные зависимости.
Для уменьшения ошибок прогноза, выполняемого подобны-
ми методами экстраполяции, модифицируют технологию фор-
мирования временных рядов. Например, принимается условие,
что нагрузка в любой рабочий день определяется нагрузкой в
преды, ^ущий и последующий рабочие дни и аналогична нагруз-
ке в те же дни предыдущей недели. Таким образом, для про-
гноза нагрузки на понедельник строится временной ряд, состо-
ящий из почасовых нагрузок понедельников и вторников, для
прогноза на вторник - понедельников, вторников и сред и т.д.
Как недостатки этих методов следует отметить неважные по
точности результаты для праздничных и выходных дней, а так-
же отсутствие адаптивных возможностей, необходимых, в част-
ности, для учета изменения погодных условий.
Методы экстраполяции временных рядов, конечно, пригодны
и для краткосрочных прогнозов тепловых нагрузок. При этом
надо иметь в виду, что в течение суток они подвержены мень-
шим колебаниям, чем электрические, а регулирование режимов
в СЦТ отличается большей инерционностью. Поэтому мини-
мально необходимый горизонт прогнозирования здесь должен
быть повышен, вероятно, до недельного срока (с оценкой ожи-
даемых пиковых суточных нагрузок).
406
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Искусственные нейронные сети (ИНС) представляют со-
бой структуру для параллельной распределенной обработ-
ки информации. ИНС состоят из обрабатывающих элемен-
тов - нейронов, которые могут обладать локальной памятью
и выполнять локальные операции по обработке информации.
Нейроны соединены синаптическими связями для передачи
информации.
Важным свойством ИНС является адаптируемость или спо-
собность менять свое поведение и знания в зависимости от
внешней среды После предъявления входных сигналов (воз-
можно, вместе с желаемым выходом) нейросети самонастраи-
ваются (обучаются) для обеспечения требуемой реакции. Для
обучения ИНС используется алгоритм, цель которого состоит в
уменьшении ошибки между выходом ИНС и требуемым значе-
нием (выбранным для обучения).
Основная привлекательность применения искусственных
нейронных сетей для прогноза нагрузки в электросети состоите
возможности использования большого количества входных па-
раметров модели, которые влияют на результат прогноза. В них
входят нагрузки за предшествующее время, погодные условия
(температура, скорость ветра, облачность), время суток, тип дня
(рабочий, выходной, праздничный), иногда день недели.
Следует подчеркнуть, что в зависимости от объема входных
параметров и степени неопределенности тех или иных факторов,
влияющих на нагрузку, для обучения ИНС могут потребоваться
ретроспективные данные за периоды продолжительностью до
нескольких лет. В то же время практика прогнозирования элек-
трических нагрузок в зарубежных энергокомпаниях показывает,
что в ряде случаев метод ИНС дает в 2 раза меньшие ошибки,
чем метод линейной регрессии.
Среднесрочные прогнозы. Так как эти прогнозы связаны с ин-
вестиционной деятельностью компании, их целесообразно раз-
рабатывать на период, охватывающий в сумме средние сроки со-
оружения энергообъектов и окупаемости капиталовложений (от 3
до 1С лет). Для среднесрочных прогнозов потребления электро-
энергии и тепла в качестве основных рекомендуется применять
метод «прямого счета» и эконометрические модели.
Метод прямого счета (нормативный) предполагает предва-
рительное раздельное прогнозирование удельных расходов элек-
троэнергии и тепла, исчисленных на единицу продукции в нату-
ральном или стоимостном выражении, единицу работы, одного
жителя и соответствующих объемов продукции, работ, числен-
ности населения. Определение удельных расходов энергии может
основываться на выборе технологий, а в ряде случаев и на экс-
траполяции. Оценку экономических показателей получают также
путем экстраполяции временных рядов (тренда).
В общем случае расчет электропотребления (теплопотребле-
ния) Wt в регионе на перспективу для года t производится по
выражению
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
407
и т
Wt=Y eBt Bi+WH+Y eLj L, (20.2)
j=l |=1
где eB. - удельный расход энергии (норма расхода) на производ-
ство продукции (услуги) вида z; В, - объем выпуска продукции
(услуги) z-ro вида; WH - ненормируемая часть энергопотребле-
ния; eBj - удельный расход энергии (норма) на 1 жителя в про-
цессе вида J (освещение, приготовление пищи, отопление, горя-
чее водоснабжение и др.); L - численность населения региона;
п - число видов продукции (услуг) в сфере материального про-
изводства; т - число энергопотребляющих процессов в быту и
сфере услуг для населения.
Обычно в практических целях в расчеты включают толь-
ко основных потребителей, на которых в перспективе будет
приходиться 70-80% общего энергопотребления, что, как по-
казывает опыт, дает неплохой результат. Метод прямого счета
целесообразнее применять для нижних значений горизонта
среднесрочного прогнозирования, i е. до 3-5 лет. В некоторых
случаях для определения перспективных значений удельных
расходов целесообразно подключение экспертных оценок.
Эконометрические модели представляют собой системы
регрессионных многофакторных зависимостей и балансовых
уравнений (тождеств). Их параметры устанавливаются стати-
стически на основе временных рядов или выборочных данных.
Введение переменных с временным запаздыванием или параме-
тра времени придает эконометрической модели динамический
характер.
Ценность таких моделей для прогнозирования заключается,
в частности, в возможности, задавая различные комбинации
экзогенных (внешних) показателей, формировать разные вари-
анты развития исследуемого объекта; это сужает зону неопре-
деленности прогноза энергопотребления. Оценки экзогенных
показателей базируются как на формальных процедурах (на-
пример, той же экстраполяции), так и на использовании методов
экспертных оценок.
Следует подчеркнуть, что при разработке эконометрической
модели необходимо особо тщате. (ьно отобрать экзогенные пе-
ременные, которые должны идентифицировать только наибо-
лее существенные факторы, объясняющие динамику процесса
энергопотребления. Кроме того, для определения постоянных
коэффициентов в уравнениях регрессии требуется достаточно
представительная статистика показателей, имеющихся в этих
зависимостях.
В качестве примера рассмотрим простую эконометрическую
модель, предназначенную для прогнозирования электропотре-
бления в индустриальном регионе (крупном городе).
Модель включает четыре электропотребляющих блока:
• промышленность;
• жилой сектор;
408
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• городское хозяйство;
• сектор услуг для населения.
Каждый блок описывает ся соответствующей регрессионной
зависимостью.
1 С уровнем электроем-
кости, превышающим
среднепромышленный
(цветная и черная
металлургия, химия
и др.).
I. Промышленность:
3Bt = - ахКм + ах • а3 ± ах , (20.3)
Wn = 3BtBt, (20.4)
где 3Bt - электроемкость промышленной продукции в год t пе-
риода прогноза; 7СМ - коэффициент загрузки производственных
мощностей; аэ — удельный вес электроемких отраслей в объеме
промышленного производства1; aj, ...,а3~ постоянные коэффи-
циенты; Bt - объем промышленного производства в год /; WB -
электропотребление в год t.
2. Жилой сектор:
Зц\= -а4 Зц + а5 J3±а6, (20.5)
Ww = 3Lt-Lt, (20.6)
где 3it — потребление электроэнергии в быту на 1 жителя в год
t прогнозного периода; Jn — индекс роста цен на электроэнер-
гию; J3 — индекс роста средней заработной платы; а4, ...,
постоянные коэффициенты; Lt - численность населения в год /;
~ электропотребление в год t.
3. Городское хозяйство.
Wyt= а7' а8 > (20.7)
где Ир, - электропотребление в год t периода прогноза; t - ли-
нейный временной тренд (первый год временного ряда прини-
мается за единицу); ап, а% - постоянные коэффициенты.
4. Сектор услуг:
= ад • От + аю • Ооп + 1 • Z ± «12, (20.8)
где fVyt - электропотребление в год t периода прогноза; От -
объем товарооборота в розничной торговле; Ооп - розничный
оборот в сети общественного питания; t - линейный временной
тренд; ад,а\2 - постоянные коэффициенты.
5. Суммарное электропотребление:
Wot ~ Wn( + Иж/+ Wn + Wyt.
(20.9)
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
409
1 Повышение коэффи-
циента загрузки ведет
к снижению удельных
расходив энергии,
а значит, и электро-
емкости продукции
(при прочих равных
условиях).
Варианты прогноза формируются путем изменения экзоген-
ных переменных модели: В, L, Км, аэ> Ju, J3, Ооп. Расчеты
можно проводить на любой год прогнозного периода; для этого
надо иметь сценарий погодовой динамики экзогенных перемен-
ных. Обращаем внимание на то, что знаки перед коэффициен-
тами в уравнениях регрессии должны отвечать экономическому
смыслу взаимосвязей. Поэтому перед коэффициентом загрузки
оборудования в уравнении (20.3) и индексом роста цен на элек-
троэнергию в уравнении (20.5) стоит знак «минус»1. Параметр
линейного тренда t в уравнениях (20.5) и (20.6) интегрирует
факторы, также влияющие на электропотребление, но не пред-
ставленные в явном виде в данных зависимостях.
Долгосрочные прогнозы. К этому виду относятся прогно-
зы энергопотребления на период 15-20 лет. Они представля-
ют интерес главным образом для органов государственного
управления, разрабатывающих комплексные национальные и
региональные программы развития топливно-энергетического
комплекса. Задачей таких прогнозов является не столько по-
лучение каких-либо количественных оценок, сколько выявле-
ние будущих условий и факторов экономического, ресурсного,
демографического, климатического, научно-технического ха-
рактера, которые могут в исследуемой перспективе оказывать
определяющее влияние на энергетику страны, сдерживая или,
наоборот, ускоряя ее развитие.
Базовым методом, в наибольшей степени отвечающим уда-
ленности горизонта и задачам этого прогнозирования, служит
сценарный подход, широко использующий экспертные оценки.
Формализованные методы применяются, но только как вспо-
могательные поисковые процедуры, дающие информацию для
работы над сценарием экспертным группам. Например, ис-
пользование в долгосрочных прогнозах электропотребления
метода простой экстраполяции тренда может вывести анали-
тика на барьерные уровни (поворотные точки), за которыми
ресурсное обеспечение электроэнергетики для покрытия та-
кого спроса представляется невозможным. Насколько реальна
такая ситуация, каковы ее временные координаты, существует
ли у экономической системы научно-технический и организа-
ционный потенциал для ее преодоления - вот круг вопросов,
на которые должен дать ответы долгосрочный прогноз на ма-
кроуровне.
ЦЕНОВАЯ ПОЛИТИКА ЭНЕРГОКОМПАНИИ
Ценовая политика выражает выработанный энергокомпани-
ей общий подход к установлению цен (тарифов) на продукцию
и услуги, который охватывает определенные цели, методы це-
нообразования, а также конкретные виды (мидели) цен. Цено-
вая политика дифференцируется в зависимости от вида, функ-
ционального назначения энергокомпании, условий ее работы на
410 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
рынке, особенностей выбранных потребительских сегментов и
других факторов (рис. 20.12).
Рис. 20.12. Факторы
ценовой политики
энергокомпании
Цели ценообразования вытекают из общей рыночной стра-
тегии компании. В связи с этим возможны три разновидности
целей ценообразования:
• ориентированные на увеличение доли рынка (объема про-
даж);
• на максимизацию прибылей;
• на сохранение статус-кво как благоприятного текущею
положения компании рынке.
Указанные цели, приведенные в укрупненной формулировке,
обычно дезагрегируются и конкретизируются для условий дея-
тельности определенной энергокомпании.
Энергокомпания может выбирать разные методы ценообра-
зования, в частности основанные на:
• издержках производства и реализации продукции (услуг),
• рыночном спросе;
• рыночной конкуренции.
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
411
1 На конкурентных
рынках цена, установ-
ленная на базе издер-
жек. рассматривается
» качестве нижнего
предела цены, а цена,
учитывающая повы-
шенный спрос, - верх-
него.
При установлении цен по методу издержек применяют-
ся два варианта. В первом варианте к средним удельным из-
держкам просто прибавляется некоторая величина (наценка),
покрывающая неучтенные затраты и включающая прибыль
компании; эта наценка устанавливается чаще всего в процен-
тах к базовым издержкам. Такой подход может использовать-
ся, например, для энергосбытовых компаний, работающих на
розничных рынках.
По второму варианту компания ориентируется на получение
заранее определенной нормы прибыли на вложенный капитал.
Он более подходит для интегрированных и электросетевых ком-
паний, располагающих дорогими основными фондами.
Иногда цены определяются на основе не полных средних,
а предельных (переменных) издержек производства. Услови-
ем для этого является временное наличие избыточных (неза-
груженных) генерирующих мощностей. При этом постоянная
часть издержек на их содержание возмещается за счет выпуска
продукции на действующих мощностях. Характерный при-
мер - установление тарифов на электроэнергию в период ноч-
ного спада нагрузки на основе только топливной составляющей
себестоимости производства. По этой аналогии могут форми-
роваться и специальные тарифы на конденсационную электро-
энергию ТЭЦ в летний период.
Следует подчеркнуть, что метод ценообразования, основан-
ный на издержках компании и применяемый в чистом виде,
игнорирует факторы спроса и конкурентной среды на рынках
энергии. Поэтому его следует практиковать главным образом в
регулируемых энергокомпаниях, причем рассчитывая издержки
на базе нормативов соответствующих затрат1.
Выбор политики, ориентированной на спрос, зависит от
ценовой эластичности спроса на соответствующих целевых
рынках компании. Известно, что спрос на электроэнергию для
подавляющего большинства потребителей, по крайней мере в
краткосрочном периоде, является неэластичным. Это означает,
что практически любое изменение цены оказывает крайне не-
значительное влияние на объем электропотребления.
Между тем если энергокомпания совершенно не учитывает
реакции разных потребителей на повышение цены, то ее ожи-
дают серьезные проблемы. Так, при выходе тарифов за преде-
лы реально приемлемых значений у одной части потребителей
ослабевает платежная дисциплина. Применение здесь практики
массовых отключений - решение, чреватое негативными по-
следствиями прежде всего для энергокомпании. Другая часть
клиентов энергокомпании начинает решать проблему энер-
госнабжения посредством самообеспечения, а это, как прави-
ло, наиболее выгодные покупатели - крупные промышленные
предприятия.
Таким образом, возникает задача нахождения такой цены, ко-
торая бы обеспечивала баланс между издержками компании и
412
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Управление спросом
могут практиковать и
электросетевые (рас-
пределительные) ком-
пании в целях сниже-
ния затрат в развитие
транспортной системы
региона.
желанием и возможностями покупателя заплатить за данный то-
вар (на данном целевом рынке). В особой степени это актуально
для энергосбытовых компаний.
Другая сторона проблемы спроса в электроэнергетике связа-
на с активным воздействием энерго компании на электропотре-
бление в обслуживаемом регионе. Снижение пиковых нагрузок
и повышение энергоэффективности в потреблении представля-
ет интерес прежде всего для интегрированных и генерирующих
компаний (имеющих сбытовые структуры) в условиях напря-
женного энергомощностного баланса1. Одновременно заинте-
ресованность потребителей в снижении энергозатрат способ-
ствует сохранению целевых рынков и конкурентоспособности
энергокомпании, занимающейся управлением спросом. Тари-
фы, применяемые специально для стимулирования региональ-
ных режимов энергопотребления, будут в большей или меньшей
степени отклоняться от реальных издержек производства в та-
кой энергокомпании.
Влияние фактора конкуренции на принятие решения об
установлении цены зависит от структуры рынка, т.е. от числа и
типа компаний, работающих на рынке. При ориентации цены на
условия конкуренции применяются метод текущей цены и ме-
тод «запечатанного конверта». Первый привлекает те компании,
которые в своей деятельности предпочитают следовать за уже
имеющим твердые позиции на рынке лидером с опытом, высо-
коорганизованным менеджментом, хорошо ориентирующимся
в ценах, приемлемых для рынка. Это могут быть энергосбыто-
вые компании, функционирующие на конкурентном розничном
рынке, а также генерирующие компании, независимые произво-
дители и ремонтные (сервисные) opj анизации, работающие по
прямым контрактам.
Метод «запечатанного конверта», или тендерного цено-
образования, может применяться производителями (генериру-
ющими компаниями) при подаче ценовых заявок на спотовом
рынке, а также при участии в аукционах проектов сооружения
(реконструкции) генерирующих мощностей в регионах.
Тендер представляет собой цену, предложенную компанией, ис-
ходя прежде всего из цен, которые могут заявить конкуренты, а не из
уровня собственных издержек. Цель компании состоит в том, чтобы
добиться контракта, и поэтому она пытается установить свою цену на
уровне ниже цен конкурентов. В тех случаях, когда компания лишена
возможности предвидеть действия конкурентов в отношении цен, она
исходит из информации об их издержках производства. Иногда компа-
ния будет вынуждена предложить цену и ниже себестоимости своей
продукции.
Необходимо отметить, что все три изложенных подхода к це-
нообразованию (издержки, спрос, конкуренция) должны быть
рассмотрены во взаимосвязи при выработке ценовой политики
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
413
энергокомпании с определением соответствующих приоритетов
и учетом факторов, приведенных на рис. 20.12.
Важно также подчеркнуть, что менеджеры, занимающиеся
определением цен, должны быть знакомы со всеми сферами де-
ятельности компании, а не только со структурой издержек. Им
надо иметь также четкое представление о технологическом про-
цессе и о влиянии изменения объема производства на уровень
продажных цен.
Заключительным этапом формирования ценовой политики
компании является определение видов (моделей) цен и тарифов,
обеспечивающих реализацию установленных целей (с расчетом
поставок). В связи с этим можно выделить, в частности, следую-
щие основные группы тарифов на электроэнергию (мощность).
Дифференцированные тарифы Учитывают временной фак-
тор, параметры энергоносителя, энерготехнологические (ре-
жимные) характеристики потребителей, потребление активной
и оеактивной мощности, требования к надежности электро-
снабжения (скидки и надбавки к базовому тарифу). Включают
как регулируемые потребительские тарифы, основанные на из-
держках, так и почасовые конкурентные цены генерирования,
заявляемые производителями на спотовом рынке.
Стимулирующие тарифы. Применяются в программах
управления спросом и для сохранения (расширения) позиций
энергокомпании на целевых рынках, например, в виде скидок с
базовых ставок, предлагаемых на определенных условиях.
Гибкие тарифы. Изменяются в соответствии с внешни-
ми условиями функционирования энергокомпании (рыночная
конъюнктура, платежеспособность потребителей и др.). Могут
применяться при установлении конкурентоспособных цен на
электрическую и тепловую энергию, отпускаемую ТЭЦ, также
в компаниях, осуществляющих комплексное энергетическое об-
служивание: поставки разных энергоносителей и сопутствую-
щих услуг на розничных рынках. Гибкие («скользящие») цены
целесообразно использовать в двусторонних долгосрочных
контрактах на поставки электроэнергии и мощности для уче-
та инфляции и страхования ценовых рисков в интересах обоих
участников.
МАРКЕТИНГ В РАЗЛИЧНЫХ ВИДАХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
БИЗНЕСА
Генерирующие компании. Главными целями маркетинга в
генерирующих компаниях (ГК) являются:
• поддержание общей конкурентоспособности ГК в разных
секторах оптового рынка электроэнергии;
• обоснование конкурентоспособных цен на генерируемую
энергию (мощность);
• определение рациональной структуры продаж генерируемой
энергии (мощности) в разных секторах оптового рынка.
414
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Располагаемая мощ-
ность показывает
наличие (отсутствие)
ограничений на выдачу
номинальной мощ-
ности энергоблоков
ЭС в сеть. Рабочая
мощность ЭС зависит
от продолжительности
простоев оборудования
в ремонтах.
? Маневренные воз-
можности оборудо-
вания определяют
целесообразность
использования ЭС
системным оператором
на балансирующем
рынке и рынке резер-
вов мощности.
Для реализации указанных целей необходимо разработать 1
следующие направления маркетинговой деятельности в ГК:
• комплексное исследование оптовых рынков электроэнер- I
гии (включая оценку конкурентоспособности собственно I
ГК и ситуацию в электросетевом комплексе);
• маркетинг топливоснабжения электростанций ГК;
• анализ рынков инвестиционных ресурсов;
• выработка специальной ценовой политики в ГК, имеющих I
в своем составе ТЭЦ.
Ниже приведены краткие комментарии к каждому из выде-
ленных направлений.
Выход на рынки электроэнергии. Генерирующие компании I
являются конкурентными участниками оптового рынка элек- I
троэнергии. В этом качестве они могут выходить на организо- I
ванный спотовый (оперативный) рынок, заключать прямые дву- I
сторонние контракты со сбытовыми компаниями и отдельными I
потребителями, а также привлекаться системным оператором I
к работе на балансирующем рынке и рынке системных услуг I
(резервов). Помимо всего этого в целях компенсации колебаний I
цен на спотовом рынке ГК будут заниматься куплей-продажей I
финансовых контрактов (фьючерсов и опционов) на специали- I
зированных биржах.
Комплексное маркетинговое исследование всех указанных I
рынков в ГК должно быть направлено прежде всего на прогнозы I
ценовой конъюнктуры, оценку конкурентной среды, выявление I
издержек, связанных с выходом на тот или иной рынок, опреде- I
ление круга наиболее привлекательных потенциальных контр- I
агентов (покупателей). Вместе с тем весьма важно объективно I
оценить собственные конкурентные преимущества и слабые I
стороны данной ГК, чтобы всемерно активизировать первые и I
свести к минимуму вторые.
Например, конкурентоспособность ГК, участвующей в спо- I
товом рынке, характеризуют следующие основные показатели: I
• тип электростанций (ЭС), работающих в составе ГК (элек- I
троэнергия некоторых ЭС принимается оператором рынка I
вне конкурса);
• стоимость генерирования электроэнергии по часам су- I
ток (средняя и маржинальная - на наименее экономичной I
ЭС);
• располагаемая и рабочая мощность ЭС1;
• маневренные возможности ЭС2.
Отметим также такие немаловажные факторы, как размер I
компании (объем продаж, установленная мощность ЭС), состо- I
яние основных фондов ЭС, опыт работы ГК на конкурентных I
рынках.
Следует подчеркнуть, что сетевые ограничения снижают I
располагаемые мощности ЭС компании, а следовательно, не- I
благоприятно влияют на общую конкурентоспособность ГК I
на рынке электроэнергии. Поэтому ГК будут вынуждены вза- I
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
415
имодействовать с соответствующими компаниями в развитии
электросетевого комплекса и устранении всякого рода «узких
сечений» в основной сети оптового рынка. Определение объ-
ектов взаимодействия и разработка механизмов участия ГК в
решении подобных проблем также являются самостоятельной
задачей маркетинга в ГК.
На спотовом рынке ГК делает ставку на повышение равно-
весных цен, рассчитывая на сверхприбыль. В связи с этим зада-
ча № 1 - корректное обоснование ценовых заявок, подаваемых
администратору торговой системы на участие в аукционе.
Основу разработки ценовых заявок составляют анализ и про-
гнозы динамики почасовых цен, складывающихся на опера-
тивном рынке. Важное значение также имеет успешная оценка
вероятных действий основных конкурентов - других ГК, выхо-
дящих на данный рынок.
На контрактном рынке ГК продает электроэнергию и мощ-
ность по двусторонним договорам, заключаемым на разные
сроки с энергосбытовыми компаниями и отдельными потреби-
телями, имеющими право работать непосредственно на оптовом
рынке. Мониторинг клиентской базы покупателей - отдельное
направление в системе комплексного маркетингового исследо-
вания рынков электроэнергии. Одним из его частных резуль-
татов должна стать разработка особых условий долгосрочных
контрактов для привилегированных клиентов - крупных про-
мышленных потребителей электроэнергии.
Таким образом, по итогам комплексного маркетингового ис-
следования оптовых рынков ГК в первом приближении опреде-
ляет рациональные пропорции в распределении совокупного
объема продаж электроэнергии (мощности) между основными
секторами: спотовым, контрактным, регулируемым (если тако-
вой сохраняется). Естественно, что в дальнейшем первоначаль-
ная структура продаж будет корректироваться с учетом опыта
работы ГК на рынках электроэнергии.
Топливоснабжение электростанций. Конечные результаты
маркетинга топливоснабжения состоят в определении рацио-
нального топливного баланса электростанций, входящих в ГК,
и состава поставщиков топлива. Поэтому целесообразно все
генерирующие установки подразделить на две группы: а) жест-
ко привязанные к конкретному виду топлива по условиям ор-
ганизации технологического процесса; б) допускающие опера-
тивный переход с одного вида топлива на другой (газ - мазут,
уголь - газ и др.).
Анализ рынков топлива следует начинать со сравнительной
динамики цен на взаимозаменяемые виды энергоресурсов и
сбора соответствующей прогнозной информации. После иссле-
дования общих тенденций переходят к оценкам поставщиков,
наиболее приемлемых для данной ГК по географическому рас-
положению и характеристикам энергоресурсов. Так, для твер-
дого топлива особое внимание обращается на теплотворную
416
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
способность, влажность, зольность, содержание сернистых
соединений. Последний параметр важен и при выборе марки
мазута.
При выборе поставщиков конкретного вида топлива необхо-
димо руководствоваться следующими общими критериями:
• приемлемостью цены;
• надежностью поставок;
• контрактными условиями поставок (привлекательностью
контракта).
Приемлемость цены определяется потребителем с учетом
прежде всего упомянутых качественных характеристик ре-
сурса. При этом весьма актуальны экологические показатели
технологического использования топлива на электростанциях,
влияющие на уровень природоохранных издержек производства
(которые могут быть довольно высокими).
Надежность будущих поставок является, конечно, вероят-
ностной категорией. В первом приближении ее можно оценивать,
опираясь на такие факторы, как удаленность поставщика, вид
транспорта, коммерческий имидж топливоснабжающей компа-
нии на определенном рынке топливных ресурсов. Заметим, что
универсальным методом учета риска в этой сфере является рас-
пространенное правило, по которому для каждого вида топлива
лучше всего иметь одновременно несколько поставщиков.
Привлекательность контракта, предлагаемого поставщи-
ком, проявляется в таких его характеристиках (помимо ценово-
го фактора), как период действия, механизм взаимной компен-
сации ценовых колебаний на рынках топлива, формулировка
ответственности поставщика за исполнение договорных обя-
зательств. При этом маркетинговым службам ГК надо иметь в
виду, что поставщик топлива также проводит маркетинговую
оценку своего потенциального контрагента. В частности, ему
выгодно иметь дело с крупной конкурентоспособной ГК, распо-
лагающей высокоэффективными электростанциями и имеющей
стабильный рынок сбыта энергии в долгосрочной перспективе.
С такой ГК может быть заключен долгосрочный контракт на по-
ставки топлива даже на льготных условиях.
Для сравнительного анализа разных поставщиков в процес-
се маркетинга топливоснабжения рекомендуется использовать
специально разработанную шкалу балльных (экспертных) оце-
нок. Результаты подобного анализа полезно представить в та-
бличной форме (табл. 20.6).
Инвестиционный процесс. Маркетинг инвестиционного про-
цесса в ГК ставит целью на основе исследования рынков инвести-
ционных ресурсов отобрать эффективных (с позиции интересов
ГК) поставщиков оборудования, финансово-кредитных, лизинго-
вых услуг, проектные, строительные, монтажные, пусконаладоч-
ные организации. Таким образом, объектом маркетингового ана-
лиза должен стать каждый элемент инвестиционного процесса.
Корректный выбор поставщиков энергетического оборудова-
ния имеет особенно важное значение для развивающейся ГК,
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
417
СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ОЦЕНКИ ПОСТАВЩИКОВ ТОПЛИВА,
ПЕРСПЕКТИВНЫХ ДЛЯ ДАННОЙ ГК
Оценка, балль.
Характеристика ----------------------------------------------
Поставщик № 1 Поставщик № 2 Поставщик № 3
Цэна поставки
Качество ресурса
Надежность поставки, в том числе
удаленность
вид транспорта
имидж компании
Привлекательность контракта
К.пеграчьная оценка
Таблица 20.6
осуществляющей новые вводы, реконструкцию и техническое
перевооружение своих электростанций. Основой маркетинговой
деятельности в этой сфере является выработанная в ГК опреде-
ленная техническая стратегия (см. главу 17). Она служит ис-
точником информации для маркетинговых служб в отношении
типов и характеристик требуемого оборудования: тепломеха-
нического, электротехнического, основного, вспомогательного
и др. При этом по каждому виду оборудования целесообразно
указанные характеристики разделить на три группы: техниче-
ские, экономические, экологические. Так, к первой группе сле-
дует отнести тип, мощность, габаритно-весовые показатели,
технический ресурс, маневренность; ко второй - кпд и удель-
ные расходы топлива; к третьей - удельные выбросы вредных
для окружающей среды веществ. Кроме того, могут быть сфор-
мулированы требования в отношении уровня автоматизации
установок, полного заводского монтажа и др.
Надо заранее определиться и с географическим фактором-.
будем ли мы ориентироваться только на отечественных произ-
водителей, или предпочтем иностранные фирмы, или включим
в окончательный анализ и тех и других.
Осуществляя выбор изготовителя (поставщика) оборудова-
ния по традиционному критерию «цена - качество», важно вы-
явить ключевой качественный параметр (индикатор), к которому
следует «привязывать» цены. Здесь следует придерживаться
правила, согласно которому с ростом этого индикатора цена
может повышаться, но в расчете на единицу его величины она
должна уменьшаться.
1 Конечно, в таких
случаях требуется
более обстоятельный
финансово-экономиче-
ский анализ.
Например, есть два поставщика, готовых предложить нам интере-
сующее нас оборудование, скажем, парогенератор определенной произ-
водительности. Причем один из них запрашивает более высокую цену,
обосновывая ее большей топливной экономичностью. Но если относи-
тельное удорожание составляет 30%, а его кпд в сравнении с конкурентом
повышается всего на 10%, то заказывать такой агрегат в общем случае
вряд ли экономически оправданно (при неизменных ценах на топливо)1.
В условиях нехватки собственных средств и сложностей с
получением заемных рекомендуется обратиться к лизинговому
И Энергетический бизнес
418
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Вопросы обосно-
вания цен на тепло и
электроэнергию, от-
пускаемые ТЭЦ,
изложены в гл. 11.
механизму инвестирования. В этом случае перед маркетингом
возникает новая задача - исследование рынка лизинговых услуг
и выбор лизинговой компании-арендодателя, которая получит
от ГК заказ на приобретение определенного оборудования у
конкретного изготовителя. Привлекательность соответствую-
щих контрактов будет оцениваться ГК прежде всего с учетом
условий выкупа оборудования в собственность у лизинговой
компании, а также уровня и графика распределения лизинговых
платежей в течение срока аренды.
Генерирующие компании с ТЭЦ. К компаниям, имеющим
электростанции с установками когенерации (комбинированной
выработки электрической и тепловой энергии), относятся, в
частности, территориальные генерирующие компании (ТГК)
образуемые на основе ТЭЦ бывших АО -энерго.
Важная маркетинговая особенность ТГК состоит в требова-
нии обладать необходимой конкурентоспособностью одновре-
менно на обоих рынках: электроэнергии и тепла. В связи с этим
актуализируются специальные маркетинговые исследования тех
локальных рынков тепловой энергии, на которых уже работает
или намеревается функционировать данная ТГК. Таким образом.
ТГК должна осуществлять комбинированный маркетинг элек-
трической и тепловой энергии, оценивая сравнительную конъюн-
ктуру и конкурентные угрозы на том и другом рынке параллельно
и во взаимодействии. Результатами такого маркетинга являются
выработка ценовой политики для действующих ТЭЦ1, а также I
определение пунктов размещения новых ТЭЦ относительно пер-
спективных для обслуживания узлов тепловых нагрузок.
Следует подчеркнуть, что конкурентоспособность ТЭЦ оце-
нивается розничным покупателем теплоэнергии с учетом всех
затрат на передачу и распределение данного энергоносителя.
Поэтому если ТГК не будет владеть тепловыми сетями, то ее
коммерческая результативность на рынках теплоэнергии будет
в большей или меньшей степени зависеть от эффективности те-
плосетевых организаций, доводящих энергоноситель до конеч-
ного потребителя. Значит, при определенных условиях ТГК бу-
дет заинтересована в выделении средств на капиталовложения
в реконструкцию систем централизованного теплоснабжения и
участии в капитале теплосетевых компаний. Вместе с тем акту-
ализируется проблема рационального территориального разме-
щения новых теплоисточников с учетом требования минимиза-
ции издержек на транспорт тепла. Следовательно, обоснование
управленческих решений по этим направлениям также является
задачей маркетинговой деятельности в ТГК.
Электросетевые компании. Особенности маркетинга в |
электросетевой компании определяются:
• правовым статусом - регулируемая естественная моно-
полия;
• характером профильной продукции — услуги по передаче
электроэнергии по региональным сетям и подключению
потребителей;
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
419
1 На практике это
означает, что ей эконо-
мически безразлично,
электроны какого
генератора текут по ее
сетям.
Следует помнить,
что тариф на сетевые
услуги (распреде-
ление) составляет
только определенную
часть общей цены на
электроэнергию на
розничном рынке.
• типом технологического процесса - сложное высокоавто-
матизированное непрерывное производство с контуром
оперативно-диспетчерского управления;
• формулой ответственности поставщика - обеспечением
надежного, бесперебойного электроснабжения со стандар-
тизированными параметрами качества электроэнергии;
• ограничениями регулятора на диверсификацию бизнеса и
взаимоотношения компании с клиентами (потребителями).
Особое значение имеют три обстоятельства: а) электросете-
вая компания не имеет конкурентов в части своей основной дея-
тельности на обслуживаемой территории; б) она обязана обе-
спечить доступ к сети розничного рынка любой энергосбытовой
организации1; в) она не имеет права отказать любому платеже-
способному потребителю в подключении, если отсутствуют
технические ограничения.
Указанные особенности дают основание выделить следую-
щие главные направления маркетинговой деятельности в элек-
тросетевой компании:
• прогнозирование спроса (клиентская база);
• функционально-стоимостный анализ электросетевого ком-
плекса;
• формирование тарифного меню для потребителей элек-
тросетевых услуг;
• управление спросом на обслуживаемой территории;
• разработка комплекса новых услуг и диверсификация биз-
неса компании;
• исследование рынков ресурсов, обеспечивающих техни-
ческое и организационное развитие компании.
Ниже дается краткое описание отдельных направлений мар-
кетинга с рекомендацией по их практической реализации.
Прогнозирование спроса. Анализ и прогноз спроса на основ-
ные услуги электросетевой компании по профилю ее деятельно-
сти - исходный пункт маркетингового исследования. Этот част-
ный спрос зависит в свою очередь от спроса на электроэнергию
(мощность) в районе, обслуживаемом данной компанией. При-
чем имеется в виду не просто оценка ожидаемого потребления
электроэнергии, но спрос «платежеспособный», учитывающий
как динамику цен на этот энергоноситель, так и изменение до-
ходов различных потребительских групп. Проще говоря, нам
нужно оценить такое перспективное потребление, которое мо-
жет быть реально оплачено2.
Прогностическое исследование спроса требует разделения
розничного рынка, обслуживаемого данной электросетевой ком-
панией, на отдельные сегменты. Причем они могут пересекаться
или входить отин в другой по принципу «матрешки»; это связано
с разными критериями сегментирования розничного рынка.
Такими критериями могут служить:
• класс питающего напряжения (низкое, среднее, высокое);
• тарифная группа потребителей (промышленность, населе-
ние, коммунальное хозяйство, коммерческий сектор и др.).
420
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• требования к надежности электроснабжения (категорг
потребителя);
• степень участия в пиковом спросе (график нагрузки);
• платежная дисциплина (дебиторская задолженность);
• зоны территории обслуживания, выделяемые по условиям
подключения новых потребителей.
При анализе особое внимание стоит обратить на развитие по-
требителей, электроснабжение которых требует наибольших й-
трат. Заслуживает специального изучения спрос в зонах с перегру-
женными участками сетей и оборудованием трансформаторных
подстанций. Перспективы надежного электроснабжения бытового
сектора и особо важных организаций по обслуживанию населения
должны рассматриваться как приоритетная задача прогноза.
Таким образом, эта часть маркетинга дает электросетевой
компании важную информацию о развитии ее клиентской базы
в отдельных сегментах рынка: о влиянии сегментированного
спроса на будущие доходы компании и об угрозах в отношении
надежности и качества электроснабжения, предотвращение ко-
торых требует безотлагательных инвестиционных решений уже
сегодня. В результате осмысливания этой информации компа-
ния может в первом приближении сформировать систему целей
и приоритетов стратегии своего развития.
Функционально-стоимостный анализ электросетевого ком-
плекса. Объектами функционально-стоимостного анализа (ФСА)
могут быть как технические системы или их элементы, так и ор-
ганизационные и информационные системы. Цель ФСА - выбор
варианта реализации основных функций объекта при минималь-
ных затратах. При этом объект исследования рассматривается
как комплекс функций, которые он должен выполнять с позиции
своего назначения и возможностей удовлетворять требованиям
потребителя (покупателя услуги).
Если при традиционных методах экономического анализ!
объектом являются затраты, отнесенные к той или иной мате-
риальной единице калькулирования (агрегат, узел, технологиче-
ский процесс), то при ФСА экономическая оценка производится
по функциям с помощью затрат на их осуществление. Цель эко-
номической оценки здесь состоит в выявлении минимальных
или устранении неоправданных затрат на выполнение отдель-
ных функций в случае их нецелесообразности.
Функция — это деятельность, работа, направленная на удовлетво-
рение конкретной потребности. В частности, описание функции от-
вечает на вопросы:
• что должен делать объект в определенных условиях?
• какую потребность может удовле гворить данный объект?
Экономическая оценка функций дает возможность:
• проанализировать исходное состояние объекта (мощность, тех-
нический уровень, износ);
• установить причины и факторы повышенных затрат, а также ме-
ста их возникновения;
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
421
• оценить минимально возможные затраты на выполнение от-
дельных функций или комплекса совмещенных функций.
В процессе ФСА выявляются и анализируются внешние
функциональные связи исследуемого объекта как единого
целого и его взаимосвязи с внешней средой (потребителями).
По результатам окончательного анализа строится идеальная
функциональная модель объекта, отражающая действительные
функциональные требования потребителей. Затем находятся ва-
рианты более экономичных, чем существующие, решений обе-
спечения главных функций объекта.
С помощью ФСА можно определить «узкие места» в техно-
логическом процессе, провести анализ его качества, выявить
скрытые резервы и необходимые затраты на производство.
Главным достоинством этого метода можно считать воз-
можность управления качеством технологического процесса
при контролируемых затратах.
С учетом сказанного целесообразно адаптировать общие ме-
тодические положения по ФСА применительно к такому техни-
ческому объекту, как электросетевой комплекс района (города).
Важное значение, в частности, это имеет для выявления участ-
ков перегруженных сечений сети, определения временных огра-
ничений на подключение новых потребителей в этих зонах и
обоснования затрат, необходимых для повышения пропускной
способности соответствующих линий электропередачи. Также
на основе ФСА появляется возможность установления наиболее
«критичных» элементов электросетевого комплекса, представ-
ляющих особую опасность с позиции нарушения бесперебой-
ности и качественных параметров электроснабжения. Наконец,
на основе ФСА можно разработать оптимальную модель пер-
спективного развития электросетевого комплекса крупного му-
ниципального образования исходя из критериев эффективной
реализации его функций и минимизации необходимых затрат.
Маркетинговое тарифное меню. В соответствии с действую-
щей методикой регулируемый тариф на передачу электроэнергии
включает две составляющие: оплату содержания оборудования
электросетевой организации и оплату технических потерь (в пре-
делах установленных нормативов). При этом новые пользователи
сети должны вносить определенную плату за подключение.
В рамках предельных тарифов по согласованию с регулято-
ром целесообразно сформировать дополнительное тарифное
меню, включающее:
• дифференцированную плату за подключение, учитываю-
щую место присоединения пользователя;
• плату за потребление реактивной мощности;
• скидки и надбавки к основному тарифу в соответствии с
требованиями, предъявляемыми пользователем сети к на-
дежности электроснабжения;
422
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• повышенную ставку платы за мощность, потребляемую в
часы пиковых нагрузок электрораспределительной системы;
• дополнительную плату за обслуживание абонентских
установок.
Дифференцированная плата за подключение будет оптими-
зировать территориальное размещение новых потребителей и
служит источником средств для развития электросетевого ком-
плекса. Это одна из экономических мер по предотвращению се-
тевых перегрузок. Другой подход, когорый можно предложить,
основан на периодически проводимых аукционах прав на под-
ключение в «узких сечениях» (победитель предлагает электро-
сетевой компании максимальную цену).
Плата за потребление реактивной мощности может быть
предложена некоторым пользователям (промышленным пред-
приятиям^ в качестве стимула для ввода компенсирующих
устройств. Причем она используется в этом случае как альтер-
натива оплаты всеми потребителями потерь активной мощно-
сти и действует избирательно.
Скидки и надбавки, учитывающие требования к надежности, -
еще один путь к более глубокой дифференциации тарифной си-
стемы. Если клиент выдвигает повышенные требования, то он
вносит дополнительную плату, за счет которой осуществляются
резервирование питающих сетей, установки резервного оборудо-
вания и т.д. И наоборот, если он готов принять перерывы в энер-
гообеспечении (конечно, в пределах контрактного регламента), то
может претендовать на скидку с таты за мощность.
Введение повышенной ставки при оплате нагрузки в макси-
мальные часы суток имеет то обоснование, что нередко пики в
системах распределения электроэнергии не совпадают с пиками
в генерации. Меняя режим потребления, пользователи разгру-
жают наиболее напряженные участки сети.
Применение отдельной платы за обслуживание абонентских
электроприемников и внутренних сетей связано с расширением
набора договорных услуг электросетевой компании (установка,
монтаж, ремонтное обслуживание и др.).
Прокомментированное тарифное меню лучше всего вводить
в условиях договорных цен на передачу, которые, кстати, пред-
усмотрены методикой. Это в интересах как сетевой компании,
так и потребителей. Причем в компании появляется новое направ-
ление маркетинга, связанное с разработкой и определением кли-
ентской базы для использования дифференцированных тарифов.
Управление спросом. В управлении спросом может быть вы-
делено два направления маркетинговой деятельности электро-1
сетевой компании:
• управление нагрузкой пользователей сети;
• управление общей рационализацией электропотребления |
(энергосбережением в части электрической энергии).
Управление спросом в обоих указанных направлениях бази-
руется на принципиально новых взаимоотношениях электро-
сетевой компании с потребителями, реализующих обоюдные I
424
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
можно приступить к разработке традиционного маркетингового
комплекса новых продуктов. Это означает определит ь конкретный
набор и параметры услуг для соответствующих потребительских
групп, рассчитать цены (с учетом требуемой эффективности биз-
неса), сформировать каналы сбыта услуг и механизмы его стиму-
лирования (включая рекламно-информационную поддержку).
Рынки ресурсов. Это направление маркетинговой деятельно-
сти электросетевой компании предполагает исследование рын-
ков трех видов ресурсов:
• материально-технических;
• трудовых;
• инвестиционных.
При анализе рынка материально-технических ресурсов осо-
бое внимание следует обратить на выбор поставщиков оборудо-
вания для модернизации и развития электросетевого комплекса.
Критерии обычные: цены, параметры, сроки и условия поста-
вок. Могут рассматриваться как отечественные, так и зарубеж-
ные фирмы. Большое значение имеет коммерческий авторитет
поставщика на соответствующем рынке.
Рынок трудовых ресурсов является источником квалифи-
цированной рабочей силы для электросетевой компании. Воз-
можно привлечение рекрутинговых фирм, профессионально
работающих на таком рынке и выполняющих заказы с учетом
критериев обратившихся клиентов (например, возраст, образо-
вание, профессия, специальность, квалификация и др.).
Исследование инвестиционного рынка включает традицион-
ные рынки денежного капитала и рынок лизинговых услуг. На
последний рекомендуется обратить особое внимание. И хотя в
России он еще не получил широкого распространения, как пока-
зывает мировой опыт, лизинговые операции отличаются особой
привлекательное! ью в условиях широкомасштабной модерни-
зации технических объектов. Но прежде чем перейти к внеш-
ним инвесторам, необходимо провести обстоятельный анализ
собственных финансовых возможностей, а также привлекаемых
средств потребительского сектора (особенно новых клиентов,
претендующих на присоединение к сетям электрокомпании).
Энергосбытовые компании. Целями маркетинга в энерго-
сбытовых компаниях (ЭСК) являются обеспечение конкурен-
тоспособности, финансовой устойчивости и роста стоимости
компании в долгосрочной перспективе. В качестве базовой ха-
рактеристики успешности маркетинговой деятельности в ЭСК
рекомендуется применять показатель прироста чистой прибы-
ли компании в расчете на 1 кВт ч проданной электроэнергии
(или условную единицу энергоносителя в многофункциональ-
ных ЭСК).
При управлении маркетинговой деятельностью в ЭСК неоохо-
димо учитыват ь следующие особенности их функционирования.
1. ЭСК является субъектом как оптового (в ранге покупате-
ля), так и розничного (в ранге продавца) рынка.
РАЗДЕЛ 5 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
425
1 Часть ЭСК получает
статус «гарантиру-
ющего поставщика»
и функционирует в
особом режиме. Эти
компании здесь не рас-
сматриваются.
2. ЭСК получает беспрепятственный доступ к распредели-
тельным электросетям розничного рынка.
3. На розничном рынке ЭСК конкурирует с другими подоб-
ными организациями за право торгового обслуживания потре-
бителей электрической энергии1.
4. На оптовом рынке электроэнергии ЭСК подвергается це-
новым рискам и рискам нарушения контрактных обязательств.
5. ЭСК несет финансовую ответственность перед своими
контрагентами (поставщиками) за коммерческие потери элек-
троэнергии в сетях розничного рынка.
6. Коммерческая эффективность ЭСК определяется в основ-
ном разницей цен розничного и оптового рынков, размером
компании и структурой предоставляемых услуг.
С учетом особенностей ЭСК и целей маркетинга основными
направлениями маркетинговой деятельности являются:
• исследование розничного рынка (поиск «эффективного»
покупателя);
• исследование оптового рынка (поиск «эффективного»
продавца);
• анализ конкурентной среды розничного рынка;
• управление коммерческими потерями электроэнергии;
• поиск возможностей для диверсификации бизнеса.
Розничный рынок (покупатели). На потребительском рынке
электроэнергии независимая ЭСК выступает в качестве рознич-
ного торговца. Решение о позиционировании компании на данном
рынке принимается в результате маркетингового исследования.
Прежде всего необходимо определить географические ко-
ординаты зоны торговли на розничном рынке. Это может быть
регион - субъект Федерации в целом, крупный город, район.
Обычно решающее значение имеют два фактора: «историческая
родина» ЭСК и ее размер - потенциальная величина торгового
оборота. Принимается во внимание также опыт работы на рын-
ках электроэнергии.
Далее, выбранная торговая зона подразделяется на потре-
бительские сегменты; в качестве основы сегментирования
принимаются традиционные тарифные группы потребителей:
промышленные предприятия, население, городское хозяйство,
сфера услуг и др.
Промышленную группу в свою очередь следует дифферен-
цировать на ряд подгрупп в зависимости от энергомощностных
характеристик; в частности, целесообразно выделить потребите-
лей, имеющих прямой доступ к оптовому рынку электроэнергии
и не нуждающихся в услугах торгового посредника в лице ЭСК.
Бытовой сектор может быть подразделен на городское и
сельское население, а в городах - даже на разные типы жилой
застройки: многоэтажные дома и коттеджи. Сформированные
таким образом потребительские сегменты оцениваются с точки
зрения соответствия возможностям и коммерческим интересам
ЭСК.
426
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Для этого рекоменоуется воспользоваться следующими
основными характеристиками:
• существующий и прогнозный объемы спроса на электро-
энергию;
• стабильность спроса в хронологическом разрезе (особен-
но внутрисуточные и сезонные колебания);
• ценовая эластичность спроса;
• пределы приемлемых цен на электроэнергию (за которы-
ми потребители либо отказываются от услуг ЭСК, либо в
массовом порядке перестают платить за ее услуги);
• наличие в данном сегменте pei улируемых или свободньш
цен на электроэнергию,
• совокупная платежная дисциплина клиентов (характерная
для данного сегмента).
Особо важное значение имеет идентификация занятости рас-
сматриваемых сегментов потребительского рынка другими ЭСК
(в том числе и гарантирующими поставщиками), а также интен-
сивности конкуренции между ними с учетом размера и конку-
рентоспособности компании, выполняющей маркетинговое ис-
следование.
По итогам подобного анализа ЭСК позиционирует себя на
розничном рынке, т.е. определяет сегменты, в которых воз-
можно добиться коммерческих целей компании с наибольшей
эффективностью. Так, она может выступать во всех сегментах
торговой зоны, в нескольких или только в каком-нибудь одном
В первом случае это будет дифференцированный, а в послед-
нем - концентрированный маркетинг.
Оптовый рынок (продавцы). На оптовом рынке электроэнер-
гии ЭСК является покупателем генерируемой электростанция-
ми энергии (мощности). При этом одна часть электроэнергии
будет приобре гатъся на централизованном спотрынке (или на
электроэнергетической бирже) по единым равновесным ценам,
а другая - в рамках двусторонних контрактов с различными ге-
нерирующими компаниями по ценам, согласованным сторона-
ми (на контрактном рынке).
Участие ЭСК в работе спотрынка предполагает подачу опе-
ратору рынка (администратору торговой системы) объемно-це-
новых (аявок на покупку электроэнергии. Заявки всех участни-
ков отбираются оператором в процессе аукциона, и сущее гвует
риск отклонения поданной ЭСК заявки; таким образом, ЭСК
включается в конкуренцию среди покупателей на этом секторе
оптового рынка. Отсюда важным направлением маркетинга в
ЭСК является прогнозирование цен спотрынка, дифференциро-
ванных по часовым суточным интервалам. Для этой цели потре-
буется соответствующее методическое обеспечение.
Двусторонние долгосрочные контракты в определенной сте-
пени подстраховываю! партнеров от резких ценовых колебаний,
характерных для спотрынка. Считается, что наибольший обо-
рот электроэнергии приходится именно на контрактный рынок,
а спотовый используется для оперативного покрытия внеплановых
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
427
изменений спроса. Но на контрактном рынке также присутству-
ют свои риски, например риск неисполнения договора одной из
сторон. Таким образом, перед ЭСКвозникает другая непростая
проблема — поиск надежного и относительно дешевого продав-
ца — генератора электроэнергии (мощности). При этом надо
учитывать, что последние сами ищут выгодных для себя покупа-
телей. И здесь ЭСК опять вступают в конкуренцию не только друг
с другом, но и с крупными энергоемкими промышленными пред-
приятиями, выходящими непосредственно на оптовый рынок.
Обобщая сказанное выше, главную аналитическую зада-
чу маркетинга ЭСК на оптовом рынке можно определить так:
сформировать оптимальную структуру покупок электроэнер-
гии (на разных рынках и у разных продавцов) исходя из критери-
ев минимума средневзвешенной цены и минимума совокупного
рыночного риска.
Стоит особо подчеркнуть, что управление ценовыми риска-
ми как н? оптовом, так и на розничном рынке является клю-
чевым направлением маркетинговой деятельности ЭСК. Для
эффективного управления указанными рисками ЭСК придется
со временем выходить на рынки производных финансовых ин-
струментов, прежде всего фьючерсных контрактов и опционов.
Следовательно, тогда потребуются специальные маркетинговые
исследования и этих рынков.
Конкурентная среда на розничном рынке. Выходя на рознич-
ные рынки электроэнергии, ЭСК вступают в конкуренцию с ана-
логичными организациями, торгующими услугами по электро-
снабжению. Поэтому важной задачей маркетинга является анализ
интенсивности конкуренции в данной торговой зоне, а также
оценка сравнительной конкурентоспособности данной ЭСК.
Интенсивность конкуренции в торговле электроэнергией за-
кономерно возрастает по мере либерализации розничного рынка
и повышения коммерческой привлекательности этой разновид-
ности энергетического бизнеса. Этому способствуют, с одной
стороны, возможности конечных потребителей электроэнергии
свободно менять поставщиков — ЭСК. а с другой - повышение
уровня платежеспособности этих потребителей. И если на пер-
вом этапе либерализации вероятно (при благоприятных услови-
ях) появление значительного количества независимых ЭСК, то
в дальнейшем многие из них исчезают, происходит укрупнение
компаний и существенное сокращение их численности. Таким
образом, именно темпы (скорость) концентрации энергосбы-
тового бизнеса наилучшим образом отражают интенсивность
конкуренции на розничных рынках электроэнергии. В итоге жиз-
неспособными остаются крупные ЭСК с большими торговыми
оборотами и низкими издержками В этой ситуации выход на
рынок любой новой компании становится затруднительным, так
как требует от нее изначально высокой сравнительной конку-
рентоспособности.
Конкурентоспособность ЭСК на розничном рынке электро-
энергии в общем случае зависит от таких факторов, как
428
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 В некоторых случаях
техническое состояние
местного электросете-
вого комплекса целесо-
образно учитывать при
выборе торговой зоны
в данном регионе.
• предлагаемая цена электроэнергии;
• возможности поставок других услуг (торговых) по ком-
плексному энергоснабжению клиента (газ, вода, тепло-
энергия, связь, средства энергосбережения и др.);
• разнообразие форм оплаты услуг (расчетное меню);
• эффективность информационно-рекламной деятельности;
• рыночный имидж (признанный авторитет) компании.
Следует отметить, что, как показывает зарубежный опыт,
крупные ЭСК, имеющие известные торговые марки, широко ди-
версифицируют свой бизнес, подключаясь к торговле другими
энергоносителями и различными сопутствующими услугами.
Отдельно необходимо сказать о влиянии на конкурентоспо-
собность ЭСК такого фактора, как надежность (бесперебойность
и качество) электроснабжения. Это технический аспект поставок
электроэнергии, и на него непосредственно ЭСК как чисто тор-
гующая организация влиять не может; его должна обеспечивать
местная электросетевая компания. В связи с этим, конечно, опти-
мальным решением было бы заключение потребителем двух
договоров: с электросетевой компанией на услугу по передаче
электроэнергии и с ЭСК - на услугу по реализации электроэнер-
гии. Тогда функции и ответственность будут однозначно распре-
делены. Но в случае, когда клиент имеет только один контракт с
ЭСК и получает интегрированный счет на оплату электроэнер-
гии, ЭСК должна перед ним нести ответственность и за надеж-
ность (ведь клиент имеет дело только с ней). И с этих позиций
потребитель будет оценивать данную ЭСК, а при частых нару-
шениях электроснабжения ее попросту сменит. Значит, при одно-
контрактной схеме важное значение имеют хорошо отлаженные
взаимоотношения ЭСК с электросетевой компанией1.
Коммерческие потери электроэнергии. Энергосбытовая ком-
пания несет финансовую ответственность перед своими контра-
гентами на энергетических рынках за коммерческие потери, ко-
торые обусловлены в основном неплатежами потребителей за
полученную (по существу, в кредит) электроэнергию. Поэтому
актуальным направлением маркетинга в ЭСК является разработ-
ка и мониторинг эффективности специального механизма повы-
шения платежной дисциплины и предотвращения коммерческих
потерь электроэнергии в обслуживаемых сегментах рознично-
го рынка. В качестве общей идеологии указанного механизма
целесообразно принять политику сочетания «кнута и пряника»;
причем для разных потребителей желательно использовать их в
различных пропорциях.
Во-первых, упорные неплательщики с солидной задолжен-
ностью должны быть отключены от системы электроснабжения
до полного погашения долга, включая и определенные штрафы
за просрочку платежа. Под этот инструмент требуется четкая
правовая база. Энергосбытовая компания должна давать коман-
ду соответствующей электросетевой организации на отключе-
ние подобных клиентов.
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
429
1 Если это не противо-
речит законодатель-
ству.
2 Как показывает зару-
бежный опыт, потреби-
тели зачастую отдают
предпочтение именно
многофункциональным
ЭСК, обеспечивающим
комплексное энерго-
снабжение объекта
Во-вторых, надо разработать и предоставить клиентам на
выбор несколько разных форм оплаты электроэнергии, чтобы
каждый потребитель нашел для себя наиболее удобную. В этой
части возможно использование и богатого зарубежного опы-
та стимулирования платежной дисциплины. Кстати, подобное
расчетное меню повышает общую привлекательность ЭСК для
клиентской базы, а следовательно, и ее конкурентоспособность
на розничных рынках.
В-третьих, для некоторых категорий потребителей — юри-
дических лиц целесообразно применять метод предоплаты
электроэнергии1. Маркетинговая задача здесь - определить эти
организации и установить соответствующий порядок расчетов.
Однако предоплату следует практиковать как временное реше-
ние, имеющее к тому же воспитательное значение.
Диверсификация сбытовой деятельности. Радикальное ре-
шение проблем повышения конкурентоспособности и финансо-
вой стабилизации ЭСК лежит на пути расширения структуры
бизнеса компании. Основным направлением в этом отношении
является совмещение в одной ЭСК торговых операций по по-
ставкам на розничные рынки разных взаимозаменяемых и взаи-
модополняющих энергоносителей: электрической энергии раз-
ных уровней напряжения; природного газа; тепло шергии для
отопления и горячего водоснабжения; жидкого и твердого быто-
вого топлива. Кроме этого. ЭСК может включиться в торговлю
услугами связи, водоснабжения и др. Можно в этот перечень
включить продажи измерительных и регулирующих приборов
и устройств, оборудования с повышенной энергоэффективнос-
тью, использующего разные виды топлива и энергии.
Таким образом, в результате реструктуризации своего биз-
неса ЭСК превращается в поставщика интегрированных энер-
гетических услуг или многофункциональную торговую органи-
зацию в топливно-энергетическом комплексе. У нее появляются
возможности широкого перекрестного маневра ценами на энер-
гоносители, а значит большой запас финансовой устойчивости
при неблагоприятной конъюнктуре на рынках отдельных энер-
гоносителей, что очень важно в условиях свободного рынка.
Растут обороты компании, увеличивается прибыль в расчете на
условную единицу объема продаж энергоносителей2.
Маркетинговой задачей в рассматриваемой сфере являет-
ся определение оптимального для данной ЭСК набора услуг,
например, из перечисленных выше. Необходимо проработать
механизм выхода на конкретные рынки энергоносителей с фор-
мированием соответствующих маркетинговых комплексов для
разных потребительских сегментов.
430
ГЛАВА 21
УПРАВЛЕНИЕ СПРОСОМ НА ЭНЕРГИЮ
1 Речь идет о компа-
ниях, работающих на
розничных рынках
электроэнергии и теп-
ла интегрированных,
ТГК, сетевых.
КОНЦЕПЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ СПРОСОМ
Сущность управления спросом заключается в целенаправлен-
ном и планомерном воздействии энергокомпании на объемы, сттк-
туру и режимы энергопотребления в обслуживаемом регионе'.
Важно, что при этом повышение эффективности использова-
ния энергии и развитие генерирующих (сетевых) мощностей ком-
пании рассматриваются как взаимодополняющие способы энер-
гообеспечения потребителей. Сэкономленная энергия выступает
в качестве дополнительного ресурса, замещающего выработку
(передачу) на новых установках. В результате активного воздей-
ствия на формирование спроса на энергию и мощность энергети-
ческая компания получает возможность обеспечить дополнитель-
ные энергетические потребности в любом секторе своего региона
с минимальными издержками. В такой постановке управление
спросом осуществляется в рамках изложенного выше подхода к
планированию развития энергосистем - метода интегрированного
планирования энергетических ресурсов (см. главу 13). В его осно-
ву положен принцип согласования интересов энергокомпании, по-
требителей и региона (долгосрочных общественных интересов).
Мотивация энергокомпании к управлению спросом форми-
руется посредством как внешних факторов, так и целенаправ-
ленного стимулирования со стороны региональных регулирую-
щих органов.
В числе внешних факторов наиболее важными стимулами в
современных условиях являются:
• растущие затраты на сооружение и эксплуатацию новых
энергоисточников и сетей;
• неопределенность будущего спроса на энергию;
• усиление конкуренции со стороны независимых (внеси-
стемных) источников электро- и теплоэнергии;
• регулирование тарифов на энерг ию.
Вместе с гем имеются такие важные предпосылки, как нали-
чие значительного потенциала энергосбережения в различных
секторах народного хозяйства и относительно низкие затраты
и сроки окупаемости инвестиций в повышение эффективности
энергоиспользования. Например, в среднем сэкономленный
киловатт-час электроэнергии стоит в 3 раза дешевле, чем про-
изведенный. Следует подчеркнуть, что столь существенный
разрыв в эффективности инвестиций в производство и энер-
госбережение делает вложение средств в экономию энергии
для энергокомпаний более привлекательным, чем для самих по-
требителей, ориентирующихся на предельно низкие сроки оку-
паемости (1-2 года).
РАЗДЕЛ 5 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
431
Система управления спросом помимо управляющего субъек-
та-региональной энергокомпании - включает формы, способы,
средства и объекты управления. Эффективность функциони-
рования такой системы должна оцениваться по конечным ре-
зультатам, различающимся для энергокомпании, потребителей
энергии и pei иона в целом (рис. 21.1).
Ожидаемые результаты деятельности по управлению спро-
сом можно распределить по субъектам интересов следующим
образом.
Энергокомпания:
• экономия затрат на сооружение и эксплуатацию генериру-
ющих и сетевых мощностей;
• расширение рынка и повышение устойчивости финансо-
вых результатов в долгосрочной перспективе;
• создание привлекательного имиджа компании в регионе.
Потребители энергии:
• повышение надежности и качества энергоснабжения;
• более низкие и стабильные тарифы на электроэнергию и
тепло;
• снижение энергоемкости продукции, услуг и повышение
уровня электрификации при относительно меньших за-
тратах.
Регион (долгосрочные общественные интересы):
• более надежное энергообеспечение экономического роста;
• повышение уровня энергетической независимости;
• социально-экономический эффект электрификации и те-
плофикации народного хозяйства;
• улучшение экологической обстановки.
Например, в США приняты законодательные акты, обязывающие
энергокомпании разрабатывать и осуществлять программы управления
спросом. В то же время органы, регулирующие электроэнергетику в от-
дельных штатах, стремятся усилить экономическую заинтересованность
энергокомпаний, разрешая им получать достаточно привлекательную
прибыль на капитал, вложенный в повышение энергоэффективности.
Однако в условиях работы отечественных и зарубежных энер-
гокомпаний существуют определенные различия, которые необ-
ходимо учитывать при разработке систем управления спросом:
1. Рыночная мотивация российских энергокомпаний (гене-
рирующих и сетевых) пока остается слабой, а нереализован-
ный потенциал энергоэффективности в народном хозяйстве в
России значительно выше, чем в зарубежных странах. Поэтому
необходимо создать действенный механизм государственного
стимулирования деятельности по управлению спросом на ре-
гиональном уровне, который бы сочетал административные и
экономические меры воздействия.
2. Большинство зарубежных энергокомпаний при разработке
программ управления спросом делает акцент только на снижение
пика электрической нагрузки и общую экономию электрической
Рис. 21.1. Схема управления спросом на энергию в регионе
432 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
433
энергии. Между тем в регионах РФ имеются существенные резер-
вы повышения уровня электрификации, которые должны будут ре-
ализовываться по мере повышения темпов экономического роста и
в ходе технологической перестройки производства. Это тот случай,
когда процессы электрификации и электро сбережения необходимо
рассматривать в рамках единой системы управления спросом.
3. Многие российские энергосистемы имеют в своем соста-
ве ТЭЦ, занимающие видное место в теплоснабжении народно-
го хозяйства. Причем на рынках тепловой энергии происходит
обострение конкуренции с независимыми производителями.
4. В программах западных компаний значительное место от-
водится экономии электроэнергии в жилом секторе. В связи с
низкой насыщенностью быта электроприборами эта проблема
для нас пока не столь актуальна. Б вопросах рационального ис-
пользования электроэнергии приоритет должен быть отдан про-
мышленным предприятиям. В жилом секторе необходимо об-
ратить особое внимание на экономию тепла.
ПРОГРАММЫ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕМ
Основным инструментом непосредственного воздействия
энергокомпаний на потребителей являются программы управ-
ления спросом на энергию и мощность. Формирование набора
программ определяется целями, преследуемыми энергокомпа-
ниями, и объектами управления. В зависимости от целей при-
меняются следующие формы управления спросом на электро-
энергию (рис. 21.2).
Снижение пика (рис. 21.2, а) - классическая форма управления
нагрузкой. Обычно она реализуется путем прямого регулирования
питания энергопотребляющего оборудования. Этот способ может
осуществляться, например, только в дни наиболее вероятного си-
стемного пика в целях уменьшения потребности в собственных
или закупаемых на стороне пиковых мощностях. Вместе с тем дан-
ную форму управления спросом можно применять также для со-
кращения использования дорогих и дефицитных видов топлива.
Заполнение провала (рис. 21.2, б) часто применяется для сни-
жения средней цены на энергию, если дополнительные затра-
ты на прирост выработки в период спада нагрузки оказываются
ниже средних затрат на производство энергии. Распространен-
ным способом реализации этой цели является внедрение раз-
личных аккумуляционных систем теплоэлектроснабжения, под-
ключаемых к энергосистеме в часы ночного провала нагрузки.
Одновременно обычно вводятся пониженные ставки тарифа за
потребление в ночные часы.
Смещение нагрузки (рис. 21.2, в) осуществляется путем
сдвига с пикового на внепиковое время. Выравнивание графика
нагрузки также стимулируется тарифами на электроэнергию со
ставками, дифференцированными по зонам суток.
Общее энергосбережение (рис. 21.2, г) обеспечивается с
помощью программ, нацеленных на рационализацию техно-
434
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 21.2. Формы
управления спросом
на электроэнергию в
регионе
логических процессов на стадии конечного потребления: по-
вышение кпд энергопотребляющего оборудования, улучшение
теплоизоляционных характеристик зданий и сооружений и др.
Результаты оцениваются по сокращению объема продаж энер-
гии и уменьшению площади графика нагрузки энергосистемы.
Общий рост нагрузки (рис. 21.2,3) имеет место при увеличении
объема реализации энергии, не связанного с заполнением ночного
провала графика нагрузки. Это может произойти при расширении
обслуживаемой территории, повышении темпов экономического
роста, углублении электрификации народного хозяйства региона,
нередко сопровождается сокращением использования органиче-
ского топлива и ведет к росту общей эффективности экономики.
Применение гибкого графика нагрузки (рис. 21.2, ё) основано
на прерывании (в определенных пределах) электроснабжения.
Особенность метода состоит в том, что потребители в обмен на
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
435
финансовые стимулы (скидки с тарифов) добровольно соглаша-
ются снизить свои требования к качеству энергетических услуг.
При этом у потребителя устанавливается специальное оборудо-
вание для индивидуального регулирования нагрузки, например
периодического отключения кондиционеров или снижения тем-
пературы в производственных зданиях в нерабочие дни в зим-
нее время. При использовании тарифов, предусматривающих
перерывы в электроснабжении, абоненты могут выбирать ча-
стоту перерывов в течение месяца или года, максимальную про-
должительность одного перерыва, величину недоотпуска мощ-
ности на один перерыв. Этот метод также можно использовать
для поддержания надежности электроснабжения при дефиците
мощностей (см. главу 7).
Здесь и далее при-
меры из практики
зарубежных энергоком-
паний обусловлены от-
сутствием отечествен-
ного опыта в такой
деятельности.
Типичный набор программ управления спросом на электроэнер-
гию, реализованный американскими энергокомпаниями1 в 90-е годы,
включал три основные целевые i руппы. управление нагрузкой, по-
вышение энергоэффективности оборудования, комплексную рацио-
нализацию электропотребления. Внутри этих групп программы диф-
ференцировались по отдельным потребительским секторам и видам
энергопотребляющих процессов. В числе последних, в частности, вы-
делялись системы теплоснабжения, вентиляции и кондиционирования
воздуха, освещение, электродвшатели, холодильные установки.
Например, муниципальная энергокомпания, действующая в окру-
ге Сакраменто (штат Калифорния), предложила своим потребителям
21 программу, в том числе: управление нагрузкой - 5; повышение эф-
фективности оборудования - 3; рационализация в жилищном секто-
ре - 5; рационализация в промышленном секторе и строительстве -
соответственно 5 и 4. Потребители могли принять участие в одной или
нескольких программах. Специалисты энергокомпании обеспечивали
заинтересованных потребителей всеми необходимыми услугами в об-
ласти энергоаудита и консультирования по вопросам приобретения и
установки энергосберегающего оборудования, включая методы эконо-
мического стимулирования участия в программе.
Каждая программа представляла собой документ, содержащий сле-
дующие основные разделы:
• описание программы (цели, объекты и масштабы внедрения,
технические средства);
• методы стимулирования потребителей;
• ожидаемая экономия энергии и мощности в плановом году;
• капитальные и эксплуатационные затраты (годовой бюджет про-
граммы);
• экономическая эффективность программы;
• перспективы расширения программы за счет новых участников.
Методы стимулирования потребителей - участников
программ. Зарубежные энергокомпании используют различные
формы и методы стимулирования повышения эффективности
энергоиспользования и участия потребителей в региональных
программах экономии электроэнергии.
436
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Скидки с цен на энергоэффективное оборудование предла-
гаются энергокомпаниями как покупателям, так и поставщикам
энергоэффективных устройств в целях создания рыночного
спроса и предложения. В результате снижается розничная цена
и срок окупаемости инвестиций в новое оборудование для по-
требителя уменьшается до приемлемого уровня. Ценовые скид-
ки рассчитываются на основе сопоставления затрат в оборудо-
вание и экономии энергии; они зависят от энергоэкономических
характеристик соответствующего оборудования.
Прямые инвестиции включают стоимость оборудования,
установленного у потребителей, в том числе безвозмездно, на-
пример, средства учета и регулирования энергопотребления,
электродвигатели с повышенным кпд, энергоэффективные
осветительные приборы и др.
Скидки с тарифов на электроэнергию применяются в про-
граммах диспетчерского управления нагрузкой и развития акку-
муляционных систем теплоснабжения в виде скидок по счетам
на оплату электроэнергии. Скидки по счетам включаются в го-
довые затраты программы и учитываются при определении ее
эффективности.
Дифференцированные тарифы на электроэнергию. Для
управления энергоэффективностью могут использоваться и раз-
личные модели дифференцированных тарифов. Однако если их
применение будет носить всеобщий и обязательный характер (вне
конкретных программ и эксклюзивных контрактов), то резуль-
тативность такого стимулирования сомнительна. Основная при-
чина - различная и весьма неопределенная реакция отдельных
потребителей на стимулирующие воздействия ценового фактора.
Тем не менее эту реакцию необходимо изучать и прогнозировать.
Финансирование (потребительские ссуды). Эта разновид-
ность льгот предоставляется потребителям энергокомпаниями
сразу по нескольким программам. Так как ссуды погашаются
потребителями, то в бюджете программы эта стат ья указывает-
ся отдельно от дру! их расходов.
Премии участникам программ. Единовременные вознаграж-
дения выплачиваются потребителям за подписание и продление
договора на участие в программах управления спросом. Премии
относятся к капитальным затратам бюджета программы.
Вознаграждение за выполнение программы. Эти выплаты
производятся энергокомпанией участникам программы на осно-
ве фактически полученного эффекта от мер по рационализации
энергопотребления. В зависимости от вида программы указан-
ные вознаграждения могут быть отнесены как на эксплуатаци-
онные, так и на капитальные затраты бюджета программы.
Помимо рассмотренных выше, могут применяться и другие
стимулирующие меры. Например, можно практиковать скидки
с тарифов для потребителей, улучшающих действующие стан-
дарты энергетической эффективности. Получают различные фи-
нансовые льготы потребители, которые снимают с эксплуатации
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
437
неэффективное оборудование или заказывают и устанавливают
энергоэкономичные агрегаты. Для новых потребителей энер-
гокомпания может устанавливать плату за подключение в за-
висимости от энергоэффективности объекта. Эти средства в
дальнейшем используются при оплате скидок для более эконо-
мичных потребителей.
Определение эффективности программ. Общий методи-
ческий принцип, который применяется при расчете экономиче-
ской эффективности энергосберегающих программ управления
спросом, заключается в сопоставлении предполагаемой эконо-
мии энергии и мощности (в денежном выражении) с полными
затратами на разработку и реализацию данной программы.
Денежная оценка энергосберегающего эффекта рассматри-
вается в качестве предотвращенных (устраненных) затрат на
сооружение и эксплуатацию новых энергогенерирующих уста-
новок, т.е. определяется по альтернативной стоимости произ-
водства электроэнергии. В качестве замещаемых установок
рекомендуется принимать наиболее экономичные по условиям
данного региона; например, часто рассматривают варианты
установок НВИЭ и сжигания природного газа.
Затраты на программу включают все необходимые капиталь-
ные и текущие (эксплуатационные) расходы, в том числе скидки
с цен и тарифов, за исключением годовых издержек по обслужи-
ванию инвестиций предыдущих лет.
Эффект и затраты по программам следует определять за весь
срок службы энергоэффективного оборудования или период дей-
ствия мер по управлению спросом. Это осуществляется обычно
с помощью известных методов дисконтирования финансовых
показателей эффективности.
Программа считается экономически обоснованной, если от-
ношение ожидаемого дисконтированного эффекта к дисконти-
рованным затратам превышает единицу. Соответственно кри-
терием отбора конкурирующих программ и проектов служит
максимум этого соотношения.
Примеры программ управления спросом
1. Управление нагрузкой промышленных предприятий
Описание программы. Для периода летнего максимума нагрузки пред-
назначены две программы: дополнительное генерирование электроэнер-
гии и ограничение мощности потребителей. Третья программа- «бы-
строе диспетчерское управление» - осуществляется в течение всего года.
Программа дополнительного генерирования предусматривает уста-
новку у потребителей автономного генерирующего оборудования для
поддержания энергоснабжения при отключении от энергосистемы.
Участие в программе по ограничению мощности потребителей пред-
полагает отключение заранее обусловленной мощности в течение 2 ч
в дни летнего максимума.
Программа «быстрого диспетчерского управления» применяет от-
ключение энергоснабжения в течение 10 мин.
438
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Методы стимулирования. Участникам программы ежемесячно пе-
речисляются на счета определенные суммы, рассчитываемые на осно-
зе приведенных ниже данных (табл. 21.1).
ВАРИАНТЫ СТИМУЛИРОВАНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ПРОГРАММАХ УПРАВЛЕНИЯ НАГРУЗКОЙ
Программа Пеоиод осуществления Минимальное снижение нагрузки, кВт Минимальная длительность отключения О о 5 S о Т 1- ф m 1 ’i Й £ Максимальная продолжительность отключения, ч начисление на отребителя за 1 кВт, долл. Ежемесячное начисление на счет потребителя за 1 кВт, долл.
S X о л 5 2 5 о Сезонное счет п
Дополнительное генерирование Э1.05-31.10 40 2ч 15 4 28 8
Ограничение мощности 01.05-31.10 40 2ч 15 4 24 8
«Быстрое
диспетчерское 01.01-31.12 500 10 мин 30 6 45 6
управление»
Таблица 21.1
Задачи на предстоящий год. В предстоящем году не ожидается
дальнейшее развитие программ управления нагрузкой. Снижение на-
грузки на 59 МВт будет достигнуто за счет поддержания общего числа
участников на прежнем уровне. Показатели энергосбережения пред-
ставлены в табл. 21.2.
Финансовая смета на предстоящий год, долл.:
Капитальные затраты ......................241 000
Эксплуатационные затраты .................100 000
Скидки по счетам потребителей ......... 1 834 000
Всего затрат........................... 2 175 000
ПОКАЗАТЕЛИ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В ПРОГРАММАХ УПРАВЛЕНИЯ НАГРУЗКОЙ
Программа Снижение мощности, МВт I полугодие II полугодие За счет новых _ За счет новых _ Всего Всего участников участников
Дополнительное генерирование 0 8,3 0 8.3
Ограничение мощности 0 25,8 0 25,8
«Быстрое диспетчерское управление» 0 25,1 0 25,1
Всего 0 59,2 0 59,2
Таблица 21.2
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
439
Эффективность программы. В предстоящем году не планируется
расширение программ управления нагрузкой. Вее расходы представляют
собой эксплуатационные издержки по инвестициям предыдущих лет, на
основе которых в свое время производилась оценка эффективности.
2. Обеспечение жилого сектора осветительными приборами
Описание программы. Энергоэффективное осветительное оборудова-
ние, в основном компактные люминесцентные лампы (КЛЛ), распростра-
няется среди потребителей несколькими способами. В частности, КЛЛ
устанавливаются в домах бесплатно по программам прямых инвестиций
в жилой сектор и общественною партнерства. В задачи этих программ
на предстоящий год входит установка около 24 тыс. таких приборов.
КЛЛ предлагаются потребителям также по программе закупки
осветительною оборудования у производителей по пониженным це-
нам. В этом случае энергокомпания выплачивает производителям 4 и
7 долл, за одну КЛЛ в зависимости от ее технических характеристик,
что позволяет покупать лампы в розничной торговле по сниженным
ценам. Стимулирующие выплаты на уровне производи! елей (оптови-
ков) эффективнее воздействуют на потребление.
Методы стимулирования. Дотирование производителей направле-
но на снижение розничных цен на КЛЛ в среднем с 20 до 10 долл. На
дотации выделяется 280 тыс. долл., в том числе по 7 долл, на каждую
из 40 тыс. ламп большой мощности и по 4 долл, на каждую из 70 тыс.
ламп малой мощности.
Задачи на предстоящий год. В результате осуществления програм-
мы розничным оптовикам будет продано от 40 тыс. до 70 тыс. КЛЛ,
которые затем поступят к потребителям по пониженным ценам. Ожи-
дается, что 80% этих ламп будет установлено в домах.
Показатели энергосбережения:
Снижение мощности, МВт
в I полугодии ............................... 0,17
во II полугодии ................................ 0,34
Годовая экономия электроэнергии, млн кВт ч.........2,121
Финансовая смета на предстоящий год, долл.:
Дотации производителям ......................... 280 000
Другие капитальные затраты............................408 000
Эксплуатационные затраты ............................. —
Всего................................................ 688 000
Эффект!'вность программы:
1. Дисконтированный доход, долл.
Устраненные затраты по обеспечению:
электроэнергией....................................486 000
мощностью......................................... 183 000
Всего................................................ 669 000
2. Оцениваемые затраты по программе, долл............ 637 000
3. Эффективность (п. 1 / п. 2)..................... 1,05
3. Рационализация энергопотребления в промышленном секторе
Описание программы. Для крупных промышленных потребителей
программа предлагает проведение полного анализа энергетической
440
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
эффективности, включая установленное оборудование, здания и со-
оружения. Специалисты энергокомпании предоставляют потреби-
телям исчерпывающую информацию о резервах энергосбережения,
необходимых затратах, сроках окупаемости различных мероприятий,
методах стимулирования (скидках и финансировании), позволяющих
снизить издержки до приемлемого уровня окупаемости.
Энергоаудит производится по отдельным видам энергопотребляющих
процессов, включая освещение, теплоснабжение, вентиляцию, кондицис
нирование, силовой аппарат и технологические процессы. Практикуются
консультации потребителей по телефону. Энергокомпания должна оказы-
вать помощь потребителям при выборе и заключении контракта с фир-
мой-подрядчиком на установку энергоэффективного оборудования.
Программа осуществляется в основном подрядчиком и продав-
цами оборудования. При управлении программой со стороны энер-
гокомпании выдвигается требование к подрядчикам представлять на
рассмотрение окончательный проект, который направляется сначала
потребителям. Затем, если он их заинтересовывает, они обращаются
в энергокомпанию. Компания проверяет предложения и калькуляцию
затрат. Оформление документов по скидкам и финансированию не на-
чинается до тех пор, пока потребитель не подпишет контракт с под-
рядчиком и не даст гарантий на завершение проекта. Такой подход
позволяет сократить временные затраты компании на неэффективные
проекты рационализации энергопотребления.
Методы стимулирования. Для промышленного сектора ценовые
скидки и финансирование предоставляются на повышение энерго-
эффективности осветительных приборов, систем теплоснабжения,
вентиляции и кондиционирования, технологического оборудования,
электродвигателей и холодильников.
Специалисты энергокомпании договариваются с потребителем по
пакету финансовых документов. Последние содержат ценовые скид-
ки, которые минимально сокращают сроки окупаемости оборудования
для потребителя. Скидки с цен на оборудование могут достигать мак-
симум 50% устраненных (сэкономленных) затрат компании.
Предельные уровни скидок приведены ниже.
Освещение........................50% затрат на установку
или 35% устраненных затрат
Регулирование освещения..........50% затрат на установку
или 10% устраненных затрат
Теплоснабжение, вентиляция
кондиционирование, двигатели,
технологические процессы.........50% затрат на установку
или 50% устраненных затрат
Задачи на предстоящий год. Будет проведено 200 энергоаудитов у
крупных потребителей, в результате чего предполагается установить
120 систем освещения, 96 систем ТВК, 19 двигателей.
Поксиатели энергосбережения:
Снижение мощности, МВт
в I полугодии ................................. 3,1
во II полугодии ............................... 6,1
Годовая экономия электроэнергии, млн кВт-ч.......29,05
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
441
Финансовая смета на предстоящий год. долл :
Скидки ....................................4 270 000
Капитальные затраты .......................1 652 000
Эксплуатационные затраты ....................69 000
Всего......................................5 991 000
Ссуды потребителям ........................2 000 000
Эффективность программы, долл.:
1. Дисконтированный доход, долл.
Устраненные затраты по обеспечению
электроэнергией................................6 770 000
мощностью......................................3 321 000
Всего..................................... 10 091 000
2. Дисконтированные затраты, долл................6 010 000
3. Эффективность (п. 1 / п. 2).................. 1,68
СТИМУЛИРОВАНИЕ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ
В современных условиях России рыночной мотивации ока-
зывается недостаточно для того, чтобы энергокомпании разра-
батывали и осуществляли программы управления спросом на
энергию. Поэтому требуется специальный механизм стимули-
рования этой деятельности, который должен быть внедрен орга-
нами регулирования электроэнергетики.
Предлагаемые организационно-экономические меры можно
подразделить на предписывающие, ограничительные и поощри-
тельные.
1. Энергокомпании в законодательном порядке обязуются
разрабатывать и совместно с потребителями осуществлять про-
граммы управления спросом. Соответствующий раздел должен
быть включен в федеральное и региональное законодательства,
регламентирующие вопросы регулирования энергокомпаний.
2. Заявка энергокомпании на новые тарифы, в которой их по-
вышение превосходит темпы инфляции, должна рассматриваться
регулирующими органами только при наличии согласованной с
потребителями программы управления спросом на электрическую
и тепловую энергию. В случае невыполнения программы за отчет-
ный период заявка на новые тарифы автоматически блокируется.
3. Лицензия на сооружение генерирующих мощностей на но-
вых площадках выдается энергокомпании при условии, что парал-
лельно в народное хозяйство ею направляс гея на цели рационали-
зации энергопотребления не менее определенной доли (например,
30%) капиталовложений в новое строительство. Исключение мо-
жет быть сделано для возобновляемых источников энергии и вы-
сокоэффективных установок комбинированного производства.
4. Энергокомпания получает право применять по согласо-
ванию с потребителями специальные договорные тарифы, сти-
мулирующие повышение эффективности энергоиспопьзования
и рациональные режимы энергопотребления. При этом ей за-
прещается перераспреде. [ять издержки энергоснабжения между
группами потребителей.
442
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
5. Органам регулирования следует устанавливать повышен-
ную норму прибыли на капитал, вложенный энергокомпанией в
рационализацию энергопотребления.
6. Энергокомпании разрешается вычитать из общей суммы
исчисленного налога на прибыль определенную долю затрат на
разработку программ управления спросом.
7. В случае когда энергокомпания направила в потребитель-
ский сектор более 50% всех инвестиций за отчетный период,
рекомендуется либо целиком вычесть эти затраты из общей
суммы исчисленного налога на прибыль, либо установить по-
ниженную ставку налога.
Пример. Стимулирование инвестиций региональной энерго-
компании в повышение энергоэффективности
В регионе, обслуживаемом энергокомпанией с годовой выработ-
кой в объеме 750 млн кВт-ч, появилась дополнительная потребность
в 2,5 млн кВт-ч.
Дополнительный спрос может быть покрыт двумя способами:
• вводом новых генерирующих мощностей с затратами 5 млн долл.;
• реализацией программ повышения энергоэффективности с за-
тратами 1 млн долл.
Во втором случае высвобождаемые мощности используются для обе-
спечения дополнительной потребности и объем производства электро-
энергии не увеличивается.
Регулирующими органами установлена норма прибыли в тарифе
на энер] ию: для генерирования - 10%, для энергосбережения - 35%.
Капиталовложения в генерирующие мощности или в повышение
энергоэффективности включаются в стоимость основных фондов и в
«базу» тарифа. Результаты расчетов по обоим вариантам покрытия до-
полнительного спроса приведены в табл. 21.3.
Во многих случаях для энергокомпании не требуется спе-
циальное внешнее стимулирование, так как и потребитель, и
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ ПОКРЫТИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО СПРОСА
№ п/п Показатели Исходные условия Вариант генери- рования Вариант энерго- сбережения
1 Затраты на производство, млн долл. 60 60,1 60
2 Основной капитал (фонды), млн долл. 150 155 151
3 Норма прибыли (генерирование), % 10 10 -
4 Норма прибыли (энергосбережение), % - 35
5 Прибыль (валовая), млн долл. 15 15,5 15,35
6 Объем продаж (1+5), млн допл 75 75,6 75,35
7 Объем производства, млн кВт-ч 750 752,5 750
8 Тариф на электроэнергию (6:7), долл./(кВт-ч) 0,1 0,100465 0,100467
9 Капиталовложения, млн долл. - 5,0 1.0
10 Прибыль за вычетом капиталовложений (5-9), млн долл. - 10,5 14,35
Таблица 21.3
РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
443
производитель (поставщик) получают экономию в результа-
те регулирования электропотребления, в частности, на основе
дифференцированных тарифов.
1 Рост нагрузки в
ночные часы больше
ее снижения в часы
максимума, так как при
работе печей в режиме
регулирования удель-
ные расходы электро-
энергии несколько
повышаются.
2 Для упрощения
задачи принят одно-
ставочный тариф,
дифференцированный
по периодам суток.
Пример. Определение экономической эффективности регули-
рования нагрузки на заводе ферросплавов
Исходные данные по заводу
Установленная мощность печей 570 МВт. Потребление мощности в
часы суточного максимума энергосистемы снижается на 30 МВт. Для
сохранения суточного объема производства ночная нагрузка должна
быть увеличена до 605 МВт, т.е. на 35 МВт'. Длительность суточного
максимума энергосистемы 5 ч, ночного спада нагрузки 5 ч.
Тарифы на электроэнергию2:
в часы максимума - 6,0 цент. / (кВт-ч);
в ночные часы - 1,5 цент. / (кВт-ч).
Расчет экономии на оплате электроэнергии на заводе
Снижение расхода электроэнергии в часы максимума энерюсистемы
30-5 = 150 МВт-ч.
Увеличение расхода электроэнергии ч часы ночного спада нагрузки
энергосистемы
35-5 = 175 МВт-ч.
Экономия в часы максимума
6,0-10-2-150-103 = 9000 долл./сут.
Дополнительные затраты в ночные часы
1 ,5 10~2-175-103 = 2625 доллУсут.
Суточная экономия на оплате электроэнергии
9000 - 2625 = 6375 долл./сут.
Исходные данные по энергокомпании
Удельный расход топлива в часы максимальной нагрузки 600 г/(кВт ч)
(на пиковых установках). Удельный расход топлива в часы ночного
спада нагрузки 300 г/ (кВт ч) (на базисных КЭС). Средняя цена то-
плива на электростанциях 50 долл./т. Удельные капиталовложения в
новые пиковые электростанции 500 доллУкВт. Нормативный срок
службы пиковых установок 25 лет. Затраты на ремонт и обслуживание
пиковых установок (% от их стоимости) 3. Ставка процента на капитал
(стоимость инвестиций) 10%. Удельные постоянные издержки (без то-
пливной составляющей) на производство электроэнергии на базовых
КЭС энергосистемы 0.5 цент. / (кВт-ч).
Расчет экономии затрат для энергокомпании
Экономия затрат на топливо в энергосистеме
600-50-10~Ч50-103 - 300-50-10-°-l75-103 = 1875 доллУсут.
Экономия затрат, связанных с сооружением и обслуживанием но-
вых пиковых установок (от них можно отказаться при регулировании
нагрузки завода)
30 - 1О3-5ОО-(.-^ + +-Л) = 6986 долл./сут.
\lvJvJ IvU l-j!
Экономия на постоянных издержках на базовых КЭС (за счет улуч-
шения их использования в ночные часы суток)
444
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
0,5-1 (Г2-175-103 = 875 долл./сут.
Суммарная чистая экономия для энергокомпании
1875 + 6986 + 875 - 6375 = 3361 долл./сут.
ОСОБЕННОСТИ УПРАВЛЕНИЯ ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЕМ
В рамках управления спросом на теплоэнергию энергоком-
пания может решать следующие задачи:
• рационализация режимов работы ТЭЦ путем сочетания
повышения теплофикационной выработки электроэнер-
гии и использования маневренных возможностей ТЭЦ
при прохождении суточных и сезонных минимумов элек-
трических нагрузок;
• снижение текущих и капитальных затрат за счет более
низкой стоимости единицы сэкономленной теплоэнергии
по сравнению с произведенной на новых генерирующих
установках, улучшения использования оборудования ТЭЦ
и котельных, а также сокращения потерь энергоносителей
в сетях и абонентских установках;
• повышение конкурентоспособности энергокомпании на рын-
ках теплоэнергии на основе снижения тарифов, расширения
ассортимента услуг по энергоэффективности и улучшения
надежности энергоснабжения (в частности, удержание по-
требителей от сооружения собственных теплоисточников);
• разработка более обоснованных планов ввода новых гене-
рирующих мощностей на ТЭЦ и в котельных со снижени-
ем инвестиционных рисков;
• ускоренный вывод из эксплуатации низкоэкономичных
энергоустановок;
• кардинальное улучшение деловых взаимоотношений с по-
требителями, регулирующими органами, властями муни-
ципальных образований и субъектов Федерации на основе
более эффективного согласования коммерческих и обще-
ственных интересов всех сторон.
Способами решения указанных задач являются различные
формы и направления управления спросом.
1. Энергосбережение. Охватывает все категории потреби-
телей и реализуется посредством таких направлений, как те-
плоизоляция жилых и общественных зданий, трубопроводов
и оборудования, установка измерительных приборов и термо-
регулирующих устройств в жилом секторе, повышение уровня
использования ВЭР и внедрение энерготехнологических уста-
новок на промышленных предприятиях, увеличение кпд тепло-
использующего оборудования и применение прогрессивных
энергосберегающих технологий.
2. Рационализация режимов энергопотребления. Имеет
целью выравнивание суточных и сезонных графиков техноло-
гических нагрузок в промышленности (управление нагрузкой).
Реализуется в формах снижения «пика», заполнения «провала»,
РАЗДЕЛ 5 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
445
смещения нагрузки. Предполагает такие организационно-тех-
нические меры, как отключение или снижение нагрузки обо-
рудования в определенные периоды суток, изменение графиков
проведения ремонтных работ, устройство автономных пиковых
теплогенераторов, пароводяных аккумуляторов и др.
3. Замена энергоносителей. Принципиально возможно заме-
щение электроэнергией технологического пара в некоторых сило-
вых процессах на промышленных предприятиях, а также горячей
воды в отопительных установках в жилом секторе. Следует под-
черкнуть, что применение аккумуляционных систем теплоэлек-
троснабжения для целей отопления является не только способом
экономии теплоэнергии в виде горячей воды, но и эффективным
средством заполнения ионного «провала» суточного графика элек-
трических нагрузок. Таким образом, управление спросом на тепло-
энергию тесно связано с электрификацией и управлением спросом
на электроэнергию. Очевидно, что при опережающем росте элек-
тропотребления доля ТЭЦ с низкими параметрами пара и турби-
нами с конденсаторами постепенно будет понижаться, так как ис-
пользование их в конденсационном режиме крайне неэкономично.
В низко- и среднетемпературных процессах конкурирующими
энергоносителями являются также пар и горячая вода. Причем
горячая вода может успешно заменять пар не только при отопле-
нии помещений, но и в некоторых технологических процессах
промышленности, использующих низкопотенциальное тепло.
4. Снижение параметров энергоносителей. Некоторое
уменьшение давления и температуры технологического пара, а
также температуры горячей воды, используемой в технологиче-
ских процессах и для отопления и горячего водоснабжения про-
изводственных и общественных зданий, допустимо, если это не
ведет к расстройству производственных процессов, снижению
качества продукции и минимального температурного комфор-
та в помещениях. Например, температура воды в отопительных
системах производственных цехов может быть понижена в ра-
бочие часы с учетом внутренних тепловыделений технологиче-
ского оборудования. Для одно- и двухсменных предприятий и
организаций в ночные часы температура воздуха в помещениях
также может быть значительно уменьшена. Конечно, все это не
имеет отношения к жилому сектору.
Методы экономического стимулирования участников про-
граммы выбираются с учетом особенностей конкретной про-
граммы, прежде всего целей и объектов управления спросом. В
общем случае может рассматриваться следующая система мето-
дов и экономических инструментов стимулирования.
1. Различные способы распределения экономии затрат в ком-
бинированном производстве (на ТЭЦ) между электрической и
тепловой энергией: удешевляющие электроэнергию; удешевля-
ющие теплоэнергию. удешевляющие теплоэнергию и электроэ-
нергию по сравнению с вариантом их раздельного производства
(компромиссный способ).
446
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Выбор конкретного способа обусловлен целями стимулиро-
вания, например замена электроэнергией пара и горячей воды
или повышение конкурентоспособности энергокомпании на
рынке теплоэнергии.
2. Тарифы на теплоэнергию, дифференцированные в зави-
симости от вида и параметров теплоносителя (пар разного дав-
ления, горячая вода), вида энергопотребляющего процесса (тех-
нология, отопление, ГВС), времени потребления (часы суток,
дни недели, сезон года), объема потребления.
Для реализации тарифами стимулирующих функций допуска-
ется их отклонение от реальной стоимости обслуживания (издер-
жек энергоснабжения). Так. для ак гивизации энергосбережения
тарифы повышают с ростом объемов энергопотребления (это
так называемые обратные тарифы). К тарифам на конкурирую-
щие энергоносители устанавливаются специальные стимулиру-
ющие скидки и надбавки.
3. Единовременная плата за подключение абонентов к тепло-
вым сетям энергокомпании. дифференцированная по показателям
энергоэффективности подключаемых зданий. В этом случае до-
полнительные средства, получаемые от наименее эффективных
потребителей, служат источником льгот для более эффективных.
4. Скидки с тарифов на теплоэнергию для потребителей, со-
гласившихся на периодические ограничения тепловых нагрузок
и снижение параметров энергоносителей.
Для этого метода более подходит многоставочный тариф с
отдельной оплатой присоединенной тепловой мощности потре-
бителя. Тогда скидки производятся с платы за мощность (или
максимальную заявленную нагрузку). Кроме того, по аналогии
с управлением спросом на электроэнергию могут применяться
скидки с цен на энергоэффективное оборудование, прямые ин-
вестиции и целевые денежные ссуды для потребителей.
ВОПРОСЫ
ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ
1. Чем маркетинговая деятельность энергокомпании
отличается от сбытовой?
2. Как результаты маркетинговых исследований могут
повлиять на техническую стратегию компании?
3 Какие предпосылки необходимы для разработки
энергокомпанией собственной ценовой политики ?
4. Почему российские энергокомпании должны быть
заинтересованы в управлении спросом?
6
ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
РУКОВОДСТВО ПРЕОБРАЗОВАНИЯМИ
УПРАВЛЕНЧЕСКИЙ ПЕРСОНАЛ - ГЛАВНЫЙ РЕСУРС
ПРЕОБРАЗОВАНИЙ
449
ГЛАВА 22
РУКОВОДСТВО ПРЕОБРАЗОВАНИЯМИ
ДИАГНОСТИКА СИТУАЦИИ
Одной из первых задач, встающих перед собственниками и
менеджерами, не удовлетворенными состоянием бизнеса, яв-
ляется диагностика (анализ) ситуации. Очень важно дать пра-
вильный и четкий ответ, почему требуется реформирование.
При этом необходимо хорошо усвоить:
• чем раньше начнете анализ и приступите к действиям, тем
с меньшими потерями можно провести преобразования;
• чем неустойчивее положение бизнеса, тем более крити-
ческому и детальному анализу должны быть подвергну-
ты все сферы его жизнедеятельности, и прежде всего
стратегия',
• комплексный диагностический анализ лучше сделать с
помощью внешних консультантов.
Масштаб и направления работы при диагностике зависят от
ряда факторов:
1) величины самого бизнеса, его роли в отрасли и на реги-
ональном рынке (крупные энергокомпании требуют мас-
штабного анализа, учета сложных внутрикорпоративных
взаимоотношений);
2) глубины кризиса: чем хуже экономические показатели,
тем сложнее выявить самое слабое звено, так как по
«принципу домино» ухудшение одного вызывает изме-
нение других и трудно определить причинно-следствен-
ные связи;
3) конкретной заинтересованности в результатах лиц, при-
нимающих решение об осуществлении диагностики.
Начните с изучения финансовых документов, в частности от-
чета о прибылях и убытках за последние три года:
• определите размер и динамику дебиторской задолженно-
сти, ее соотношение с кредиторской;
• уровень прибыльности на текущий момент и его откло-
нение от плановой величины, оцените, до какой отметки
может снизиться уровень прибыльности и как быстро;
• динамику продаж энергии, в том числе по отдельным ви-
дам продукции - электро- и теплоэнергии;
• факторы, в наибольшей степени приводящие к убыткам-
• вклад в прибыль каждого вида продукции;
• рыночные перспективы самых крупных своих потребите-
лей энергии.
Установите, где и сколько энергокомпания теряет. Централь-
ным в финансовом анализе является анализ потока денежных
15 Энергетический бизнес
450
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
средств. Именно он покажет главное - есть ли у энергокомпа
нии финансовый потенциал, чтобы пережить трудное время:
• ожидается ли прибавление денежных средств или их де-
фицит? когда? почему?
• что можно сделать для увеличения денежного потока?
• каким образом можно сократить затраты?
• каковы возможности увеличения притока и снижения от-
тока денежных средств по каждой сфере деятельности и
основным бизнес-процессам?
• как составить бюджет движения денежных средств с уче-
том приоритетности платежей?
Проведение внутренней диагностики требует комплексного
анализа технико-экономического, финансового состояния и ры-
ночной позиции энергокомпании. Необходимо получить ответы
на следующие вопросы.
1. Какие причины привели к кризису?
Внешние:
• ситуация на рынке,
• действия конкурентов,
• налогообложение,
• неплатежи.
Внутренние:
• неправильные установки собственников,
• низкое качество менеджмента,
• затраты,
• информация,
• кадры.
2. Насколько глубоко они повлияли и насколько серьезно по-
ложение энергокомпании?
3. Каковы последствия кризиса:
• для собственников,
• для потребителей энергии,
• для коллектива?
4. Каков прогноз?
5. В какой степени менеджмент подготовлен к глубоким пре-
образованиям?
Искусство успешного проведения диагностики заключается
в сочетании двух подходов:
1) чехкого формализованного, включающего анализ опреде-
ленного набора статистических показателей работы энергоком-
пании, их динамики и сравнение значений этих показателей с
нормативными характеристиками, разработанными на основе
мирового опыта и российской практики;
2) субъективных экспертных оценок, складывающихся из
бесед с руководством и специалистами компании, анкетных
опросов и личного опыта консультантов.
Цели и глубина предстоящих изменений зависят от резуль-
татов диагностики ситуации. Анализ покажет направления пер-
воочередных преобразований в технике и технологии; системе
РАЗДЕЛ 6 ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
451
управления (каком-то конкретном ее элементе); в тех объектах
бизнес-среды, которые взаимодействуют с компанией (потреби-
тели энергии, поставщики материалов и энергоносителей, мест-
ные органы власти).
При этом общий принцип заключается в следующем: нега-
тивный результат хотя бы по одному элементу анализа означает
как минимум необходимость локальных изменений в действую-
щих системах управления, а возможно, и комплексных.
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
Рис. 22.1 Состав
задач, решаемых
в процессе
преобразования
бизнеса
Итак, по данным диагностики собственником принято реше-
ние приступить к радикальным преобразованиям в своем бизне-
се. Первая проблема — как четко поставить задачу в коллективе
и перед консультантами?
452
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Поставить задачу на преобразование - это определить
основные характеристики, в соответствии с которыми его мож-
но организовать:
• цели;
• структуру задачи - состав решаемых задач (рис. 22.1);
• способ, метод и темп изменений;
• условия, необходимые для успеха;
• ограничения внешней среды.
Для чего проводить преобразования? С чего начинагь? Как
организовать процессы? Как быстро осуществлять их? Подго-
товлена ли управленческая команда? Кто должен руководить
изменениями? Кого привлечь в самой компании и со стороны?
Какая подготовительная работа необходима? Каковы будут за-
траты, в каком объеме и как мобилизовать необходимые сред-
ства?
Все это и есть необходимая информация для постановки
задачи. К сожалению, собственники часто не могут ее чет-
ко сформулировать. Они ощущают необходимость изменений
по различным сигналам (падению объема продаж, снижению
рентабельности, уходу наиболее квалифицированных кадров,
недопустимому износу оборудования и нехватке финансовых
ресурсов на его устранение), иногда интуитивно. Но работа по
аналитическому обоснованию, тем более упреждающему, по-
ставлена слабо, а часто вообще отсутствует.
Менеджмент также часто не представляет объема и сложно-
сти предстоящих работ, усилий, требуемых от него лично, не-
обходимых ресурсов, не понимает своей роли.
Для проведения преобразований необходима не только ре-
форматорская идея (быстрая переориентация бизнеса, способ
привлечения инвестиций, снижение затрат за счет ликвидации
неэффективных производств), но и четкое определение органи-
зационной структуры задачи, в которой в свою очередь выделя-
ется ряд составляющих:
• элементы производства и системы управления, подверга-
ющиеся изменениям;
• основные блоки и стадийность организационного процес-
са (рис. 22.2, 22.3);
• состав целей и за. 1ач, решаемых на каждой стадии;
• функции, права и ответственность менеджеров, прежде
всего первого руководителя.
Однако серьезными ограничениями для идеально опреде-
ленных целей преобразований являются:
• расстановка власти и социальных сил в энергокомпании,
интересы топ-менеджеров;
• готовность к изменениям прежде всего управленческого
персонала.
Признание необходимости глубоких и масштабных измене-
ний - важный шаг на пути к эффективному их осуществлению.
Однако не менее важно понимание главного препятствия. Как
Рис. 22.2. Основные блоки в процессе преобразования бизнеса
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ 453
Формирование готовности
менеджеров и коллектива к
радикальным изменениям
Изменения в
структурах и
системах
Формирование постоянно
действующей системы
управления изменениями
Позитивная позиция к
преобразованиям
Приход к власти новых
лидеров
Сегодняшнее
состояние
менеджмента
Конкурентоспособность
Цели
Стратегии
Миссия
Процесс
принятия решений
Организация и
оплата труда
Принципы
деятельности
Коммерческие
идеи
:— Учет
Маркетинг
«Стартовые» площадки
— Логистика
Сбыт
Организационная
структура
Обучение
Снижение затрат
Инвестиционное
планирование
Контроль денежных
потоков
Поощрение
предпринимательства
Создание творческой
атмосферы
Командная работа
Инновационная
организационная культура
Внедрение поиска «узких
мест»
:— Проектные группы
Новое
состояние
менеджмента
Конкурентоспособность
454 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Разработка концепции новой
системы управления
Первоочередные
программы и проекты
Рис. 22.3. Стадии преобразования менеджмента энергокомпании («диаграмма Ишикавы»)
РАЗДЕЛ 6 ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
455
показывает опыт, им обычно является управленческий персо-
нал. Поэтому важно уже на первом этапе постановки задачи во-
влечь его в инновационную деятельность.
Наблюдение за некоторыми компаниями, стремящимися к
реформированию, позволяет обнаружить определенную наи-
вность собственников и топ-менеджеров. Они не понимают не-
обходимости глубокого пересмотра корпоративных ценностей.
Это длительный процесс, предопределяющий этапность прове-
дения самих реформ. Именно в этой проблеме менеджеры, как
правило, не имеют ясного представления, как действовать, что
и является наибольшей трудностью.
Рекомендуем такую последовательность действий по реше-
нию этой проблемы.
1. Определение соответствия ситуации ключевых руководи-
телей (по финансам, сбыту, производству, логистике).
2. Создание рабочей группы - команды из специалистов,
убежденных в возможности преодоления кризиса (недопусти-
мо прису гствие сомневающихся), в целях разработки краткос-
рочной программы преобразований. Важно сразу же решить
вопросы подчиненности, ответственности и прав руководителя
данной команды, наделить его четкими полномочиями в рас-
ходовании выделенных финансовых ресурсов, установить по-
рядок взаимодействия с руководителями сфер деятельности и
структурных подразделений, периодичность заслушивания от-
четов и принятия по ним конкретных решений.
Одновременно с созданием рабочей группы начинается ра-
бота по созданию системы управления преобразованиями на
планомерной основе.
3. Централизация власти, временное возобладание автори-
тарного стиля в отдельных аспектах руководства, например в
контроле за выполняемыми мероприятиями. В то же время для
поощрения активности следует осуществлять и не характерные
для этого стиля управления меры, направленные
• на стимулирование творческих идей сотрудников;
• интеграцию усилий различных подразделений, связанных
единой технологической цепочкой, в планировании и реа-
лизации инновационных программ;
• усиление обмена информацией между менеджментом раз-
личных уровней, а также между ним и персоналом,
• коллективные обсуждения и оценку выдвигаемых идей и
предложений.
4. Внедрение бюджетного планирования, а также переход к
бизнес-планированию на 2-5 лет вперед.
Работа с персоналом. Персонал энергокомпании обычно с
большой тревогой ожидает грядущих перемен. Если при этом
руководство замыкается в своем кругу, а исполнители остают-
ся в неведении относительно целей и конкретного содержания
планируемых изменений, в коллективе создается благоприятная
456
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
почва для слухов, сплетен, различных домыслов. Растет нервно-
эмоциональное напряжение, связанное с неопределенностью
и ожиданием перемен. Возникает парадоксальная ситуация: с
одной стороны, менеджмент понимает, что без активного задей-
ствования человеческого ресурса, без создания «критической
массы» людей, способных к работе по-новому, без глубоких
сдвигов в организационной культуре невозможно осуществить
успешное реформирование, а с другой - он как бы отстраняется
от коллектива. Наблюдения показывают: главная причина тако-
го поведения менеджеров - в надежде на благополучный исход
и несколько легковесном отношении к самой проблеме кадров,
так как, по их мнению, кадры всегда можно взять со стороны. И
только тогда, когда приходит убеждение, что положение само по
себе не исправится, а квалифицированных работников на сторо-
не мало или нет, начинаются действия.
В процессе работы с персоналом в аспекте рассматриваемой
проблемы рекомендуется ряд шагов.
1. Подготовка информационного бюллетеня с обращением
акционеров ко всем работникам энергокомпании. В нем необ-
ходимо сделать акцент на том, что условием выживания, сохра-
нения основной части коллектива и развития бизнеса являются
радикальные преобразования. Если оставить существующее по-
ложение дел, то экономическое состояние дальше будет ухуд-
шаться и это неизбежно отразится на каждом из членов кол-
лектива. С учетом этого собственники принимают решение о
реформировании энергокомпании. Потребуются жесткие меры.
Для каждого работника появляется шанс позитивных измене-
ний, но его реализация потребует больших личных усилий. Со
своей стороны собственники намерены помогать персоналу
в освоении новых методов работы, соблюдать определенную
тгапность преобразований для постепенной адаптации.
Перед ознакомлением коллектива с информационным бюлле-
тенем целесообразно провести специальный семинар, разъясня-
ющий людям причины кризиса. Очень важно для соответствую-
щего психологического настроя, чтобы эти причины вытекали
из результатов диагностики именно данного структурного под-
разделения энергокомпании. Сильный акцент надо сделать не на
внешние факторы, а на внутренние, так как на них может влиять
менеджмент и коллектив. На семинаре необходимо подчеркнуть,
что стратегические, т.е. наиболее важные цели, определяют соб-
ственники. Настоящее состояние энергокомпании не позволяет
их реализовать. Опыт последних лет показывает: нет смысла го-
ворить о локальных изменениях, надо создавать новую систему,
охватывающую все стороны деятельности энергокомпании и спо-
собную обеспечить перспективу сотрудникам. Отказ поддержать
программу преобразований вызовет негативные последствия как
для бизнеса в целом, так и для отдельных работников.
В целом такой семинар, как и информационный бюллетень, дол-
жен формировать позитивный, конструктивный настрой людей.
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
457
2. Презентация программы реформирования. После того как
люди узнают о намерениях собственников и поймут, что пер-
спективы, если не предпринять радикальные изменения, весьма
пессимистичны, им необходимо объявить о реформах, их этап-
ности, возможности обучения и повышения квалификации для
работы в новых условиях.
3. Оценка степени профессиональной готовности руково-
дителей и специалистов, системы управления и производствен-
ных подразделений энергокомпании к работе в новых условиях
и разработка соответствующей программы. Данный шаг ре-
комендуется начинать с построения профиля готовности систе-
мы управления (рис. 22.4); предполагается также всестороннее
• Система управления в целом
• Соответствие организационной культуры
новым задачам
• Квалификация линейных менеджеров
• Эффективность материального
стимулирования
• Качество планирования
• Информационная база принятия решений
• Вовлеченность топ-менеджеров в процессы
совершенствования
• Практическая реализация планов
• Контроль денежных потоков
• Процедуры совершенствования
О Ю
Шкала оценок
Рис. 22.4. Профиль
готовности системы
управления к
преобразованиям
обследование и оценка кадров, включая их психологическое
тестирование, отбор лидеров, формирование команд для после-
дующей работы с ними.
4. Запуск обучающих программ. Обучение персонала новым
методам работы является мощным фактором вовлечения людей
в процесс преобразований. Именно на этом этапе закладывают-
ся основы новой организационной культуры, концептуальное
мышление, позволяющее целостно воспринимать изменения,
интерес к новому.
Рекомендуется уже в самом начале запуска обучающих про-
грамм освоить коллективную форму работы менеджеров и
специалистов в виде специально организованных совещаний,
проектных сессий, организационно-деятельностных игр. Опыт
показывает, что при профессиональной подготовке подобных
мероприятий управленческий персонал осваивает метод ко-
мандной работы, использование которого постепенно ведет к
458
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
коррекции организационной культуры, вовлечению в процессы
принятия решений более широкого круга специалистов, а зна-
чит, более квалифицированной их проработке, активизирует
подготовку инновационных проектов.
Пример. Методическая основа цикла совещаний по повыше-
нию эффективности бизнеса
Последовательность работы совещания по повышению эффективности
Стадия Этап Содержание работ
I Определение целей энергокомпании и формирование показателей эффективности работы
1 2 3 Миссия - генеральная цель Стратегические цели Ближайшие цели, очередность их выполнения по степени важности (первоочередные задачи), показа- тели эффективности
4 Уровень эффективности работы и выбор целевых установок по его повышению
II Выявление и анализ проблем эффективной работы энергокомпании
5 6 7 Перечень проблем Классификация и анализ проблем Факторы, способствующие и препятствующие успеху
8 Относительная значимость факторов
III Выработка стратегии и программ действия для по- вышения эффективности работы энергокомпании
9 «Мозговая атака» для выдвижения новаторских идей
10 11 Стратегии и программы действий Ответственные исполнители и координаторы дей- ствий
IV 12 13 Подготовка внедрения Возможные трудности и способы их преодоления Вопросы для обсуждения с вышестоящим руковод- ством и конкретизация необходимой помощи
14 Уточнение первоочередных действий, порядка и времени их осуществления
15 Создание рабочих групп по реализации программы и составление графика дальнейших совещаний для обсуждения хода работ
Стадия I. Определение целей энергокомпании и формирование по-
казателей эффективности работы
Этап 1. Миссия — генеральная цель
Одним кратким предложением, одобренным всей группой, сле-
дует ответить на вопрос: «Какого рода деятельностью занимается
энергокомпания?» Консультант должен иметь в виду, что, несмотря
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
459
на кажущуюся простоту и очевидность, данный этап сложен, требует
времени и весьма ответствен.
Этап 2. Стратегические цели
Исходя из выработанной на этапе 1 формулировки надо опреде-
лить и перечислить основные с гратегические цели энергокомпании,
например: 1) надежность энергоснабжения; 2) высокая рентабель-
ность; 3) конкурентоспособное и высококачественное обслуживание
потребителей.
При этом консультанту необходимо:
• убедиться в полноте списка целей (охват всех существенных
сфер деятельности);
• сгруппировать схожие цели;
• добиться согласия относительно ранжирования важности це-
лей.
Этап 4. Уровень эффективности работы и выбор целевых уста-
новок по его повышению
На основе перечня ближайших целей и показателей эффективно-
сти, определенных на этапе 3, оцениваегся существующий уровень эф-
фективности работы энергокомпании, намечаются соответствующие
задания на будущее и проводится сравнение этого уровня с желаемым
(плановым), определяется разрыв между уровнями эффективности,
т.е. разность между ними. Консультанту рекомендуется для большей
резулыативности вовлечь в обсуждение специалистов разных уров-
ней и сфер деятельности. Полезно использовать сравнительные дан-
ные по аналогичным предприятиям.
Стадия 11. Выявление и анализ проблем эффективности работы
энергокомпании
Этап 5. Перечень проблем
Кратко и точно опишите проблемы компании, связанные с повы-
шением эффективности работы. Консультанту рекомендуется записы-
вать предложения членов группы на большом листе бумаги или доске,
чтобы все видели их. Используется метод «мозгового штурма».
Предварительный список Описание проблемы
Проблема № (сдерживающего фактора)
1.
2.
3.
Окончательный список Описание проблемы
Проблема № (в этом списке число про- (сдерживающего фактора)
блем по сравнению с предваритель-
ным списком сокращено, оставлены
наиболее важные)
1.
2.
3.
460
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Этап 6. а). Классификация и анализ проблем
Взяв за основу окончательно составленный перечень про-
блем, уточненный на этапе 5, необходимо провести предвари-
тельный анализ и классификацию этих проблем, подразделяю-
щихся по характеру содержания на следующие категории.
Общие проблемы, имеющие значение для всей энергокомпа-
нии и охватывающие различные ее подразделения и аспекты их
совместного функционирования, в противоположность локаль-
ным проблемам.
Проблемы, носящие преимущественно технический и тех-
нологический количественный характер, в противополож-
ность проблемам, связанным с человеческими взаимоотно-
шениями.
Проблемы, которые можно легко разрешить, используя мето-
ды современной науки об управлении (например, теория массо-
вого обслуживания, управление запасами, линейное и нелиней-
ное программирование, исследование операций, анализ затрат и
результатов, инжиниринг бизнес-процессов), в противополож-
ность проблемам, определение и решение которых с помощью
этих моделей представляется сложным.
Проблемы, источник или причины возникновения которых
следует искать внутри энергокомпании, в отличие от проблем,
возникающих вне ее и связанных с внешними факторами (вклю-
чая вышестоящие и регулирующие органы).
б). Оценка значимости проблем и возможности их решения
Надо проанализировать окончательный перечень проблем
и определить: 1) их относительную значимость и влияние на
эффективность работы энергокомпании; 2) возможность реше-
ния.
Оценку значимости и возможности решения каждой про-
блемы можно произвести с помощью 5-балльной шкалы (5 -
очень высокая, 4 - высокая, 3 - средняя, 2 - невысокая, 1 - низ-
кая):
№ Проблема Значимость для эффективно- Возможность
п/п сти работы энергокомпании решения
1
2
3
4
Этап 8. Относительная значимость факторов
Существующий уровень эффективности работы - функция двух
групп сил или факторов. Одна группа факторов сдерживает и тормо-
зит повышение эффективности работы, другая благоприятствует и
РАЗДЕЛ Б ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
461
способствует продвижению энергокомпании к достижению более вы-
сокого уровня эффективности.
На этапе 8 производится оценка относительной значимости сдержи-
вающих повышение эффективности факторов и способствующих ему
по 5-балльнной шкале, где 5 — самая высокая оценка, 1 - самая низкая.
№ п/п Перечень сдерживающих факторов Оценка значи- мости Перечень спо- собствующих факторов Оценка значи- мости (1-5)
1 Отсутствие преемствен- Обновленное
ности в менеджменте 1 руководство 5
2 Нехватка квалифициро- Повышение
ванного персонала 4 мотивации 4
3 Отсутствие систем Новая страте-
управления, адекватных гия сбыта 4
работе в рыночной среде 4 Активное
4 Неэффективный фи- внедрение
нансовый контроль за финансового
деятельностью обосо- менеджмента 4
бленных подразделений 4
Стадия III. Выработка стратегии и программ действия для повы-
шения эффективности энергокомпании
Этап 10. Стратегии и программы действий
Способ- ству- ющий фактор Стра1егия Программа дей- ствий Ответствен- ный ис- полнитель, координа- тор Отчет о ходе работы: кто и когда
Энер- Оценить • Маркетинговое Руководи- Зам. ге-
гичная потенци- исследование рынка тель отдела нераль-
стра- альный • Определение при- маркетинга ного
тегия рынок оритетных задач Зам. гене- дирек-
сбыта электри- ческой и тепловой энергии и его воз- можности Улучшить обслужи- вание по- требителей энергии • Индивидуальная работа с крупными потребителями • Консультационная помощь • Совместные инвестиционные проекты по ком- мерческому учету энергии • Повышение про- фессионализма пер- сонала сбытовых подразделений рального директора по сбыту тора по сбыту, к 1.03
462
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
5. Использование уже созданных «площадок». Многие энер-
гокомпании, независимо от своих сложностей, имеют некото-
рые позитивные новшества, наработки, достойные того, чтобы
их развивать. Это своего рода ростки будущего. Следует сосре-
доточиться в первую очередь на них, что не только быстрее при-
несет результат, но и стимулирует персонал. При этом следует
поощрять в первую очередь небольшие новации, которые откло-
няются от традиции, но не разрушают ее.
Как правило, на сегодняшний день главная цель реформиро-
вания формулируется как привлечение инвестиций для рекон-
струкции и модернизации энергетического производства. То,
что необходимо в первую очередь предпринять для этого, и бу-
дут приоритетными задачами:
• например, создать прозрачные отдельные виды бизнеса;
• сформулировать и подготовить эффективную управленче-
скую команду и радикально изменить профессиональный
состав специалистов и методы работы;
• активно внедрять современные системы управления (КИС,
маркетинг, управленческий учет).
Очень важен уже на этапе постановки за 1ачи выбор способа
и темпов преобразований.
При традиционном способе принимается определенный
набор проектов и мероприятий. Соответствующие предло-
жения поступают, как правило, снизу - с цехового уровня.
Поэтому на корпоративном уровне они не являются взаимо-
увязанными, целенаправленными, не соответствуют какой-то
новой идее. Предложения обобщаются и решения готовятся
узкой группой специалистов обычно функциональных под-
разделений.
Стратегический подход позволяет разрабатывать концепцию
как самостоятельную задачу, которая лишь затем реализуется в
разных сферах деятельности компании в форме программ, про-
ектов, планов. Появляется возможность провести единую иде-
ологию кардинального изменения целей и принципов деятель-
ности и на системной основе внедрить глубокие изменения в
существующие организационные системы.
Говоря о темпе преобразований чаще всего подразумевают
революционную или эволюционную стратегии. Эволюционная
стратегия направлена на осуществление серии последова-
тельных изменений, дополняющих друг друга. Ее применение
уместно в тех случаях, когда: а) нет безотлагательной потреб-
ности в организационных изменениях; б) отдаленные послед-
ствия организационных изменений не вполне ясны и связаны
с определенным риском; в) организационные изменения могут
быть приостановлены в случае неудачи.
Единовременная замена одной системы на другую возмож-
на только в технических системах. В организационных, т.е. в
системах с участием людей, это нереально, если только не за-
менить большинство людей, носителей ценностей, традиций,
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
463
неформальных отношений. Но даже если предположить такое
решение, то все равно новым менеджерам и специалистам по-
требуется немалое время (не менее 3-5 лет), чтобы создать и
освоить новые управленческие системы. Вместе с тем это не
означает, что в процессе реформирования нег места революци-
онной стратегии. Однако надо четко выделить область ее при-
менения.
Революционное преобразование предполагает перемены в
полном виде и в короткие сроки. Наиболее подходящими усло-
виями в этом случае являются необходимость срочного осу-
ществления изменений, хорошая их предсказуемость и незна-
чительный риск, низкие затраты. Следует учитывать, что при
революционной стратегии восстановление исходного состояния
происходит весьма сложно. Тем не менее такая стратегия преоб-
разований приемлема в ходе решения трех задач.
1. Создание начальных, минимально необходимых условий
для запуска процессов преобразований:
• ключевые посты в компании занимают лица с реформист-
скими устремлениями, лидеры преобразований;
• руководство компании обладает достаточной властью для
осуществления крупных изменений.
2. Выбор будущей системы управления; здесь возможна ре-
волюционность замысла.
3. Реализация первоочередных шагов, в результате которых
должен появиться зародыш будущего.
Очень важна очередность некоторых действий. Например,
что делать сначала: приглашать консультантов, чтобы постро-
ить некую рационализированную систему управления, а потом
заниматься ее компьютеризацией, или, наоборот, сначала вне-
дрить корпоративную информационную систему, а потом на ее
фундаменте строить более эффективный менеджмент? Тут не
может быть единого рецепта, все зависит от начальных усло-
вий - сложившейся системы управления, уровня ее информа-
ционной поддержки, готовности персонала осваивать новые
технологии работы и, конечно, финансовых средств. Но один
принцип безусловен: начинать надо с целей, ключевых про-
блем, ресурсов.
СОЗДАНИЕ ОРГАНИЗАЦИОННОГО ПОРЯДКА
Первоочередной задачей менеджмента вновь создаваемых
бизнесов становится упорядочение деятельности в большин-
стве бизнес-процессов, т.е. приведение их в состояние, когда
все организационные элементы работают синхронно в соответ-
ствии с новыми задачами. Речь идет об организационном поряд-
ке, о формальных системах, сбалансированной конструкции,
где ответственность сочетается с правами, степень риска- с
потенциальными доходами, система управления - с характером
464
энергетический бизнес
внутрикорпоративных отношений между их участниками, когда
менеджеры и персонал ясно понимают:
• какие у бизнеса цели и приоритеты деятельности;
• кто наделен правом принятия решений и каких;
• кто, как и в какой последовательности готовит эти решения;
• кем и каким образом контролируется, корректируется и
стимулируется процесс исполнения решений;
• кто, как, какую и в какое время получает информацию
о положении дел в энергокомпании и в своей подведом-
ственной сфере и в каком виде необходимо на нее реаги-
ровать.
Это те основы, которые определяют организационный поря-
док и его результат - управляемость энергокомпании, которая
характеризуется формой и быстротой реакции на принимаемые
руководством решения. Если эта реакция происходит так, как
необходимо собственникам и менеджерам, то говорят, что биз-
нес управляем. Признаками неуправляемой или малоуправляе-
мой энергокомпании являются:
• постоянное запаздывание управленческих решений;
• отсутствие работы на перспективу;
• раздельное существование исполнительной дирекции от
остальной части компании. Аппарат управления как бы
живет своей жизнью, он самодостаточен, может действо-
вать весьма активно, но эта активность не оказывает почти
никакого воздействия на производственные подразделе-
ния. По существу, подобная активность сводится к аппа-
ратным играм, интригам, борьбе за должностные посты и
власть. Разумеется, долго такое положение без потерь для
бизнеса продолжаться не может, а в условиях энергетиче-
ской специфики чревато снижением надежности энергос-
набжения.
Конечно, тех характеристик организационного порядка, ко-
торые приведены выше, достичь сразу невозможно. Его соз-
дание - процесс длительный и постоянно корректируемый.
Однако начинать надо с анализа основных причин плохой
управляемости. Как правило, они состоят:
• в такой организации корпоративной власти, ее политиче-
ской системы, при которой имеет место безответствен-
ность руководства и неопределенность в процессах при-
нятия решений;
• нечетко обозначенных приоритетах сфер деятельности;
• отсутствии регулярной воспроизводимости (систематич-
ности) процессов управления.
Рассмотрим кратко эти причины.
1. Руководство состоит в использовании власти. Власть фор-
мируют собственник по аналогии с законодательной властью,
начиная от выбора opi анизационно-правовой формы и кончая
уставом энергокомпании, и топ-менеджмент по аналогии с ис-
полнительной властью - распоряжение ресурсами в заданных
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
465
правилах игры (рамочных условиях). В сферу проблематики
власти входит: кто кому подчиняется, полномочия и ответствен-
ность, кто выполняет стратегически важные функции, кто какие
получает сметные ассигнования.
Выделяются различные источники власти, в частности:
• контроль за распределением ресурсов, прежде всего де-
нежных потоков;
• доступ к информации;
• служебное положение;
• сила личности (харизма).
Значение власти особенно проявляется при реформирова-
нии; оно затрагивает в крупной компании огромное число лю-
дей и является стрессом для коллектива. В то же время сами
руководители должны не только профессионально, но и (что
в данном случае существенно) морально быть готовы к ради-
кальным изменениям. Им необходимо не только задействовать
человеческий ресурс в работе по-новому, по другим правилам
и процедурам, даже ценой освобождения от многих сотрудни-
ков, но и грамотно внести изменения во множество формальных
управленческих систем. Самая сложная, но абсолютно необхо-
димая работа реформаторов - суметь внедрить хотя бы зачатки
новой корпоративной культуры, обеспечивающей вживление
новых организационных элементов и запуск всей системы пре-
образований.
Конечно, без сильной власти осуществить реформирование
невозможно. Сильная власть означает:
• жесткий стиль управления, обеспечивающий приоритет-
ность задачи реформирования;
• четкое разграничение контуров управления текущим
функционированием и развитием;
• определение и неуклонное соблюдение прав и ответствен-
ности менеджеров, занятых подготовкой и внедрением
планов, программ и проектов преобразований, прежде
всего в использовании выделенных целевых ресурсов и
сроков.
В целом можно констатировать, что власть в компании будет
способствовать организационному порядку, если она базирует-
ся на управленческих системах, учитывающих рамочные усло-
вия для ограничения возможных отклонений, определяемых
субъективными факторами менеджмента (рис. 22.5).
Как пример приведем наиболее распространенную и опасную
управленческую ошибку при реформировании. Первое лицо, как
правило, осуществляет общее руководство реформированием. Бо-
лее предметно ведет управление процессом преобразований один из
его заместителей. В этом качестве он один видит сложнейшие вза-
имосвязи, логику и динамику преобразований, знает возможности
специалистов компании и внешних консультантов для решения кон-
кретных задач. Естественно, ему необходимы ресурсы. В условиях
466
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рамочные условия
(в виде конкретных
инструментов)
Административная
система
(организация
исполнения
решений,
принятых в полити-
ческой системе)
Операционная
система
(практическая
реализация)
Цели, стратегии,
корпоративная политика,
экономические нормативы,
организация хозрасчета,
бюджет
Технологические инструкции,
РД, ПТБ
Рамочные условия
(в виде правил и
процедур)
Рис. 22.5. Иерархия
власти и структура
принятия решений в
акционерной компании
их ограниченности это всегда означает: выделять на одни проекты и
не давать на другие Появляется недовольство, своего рода ревность
других топ-менеджеров. Ситуация усугубляется тем, что им не все
понятно, не всегда они разделяют подходы к совершенствованию, не
видят в полном объеме новую систему. У них ощущение, что они
как бы выпадают из механизма управления, теряют контроль. В та-
ких условиях первый руководитель начинает отходить от принятых и
даже письменно зафиксированных договоренностей и распределять
ресурсы сам, по-другому. Тем самым он разрушает с трудом создан-
ную конструкцию власти.
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
467
Рис. 22.6. Логика
выделения
приоритетных сфер
деятельности
В связи с этим основной вопрос не кто главнее в руководстве
преобразованиями - первое лицо или его заместитель, а какие
ресурсы (административные, финансовые, людские) выделяют-
ся и кто ими распоряжается. Компромисс здесь может быть до-
стигнут с помощью бюджета преобразований, утвержденного
собственником, и совместного использования административ-
ного ресурса через комитет по развитию.
Приоритеты сфер деятельности определяются новыми, на
данном этапе более значимыми задачами. Ранее эти сферы мог-
ли вообще отсутствовать или находились в недостаточно раз-
витом состоянии. Примерами таких новых сфер являются обе-
спечение системных преобразований бизнеса, инвестиционный
и финансовый менеджмент, управление персоналом.
В условиях дефицита ресурсов отдельные подсистемы ме-
неджмента открыто конфликтуют в борьбе за недостающие
ресурсы. Следовательно, необходимо упорядочение их распре-
деления на новых принципах, что практически возможно при
известных приоритетах.
Под приоритетностью сферы деятельности понимается
относительная важность данной функции в обеспечении на-
дежного текущего функционирования энергокомпании и в реа-
лизации ее стратегии. Приоритетность меняется в зависимости
от императивов бизнес-среды и потенциального вклада сферы
468
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Должностной
пост - наименьшая
организационная
единица в компании.
Он представляет со-
бой ориентированное
на одного работника
объединение задач,
обязанностей, функций
и определяет рабочую
область, функцио-
нальное пространство
работника.
Контур управле-
ния характеризуется
конкретным периодом
планирования, метода-
ми выполнения работ,
организационной
структурой, реализую-
щей данный управлен-
ческий процесс.
в их удовлетворение (рис. 22.6). Кроме того, на приоритетность
влияют стратегия жизненного цикла предприятий (вводы мощ-
ностей, реконструкция крупных объектов, режим нормальной
эксплуатации), а также цели и задачи собственников.
Реально приоритетность обеспечивается за счет:
• ранга должностного поста руководителя сферы деятель-
ности (первый заместитель или заместитель генерального
директора) и атрибутов власти в распоряжении финансо-
выми ресурсами;
• набора функций, относящихся к данной сфере;
• роли в принятии стратегических решений;
• ответственности за финансовые результаты компании;
• внимания к данной сфере собственников и совета дирек-
торов;
• размера вознаграждения руководителя и ведущих специа-
листов.
Кроме перечисленных факторов, приоритетность сфер де-
ятельности достигается за счет структурных преобразований:
введения и перегруппировки подразделений, появления долж-
ностных постов1 с новыми функциями, изменения должност-
ных инструкций, разработки соответствующих политик.
Подчеркнем, однако, еще раз, что специфика энергетическо-
го бизнеса заключается в прямой зависимости коммерческого
результата от обеспечения надежного энергоснабжения. По-
этому очевидна абсолютная приоритетность данной сферы дея-
тельности.
Организация процессов управления на регулярной (си-
стематической) основе. Существующая в большинстве энерго-
компаний схема процессов управления характеризуется:
• практическим отсутствием контуров управления^ с перио-
личностью более года;
• недостаточной интегрированностью разных функцио-
нальных блоков, отделов и служб при решении общекор-
поративных задач;
• неудовлетворительным информационным обеспечением
менеджеров.
Принципиальная схема процессов управления компанией,
лишенная этих недостатков, отражает следующие моменты.
1. Контуры управления текущей деятельностью и разви-
тием- стратегической деятельностью - четко разделены. В
менеджменте создана специальная система стратегического
управления.
2. Каждый из контуров управления осуществляется в рамках
определенной организационной структуры управления, привя-
зан к определенному плановому периоду и состоит из процессов
планирования, реализации планов, регулирования их выполне-
ния, учета и контроля, корректировок со стороны собственника и
руководства, оценки деятельности и стимулирования персонала.
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
469
Предписания собственников и регулирующих органов, резуль-
таты стратегического, годового, квартального и месячного пла-
нирования имеют отработанные процедуры включения в про-
цессы управления.
3. В системе управления компании заложены процессы ее
преобразования. В то же время сама система управления при-
способлена для приоритетного решения их задач. Эти процессы
включают:
• непрерывный режим корректировки стратегии;
• подготовку и мотивацию руководителей и специалистов;
• концептуальное проектирование новых систем менед-
жмента и производства - сбыт, управление персоналом,
новый бизнес;
• внедрение информационных технологий во взаимосвязи с
отладкой новых систем;
• разработку новых методик работы.
4. Развитие основных систем управления компанией: пла-
нирования, управленческого учета и контроля, стимулирова-
ния. информационного обеспечения, подготовки кадров - син-
хронизировано как во времени, гак и по технологии процесса.
Процессы в этих системах последовательно, без разрывов, кон-
тур за контуром, элемент за элементом и во взаимной увязке
разных сторон (например, производственного и финансового
планирования, расходов и доходов) базируются на единой, по-
стоянно совершенствуемой корпоративной информационной
системе.
5. Фундаментом, закрепляющим организационный порядок,
является регламентирующая документация (корпоративные
стандарты, положения, инструкции и др.). Как правило, в энер-
гокомпаниях часть регламентов оказывается неразработанной
или неутвержденной, отсутствует единообразие в изложении,
не взаимоувязаны между собой собственно регламенты. Фор-
ма представления регламентов такова, что документация стано-
вится необозримой для персонала. Причем перечисленные не-
достатки в регламентации деятельности наиболее характерны
для верхних уровней управления. В производственных звеньях
культура документооборота обычно выше.
Одна из проблем в организации деятельности энергетическо-
го холдинга - полное или частичное отсутствие регламента-
ции линейных связей в структурных подразделениях управляю-
щей компании. В итоге размываются границы ответственности,
сложно осуществлять функции контроля, большие время и уси-
лия тратятся на различные согласования, особенно если пробле-
ма носит межфункциональный характер (на стыке функций).
Другая проблема - отсутствие регламентации процедур
внесения изменений в бизнес-план, что сопряжено со значитель-
ными рисками финансовых потерь для компании.
Еще одна проблема связана со слабой регламентацией
процедуры хранения информации, внесения изменений в
470
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
информационные базы, допуска к документам и уничтожения
документов (версий документов) на бумажных и электронных
носителях. В результате теряются данные, подавляются функ-
ции контроля и анализа.
В целях устранения указанных недостатков рекомендуются
следующие меры:
1) создание соответствующего должностного поста с возло-
жением на специалиста обязанности сопровождения процедур
разработки, утверждения и корректировки внутренних норма-
тивных документов энергокомпании, координации действий
подразделений по регламентации деятельности, выработки еди-
ных стандартов составления и изменения регламентов, а также
контроля над соблюдением правил работы с документами;
2) систематизация действующих регламентов и инструкций
и выявление отсутствующих. Уточнение статуса документов,
оценка их на предмет соответствия оргструктуре, целям и за-
дачам энергокомпании;
3) регламентация процедуры взаимодействия функциональ-
ных подразделений управляющих компаний с производствен-
ными звеньями.
РЕИНЖИНИРИНГ БИЗНЕС-ПРОЦЕССОВ
В традиционном представлении менеджер рассматривает
объект управления - энергокомпанию - как совокупность струк-
турных подразделений, интегрированных на основе определен-
ных сфер деятельности по функциональному принципу. При
процессно-ориентированном подходе выделяется совокупность
бизнес-процессов, а границы между структурными подразделе-
ниями игнорируются и акцент делается на технологию выпол-
нения работ (рис. 22.7).
Бизнес-процесс - совокупность различных видов деятель-
ности. в рамках которой «на входе» используется один и более
видов ресурсов, и в результате этой деятельности «на выходе»
создается продукт, представляющий ценность для потребителя.
Важно заметить, что в качестве потребителя может быть внутри-
производственное подразделение энергокомпании. При этом биз-
нес-процесс - это поток работы переходящей от одного специа-
листа к другому или от одного цеха, участка, отдела к другому.
Бизнес-процессы подразделяются на основные (базовые) и
вспомогательные.
Основные бизнес-процессы имеют результат во внешней сре-
де, от них зависят поставка энергии потребителям, ее надеж-
ность и качественные параметры. Например, в генерирующей
компании к основным относятся бизнес-процессы топливос-
набжения, оперативно-диспетчерского управления, ремонтного
обслуживания, собственно генерирования энергии, ее транспор-
тировки, дистрибьюции, сбыта.
БП 1
БП2
БП 3
Традиционная структура энергокомпании не
ориентируется на бизнес-процессы
Процессно-ориентированная структура энергокомпании нацелена на
бизнес-процессы - их эффективность и совершенствование
Управленческая информация движется вверх-вниз
по линейно-функциональной иерархии, а реальная
работа в виде бизнес-процессов не управляется, и
никто за нее не отвечает
Управленческая информация учитывает:
• стоимость бизнес-процессов (БП),
• длительность процесса,
• результат процесса,
• ответственность за результат процесса.
Обеспечивается переход от функциональных подразделений
и задач к межфункциональным проблемам и их решению с
использованием проектных команд
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
Рис. 22.7. Сравнение традиционной и процессно-ориентированной стпуктуры энергокомпании
472
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Вспомогательные бизнес-процессы имеют результат, предна-
значенный для внутреннего потребления в рамках самой энер-
гокомпании, т.е. вспомогательные бизнес-процессы необходи-
мы исключительно для надлежащего осуществления основных.
Это, например, процессы принятия решений, обучения кадров,
автотранспортного обслуживания.
Моделирование бизнес-процессов - проектирование тех-
нологии (способов, приемов, методов) выполнения работ, по-
рядок осуществления функций, а следовательно, и форма
взаимодействия исполнителей работ в увязке с целями энерго-
компании- является предметом инжиниринга бизнес-процес-
сов. Инжиниринг можно осуществлять в рамках традиционных
для энергокомпании сфер деятельности. Например в сфере
энергоремонта выделить большое количество бизнес-процес-
сов, связанных с планированием работ, подготовкой ремонта,
материально-техническим снабжением, технологией производ-
ства, оценкой качества.
Однако суть процессни-ориентированного подхода заключа-
ется в доминирующем акценте на моделирование i аких бизнес-
процессов, которые в наибольшей мере соответствуют требова-
ниям конкурентного рынка, потребителя продукции или услуг.
Другое дело, что с позиций осуществления менеджмента некая
совокупность бизнес-процессов может быть затем организаци-
онно оформлена в укрупненные блоки - сферы деятельности.
Но это будут сферы деятельности, построенные совершенно на
других принципах. Типичный пример в этом отношении - бес-
цеховая структура электростанции (см. главу 16). При таком
решении, в отличие от выделения цехов по типу и составу обо-
рудования при цеховой структуре, организация служб эксплуа-
тации, ремонта, усовершенс гвований и контроля - укрупненные
бизнес-процессы, однозначно ориентированные на конечные
результаты работы электростанции и насквозь пронизывающие
производственную систему.
Реинжиниринг - переосмысление и преобразование бизнес-
процесса, его реконструирование. В методологии реинжини-
ринга определяющую роль играет выделение так называемых
ключевого и критического факторов успеха.
Ключевой фактор успеха - главная характеристика товара или
услуги, определяющая его значимость для потребителя энергии.
Это может быть надежность энергоснабжения, тариф, экологич-
ность. Д ля производителя товара достижение этой характеристики
осуществляется посредством специфических параметров - крити-
ческих факторов успеха. Отклонение от их нормативного значения
делает невозможным реализацию ключевого фактора успеха, а сле-
довательно, обеспечение интересов потребителя (рис. 22.8).
Как правило, не существует стандартного списка бизнес-
процессов. Поэтому каждая энергокомпания должна сама раз-
рабатывать их перечень, что способствует более глубокому по-
ниманию руководством и специалистами конкретных интересов
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
473
Рис. 22.8. Взаимосвязь
бизнес-процессов
и факторов успеха
энергокомпании
потребителей энергии в данном регионе и тех изменений, кото-
рые необходимы в связи с этим в ее внутренней среде.
Рекомендуются следующие первоочередные действия по
проектированию бизнес-процессов.
1. Определить критические факторы успеха (рис. 22.9).
2. Составить перечень основных бизнес-процессов, которые
необходимы для поддержания факторов успеха и реализации
миссии, целей, стратегии энергокомпании (обычно их 15-30)
3. Ранжировать бизнес-процессы по важности, эффектив-
ности и потенциалу, а также по их «владельцам» (держателям),
ответственным за улучшение их состояния.
В результате ранжирования выделяются бизнес-процессы,
которые осуществляются неудовлетворительно, - это первооче-
редные объекты для реинжиниринга.
4. Выбрать методологию описания бизнес-процессов, на-
пример IDEFO, и соответствующий программный пролу кт для
моделирования.
5. Формализовать процесс, т.е. сделать его документирован-
ное описание. На данном этапе важен вопрос: до какой степени
детализировать бизнес-процесс? Теоретически - до той, когда
функция станет тривиальной и хорошо поддающейся оценке,
практически - исходя из здравого смысла.
6. Определить показатели рационализируемых процессов
(время и стоимость).
7. Создать желаемый бизнес-процесс, в большей мере соот-
ветствующий критическим факторам успеха, по возможности
упрощенный и более дешевый.
8. Оценить действующую организационную структуру и
разработать направления ее совершенствования с точки зрения
новых бизнес-процессов.
474
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
б
Ключевые факторы успеха
Цена на электроэнергию (мощность)
Бесперебойность поставок
Критические факторы успеха
Издержки на топливо
Стоимость ремонтов
Экологические издержки
Готовность оборудования к несению
нагрузок
Ввод новых мощностей
Ключевые факторы успеха
Надежность электроснабжения региона
Тариф на передачу
Тариф на подключение
Критические факторы успеха
Пропускная способность электрических
сетей
Степень физического износа
оборудования
Возможности для управления спросом
Эксплуатационные и ремонтные
издержки
Потери электроэнергии в сетях
Ключевые факторы успеха
Ассортимент услуг
Цена поставки
Критические факторы успеха
Разные энергоносители
Средства энергосбережения
Разные формы оплаты
Средняя цена покупки
Издержки сбытовой деятельности
Рис. 22.9. Структура
факторов успеха в гене-
рирующей (а), электро- На рис. 22.10-22.11 представлены некоторые реальные биз-
сетевой (б) и знерго- нес-процессы в графическом виде. Иногда их отображают в та-
сбытовой (в) компаниях бличной форме (табл. 22.1).
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
475
Договор купли-продажи
Положения о бухгалтерском учете № 5, 6,
о классификации материально-
производственных запасов
Поставщик
Товар
Ведение
складского
учета
Акт
приемки-
передачи
Накладная и
счет-фактура
Отгруженный товар
Акт приемки-
передачи
потребителю
Накладная и
счет-фактура
потребителю
Первичная
документация
Потребитель
Бухгалтерия
т
Административно-хозяйственный отдел
Рис. 22.10. Бизнес-
процесс ведения
складского учета
Для осуществления в энергокомпании реинжиниринга созда-
ются комплексная команда, включающая экспертов по методу, ко-
ординаторов, менеджеров, специалистов по компьютерному моде-
лированию, а также отдельные проектные группы из экспертов по
конкретным предметным областям, в которых производится раци-
онализация. Команда реинжиниринга руководствуется принципом:
«нет ничего неприкосновенного», или «подвергай все сомнению».
Ясно, что соблюсти такой принцип практически можно только в
очень творческой обстановке и используя новые идеи.
Оценивая методологию реинжиниринга бизнес-процессов
в целом, следует отметить, что она вбирает многие известные
элементы современной теории и практики совершенствования
менеджмента (проектные группы, стадийность проектирования
новых организационных систем, принципы формирования иде-
ологии менеджмента, оценку сильных и слабых сторон бизнеса
и др.). В то же время она действительно основывается на но-
вейших технологиях автоматизированной разработки информа-
ционных систем (например, case-технологии), компьютерных
сетях, интегрированных программных продуктах и требует кор-
поративной культуры инновационного типа. В этом сила реин-
жиниринга и его безусловная перспективность.
Тем не менее необходимо предостеречь от излишней эйфо-
рии, которая иногда появляется в отношении реинжиниринга
бизнес-процессов. Действительно, на первой его стадии - ин-
жиниринге - описываются и документируются существующие
функции и процессы, тем самым они начинают лучше пони-
маться, осмысливаться, корректироваться и упорядочиваться.
Уже в этом большая ценность метода. Но радикальная смена
базовых организационных основ энергокомпании предполагает
Техники по расчетам, контролеры ОСЭЭ м 2 финансовый отдел
Рис. 22.11. Бизнес-процесс учета потребления электроэнергии абонентом
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
477
принципиально другую корпоративную культуру и многие кар-
динальные изменения в смежных системах и нормативной до-
кументации, на что потребуется длительное время.
ПРОЕКТНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
Процесс преобразований в энергокомпании является задачей,
отличающейся высокой степенью новизны. Специфика решения
подобных задач (неясность структуры и технологии решения,
давление фактора времени, междисциплинарный, а следова-
тельно, межфункциональный характер) требует привлечения и
координации деятельности многих функциональных подразде-
лений и специалистов. В традиционных линейно-функциональ-
ных структурах такие задачи решаются сложно. Необходимы
специальные подходы.
Например, проблема разделения энергетического бизнеса - выде-
ления энергогенерирующей компании с последующим слиянием ее с
угольной - требует решения многих задач:
• регистрации новых юридических лиц, иногда в разных странах
(если угольные разрезы находятся за рубежом),
• принятия постановлений Правительством РФ, руководством
субъектов РФ, решений советами директоров различных компа-
ний, межправительственных соглашений;
• соглашения различных сторон о порядке финансирования и пере-
дачи объектов социальной сферы в муниципальную собствен-
ность;
• подготовки учредительных документов;
• разработки бизнес-плана новой компании;
• формирования систем управления новым АО;
• инвентаризации и подготовки имущественных комплексов для
внесения в уставный капитал новой компании;
• определения порядка утверждения тарифов на электроэнергию,
уголь, его железнодорожные перевозки;
• работы с трудовым коллективом в связи с реформированием.
Из перечисленного далеко не полного состава задач видно, как ши-
рок диапазон профессионального состава специалистов, привлекае-
мых к их решению.
Практика выработала соответствующие подходы, суть кото-
рых заключается в том, что в действующие организационные
механизмы управления вводятся элементы матричной структу-
ры (рис. 22.12). При этом специалисты того или иною профиля
(члены проектной команды) подчиняются не только руководите-
лям тех функциональных подразделений, в которых постоянно
работают, но и менеджеру проекта (иногда называемому проект-
менеджером). Такая структура имеет жизненный цикл, опреде-
ленный продолжительностью выполнения проекта. Как только
ОПИСАНИЕ БИЗНЕС-ПРОЦЕССАВ ТАБЛИЧНОЙ ФОРМЕ (КАК ДОЛЖНО БЫТЬ)
№ Стадия(исполнитель) ВХОД (ИСТОЧНИК) Выход (потребитель) Какие решения принимают (кто принимает) Периодичность
АЗ Учет потребления электроэнергии абонентом
А3.1 Прием показаний приборов учета Фактические показания приборов учета Начисления в киловаттах
А3.2 Расчет по среднесуточному потреблению энергии (техники по расчетам, контролеры) Договор энергоснабжения с абонентом Начисления в киловаттах по среднесуточному потреблению Определить размер средне- суточного расхода электри- ческой энергии (начальник отдела по согласованию с руководством сетевого предприятия) В зависимости от потребителя (раз в месяц, квартал)
АЗ.З Расчет по установленной мощности (техники по расчетам, контролеры) Договор энергоснабжения с абонентом Начисления в киловаттах по установленной мощности В зависимости от потребителя (раз в месяц, квартал)
АЗ.4 Выписка счетов абонентам Начисления в киловаттах (в том числе по установленной мощности и по среднесуточному потреблению), суммы к доначислению (техники по расчетам) Начисления в рублях Определить периодичность выставления счетов (начальник отдела)
А3.5 Оценка ожидаемого времени и формы возмещения Договор энергоснабжения с абонентом,начисления в рублях Записи в учетные регистры о начислении дебиторской задолженности Спрогнозировать период возмещения и оценить его форму
А3.6 Закрытие учетного периода (финансовый отдел) Начисления в рублях Книга продаж на следующий месяц
А3.7 Выставление счетов и платежных документов Договор энергоснабжения с абонентом Счета и платежные требования абоненту
Таблица 22.1
478 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
479
Рис. 22.12.
Организационная
структура управления
проектом (выделенные
блоки - персонал,
вовлеченный в работу
над проектом)
задача становит ся осознанной менеджментом, хорошо структу-
рированной, т.е. отрабатывается метод решения, ее можно пере-
водить в разряд функциональных и решать в режиме рутинной
управленческой деятельности.
Итак, проектное управление - это решение новой для ме-
неджмента энергокомпании задачи с помощью управления ком-
плексом различных видов деятельности (межфункциональной
проблемы) на основе интегрирующего руководства в условиях
четких ограничений по затратам и срокам.
Эффективная реализация такой организационной формы,
как проектное управление, возможна при соблюдении следую-
щих условий:
• наделение менеджера проекта властными полномочиями
(необходимыми для подготовки и внедрения проекта) в
полном объеме;
• поддержка руководства (оно должно явно демонстриро-
вать одобрение путем активной помощи и контроля);
• четкое определение прав проект-менеджера, в противном
случае неизбежно возникнут конфликтные ситуации с
функциональными подразделениями энергокомпании (ру-
ководитель проекта должен быть авторитетным менедже-
ром, его компетентность не должна вызывать сомнений);
480
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• выделение определенного бюджета с полным правом при-
нятия решений по его расходованию проект-менеджером
(результаты его решений в этой сфере должны быть глас-
ными);
• возможность самостоятельного подбора проектной коман-
ды проект-менеджером;
• эффективная система информационной поддержки.
Центральной фигурой в проектном управлении является про-
ект-менеджер. При подборе кандидатуры на эту роль следует
руководствоваться такими ключевыми элементами его компе-
тенции, как понимание идеологии, структуры и взаимосвязей
проекта, коммуникабельность, способность к быстрому при-
нятию рациональных решений, умение планировать и осущест-
влять контроль.
Конечно, идеальный вариант, когда проект-менеджер полу-
чает техническое задание на разработку системы (на реформи-
рование ее). При этом он разделяет идеологические посылки,
концепцию новой системы. Еще лучше, если он участвовал в
разработке, согласовании и утверждении технического задания.
Однако на практике наиболее распространен случай, когда про-
ект-менеджер получает не техническое задание, а лишь соот-
ветствующее поручение руководства в самом общем виде. Ему
необходимо самому, возможно, с потенциальными членами бу-
дущей проектной команды выполнить важную предпроектную
работу — составить техническое задание, включив в него следу-
ющие сведения:
• общие данные об оргпроекге (наименование, актуаль-
ность и условия создания);
• о назначении и целях системы управления;
• требованиях к системе;
• целях реформирования данной системы;
• принципах концепции новой системы;
• составе и содержании работ по созданию и внедрению си-
стемы;
• глубине проектных решений;
• требованиях к документированию;
• стоимости и порядке финансирования проекта;
• сроках;
• исполнителях.
Имея техническое задание, проект-менеджер приступает к
подготовительной работе:
• определению состава проектной команды и полномочий
ее членов;
• разработке плана-графика проектных работ;
• составлению бюджета проекта;
• принятию положения о материальном стимулировании
членов проектной команды;
• созданию системы информационного обеспечения членов
проектной команды.
РАЗДЕЛ 6 ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
481
В энергокомпаниях, серьезно занимающихся своим развити-
ем, имеющих постоянный инновационный поток, внедряющих
стратегическое управление, рекомендуется создать проектный
офис.
Проектный офис - это организационная структура, предна-
значенная для поддержки осуществления проектов на разных
уровнях управления в энергокомпании за счет:
• внедрения единой методологии, стандартов, процедур и
шаблонов;
• ресурсной, консультационной и координационной под-
держки менеджеров проектов;
• подготовки аналитической и обобщенной отчетности для
высшего руководства.
482
ГЛАВА 23
УПРАВЛЕНЧЕСКИЙ ПЕРСОНАЛ - ГЛАВНЫЙ РЕСУРС
ПРЕОБРАЗОВАНИЙ1
НОВЫЕ ЗАДАЧИ
1 Глава написана
совместно с А.П. Иса-
евым.
В электроэнергетике сложилась достаточно напряженная си-
туация с трудовыми ресурсами, которая характеризуется:
• низкой компетен гностью многих топ-менеджеров, не спо-
собных принимать системные решения с учетом взаимо-
связей сложнейшего инженерного и социотехнического
комплекса;
• все более увеличивающимся дефицитом квалифицирован-
ных рабочих кадров;
• резким снижением профессионального уровня и потерей
престижа инженерного труда, в том числе в особо ответ-
ственном контуре управления — оперативно-диспетчер-
ском;
• оттоком из отрасли молодых перспективных специали-
стов, получивших практический опыт работы, в связи с
чем обострилась потребность в руководителях низового
(цехового) уровня.
Выправить ситуацию непросто и дорого. Ведь эффективного
менеджера и технического специалиста для столь сложного биз-
неса быстро не подготовить.
Анализ происходящих изменений в составе кадров и про-
блем, обусловленных человеческим фактором, позволяет сде-
лать определенные выводы. Их важно учитывать всем, но осо-
бенно менеджменту энергскомпаний, расположенных вдали от
крупных городов с университетскими центрами, для которых
проблема квалифицированных кадров стоит очень остро.
1. Происходит достаточно четкое перераспределение чис-
ленного состава работников по направлениям профессиональ-
ной деятельности:
• эксплуатационный персонал - численность будет сохра-
няться, его сокращение может осуществляться только по-
степенно при серьезных инвестициях в новые энергетиче-
ские технологии и средства автоматизации;
• ремонтный персонал - численность резко сократится
по мере выделения энергоремонта в самостоятельный
бизнес;
• менеджеры и специалисты, среди которых особая группа,
где в наибольшей степени необходима рыночная ориен-
тация: финансисты, специалисты по маркетингу и сбыту,
управлению персоналом, инвестиционной деятельно-
сти, совершенствованию и развитию производственных,
управленческих, информационных систем - данная ка-
тегория персонала будет увеличиваться одновременно со
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
483
все возрастающими требованиями к профессиональной
компетенции.
Важно подчеркнуть, что изменяются само содержание ком-
петентности руководителей и специалистов и уровень требо-
ваний к ним. Резко возрастает потребность в профессионально
подготовленных амбициозных менеджерах с хорошей пред-
принимательской интуицией и способностью принимать от-
ветственные решения в условиях высоких рисков. Большое
количество менеджеров, пришедших в отрасль, не имеют
должного опыта и слабо представляют технико-технологиче-
ские основы энергетического производства, не ориентированы
на его совершенствование. С этой категорией персонала не-
обходима целенаправленная работа в системе корпоративного
обучения.
2. Тенденцию потери традиционно присущей электроэнер-
гетике престижности инженерного труда необходимо срочно
переломить. Без этого тотальное техническое перевооружение
и модернизация невозможны.
3. У каждой категории персонала своя профессиональная
субкультура, выражающаяся:
• в отношении к тем или иным производственным функци-
ям и самооценке значимости своей профессиональной де-
ятельности;
• уровне ответственности;
• социальной престижности и внутренней шкале качества
выполнения работы;
• терминологическом языке.
Возникает непростая проблема интеграции разных профес-
сиональных групп в корпоративную культуру с едиными трудо-
выми ценностями. Одновременно происходит другой процесс,
определяемый объективной потребностью ускорения преоб-
разований в самой корпоративной культуре энергокомпаний,
прежде всего в связи с мощным инновационным потоком, вы-
званным реформиоованием.
Традиционная корпоративная культура в электро шергетике
формировалась под влиянием стабильных организационно-тех-
нологических факторов и общепринятых критериев успешно-
сти деятельности, которые выражались формулами:
• вахта, бригада, смена, электростанция, сетевое предпри-
ятие, энергосистема - одни интересы, единый профессио-
нальный коллектив,
• план по производству выполнен, а тариф на энергию, эко-
номика и финансы не наше дело;
• чем больше вводов энергомощностей, тем больше ресур-
сов, возможностей развития соцкультбыта, больше почета
и славы руководителям.
На смену этой культуре приходит иная. Она формируется под
влиянием уже других идеологических принципов:
484
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• платежеспособный потребитель-клиент, заинтересован-
ный в продукции и услугах нашего бизнеса, - основа де-
нег, инвестиций, возможности развития;
• прибыль, стабильный денежный поток, эффективная коман-
да топ-менеджеров создают возможность привлечения инве-
сторов, роста курсовой стоимости акций и выплаты высоких
дивидендов. При этом менеджеры, весь персонал смогут
больше зарабатывать и удовлетворять свои потребности.
Очевидно, что новая организационная культура складывает-
ся под преобладающим влиянием менеджмента. В то же время
требования к надежности, качеству эксплуатации оборудования
не только остаются прежними, но и усиливаются из-за его из-
ношенности. В связи с этим происходит резкое противопостав-
ление субкультур различных сфер деятельности, в частности
сферы экономического, финансового управления и инженерных
служб, возникает опасность появления серьезных противоре-
чий. Этому способствует и то обстоятельство, что пока многие
руководители не имеют необходимых знаний, опыта и профес-
сионально важных качеств. Все это создает предпосылки для
появления скрытых производственных конфликтов.
Таким образом, реформирование отрасли будет осущест-
вляться на фоне структурных изменений персонала, роста те-
кучести кадров, глубоких перемен в корпоративной культуре,
которые должны произойти в относительно короткие сроки.
Важно обеспечить разумное сочетание жесткой технологиче-
ской регламентации, технократической культуры энергетиче-
ского производства с потребностью в создании инновационной
среды. Традиционные методы кадровой работы здесь являются
тормозом. Поэтому на первый план выходит проблема карди-
нального изменения самих принципов работы с персоналом.
Сегодня при массовой организации энергетических бизнесов
с качественно другой идеологией управления необходимо решить
прежде всего кадровые проблемы, ставшие уже хроническими:
• приостановить отток квалифицированного персонала;
• усилить работу по привлечению выпускников вузов;
• ускорить процесс профессионального роста молодых спе-
циалистов.
При этом потребуется выполнить три базовых условия:
1) создать привлекательную корпоративную среду, мотиви-
рующую персонал в полной мере реализовывать свой профес-
сиональный потенциал;
2) осуществлять адресные инвестиции в наиболее квалифи-
цированных и перспективных менеджеров и специалистов для
решения актуальных задач;
3) разработать и внедрить корпоративные стандарты управ-
ления.
Необходимость создания привлекательной корпоративной
среды во многом связана с тем, что за последние годы произош-
ли существенные изменения в целях и интересах работников
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
485
самых разных профессий и специальностей. Новое поколение
менеджеров требует не просто высокооплачиваемой работы,
а соответствующей оценки и признания со стороны организа-
ции, в которой работает. Это выражается не только в зарплате,
но и статусе, наличии хорошо видимой перспективы как про-
фессионального, так и карьерного роста, участия в серьезных
проектах. Решить эту задачу можно лишь при условии, что на
всех уровнях менеджмента появится осознание новых запросов
работников как реального фактора, учет которого повысит эф-
фективность бизнеса. В связи с этим внутренняя среда энерго-
компании, его организационная культура становятся предметом
специального анализа и проектирования (рис. 23.1).
Рис. 23.1. Влияние
корпоративной среды
на кадровое состояние
Под адресными инвестициями в менеджмент имеются в
виду затраты на создание условий для более высоких доходов
наиболее квалифицированных и энергичных работников. По
существу, адресные инвестиции в человеческие ресурсы - это
вложение средств в мотивацию и профессионализм - основные
составляющие успешного бизнеса.
Повышение заработной платы в электроэнергетике, конечно,
необходимо. Но само по себе оно качественно не изменит ка-
дровую ситуацию, в лучшем случае стабилизирует сложивше-
еся положение. По известному закону Парето 20% персонала
обеспечивают 80% успеха предприятия. Адресные инвестиции
должны быть направлены для этих 20% наиболее эффективных
работников. Понятно, что высокий кпд адресных инвестиций
будет в том случае, если средства, предназначенные для под-
держки высокоэффективной деятельности и профессиональных
486
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
способностей, не будут распыляться на широкий круг работни-
ков из желания никого не обидеть. При этом адресные инвести-
ции могут наиболее эффективно реализоваться в двух направ-
лениях:
1) вложение достаточных средств в мотивацию реальных
достижений работников в форме существенной дополнитель-
ной оплаты;
2) регулярное выделение значительных средств на развитие
профессиональной элиты энергокомпании - тех, кто не только
стабильно и эффективно работает, но и прогрессирует в своем
профессионализме. Это вложения в обучение, создание пер-
спективы роста и благоприятной корпоративной среды.
Общая схема решения задачи адресных инвестиций пред-
ставлена на рис. 23.2.
Условия
карьерного
роста
ОТСРОЧЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
роста
Условия
труда
Условия
професси-
онального
Корпора-
тивное
обучение
ПРЯМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
Удовлетворенность трудом
Адресные инвестиции
в персонал
Повышение
трудовой мотивации
Повышение результатов
труда
персонала
Мониторинг
активности
Система
оплаты
труда
Система
стимули-
рования
Система
оценки
труда
Рис. 23.2. Влияние
адресных инвестиций
на персонал
Разработка стандартов управленческой деятельности -
это определение комплекса знаний, компетенций и алгоритма
их применения для менеджеров. Соответствие деятельности
менеджеров стандарту обеспечивает высокую эффективность
организации.
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
487
Выделяют два основных типа стандартов управления: нацио-
нальные и корпоративные. Национальные стандарты наиболее
общие и универсальные. В них отражены типовые знания и ком-
петенции, необходимые для управленческой деятельности в це-
лом, в основных ее аспектах. Эти стандарты соответствуют ур< >в-
ню управленческой науки в стране и требованиям национальной
культуры. Примером могут служить «Национальные стандарты
управления Великобритании». Такие стандарты удобны для ис-
пользования в профессиональном образовании менеджеров. В
практическом плане они могут использоваться в качестве теоре-
тической основы при разработке корпоративных стандартов.
Корпоративные стандарты более конкретны, они разраба-
тываются для определенных видов управленческой деятельно-
сти и должностей. Корпоративный стандарт можно разработать
только для сложившихся видов текущей дея гельности; для ин-
новационной стандарты не создают.
Производственная деятельность менеджера — это совокупность ти-
повых и специальных задач, которые он должен выполнять на занима-
емой должности. Типовые задачи характеризуются высокой повторяе-
мостью (периодичностью) с несущественными изменениями условий.
Специальные задачи, наоборот, имеют низкую периодичность, а усло-
вия их выполнения менее стабильны.
Для решения каждой задачи необходимо иметь совокупность зна-
ний, умений и профессионально важных качеств личности, что и со-
ставляет отдельную управленческую компетенцию. Основную часть
производственной деятельности, конечно, занимают типовые зада-
чи. Поэтому им соответствуют компетенции первого уровня. Специ-
альным задачам соответствуют компетенции второго уровня. Такой
подход позволяет, по нашим оценкам, у менеджеров нижнего уровня
выделять от 21 до 27 компетенций, у менеджеров сретнего уровня -
24-29 компетенций, у топ-менеджеров - 30-35 компетенций. При этом
от 60% (у топ-менеджеров) до 85% (у менеджеров нижнего уровня)
этих компетенций относятся к первому уровню.
Все решаемые менеджером задачи можно сгруппировать по пред-
мету или сферам деятельности в определенные блоки, например за-
дачи, связанные с совершенствованием организации работ или с
техническими вопросами. Этим блокам задач соответствуют агреги-
рованные компетенции, объединяющие несколько отдельных компе-
тенций (рис. 23.3).
Разработка стандарта управленческой деятельности для конкрет-
ной должности включает несколько этапов:
1. Определение концептуальной основы стандарта. Это комплекс
знаний, система компетенций и алгоритм их применения, составлен-
ных на основе анализа организационной структуры, технологического
процесса, должностных положений и инструкций.
2. Наполнение стандарта практическим содержанием. Практиче-
ская часть представляет собой комплекс знаний, систему компетенций
и алгоритм их применения, полученный на основе анализа реальной
488
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 23.3. Структура
стандарта
профессиональной
деятельности
менеджера:
К1 - компетенции первого
уровня,
К2 - компетенции второго
уровня.
Ак - агрегированные
компетенции
деятельности менеджера, который успешно выполняет все функции
на данной должности.
3. Оформление стандарта - это системное описание управлен-
ческой деятельности соответствующей должности, в которое входят
структура знаний, формат и содержание каждой компетенции, алго-
ритмы деятельности в типовых ситуациях.
4. Создание инструментального оснащения стандарта. Для того
чтобы стандарт мог эффективно выполнять свои функции, он должен
иметь конкретные инструменты применения:
• методики диагностики соответствия деятельности стандарту;
• программы формирования отдельных компетенций, определяе-
мых стандартом;
• методики перестройки управленческой деятельности (реинжи-
ниринга) в соответствии со стандартом.
Внедрение стандартов управления в энергокомпании позво-
ляет на принципиально другом уровне проводить работу с пер-
соналом:
• при подборе кандидатов на должность;
• обучении менеджеров и планировании их профессиональ-
ного и служебною роста;
• оценке квалификации и эффективности выполнения ра-
бот;
• вознаграждении и стимулировании трудовой деятельно-
сти.
Наличие стандарта с полным инструментальным оснащени-
ем позволяет целенаправленно управлять профессионализмом
и эффективностью менеджеров. Например, с помощью техно-
логии корпоративного менеджмент-инкубатора (см. ниже) уда-
ется в сжатые сроки доводить квалификацию менеджера (даже
у молодого специалиста) нижнего уровня до соответствия стан-
дарту.
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
489
Рис. 23.4. Приоритеты
персонал -
ориентированной
стратегии
энергопредприятия
Более глубокая реорганизация кадровой работы в энергоком-
пании необходима в стратегическом плане - в соответствии с
целями развития бизнеса и ооеспечения его долговременной
успешности в рыночной среде. При этом возникает прежде все-
го потребность в корпоративной стратегии. Только на ее основе
появляется возможность разработать функциональную кадро
вую стратегию (персонал-стратегию).
Персонал-стратегии включают задачи, планы и проекты. Они
имеют ответственных за результаты менеджеров, необходимое
финансирование, показатели эффективности, которые периоди-
чески корректируются.
Реформирование энергокомпании, как правило, не отменяет,
а лишь в известной мере изменяет текущую деятельность. При-
чем именно в этом и состоит основная проблема - в условиях
глубоких преобразований продолжать операционную деятель-
ность, не теряя управляемости. Поэтому персонал-стратегия
энергокомпании должна одновременно учитывать текущие и
перспективные задачи (рис. 23.4). Последние связаны, как пра-
вило, с инновационной деятельностью.
490
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Учитывая различное толкование понятия «инновационная деятель-
ность» менеджера, необходимо уточнить содержание, в котором оно
применяется в данной книге. Инновационная деятельность менеджера
включает широкий круг задач и действий, причем не только тех, кото-
рые явно выходят за рамки текущей деятельности:
совершенствование организации работ в зоне служебной ответ-
ственности;
участие в разработке стандарта текущей деятельности подчинен-
ных и собственной;
постановка новых задач самого разного содержания (например,
модернизация оборудования, совершенствование системы стимулиро-
вания, реинжиниринт бизнес-процесса, внедрение механизма управ-
ления качеством);
разработка планов и проектов их решения.
В таком контексте инновационные задачи и функции того или ино-
го объема и сложности присущи деятельности любого менеджера.
Для большинства инновационные действия составляют небольшую
часть работы, для немногих - основную. Но это самая трудная часть
управленческой деятельности, независимо от того, какую она часть
занимает. И по тому, как она выполняется, судят о перспективности
руководителя. Инновационная часть определяет его профессиональ-
ное развитие. Менеджер, в совершенстве знающий текущие задачи, но
не способный к инновационной активности, имеет мало шансов для
карьерного роста. Он полезен и даже незаменим только для данной
должности.
Многие руководители считают, что им нужны не инноваци-
онные, а линейные менеджеры, способные обеспечить нормаль-
ную работу конкретного производственного участка в соответ-
ствии с требованиями технологического процесса и в рамках
установленных регламентов. Однако в действительности в
наше зремя потребность в менеджерах, для которых достаточ-
но освоения управленческого стандарта конкретной должности,
оказывается небольшой прежде всего потому, что осуществля-
ются различные изменения: замена технологий, модерниза-
ция оборудования, внедрение новых организационных систем.
Хотя и отладка текущил производственных процессов требует
серьезного внимания, потому что производств, в которых в со-
вершенстве отлажен технологический процесс, не требующий
выходить за рамки регламен гов, мало.
В условиях масштабных преобразований в отрасли возникает
потребность в привлечении к активной инновационной деятель-
ности многих менеджеров из разных сфер и уровней управления,
включая производственников, отвечающих за технологические
процессы на конкретных участках. Это вполне понятно: плани-
ровать серьезные изменения, не апробируя их опытом линейных
менеджеров, — рискованное занятие, потому что многие важные
детали трудно поня гь со стороны и заметить сверху. Однако во-
влечение менеджеров, особенно молодых, в инновационный
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
491
процесс может привести к негативным последствиям. Новый
опыт изменяет их отношение к повседневным обязанностям,
которые начинают восприниматься как рутинные. Инноваци-
онные задачи интереснее, они открывают новые возможности
и перспективы. Возвращаться к рутине текущего производства
трудно, многие стремятся этого избежать. В результате возника-
ет дефицит линейных менеджеров. Разрешить это естественное
противоречие нелегко. Конечно, для конкретного предприятия
можно найти способ достижения «золотой середины» в соотно-
шении менеджеров, работающих в рамках регламента, стандарта,
и инновационных, но разработать универсальную рекомендацию,
подходящую для большинства предприятий, нельзя.
Таким образом, кадровые вопросы приобретают особую
остроту, когда необходимо решать новые задачи, требующие
активизации инновационного процесса. Нехватка менеджеров,
способных успешно сочетать инновационную и текущую де-
ятельность, становится основным барьером на пути развития
бизнеса.
СИСТЕМНАЯ РАБОТА С ПЕРСОНАЛОМ
Снять указанный барьер можно на основе системно постро-
енной работы с персоналом с четко выделенными приоритета-
ми. Ключевое место в этой работе вместо понятий «функции»,
«обязанности», «анкеты», «учет», «мероприятия» должны за-
нять понятия «стратегия», «приоритетные задачи», «проекты»,
«технологии», «эффективность». Такой подход основан на двух
принципиальных моментах: изменении роли и функций линей-
ных менеджеров в работе с персоналом; внедрении в кадровый
менеджмент метода, сочетающего формирование инновацион-
ных команд и использование принципа проектного управления.
Существо данного подхода раскрывает ряд положений.
1. Основную работу по развитию человеческих ресурсов и
управлению персоналом выполняют менеджеры всех уровней,
прежде всего руководители подразделений, организационно-ме-
тодическую работу - служба (отдел} управления персоналом.
2. Разделение функций между ними осуществляется следу-
ющим образом.
- менеджеры ставят текущие и перспективные задачи ра-
боты с персоналом своих подразделений, а также определяют
основную ее часть, включая в качестве приоритетной в свои
функциональные обязанности и производственные задачи;
- служба управления персоналом выполняет функции ко-
ординатора всего комплекса работ с персоналом и органа, от-
ветственного за методическое обеспечение. Кроме того, есте-
ственно, она является исполнителем тех специальных видов
деятельности, которые требуют применения профессионально-
го инструментария (диагностических и эксперт ных методик).
492
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
3. Более конкретное распределение функций проводится в
процессе решения каждой отдельной задачи в зависимости от ее
содержания. Например, при решении задач, прямо не связанных
с работающим в данный момент персоналом (рекрутинг, работа с
целевыми студентами'', ведущие функции выполняет специали-
зированная служба; задач, предполагающих непосредственное
взаимодействие с работниками (аттестация, адаптация к новому
рабочему месту, мотивирование), - линейные менеджеры.
4. При таком распределении функций эффективность ре-
зультатов будет во многом зависеть от уровня взаимодействия
между менеджерами и специализированной службой, единства
в понимании общих задач и функций каждой стороны, степе-
ни согласованности действий. Для обеспечения оптимального
взаимодействия создается организационный механизм, напри-
мер постоянно действующий совет (или комитет) по развитию
персонала. Ежегодно им принимаются программы и проекты по
приоритетным направлениям кадровой работы; под них выде-
ляются ресурсы и формируются соответствующие инновацион-
ные команды. За результаты работы по каждому проекту отвеча-
ет совет и соответствующий топ-менеджер.
5. Одна из основных функций совета и службы управления
персоналом заключается в системной организации проводимой
работы. Прежде всего результаты, получаемые в отдельных
проектах и задачах, должны максимально использоваться в дру-
гих, например, результаты оценки персонала (мониторинг или
аттестация) — в организации обучения, стимулировании, меро-
приятиях по изменению организационной культуры.
Таким образом, работу по управлению персоналом в энерго-
компании проводят:
- линейные менеджеры в своих подразделениях;
- совет по развитию персонала, в который входят замести-
тель директора по персоналу и другие высшие руководители;
- инновационная команда с участием менеджеров и специа-
листов разных подразделений;
- служба управления персоналом (рис. 23.5).
Предлагаемая организация системной работы с персоналом
на основе сочетания методов инновационных команд и про-
ектного управления позволяет максимально концентрировать
усилия и ресурсы на поставленных задачах и благодаря этому
быстро достигать практических результатов. Кроме того, с по-
мощью инновационных команд в работу с персоналом (перспек-
тивную и текущую) вовлекается большая часть менеджеров.
Структура работы с персоналом формируется соответствен-
но проблемам и текущим задачам, решаемым менеджментом.
Понятно, что они имеют существенные различия, определяемые
видом энергокомпании (генерирующая, сетевая, ремонтная или
сбытовая), ее местонахождением (крупный город или неболь-
шой отдаленный населенный пункт), состоянием технической
базы, характеристиками персонала.
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
493
организация работы
с персоналом
Вместе с тем для большинства энергокомпаний существует,
как указывалось выше, общая актуальная задача, имеющая пер-
востепенное значение, - организация инновационного процес-
са в связи с реформированием, модернизацией и техническим
перевооружением. Ее решение затрагивает практически все си-
стемы управления и в той или иной степени изменяет бизнес-
процессы. В связи с этим требуется прежде всего существенная
перестройка работы с персоналом под эту приоритетную задачу.
Такой проект может быть достаточно типовым. В первую оче-
редь в нем разрабатываются:
• механизм стимулирования эффективного труда для раз-
ных категорий управленческого персонала;
• система корпоративного обучения и развития персонала
(включая выращивание перспективных менеджеров);
• концептуально организованный и методически оснащен-
ный мониторинг деятельности персонала, позволяющий
производить отбор менеджеров, обладающих способно-
стями к инновационной деятельности.
Данные направления работы с персоналом тесно взаимо-
связаны и представляют собой целостную систему. Каждое из
приоритетных направлений имеет определенную структуру и
содержит свои задачи и постоянные функции, а весь комплекс
кадрового менеджмента требует значительных усилий, средств
и времени. При традиционной организации кадровой работы
494
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
реализация данного комплекса работ практически невозможна
из-за остаточного принципа финансирования, слабого методи-
ческого оснащения и недооценки сложности задачи.
ОРГАНИЗАЦИЯ КОРПОРАТИВНОГО ОБУЧЕНИЯ
В настоящее время корпоративное обучение в энергокомпа-
ниях носит фрагментарный характер или вообще отсутствует.
Естественно, оно сохраняет традиционную идеологию и мето-
дический арсенал. Однако новые задачи требуют:
• формирования системного содержания, соответствующе-
го стратегии;
• создания технологичного инструментария, позволяющего
в интенсивной форме повышать компетентность;
• повышения профессионализма учителей, который не мо-
жет сформироваться в полной мере в отрыве от бизнеса.
Именно поэтому основной формой повышения квалифика-
ции менеджеров и специалистов должно стать корпоративное
обучение. Особенно эффективным оно оказывается в целевой
подготовке к выполнению персоналом стандартных функций и
решению определенных инновационных задач.
При организации корпоративного обучения следует опреде-
литься со следующими вопросами:
• цели обучения для конкретного персонала;
• содержание и виды обучения;
• методы обучения.
Большинство традиционных вузовских методов в корпора-
тивном обучении оказываются неэффективными. Здесь необ-
ходимы специальные методы и технологии внутрифирменного
обучения, встроенные в реальный производственный процесс.
Их эффект достигается за счет того, что они:
• связывают обучение с содержанием реальных проблем и
задач предприятия и оказывают влияние на их решение;
• организуют обучение персонала в ходе производственной
деятельности непосредственно на рабочих местах, при
выполнении должностных функций;
• обеспечивают участие в обучении персонала руководите-
лей и высококвалифицированных специалистов;
• совмещают обучение с проектной работой, результатом
которой является обоснованное предложение, организа-
ционный или технический проект;
• способствуют активизации обмена опытом и знаниями
между работниками.
Однако значение имеет не только качество обучающих тех-
нологий, но и сама организация процесса обучения персонала,
которая во многом влияет на конечные результаты и таким об-
разом обеспечивает его готовность к решению текущих и новых
задач (рис. 23.6). При этом используются:
• стандарты должностной компетентности менеджеров;
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
495
Рис. 23.6. Организация
корпоративного
обучения
• компьютерные информационные системы с базами дан-
ных аудита, мониторинга и корпоративного обучения;
• системы стимулирования труда, связывающие оценки
профессиональной деятельности и результаты корпора-
тивного обучения.
Корпоративное обучение максимально эффективно, если в
нем участвуют именно те специалисты, которые нуждаются в
учебе. Конечно, учить полезно всех, за исключением тех, кто по
психофизиологическим и личностным качествам непригоден к
профессии менеджера. К сожалению, таких достаточно много: по
нашей оценке, более 70% людей, а из уже работающих менедже-
ров порядка 30%. Кроме того, ограниченность средств и жесткие
требования фактора времени вызывают необходимость прово-
дить серьезный отбор для дополнительного обучения.
496
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 См.: Гителъман Л.,Д.,
Исаев А.П.В команде
менеджеры и профес-
сора От обучения к
корпоративному уни-
верситету М.: Дело,
2005.
Прежде всего следует выделить несколько категорий управ-
ленческого персонала, которые необходимо учить постоянно.
К ним относятся:
• все топ-менеджеры',
• молодые менеджеры и специалисты, профессионально
пригодные к управленческой деятельности;
• менеджеры, занявшие новую должность или готовящиеся
к этому;
• менеджеры, на чьих участках внедряются новые техноло-
гии-,
• менеджеры с потенциалом роста (их необходимо готовить
на перспективу, даже если нет возможности предоставить
должность, в которой они могут полнее реализовать свой
управленческий потенциал);
• менеджеры, которые готовятся к командной работе (остро
ощущается потребность в командах генерального директо-
ра, руководителей сфер деятельности, инновационных).
Среди указанных категорий персонала необходимо отобрать
тех, которые обладают высокими способностями к обучению,
освоению нового, саморазвитию. Для этого используются раз-
личные специальные процедуры оценки и отбора1.
Создавая систему корпоративного обучения, бизнесу целе-
сообразно ориентироваться на самые современные подходы. Их
главная идея состоит в том, чтобы в комплексе решать задачи
развития управленческого персонала и бизнеса, включающие
внедрение стратегического управления, обучение менеджеров
и специалистов и увеличение интеллектуального ресурса. Для
этого необходимы специальные технологии.
ТЕХНОЛОГИИ РАБОТЫ
С УПРАВЛЕНЧЕСКИМ ПЕРСОНАЛОМ
Системная организация кадровой работы требует методов и
технологий, органично встроенных в производственный про-
цесс. В противном случае выделенные приоритетные задачи
окажутся не более чем декларативными намерениями. Причем
необходима технологичная организация кадровой работы. Она
позволяет быстро осуществить необходимые изменения в ра-
боте персонала, привлекая к этой работе многих менеджеров и
специалистов, снизить сопротивление при внедрении соотвег-
ствующих изменений в производство, а главное, обеспечивает
их устойчивость и необратимость.
Авторами разработаны и применяются в практической рабо-
те технологии:
• кадрового аудита;
• мониторинга активности персонала;
• непрерывной работы над стратегией;
• трехпакетного комплекса стимулирования труда;
• формирования управленческих и инновационных команд;
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
497
• корпоративного менеджмент-инкубатора;
• наращивания корпоративных знаний.
На основе этих технологий созданы два комплексных про-
екта организации в энергокомпании технологичной кадровой
работы в период осуществления преобразований: 1) модуль
технологичного обеспечения преобразований (модуль ТОП);
2) инновационный корпоративный университет (ИнКУ). Разни-
ца между этими проектами состоит в масштабности решаемых
задач, объеме применяемых технологий и соответственно вели-
чине необходимых ресурсов для их реализации. Более масштаб-
ный и дорогой проект ИнКУ включает отдельные технологии
первого. Модуль ТОП более универсальный и подходит практи-
чески для любого энергопредприятия.
Кратко рассмотрим указанные выше технологии.
Регулярный кадровый аудит. Это оценка соответствия про-
фессиональных компетенций менеджеров и специалистов те-
кущим производственным задачам, а также нФ потенциала ро-
ста - перспективным задачам.
Технология кадрового аудита направлена на определение:
• текущих и перспективных задач кадрового менеджмента,
связанных с преобразованиями;
• содержания и уровня индивидуальных требований к ме-
неджерам;
• структуры управленческих компетенций менеджеров и
потенциала их профессионального роста;
• особенностей организационной культуры энергокомпании
и субкультур отдельных сфер деятельности;
• готовности разных категорий управленческого персонала
к преобразованиям.
Результаты кадрового аудита дают руководителям полную
информацию о реальной возможности менеджмента осущест-
влять инновационную деятельность:
1) они позволяют выявить менеджеров, которых нецелесоо-
бразно привлекать к такой работе;
2) определить перспективных менеджеров и конкретизиро-
вать содержание их потребностей в обучении и развитии;
3) сформировать обучающие программы для разных катего-
рий менеджеров;
4) оценить реальную потребность компании в управленче-
ском персонале на ближайшую и среднесрочную перспективу;
5) разработать конкретные мероприятия по повышению его
готовности к организационным преобразованиям;
6) рекомендовать меры по совершенствованию работы служ-
бы управления персоналом под задачи преобразований.
Мониторинг активности менеджеров. Инновационная ак-
тивность управленческого персонала является двойным индика-
тором. В целом она отражает динамику качественных изменений
в работе предприятия, а ндивидуальная инновационная актив-
ность конкретных менеджеров - степени реального участия в
498
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
решении новых задач. Кроме того, повышение эффективности
инновационной деятельности свидетельствует о качественном
профессиональном развитии менеджера и его коллектива.
Мониторинг управленческого персонала представляет собой
систему процедур измерения и оценки параметров отдельных
процессов, функций, результатов деятельности и квалификаци-
онных характеристик менеджеров и специалистов, включая их
компетенции, мотивацию, профессионально важные качества.
Причем выделяются два функциональных аспекта:
• оценка результатов деятельности - мониторинг результа-
тов;
• анализ квалификационных и психологических характери-
стик инновационной активности - мони горинг квалифи-
кации и потенциала роста.
В мониторинге результатов деятельности важно учитывать
уровень сложности задач, которые выполняет руководитель.
Поэтому наряду с оценкой результатов работы эксперты оцени-
вают и уровень ее сложности (рис. 23.7). Мониторинг профес-
сиональной квалификации включает оценку:
• ключевых управленческих компетенций;
• профессиональной мотивации (структура мотивов, уро-
вень их удовлетворенности);
• потенциала профессионального роста.
Для оценки ключевых компетенций рекомендуется исполь-
зовать количественные и качественные характеристики основ-
ных составляющих профессиональной подготовки менеджеров
Рис. 23.7. Структура
мониторинга
управленческого
персонала
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
499
Рис. 23.8. Профиль
ключеьых компетенций
топ-менеджера
разного уровня. На рис. 23.8 для примера приведены результаты
оценки топ-менеджера одного из энергопредприятий.
Профессиональная мотивация менеджеров и уровень ее удо-
влегворенности определяются с помощью психологических
тестов, самооценочных и экспертных вопросников на основе
анализа структуры внешних и внутренних мотивов производ-
ственной деятельности.
Потенциал профессионального роста выявляется на основе
комплекса профессионально важных качеств, которые опреде-
ляют стиль, особенности и характер деятельности менеджера.
Модель индикаторов ресурса профессионального роста, разра-
ботанная на основе психологической диагностики и экспертных
оценок, представлена на рис. 23.9.
Корпоративный менеджмент-инкубатор. Эта технология
предназначена главным образом для молодых специалистов
Рис. 23.9. Структура
индикаторов
профессионального
роста менеджера
Индикаторы Весовое соотношение
500
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
энергокомпании. По своей сути корпоративный менеджмент-
инкубатор (КМИ) представляет собой технологию ускоренного
формирования практических умений, интенсивного наращива-
ния знаний, целостных компетенций и способностей к профес-
сиональному росту менеджеров в процессе реальной производ-
ственной деятельности. Можно выделить три аспекта, которые
в комплексе характеризуют КМИ:
1) это специальная среда для получения производственно-
го и управленческого опыта, а также развития способностей;
2) обучающая технология, сочетающая производственную,
инновационно-проектную и консалтинговую деятельность;
3) комплекс методов и средств формирования умений рабо-
тать в команде.
Технология КМИ построена на трех видах деятельности,
комбинация которых обеспечивает эффект интенсивного про-
фессионального развития стажера:
• учебно-познавательной,
• учебно-производственной,
• учебно-проектной.
При этом каждый из указанных видов работы осуществляет-
ся в двух формах - индивидуальной и командной.
В организационно-методическом плане весь цикл работы КМИ,
рассчитанный на 10-12 месяцев, состоит из стадий, конкретных
этапов и процедур. Каждая стадия и этап имеют определенное со-
держание и мето, щческое обеспечение, обусловленные закономер-
ностями процесса становления эффективного менеджера.
Первая стадия — отбор кандидатов на основе комплексных
критериев и специальных методик с использованием рекомен-
даций и экспертных оценок руководителей предприятия.
Вторая стадия - интенсивное развитие личностного и про-
фессионального потенциала стажеров.
Третья стадия - освоение стажерами опыта управленческой
и профессиональной деятельности на разных уровнях и долж-
ностях.
Четвертая ci адия - проектно-конструктивная индивидуаль-
ная и групповая деятельность, ориентированная на саморазви-
тие стажеров.
Пятая стадия - отчетно-выпускной проект стажера и его за-
щита перед руководителями предприятия.
Менеджер, став стажером КМИ, не освобождается полнос-
тью от текущих профессиональных обязанностей. Отрыв от
основной работы необходим только для участия в учебно-про-
ектных модулях и в производственных стажировках, что состав-
ляет примерно V4 всего периода работы в КМИ. Каждый этап
работы завершается заданием для самостоятельной работы, ко-
торое выполняется на рабочем месте под руководством консуль-
тантов и наставников.
Технология профессионального развития предполагает ак-
тивное вовлечение в учебно-практическую работу КМИ топ-
РАЗДЕЛ 6 ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
501
менеджеров, в том числе и первого руководителя В связи с этим
создание КМИ требует внедрения новых элементов в кадровую
работу:
• института наставников из числа опытных руководителей
среднего и высшего уровней;
• института корпоративных менеджеров;
• механизма конкурсного замещения должностей менед-
жеров.
Практическая работа КМИ зависит от активности и согласо-
ванности его основных участников: топ-менеджеров предпри-
ятия, наставников, внешних консультантов и преподавателей,
работников кадровой службы, которые во взаимодействии обе-
спечивают полноту и качество реализации требований данной
технологии.
Как показывает опыт, в результате внедрения КМИ растет
интеллектуальный потенциал менеджмента, формируется ко-
манда молодых перспективных руководителей, внедряются но-
вые методы работы.
Трехпакетный комплекс стимулирования труда. Данная
технология основана на применении компенсационных пакетов,
в комплексе обеспечивающих:
• усиление основной мотивационной функции существую-
щей системы заработной платы;
• расширение способов влияния на активность работников
за счет воздействия на более полный состав мотивов их
трудовой деятельности;
• дифференциацию средств и способов стимулирования в
зависимости от содержания мотивации.
Компенсационный пакет - это совокупность средств мате-
риального и нематериального вознаграждения, получаемого ра-
ботниками в качестве компенсации за то, что организация рас-
поряжается их временем, физическими и интеллектуальными
ресурсами, результатами труда. Такие пакеты подразделяются
на три вида:
• основной - заработная плата, включая все надбавки и до-
платы, определяемые законодательством и нормативными
документами;
• дополнительный общий — льготы, предназначенные для
повышения уровня жизни всех работников компании и по-
пучаемые в определенной очередности;
• дополнительный дифференцированный - льготы и при-
влекательные условия, которые создаются для отдельных
работников за конкретные достижения (одно из направле-
ний адресных инвестиций).
Первые два вида компенсационных пакетов выполняют
функции привлечения персонала в компанию и удержания его в
ней; третий вид - функции стимулирования эффективного труда
(рис. 23.10).
502
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 23.10. Структура
и функции
трехпакетного
комплекса
стимулирования
При внедрении рассматриваемой технологии основной ком-
пенсационный пакет и дополнительный общий могут в принци-
пе оставаться без изменений, но, как правило, требуют опреде-
ленных доработок, необходимость в которых обнаруживаются
при проведении специального анализа, например, по результа-
там кадрового аудита. Основное внимание направлено на созда-
ние дополнительного дифференцированного компенсационного
пакета, позволяющего качественно изменить стимулирование
персонала и за счет этого повысить мотивацию большинства
работников. Его содержание может быть весьма различным
в зависимости от целей деятельности и особенностей работы
персонала. Например, дополнительный дифференцированный
компенсационный пакет может включать следующие стимули-
рующие факторы.
1. Конкурсы на замещение вакантных должностей менед-
жера - публичное кадровое мероприятие, призванное сопо-
ставить кандидатов на вакантную должность и соотнести их
качества с требованиями должности. Информационная глас-
ность, демократичность процедуры, объективные критерии
выбора, авторитет конкурсной комиссии обеспечивают дан-
ному мероприятию высокий мотивационный статус. С учетом
того что наиболее сильным мотивом управленческого персо-
нала обычно является возможность карьерного роста, данная
процедура имеет особый стимулирующий эффект.
2 Внедрение механизма специального оценивания работы
менеджеров и подразделений руководителем сферы деятель-
ности (топ-менеджером) - периодическое (раз в год или пол-
года) официальное оценивание результатов работы фиксиру-
ется в форме оценочного уведомления о степени соответствия
корпоративному стандарту. В данном документе указываются:
а) положительные качества и достижения трудового коллектива,
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
503
б) недостатки и недоработки за данный период, в) соответ-
ствие и несоответствие стандарту по результатам работы или
ее процессу.
Эта процедура действует как стимул обратной связи и по-
казывает заинтересованное отношение высшего руководства.
В данной процедуре используются оценки профессиональных
характеристик отдельных работников, а также результаты мо-
ниторинга и аттестаций. Она не должна быть связана с матери-
альным поощрением. Объективность оценок больше всего обе-
спечивает мотивирующее воздейст вие на работников.
3. Индивидуальное планирование карьеры менеджера — поэ-
тапная программа подготовки должностного роста при соответ-
ствующем профессиональном развитии компетенций и способ-
ностей, отвечающих корпоративным требованиям. Программа
одновременно задает перспективу изменения статуса, роста ква-
лификации и повышения материальных доходов. Рекомендует-
ся начать применять индивидуальное планирование карьеры с
молодых менеджеров (до 30 лет), которые, проработав не менее
года, зарекомендовали себя как перспективные.
4. Внедрение статуса корпоративного менеджера - квалифи-
кационный сзатус руководителя, предоставляющий особые права
и дополнительные льготы за значительный вклад в решение важ-
ных задач и развитие предприятия. Статус отражает реальный
рост менеджера и стимулирует его дальнейшее развитие.
5. Создание и внедрение системы корпоративных конкурсов
«лучший в профессии». Ежегодный конкурс охватывает основ-
ные профессии во всех категориях персонала, включая рабочих.
Для менеджеров этот конкурс должен быть тематическим, на-
пример «лучший инновационный менеджер».
Компенсационные пакеты оказывают комплексное действие,
потому что за счет набора функций влияют не только на повы-
шение мотивации персонала, но и на создание новой корпора-
тивной среды, внутреннего имиджа компании и решение других
кадровых задач.
Формирование управленческих команд. Управленческая
команда - это группа менеджеров и специалистов, которые раз-
деляют цели, ценности и общие подходы к реализации совмест-
ной деятельности, обладают взаимодополняющими знаниями и
умениями, ориентированы на общий результат и принимают на
себя ответственность за его достижение.
Одним из наиболее сильных факторов формирования коман-
ды является высокая значимость решаемых задач. Масштабные
и сложные задачи способствуют концентрации на общей цели,
высокой мотивации, подчинению личных интересов групповым
ценностям. Заметим, что намного легче создать команду для ре-
шения новой задачи, чем для текущей и хорошо известной.
Для эффективной команды характерны такие качества, как вза-
имная поддержка, доверие, целеустремленность, обязательность,
сотрудничество, смелости, энтузиазм. Важно подчеркнуть, что
504
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
настоящая команда может быть только из высококвалифициро-
ванных специалистов, имеющих свою сферу ответственности в
совместной деятельности и в то же время выполняющих разные
неформальные ролевые функции в группе.
Серьезный подход к внедрению командного метода управле-
ния предполагает предварительное проведение оценки возмож-
ности его применения в сущест вующей системе власти и стиля
руководства. При этом необходимо учесть:
• реальные мотивы первого руководителя, стремящегося
иметь команду;
• индивидуальные личностные качества топ-менеджеров,
их предрасположенность к командной работе;
• доминирующий стиль и существующую систему методов
управления.
Оптимальный план (методы, технологии и этапы работы)
формирования команды зависит от многих конкретных усло-
вий. Однако существуют универсальные мероприятия, которые
используются практически во всех случаях:
1) отбор менеджеров, способных работать в команде;
2) формирование умений работать в команде;
3) развитие умений вырабатывать групповые решения (на-
пример, текущих задач — в ходе оперативных совещаний; задач
тактического значения - на специальных совещаниях, прово-
димых с помощью методов активизации коллективного мышле-
ния; сложных стратегических задач - в процессе организацион-
но-деятельностных игр);
4) регулярное обучение менеджеров, обеспечивающее про-
фессиональный рост, сохранение и поддержание гибкости по-
ведения и способности к восприятию нового;
5) участие менеджеров в обучении подчиненных;
6) активное использование при решении новых задач метода
проектного управления.
В организационном плане формирование команды представ-
ляет собой совместную работу руководителей предприятия и экс-
пертов-консультантов. При этом в процессе формирования коман-
ды применяются различные методики, техники и технологии.
Авторами разработана и применяется технология формиро-
вания управленческой команды на основе методик, встроенных
в реальный производственный процесс (рис. 23.11). Основная
идея данной технологии заключается в том, чтобы организовать
процесс командообразования в ходе работы по решению реаль-
ных организационных и технических задач.
Наращивание корпоративных знаний. Знания необходи-
мы для того, чтобы решать производственные задачи: прини-
мать правильные решения и успешно их реализовывать. Сле-
довательно, системы управления корпоративными знаниями
необходимы прежде всего под те задачи менеджеров, решение
которых требует кардинального улучшения.
Текущая деятельность характеризуется незначительной из-
менчивостью и высокой регулярностью. Поэтому для повышения
РАЗДЕЛ 6. 11РЕОБРА30ВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
505
Рис. 23.11. Программа
создания команды
эффективности принятия и реализации решений в текущей де-
ятельности менеджерам достаточно системы управления кор-
поративными знаниями, включающей наиболее ценный опыт
работы предприятия, представленный в систематизированном
виде с помощью компьютерных средств (рис. 23.12). Основным
элементом здесь является компьютерная система «Справочник
корпоративных знаний (Справочник КЗ)». Главная его функция
состоит в организации удобного доступа своим сотрудникам к
знаниям, которые накоплены в компании (часто они хранятся в
506
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 23.12. Элементы
системы управления
знаниями
личных компьютерах или имеются лишь в головах других ра-
ботников).
Для повышения эффективности решения новых задач необ-
ходимы более активные формы обмена знаниями, который про-
исходит в непосредственном общении между сотрудниками.
При этом специалисты выходят за рамки имеющегося опыта и
находят более эффективные решения. Поэтому в данном подхо-
де к управлению корпоративными знаниями предусмотрены ме-
ханизмы создания комфортных условий для формального и не-
формального общения между менеджерами и специалистами.
Таким образом, для повышения эффективности управленче-
ской деятельности необходимы компьютерная система обмена зна-
ниями и некомпьютерная система активизации внутренних нефор-
мальных коммуникаций между менеджерами и специалистами.
Основные этапы реализация проекта управления знаниями
в энергокомпании
1. Создание электронного справочника корпоративных зна-
ний включает ряд задач:
• принятие на уровне первого руководителя решения о раз-
работке и реализации проекта корпоративной системы
управления знаниями;
• привлечение квалифицированных консультантов для ока-
зания методической помощи в разработке и реализации
проекта;
• проведение разъяснительной работы среди управлен-
ческого персонала и вовлечение его в инновационный
проект;
• инвентаризация находящейся у сотрудников информации
и отбор важной и полезной информации;
• перевод наиболее ценной част и бумажных архивов в элек-
тронный вид;
• структурирование имеющейся электронной информации;
1
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
507
• помещение информации в корпоративное хранилище и
организация интерактивного доступа к ней;
• осуществление концептуального, организационного и ме-
тодического сопровождения всего процесса создания, экс-
плуатации и совершенствования справочника корпоратив-
ных знаний.
Схематично процесс создания корпоративного справочника
представлен на рис. 23 13.
Рис. 23.13.
Процесс создания
корпоративного
справочника
2. Создание и внедрение средств активизации обмена знани-
ями включает:
• организацию работы по подготовке знаний для корпора-
тивного справочника в качестве обязательной функции
каждого работника,
• организацию регулярного семинара по актуальным вопро-
сам с участием руководства энергокомпании и специали-
стов из других организаций (вузы, научные учреждения,
другие энергопредприятия);
• организацию корпоративного обучения, обеспечивающего
подготовку персонала к решению инновационных задач.
Внедрение системы управления знаниями является одним
из наиболее мощных средств профессионального развития ра-
ботников, которое осуществляется непосредственно в процес-
се производственной деятельности, т.е. в ходе естественного
накопления опыта. Участие в создании системы управления
знаниями, кроме того, позволяет лучше рефлексировать свою
профессиональную деятельность и благодаря этому находить
возможности для ее совершенствования. В этом выражается
прямое влияние корпоративной системы знаний на уровень про-
фессиональной компетентности менеджмента.
508
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Корпоративный университет. Все указанные задачи кадро-
вой работы наиболее комплексно и эффективно решаются в кор-
поративном университете инновационного типа.
Главная цель инновационного корпоративного университета
(ИнКУ) - создание постоянно действующего механизма форми-
рования и поддержки инновационной среды. Выпол 1яя функ-
цию мозгового центра, корпоративный университет занимается
научно-прикладными разработками совершенствования управ-
ления, производственных технологий, моделей организации
новых бизнесов и направлений деятельности и в связи с этим
развитием человеческих ресурсов (рис. 23.14).
Рис. 23.14. Цели и
задачи инновационного
корпоративного
университета
Обучение и развитие персонала в ИнКУ не самоцель, а сред-
ство решения инновационных задач. Этим он принципиально
отличается от большинства корпоративных университетов,
относящихся к образовательному типу. Если главный при-
оритет образовательного корпоративного университета - дать
современные знания и умения, которые могут быть примене-
ны в производстве, то ИнКУ - инициировать инновационный
процесс и обеспечить его эффективность в масштабах всего
предприятия. Обучение в ИнКУ подчинено конкретным инно-
вационным задачам, оно целенаправленно и непосредственно
РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
509
Рис. 23 15 Технологии
инновационного
корпоративного
университета
связано с производственными функциями менеджеров и спе-
циалистов. При этом основной акцент делается на совмещении
проектирования организационных и технических систем и орга-
низации практического обучения менеджеров и специалистов,
которые этим занимаются.
Соответственно задачам инновационный корпоративный
университет должен обладать необходимыми технологиями. Ме-
тоды, применяемые в вузах и образовательных корпоративных
Инновационные
СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
БАЗОВЫЕ
ТЕХНОЛОГИИ
Экономический
навигатор
Конвейер
команд
Цикл игр
стратегического
проектирования
Диагностические
Непрерывная
работа над
стратегией
Реинжиниринг
производственных
систем
Организационно-
кадровый аудит
Менеджмент-
инкубатор
Проектные
мастерские
Комплексная оценка
готовности менеджмента
к реорганизации
Управление
корпоративны-
ми знаниями
Диагностические
игры
Обучающие
Оценочный комплекс
потенциала роста
СИТО
тг
I Тренинги ключевых компетенций
Мониторинг
инновационной
активности
Цикл игр повыше-
ния готовности к
преобразованиям
Обучение
действием и др.
510
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Подробнее см.:
Гительман Л Д
Исаев А.П.
В команде менеджеры
и профессора. От об-
учения к корпоратив-
ному университету и
инновациям М.:Дело,
2005.
ВОПРОСЫ
ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ
университетах, не могут обеспечить решение многих его задач.
В авторском проекте ИнКУ представлен комплекс технологи-
ческого обеспечения его деятельности, состоящий из базовых
и специальных технологий, которые включают инновационные,
обучающие и диагностические методики1 2 3 (рис. 23.15).
Конечно, в сил} масштаба и глубины преобразований элек-
троэнергетики российским энергокомпаниям более соответ-
ствует модель инновационного корпоративного университета.
Внедрение ее значительно сложнее, затратнее, требует каче-
ственных изменений в организационной культуре, процессах
принятия решений, но и эффект несопоставимо выше. Такая
модель в большей мере рассчитана на крупные энергокомпании
(ОГК, ТГК, ФСК, МРСК).
1. Какой должна быть последовательность действий
менеджмента для преобразования энергокомпании?
2. Какие действия необходимо предпринять для повышения
готовности персонала к реформированию? Предложите
краткий план работы с персоналом в качестве подготовки к
проведению преобразований.
3. Как разрешить противоречие между стремлением молодых
амбициозных менеджеров к инновационной деятельности и
необходимостью выполнения текущей «рутинной» работы?
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ПРЕДПРИЯТИЕ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ РЫНКЕ
УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВОМ
ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
513
ГЛАВА 24
ПРЕДПРИЯТИЕ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ РЫНКЕ
РЕФОРМАМ ПОТРЕБИТЕЛЬ
К сожалению, реформирование электроэнергетической от-
расли пока осуществляется без должного внимания к потреби-
телям энергии, хотя с позиций общественных интересов именно
они должны быть в фокусе преобразований. Многие предприя •
тия - потребители энергоносителей достаточно настороженно
относятся к проводимым реформам электроэнергетики и не
имеют ясных ориентиров относительно своего поведения в но-
вых условиях. В связи с этим требуются внятные ответы на ряд
актуальных вопросов:
• что получит потребитель в результате реформ?
• какие возможности открываются перед ним?
• какие угрозы и риски его ожидают?
• насколько готов он к работе в конкурентно-рыночной сре-
де?
Рост цен на энергоносители закономерно повышает роль
энергетического фактора в экономике предприятия. В особой
степени это касается энергоемких потребителей, использующих
дорогие и квалифицированные энергоносители и работающих в
условиях жесткой конкуренции.
Существуют два подхода к управлению энергетическими
затратами как адекватная реакция на удорожание энергоноси-
телей. Первый заключается в минимизации энергетических из-
держек предприятия при более или менее строгих ограничени-
ях по производительности оборудования, качеству продукции,
безопасности и экологичности производства. Причем цены на
энергию и ее поставщики однозначно заданы потребителю, а
желаемый результат достигается в основном за счет различных
энергосберегающих мер, а также изменения структуры взаимо-
заменяемых энергоносителей в пользу более дешевых. В осо-
бых случаях идут на сдвиги в ассортименте выпускаемой про-
дукции за счет сокращения производства наиболее энергоемких
ее видов. Отличительной особенностью такого подхода (конеч-
но, при его абсолютизации) является ослабление связи между
управлением энергозатратами и управлением эффективностью
основного производства. В итоге замедляется внедрение про-
грессивных энергоемких технологических процессов, энерго-
емких продуктовых инноваций, консервируются электровоору-
женность труда и уровень электрификации производства. Таким
образом, подход, основанный на минимизации энергетических
издержек, ограничивает возможности технического развития
предприятия, по существу фиксируя достигнутый уровень
17 Энергетический бизнес Лист-накидка на 17 лист
514
энергетический бизнес
эффективности. Однако все это не относится к высокоэлек-
троемким производствам, где уровень электрификации достиг
предельных значений. В таком случае минимизация издержек
является единственно возможной.
В основе второго подхода лежит принцип оптимизации
энергетических издержек предприятия исходя из критериев
повышения результирующей эффективности производства и
конкурентоспособности предприятия на рынках выпускаемой
продукции. Здесь энергосбережение и рост энергоэффективно-
сти производства сочетаются с внедрением новых технологий и
электрификацией Причем процессы экономии энергии и элек-
трификации не только не противоречат, но и взаимообусловли-
вают и дополняют друг друга. Хотя общий размер энергозатрат
по данной концепции в принципе может быть и больше, чем по
предыдущей, техническое развитие получает новые импульсы,
обеспечивая реализацию стратегических целей предприятия. В
то же время практическое осуществление более прогрессивной
и, конечно, более результативной в итоге концепции оптимиза-
ции энергозатрат предполагает возможности поиска и свободно-
го выбора потребителем вариантов своего энергоснабжения, цен
на энергоносители, поставщиков энергоносителей и различных
услуг, связанных с энергоснабжением. В результате возникает
потребность в разработке энергетической стратегии промыш-
ленного предприятия как инструмента реализации принципа
«рационального поведения».
С точки зрения интересов потребителей развитие конку-
рентно-рыночных отношений в электроэнергетической отрасли
должно обеспечивать прежде всего стабилизацию и снижение
цен на энергию, повышение качества и расширение ассорти-
мента услуг по энергоснабжению. Тем не менее, и это следует
выделить особо, базовой ценностью либерализованного рынка
электроэнергии является свобода потребительского выбора.
Причем имеется и обратная связь: чем более умело и активно
будет пользоваться свободой выбора основная масса потребите-
лей, тем выше будет интенсивность конкуренции в электроэнер-
гетике, а значит, и общественная результативность свободного
энергетического рынка.
Таким образом, для промышленных предприятий качествен-
но меняются логика и методы принятия управленческих реше-
ний менеджментом. Например, в общем случае при отсутствии
каких-либо ограничений промышленное предприятие может
выбирать:
• работать в регулируемом или конкурентном секторе >лек-
троэнергетического рынка;
• покупать электроэнергию на оперативном рынке или в
рамках двусторонних долгосрочных соглашений;
• выходить самому на оптовые рынки или заключить кон-
тракт с поставщиком - энергосбытовой компанией на роз-
ничном рынке;
РАЗДЕЛ 7 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
515
• воспользоваться услугами независимой энергосбытовой
компании или гарантирующего поставщика;
• заниматься самостоятельно вопросами энергосбережения
или привлечь энергосервисную компанию;
• покупать электроэнергию и тепло у внешних поставщи-
ков или перейти на независимое энергоснабжение;
• использовать собственные энергоисточники только для нужд
предприятия или включиться в энергетический бизнес и вый-
ти на рынки энергоносителей в качестве продавца.
Подчеркнем, что, чем больше степеней свободы дает потре-
бителю энергетический рынок, тем шире область оптимизации
энергетических издержек предприятия, а следовательно, и воз-
можности снижения их уровня.
Для выработки энергетической стратегии, основанной на
принципах рационального поведения, потребителю недоста-
точно только знания своих рыночных возможностей. Необходи-
мо четко представлять и риски, порождаемые либерализацией
энергетического рынка, особенно на начальной стадии рефор-
мирования электроэнергетики. Речь может идти о вероятности
резких колебаний цен, перебоев в поставках энергоносителей в
связи с временным дефицитом генерирующих (транспортных)
мощностей, нарушений в цепочке финансовых отношений,
ошибок при выборе поставщиков и др. В целом неопределен-
ность внешней среды для потребителя в условиях открытого
энергетического рынка существенно повышается, и одна из
важнейших целей энергоменеджмента предприятия состоит в
максимально возможном сокращении этой неопределенности.
РАЦИОНАЛЬНОЕ ПОВЕДЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Рациональное поведение потребителя энергии можно опре-
делить как стремление максимально использовать преимуще-
ства и возможности энергорынков для сокращения издержек
энергоснабжения, повышения уровня электрификации произ-
водства и развития собственного энергобизнеса при минимиза-
ции соответствующих угроз и рисков.
В связи с этим предприятие должно руководствоваться сле-
дующими принципами рационального поведения’.
- мотивация на снижение (оптимизацию) энергетических из-
держек;
- мониторинг собственного энергорыночного потенциала;
- гибкое позиционирование на энергетических рынках с ак-
тивным поиском эффективных поставщиков;
- соответствие системы управления энергетическим хозяй-
ством предприятия условиям работы на конкурентном рынке;
- управление рисками, возникающими на энергетических
рынках.
Прокомментируем эти принципы.
516
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 24.1. Варианты
поведения промыш-
ленных предприятий
на рынках электро-
энергии
1. Разные потребители будут склоняться к определенному
типу поведения на энергорынках в зависимости от силы своей
мотивации к активным действиям. На рис. 24.1 показаны два
возможных варианта поведения: активный рациональный (сле-
ва) и пассивный неэффективный (справа). При этом следует от-
метить, что одно лишь позиционирование на рынке в качестве
либо квалифицированного потребителя (являющегося самосто-
ятельным субъектом оптового рынка), либо абонента сбытовой
компании еще не свидетельствует заранее о последующих неэф-
фективных действиях (это позиционирование может быть регла-
ментировано техническими характеристиками потребителя).
Важно также подчеркнуть влияние рационального поведе-
ния потребителей на оживление и поддержание конкуренции
Основные мотивационные факторы
Стимулирование конкуренции
Ослабление конкуренции
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
517
в генерации и сбыте энергии. Наоборот, индифферентный тип
поведения в массовом проявлении способен эту конкуренцию
вообще свернуть.
2. Энергорыночный потенциал характеризует технологические,
экономические и организационные предпосылки маневрирования
потребителя на конкурентном рынке и эффективного управления
рыночными рисками. Введение этого понятия и соответствующей
характеристики предприятия необходимо для определения:
• рыночного статуса потребителя;
• мотивации к снижению энергозатрат и ведению энерго-
бизнеса;
• готовности энергоменеджмента к активной работе на рынках;
• приоритетных рыночных стратегий (с учетом результатов
предыдущего анализа).
В табл. 24.1 приведены элементы потенциала, соответству-
ющие показатели и области их применения. В частности, энер-
готехнологический потенциал в большей степени отражает
возможности автономного энергосбережения; экономический -
мотивационный фактор; организационный - качество и уровень
готовности менеджмента энергохозяйства. Различные виды по-
тенциала требуют разных подходов к оценке характеристик.
СТРУКТУРА ЭНЕРГОРЫНОЧНОГО ПОТЕНЦИАЛА ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
Вид потенциала Показатели и характеристики Область применения
Энерготехнологический • Присоединенная мощность • Энергоемкость продукции • Структура энергопотребления • Потенциал ВЭР • Регулировочные возможности энергоиспользующих установок • Определение статуса потребителя • Значение энергозатрат для основного бизнеса • Выбор приоритетных энергоносителей • Оценка возможностей автономного энергообеспечения • Выявление целесообразности применения дифференцированных тарифов на электроэнергию
Экономический • Интенсивность конкуренции на рынках основной продукции • Инвестиционные возможности • Финансовое состояние * Оценка мотивации к снижению энергозатрат • Возможности независимого энергоснабжения; перспективы энергобизнеса • Определение статуса потребителя
Организационный • Обеспеченность приборами технического и коммерческого учета • Прогрессивность организационной структуры управления энергохозяйством • Резервы энергосбережения (малозатратного) • Определение статуса потребителя • Оценка степени готовности энергоменеджмента к работе на рынках
Таблица 24.1
17 Энергетический бизнес
Потребитель
СП
00
Непромышленный
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Положительный ответ
Отрицательный ответ
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Рис. 24.2. Схема позиционирования потребителей на рынках электроэнергии
520
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 См.: Вилесов И.А.,
Нуретдинова Д. И.
Статус потребителя
на рынках электро-
энергии // Энергетика
региона. 2003. № 4-5.
С. 2-3.
Можно сделать вывод, что, чем больше энергорыночный по-
тенциал предприятия, тем больше простор для активных дей-
ствий и шире возможности выбора энергетических стратегий,
вариантов их комбинирования, а стратегический менеджмент
приобретает большую гибкость.
3. Для того чтобы определиться с целевым статусом при
рыночном позиционировании), можно воспользоваться схемой,
приведенной на рис. 24.2. В соответствии с нею потребитель на
конкурентном рынке может выступить в качестве:
• квалифицированного потребителя;
• консолидированного потребителя;
• абонента сбытовой компании;
• абонента гарантирующего поставщика.
Движение по схеме из исходной точки (сегодняшний ста-
тус потребителя) к конечной (рыночный статус) определяется
выполнением требований администратора торговой системы
(АТС). Так, предприятие может стать субъектом оптового рынка
электроэнергии, если соответствует установленным критериям
в отношении присоединенной мощности, наличия автоматизи-
рованной системы коммерческого учета электроэнергии, плате-
жеспособности и др.
4. Реализация принципа соответствия предполагает каче-
ственно другой энергоменеджмент на предприятии.
Для успешной работы на рынках электроэнергии энергоме-
неджеры должны обладать соответствующей компетенцией. В
частности, они должны знать:
• принципы формирования тарифов на электроэнергию в
регулируемом и конкурентном секторах энергорынка;
• методы корректного обоснования объемно-ценовой заяв-
ки для покупки (продажи) электроэнергии на оператив-
ном рынке;
• основы выбора поставщика энергоносителей;
• виды услуг, предлагаемых энергосервисными и энерго-
сбытовыми компаниями;
• организацию взаимодействия с интегрированной энерго-
компанией на регулируемом рынке;
• современные методы управления ценовыми рисками;
• технико-экономические основы комбинированного энер-
госнабжения, электрификации производства и направле-
ния повышения его энергоэффективности;
• основные типы прогрессивных энергоустановок для авто-
номного энергоснабжения предприятия.
Выполнение таких сложных действий, как комплексное мар-
кетинговое исследование, выбор энергетических стратегий, раз-
работка программ и проектов эффективного энергоснабжения,
требует глубоких преобразований в энергоменеджменте боль-
шинства промышленных предприятий, претендующих на актив-
ную работу на конкурентных энергетических рынках (рис. 24.3).
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
521
Рис. 24.3. Действия
энергоменеджмента
на этапе подготовки
к работе на
энергетических рынках
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СТРАТЕГИИ ПРЕДПРИЯТИЯ
Основным инструментом реализации рационального по-
ведения потребителя в определенном секторе рынка является
его энергетическая стратегия. Она выражает направленность
действий энергоменеджмента по использованию возможностей
рынка и нейтрализации его угроз и рисков.
Для различных предприятий можно выделить три базовые
стратегии, отражающие рассмотренные выше принципы рацио-
нального поведения на энергетических рынках:
1) стратегию покупателя;
522
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
2) стратегию продавца;
3) комбинированную стратегию.
Формирование указанных стратегий рекомендуется осуще-
ствить в такой последовательности:
• анализ технико-технологических особенностей производ-
ства, предопределяющих выбор типа базовой стратегии;
• определение целей также с учетом технологического фак-
тора;
• обоснование объемов и структуры спроса (предложения)
на энергоносители и соответствующие услуги, включая
ценовые приоритеты и ограничения;
• выбор видов (сегментов) рынков, поставщиков (покупате-
лей), форм контрактов и механизмов ценополучения.
Вместе с тем выделяемые стратегии имеют ряд отличитель-
ных особенностей.
Стратегия покупателя (рис. 24.4). Этот тип можно условно
назвать стратегией ценового поиска. Она пригодна для предпри-
ятий, не имеющих собственных энергогенерирующих установок
и не собирающихся их создавать, а также при наличии генерато-
ров, покрывающих только часть спроса на элекгроэнергию.
Технология, применяемая на некоторых промышленных
предприятиях, обусловливает высокую электроемкость продук-
ции и уровни электрификации производства, близкие к предель-
ным значениям (например, в электрометаллургии). В данном
случае стратегической целью является «минимизация энергети-
ческих издержек» на основе повышения энергоэффективности
и выбора некоторой оптимальной цены на электроэнергию ис-
ходя из условий технической и коммерческой надежности по-
ставщиков, а также стимулирования энергосбережения. При
этом стремление получить предельно низкие цены при нали-
чии резервов экономии электроэнергии в сферах ее безальтер-
нативного применения бесперспективно с точки зрения кон-
курентоспособности издержек, так как по существу блокирует
инвестиции в рационализацию энергетики таких производств,
не говоря уже о дезориен гацки психологических установок ме-
неджмента. На других предприятиях имеются технические и
экономические возможности использования взаимозаменяемых
энергоносителей и повышения уровня электрификации произ-
водства при замещении электроэнер) ией высококачественного
топлива (в частности, в ряде высокотемпературных процессов в
машиностроении). Реализация этих возможностей закономерно
приводит к увеличению энергетической составляющей общих
производственных затрат. Но в то же время за счет интегрально-
го эффекта электрификации сокращаются остальные элементы
издержек, растут производительность оборудования и качество
продукции. В целом экономическая эффективность производ-
ства повышается.
Этому случаю соответствует цель стратегии, определяемая
как оптимизация энергетических издержек. Здесь поиск цены
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
523
Рис. 24.4.
Формирование
стратегии покупателя:
ценовой поиск
направлен на повышение экономической конкурентоспособ-
ности электроэнергии по сравнению с вытесняемым энергоно-
сителем (главным образом природным газом). Значит, верхний
предел требуемой цены электроэнергии определяется ценами
на природный газ. Поэтому выбор минимально возможных цен
электроэнергии для данной цели вполне оправдан.
524
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Как показано на рис. 24.4, спрос на электроэнергию неко-
торого промышленного предприятия дезагрегируется в рамках
трех блоков, объединяющих специфических потребителей -
группы энергоиспользующего оборудования и процессы. Дело в
том, что цели стратегии покупателя могут различаться не 'толь-
ко по отдельным предприятиям, но и по отдельным энергопо-
требляющим процессам внутри данного предприятия, причем
с различающимися ценовыми приоритетами. Так, оптимизация
издержек как стратегическая цель отвечает особенностям тех-
нологического потребления, где имеются резервы электрифика-
ции (например, промышленные печи могут работать как на газе,
так и на электроэнергии). Поэтому здесь желательно получить
стабильно низкую цену электроэнергии. На силовой аппарат и
освещение распространяется цель минимизации издержек. Там
электроэнергия - практически монопольный энергоноситель и
более высокие тарифы в принципе способствуют энергосбере-
жению. Кроме того, потребители, сконцентрированные в выде-
ленных блоках спроса, отличаются режимами электропотребле-
ния, а иногда и требованиями к надежности энергоснабжения.
Таким образом, предлагаемый в стратегии покупателя «блоч-
ный» метод позволяет более обоснованно планировать спрос на
мощность и электроэнергию и формулировать дифференци-
рованные требования к предельным ценам и сопутствующим
ценополучению рискам. Например, приемлемый ценовой риск
при покупке электроэнергии, используемой для освещения, мо-
жет приниматься на более высоком уровне, чем для технологи-
ческих нужд. Конечно, для реализации такого подхода потребу-
ется ввести поагрегатный учет энерг ©носителей.
Оформление спроса в виде блоков-процессов предполага-
ет, что они могут одновременно заявляться на разных энерго-
рынках с разными механизмами ценополучения и ценовыми
рисками. В связи с этим необходимо обеспечить регулярный
ценовой мониторинг всех перспективных рынков и накопление
стратегической информации для более эффективного управле-
ния рисками.
Стратегия продавца (рис. 24.5). Условное наименование
стратегии - энергетический бизнес. В рамках данной стратегии
проектируются следующие бизнес-процессы:
• производство и продажа на оптовом и розничном рынках
электроэнергии (мощности);
• производство и продажа на локальных рынках теплоэнер-
гии (мощности);
• оказание технологических услуг на оптовом рынке электро-
энергии (по договору с системным оператором рынка).
Ведение энергетического бизнеса требует от предприятия
наличия свободных (избыточных по отношению к собствен-
ным потребностям) генерирующих мощностей. Такие мощ-
ности могут появляться в результате сокращения собственного
энергопотребления вследствие активного энергосбережения и
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
525
Рис. 24.5.
Формирование
стратегии продавца:
энергетический бизнес
соответствующих изменений в объеме и ассортименте выпу-
скаемой промышленной продукции. Они возникают также в
процессе реконструкции промышленных котельных, преоб-
разуемых в паротурбинные ТЭЦ, и реконструкции заводских
паротурбинных электростанций, преобразуемых в парогазо-
вые ТЭЦ. Причем в качестве коммерческих энергоисточников
может использоваться как основное, так и резервное оборудо-
вание. Конечно, сооружение ТЭЦ значительной мощности спе-
циально для целей энергобизнеса или приобретение активов
крупных электростанций могут себе позволить только большие
526
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
корпорации, обладающие необходимыми инвестиционно-фи-
нансовыми возможностями и имеющие доступ к ресурсам де-
шевого органического топлива (например, крупные газо- и не-
фтепромышленные компании).
Конкурентоспособность промышленной ТЭЦ на рынках элек-
троэнергии и тепла определяется тремя основными факторами.
Во-первых, технико-экономическим уровнем установок; лиде-
рами здесь признаны газотурбинные и парогазовые. Во-вторых,
ценами на энергетическое топливо и соотношением рыночных
цен на электроэнергию и природный газ. Эти два фактора в со-
вокупности формируют необходимую по условиям бизнеса ва-
ловую выручку ТЭЦ. В-третьих отпускными тарифами на оба
энергоносителя, что потребует организации эффективного це-
нового маркетинга и выбора метода распределения косвенных
затрат на ТЭЦ, соответствующего рыночной конъюнктуре.
Кроме того, следует иметь в виду, что конкурентоспособ-
ность ТЭЦ колеблется в зависимое!и от сезона года: она мак-
симальна в осенне-зимний период и снижается летом, когда
выработка электроэнергии на тепловом потреблении падает.
Поэтому необходимо разработать механизм сезонной поддерж-
ки энергетического бизнеса предприятия. Очевидно, что здесь
возможны самые разнообразные решения.
В качестве поддерживающего (вспомогательного) бизнеса
в перспективе следует рассматривать выход промышленных
ТЭЦ на рынок технологических (системных) услуг (содержа-
ние системного резерва, участие в различных регулировочных
мероприятиях и др.). Организатором такого рынка и заказчиком
услуг на нем выступает системный оператор оптового рынка.
Комбинированная стратегия (рис. 24.6). Стратегия носит
название «потребитель-регулятор». Такое предприятие, с одной
стороны, покупает на разных рынках электроэнергию (мощ-
ность), а с другой - предлагает и поставляет на рынок техно-
логических услуг свой регулировочный ресурс. В рамках рас-
сматриваемой стратегии могут быть реализованы две схемы: с
маневренными технологическими агрегатами и с пикорезерв-
ными электрогенераторами.
Маневренное оборудование должно обладать техническими
возможностями разгрузки по потребляемой мощности в часы
системного максимума (вплоть до полного останова), причем
без ущерба для качества выпускаемой продукции (например,
ферросплавные печи). В ночные часы суток предполагается их
работа в форсированном режиме. Спрос на регулировочный
ресурс маневренного оборудования предприятия возникает у
системного оператора, в частности, при возникновении дефи-
цита баланса генерирующих мощностей в энергосистеме, от-
сутствии достаточных пиковых мощностей и др. Помимо того
что указанные услуги будут оплачиваться оператором рынка по
установленным ценам (а впоследствии и по рыночным итогам
аукциона ценовых предложений), данное предприятие должно
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
527
Рис. 24.6.
Формирование
комбинированной
стратегии:
потребитель-регулятор
быть освобождено от платы за содержание системного резерва,
включаемой в тариф на электроэнергию.
Пикорезервный генератор оперативно включается в сеть
предприятия, когда стоимость производства электроэнергии у
него становится ниже рыночной цены на энергию в пиковые
часы суток. И наоборот, предприятие покупает пиковую элек-
троэнергию при благоприятной ценовой конъюнктуре, оста-
навливая указанный генератор. Это облегчает прохождение
системного максимума. Кроме того, он может быть включен в
мощность общесистемного резерва, что дает основание для до-
полнительной оплаты технологических услуг такого рода.
Следует отметить при этом, что любая технологическая услу-
га на оптовом рынке оплачивается только в том случае, если она
представлена по команде системного оператора (конечно, при
наличии соответствующего договора между предприятием и
оператором рынка).
528
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ПРОДАЖА ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛУГ
Предприятия могут сами выступать в роли поставщиков
энергоносителей и энерготехнологических услуг на внешних
рынках, расширяя свой бизнес и получая дополнительные до-
ходы.
Возможности и структура энергетического бизнеса опреде-
ляются наличием соответствующей технической базы, которая
дифференцируется по отдельным предприятиям и в совокупно-
сти включает:
• собственные энергоисточники, обеспечивающие незави-
симое энергоснабжение предприятия;
• источники реактивной мощности;
• электроприемники, способные работать в режиме потре-
бителей-регуляторов.
Рассмотрим различные направления энергобизнеса промыш-
ленного предприятия на основе схемы «техническая база - вид
услуги - оплата и стимулирование услуги».
Собственные энергоисточники. На рис. 24.7 представлена
структура продукции и технологических услуг, которые потен-
циально может реализовать ТЭЦ предприятия на разных рын-
ках. Следует подчеркнуть, что собственные энергоисточники
сооружаются в подавляющем большинстве случаев для неза-
висимого энергоснабжения, а не для продажи энергоносите-
лей за пределы данного предприятия. Исключение составляют
крупные топливно-энергетические корпорации (нефтегазовые).
Рис. 24.7. Структура
бизнеса ТЭЦ
промышленного
предприятия
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
529
1 Обычно это след-
ствие определения
электрической мощ-
ности ТЭЦ исходя
из графика тепловой
нагрузки предприятия
и его субабонентов.
которые имеют доступ к ресурсам дешевого топлива, облада-
ют большими финансово-инвестиционными возможностями и
заинтересованы в проникновении на рынки электроэнергии в
качестве основных участников.
Таким образом, в общем случае ТЭЦ может выходить на ры-
нок только с избыточной по отношению к потребностям пред-
приятия электроэнергией и мощностью. Очевидно, что это
должна быть прежде всего дешевая электроэнергия, вырабаты-
ваемая в теплофикационном режиме, причем когда установлен-
ная мощность теплофикационных агрегатов превосходит мак-
симальную электрическую нагрузку предприятия1. Эта энергия
(мощность) может быть реализована на оперативном рынке (че-
рез администратора торговой системы) либо энергосбытовой
компании или непосредственно конечным потребителям по дву-
сторонним договорам. Избыточная электроэнергия ТЭЦ может
также продаваться энергоснабжающим организациям (интегри-
рованным энергокомпаниям, электросетевым предприятиям) на
регулируемом рынке.
Теплоэнергию в виде пара и горячей воды ТЭЦ поставляет в
общую теплосеть района теплоснабжения либо непосредствен-
но отдельной группе потребителей (например, район города,
жилой массив и т.д.).
Промышленные ТЭЦ потенциально могут рассматриваться
как поставщики ряда технологических услуг: содержание си-
стемных резервов; регулирование баланса активной мощности
энергосистемы, необходимое, в частности, для поддержания
нормативного уровня частоты в системе; смягчение прохожде-
ния провала графика электрических нагрузок в ночное время
(этому способствует некоторая аналогия в структуре графиков
электро- и теплопотребления, которая позволяет использовать
режимные возможности ТЭЦ).
Для стимулирования указанных направлений энергетическо-
го бизнеса и оплаты услуг потребуется:
• применять свободное распределение затрат комбиниро-
ванного производства между электроэнергией и теплом в
зависимости от конкретной обстановки на соответствую-
щих рынках;
• установить отдельные тарифы на электроэнергию, вы-
рабатываемую турбоагрегатами ТЭЦ в конденсационном
режиме;
• ввести плату за содержание резервов различной мобили-
зационной готовности;
• оплачивать услугу по разгрузке турбогенераторов ТЭЦ в
ночное время (в соответствии с заданием технологическо-
го оператора энергосистемы).
Источники реактивной мощности. Известно, что для под-
держания напряжений в узлах электрической сети в норматив-
ных пределах требуется обеспечение баланса реактивной мощ-
ности в энергосистеме. Так, дефицит реактивной мощности
530
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
(реактивная нагрузка потребителей превышает генерируемую
мощность) ведет к понижению уровней напряжений. Наоборот,
избыток генерируемой реактивной мощности вызывает повы-
шение напряжений.
Источники реактивной мощности, имеющиеся на промыш-
ленных предприятиях (статические конденсаторы, синхронные
двигатели в режиме перекомпенсации), могут генерировать ре-
активную энергию во внешнюю электросеть, таким образом
участвуя в регулировании напряжения в дефицитных по реак-
тивной мощности энергосистемах. Такая технологическая услу-
га должна оплачиваться по определенному тарифу за 1 кВ-Ар
отпущенной в сеть мощности (в часы максимальных реактив-
ных нагрузок). Этот тариф следует рассчитывать на основе «за-
мещаемых» затрат на установку генераторов реактивной мощ-
ности в энергосистеме.
В часы спада нагрузок в энергосистеме может наблюдаться
избыток реактивной мощности, вызывающий нежелательное
повышение напряжений в узлах нагрузки. Следовательно, в это
время целесообразно стимулировать потребление реактивной
мощности промышленными электроприемниками, применяя
отдельную скидку с тарифа на электроэнергию (мощность).
Возможно также просто ввести оплату сальдо-потребления ре-
активной мощности в часы максимальных (пиковых) и мини-
мальных (ночных) нагру эок.
Потребители-регуляторы. Это технологические установки
и агрегаты, которые по техническим и экономическим условиям
допускают работу в течение суток в резко переменном режиме
(в частности, глубокую разгрузку или полную остановку).
Предприятие, располагающее такими электроприемниками,
имеет возможность оказывать системные услуги по размеще-
нию у себя условного «резерва мощности» с различным време-
нем мобилизации и устройств противоаварийной автоматики и
ликвидации аварийных режимов. Эти услуги реализуются путем
отключения соответствующей нагру' ки на время, достаточное
для предотвращения или ликвидации аварии в энергосистеме
(посредством систем телеуправления нагрузкой потребителя).
Потребители-регуляторы также могут принимать участие в ре-
гулировании баланса активной мощности в энергосистеме, спо-
собствуя поддержанию нормативных значений частоты элек-
трического тока.
Наконец, потребители-регуляторы обеспечивают выравни-
вание графика нагрузки энергосистемы, разгружаясь в часы
максимальных нагрузок и форсируя свою производительность
в часы ночного провала нагрузки.
Практическое осуществление возможностей потребителей-ре-
гуляторов по предоставлению перечисленных технологических
услуг предполагает заключение коммерческого договора с си-
стемным оператором, определение порядка оплаты этих услуг и
внедрение устройств телеуправления нагрузкой промышленных
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
531
1 Они вызываются
главным образом ме-
няющимися условия-
ми баланса спроса и
предложения энергии;
при этом для продав-
ца нежелателен спад
цены, а для покупате-
ля - подъем.
предприятий. В частности, предприятие, имеющее потребите-
ли-регуляторы, должно быть переведено на стимулирующие
тарифы, дифференцированные по зонам суток. Оно освобож-
дается от оплаты содержания резервов генерирующих мощно-
стей в энергосистеме. Кроме того, следует периодически вы-
плачивать ему премии за вклад в улучшение графика нагрузки
энергосистемы.
МЕТОДЫ УПРАВЛЕНИЯ РЫНОЧНЫМИ РИСКАМИ
На конкурентном рынке электроэнергии (в секторе свобод-
ной торговли) потребитель подвергается различным рискам, ко-
торые включают:
• колебания цен на спотрынке1;
• неисполнение договорных обязательств (в отношении цен
и объемов поставок энергии) на контрактном рынке;
• отклонение оператором рынка (АТС) ценовой заявки в
процессе конкурентного отбора;
• несоответствие фактического объема потребления плано-
вому (с оплатой разницы по повышенным тарифам балан-
сирующего рынка).
Особые проблемы вызывают неблагоприятные колебания
цен на электроэнергию, которые приводят к ухудшению финан-
совых показателей предприятия и снижению надежности пла-
нирования издержек энергоснабжения.
Можно выделить следующие методы снижения (устранения,
компенсации) основной части рисков, которые рекомендуется
использовать энергоменеджменту предприятия при подготовке
и в процессе работы на конкурентном рынке электроэнергии.
Технические решения. Основное направление - обеспечение
маневренного энергоснабжения, предполагающего включение
собственных электрогенерирующих установок и (или) отключе-
ние части технологического оборудования в периоды высоких
цен (пиковых нагрузок).
В то же время создание энергоисточников для независимого
электроснабжения может быть ограничено инвестиционными
возможностями предприятия, а управление нагрузкой основ-
ного оборудования - технологическими особенностями. Кроме
того, могут иметь место случаи, когда ценовые риски перено-
сятся с электроэнергии, получаемой от спотрынка, на топливо,
используемое в собственных генерирующих установках.
Организэцш иные решения. Имеется в виду прежде всего об-
разование отраслевых и региональных альянсов промышленных
предприятий, способствующих их высокоэффективной деятель-
ности на конкурентном энергетическом рынке. Подобные объ-
единения могут создавать собственные энерготрейдинговые ком-
пании или заключать договоры с уже существующими в целях,
в частности, квалификационного управления всеми видами ры-
ночных рисков. Энерготрейдинговые структуры целесообразно
532
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
формировать и на отдельных предприятиях в процессе реоргани-
зации энергоменеджмента для работы в новых условиях.
Прямые договорные отношения. Речь идет о двусторонних
договорах между покупателями и продавцами на поставки элек-
троэнергии с ценами, заранее зафиксированными на весь пе-
риод контракта. Могут применяться как прямые «физические»
контракты, так и прямые «финансовые»; последние не преду-
сматривают физическую поставку товара, которая осуществля-
ется в этом случае со спотового рынка.
Однако при двусторонних договорах, особенно предпола-
гающих физические поставки, иногда возникают проблемы,
связанные с рисками неисполнения контрактных обязательств,
сложностью выявления обоюдоприемлемых контрактных цен
и трудностью для многих потребителей поиска эффективных
поставщиков. Ведь последние, как правило, стараются заклю-
чать прямые договоры только с наиболее выгодными клиента-
ми - крупными энергоемкими предприятиями. В связи с этим
во многих случаях финансовые контракты (в сочетании с покуп-
кой энергии на спотовом рынке) более предпочтительны.
Финансовые (биржевые) инструменты компенсации рисков.
Стандартизованные фьючерсные и опционные контракты на
электроэнергию, обращающиеся на товарно-сырьевых биржах,
а также их многочисленные комбинации считаются одним из
наиболее действенных средств управления ценовыми рисками.
При этом также практически устраняется и риск неисполнения
контракта, так как между продавцом и покупателем фьючерсов
стоит биржа с высокоэффективным механизмом гарантирова-
ния финансовых обязательств (см. главу 7).
Таким образом, использование финансовых методов управ-
ления рисками предполагает создание централизованных фью-
черсных рынков в виде специализированных электроэнергети-
ческих бирж или отделений на товарных биржах. Участниками
этих бирж должны быть как хеджеры энергетических и про-
мышленных компаний, целью которых является компенсация
ценовых рисков на рынке наличного товара путем купли-про-
дажи фьючерсов и опционов на этот товар, так и спекулянты,
стремящиеся извлечь прибыль из колебаний цен на указанные
контракты и в большинстве случаев даже никак не связанные с
наличными рынками. Оказывается, что они также выполняют
полезную функцию, способствуя эффективному и прозрачному
ценообразованию на финансовые контракты и повышая общую
ликвидность финансового рынка. Но для всего этого надо иметь
на биржах некоторую «критическую» массу этих субъектов.
Диверсификация поставок. Лучше по возможности покупать
необходимые объемы электроэнергии (мощности) по частям в
ра 1ных секторах рынка (спотовом, контрактном, регулируемом)
и у различных поставщиков (включая как генерирующие, так
и сбытовые компании). Таким образом, совокупный риск рас-
пределяется на большое количество контрактов (поставщиков).
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
533
Конечно, при такой политике возникает проблема определения
оптимальной структуры поставок на основе оценок относитель-
ных величин рисков, исходящих от разных контрагентов кон-
кретного предприятия. Это в свою очередь требует создания
информационной базы для выявления сравнительной эффек-
тивности (надежности) потенциальных поставщиков. Значит,
со временем структура поставок электроэнергии на предпри-
ятии будет меняться, все в большей степени приближаясь к
оптимальному виду. Особое внимание следует обратить на по-
степенное и обоснованное по критерию риска расширение уча-
стия в спотовом рынке.
Следует подчеркнуть, что все перечисленные направления
и методы снижения, устранения и компенсации рыночных ри-
сков потребуют от потребителя осуществления определенных,
хотя и различных по величине, затрат; беззатратных способов
управления рисками не бывает. В то же время все они обладают
преимуществами и недостатками. Очевидно, что успешность
управления рисками зависит прежде всего от удачного и адек-
ватного условиям предприятия и зрелости рыночных отноше-
ний сочетания отдельных методов.
534
ГЛАВА 25
УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВОМ
УЧЕТ И КОНТРОЛЬ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ
Выход предприятия на рынки электроэнергии предпола-
гает соответствующую техническую оснащенность в отно-
шении современных систем учета и контроля потребления
электроэнергии.
Учет расхода электроэнергии на промышленном предпри-
ятии подразделяется на коммерческий и технический. Ком-
мерческий учет осуществляется для определения количества
электрической энергии, полученной предприятием от энерго-
снабжающей организации за расчетный период. С этой целью
используются счетчики активной и реактивной энергии, ко-
торые устанавливаются на границе раздела балансовой при-
надлежности сетей энергокомпании и предприятия. По их по-
казаниям производятся денежные расчеты за потребленную
электроэнергию и мощность.
Технический учет предназначен для контроля за расходом
электроэнергии внутри предприятия (отдельными цехами,
участками, агрегатами и др.). На основе данных техническо-
го учета устанавливаются нормы расхода электроэнергии на
производство отдельных видов продукции и услуг, разрабаты-
ваются энергетические балансы, оценивается эффективность
использования энергии в разных технологических процессах,
планируются конкретные мероприятия по экономии электро-
энергии как в целом по предприятию, так и по отдельным це-
хам, участкам, агрегатам.
Приборы технического учета могут быть установлены в раз-
личных точках системы электроснабжения предприятия вплоть
до отдельных электроприемников. В настоящее время призна-
но целесообразным предусматривать установку измерительных
приборов практически у любого потребителя. Как показывают
расчеты, годовая экономия энергии от внедрения приборов уче-
та зависит от места их установки. Так, при размещении счетчи-
ков на шинах 10 кВ главной понизительной подстанции пред-
приятия экономия составляет 1 %, а при установке на отдельном
электроприемнике - 5%. При этом в зависимости от требований
к точности измерений и финансовых возможностей предпри-
ятия могут применяться как электронные, так и более дешевые
индукционные электросчетчики.
Однако при увеличении числа счетчиков затрудняются ре-
гулярное снятие и анализ показателей. Поэтому для отдельных
цеховых потребителей рекомендуется использовать так называ-
емые переносные счетчики электроэнергии, а система электро-
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
535
снабжения должна быть приспособлена к их временному под-
ключению.
Прогрессивная организация учета на предприятиях-потре-
бителях связана с внедрением автоматизированного приборного
коммерческого и технического энергоучета, сводящего к мини-
муму участие человека на этапах измерения, сбора и обработки
данных. С этой целью потребители создают автоматизирован-
ные информационно-измерительные системы контроля и учета
электроэнергии - АПИС. Важно, что эти системы многофунк-
циональны: они не только осуществляют максимально точный,
гибкий и оперативный учет расхода энергоносителей, но и вы-
полняют функции автоматического регулирования энергопо-
требления, обеспечивая оптимизацию графиков электрических
нагрузок и общее энергосбережение на предприятии. Кроме
того, они позволяют при необходимости быстро адаптировать
коммерческий учет электроэнергии к различным «тарифным
меню», в том числе и к наиболее сложным видам тарифов, диф-
ференцированных по времени суток, а также отдельным энерго-
потребляющим процессам.
При помощи АПИС решаются следующие задачи:
• автоматизированный разветвленный коммерческий и тех-
нический учет электроэнергии и других энер] оносителей
для всех точек и параметров энергоучета в соответствии с
действующими тарифными системами;
• контроль элекгропотребления по всем точкам учета в раз-
личных временных интервалах (от нескольких минут до
года) относительно заданных лимитов, режимных и тех-
нологических ограничений (с сигнализацией отклонений
и фиксацией их величин);
• автоматическое управление электроприемниками, выпол-
няющими функции потребителей-регуляторов;
• точный расчет по энергопотреблению с субабонентами
предприятия, обеспечивающий обоснованное распределе-
ние энергозатрат;
• составление энергобалансов предприятия, цехов, участков
и потребляющих установок;
• прогнозирование значений параметров энергоучета для
планирования энергопотребления (кратко-, средне-, дол-
госрочное).
Помимо перечисленных задач следует также подчеркнуть
значение АПИС для организации внутреннего хозрасчета на
предприятии и формирования эффективной системы стимули-
рования экономии энергоресурсов на рабочих местах.
Не располагая АПИС, практически невозможно нормально
работать на оперативном оптовом рынке электроэнергии, где
решения принимаются внутри достаточно узких временных
интервалов. Например, для стандартных 30-минутных интер-
валов, которыми оперируют при расчетах энергоснабжающие
организации, интервал времени для получения и хранения
536
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
информации должен находиться в пределах 10-20 с. Поэтому
организация АНИС как средства коммерческого учета являет-
ся основным условием допуска предприятия-потребителя на
конкурентный оптовый рынок электроэнергии. В связи с этим
главная задача АИИС, определенная нормативными документа-
ми, - предоставление оператору торговой системы достоверной
и легитимной информации о движении товарной продукции для
организации расчетов в соответствии с правилами функциони-
рования оптового рынка.
Помимо своего основного предназначения - коммерче-
ского учета - данные АИИС предприятий могут применяться
технологическим оператором рынка для отслеживания гра-
фика электрической нагрузки потребителей с целью выявить
нарушения договорных обязательств, определить результа-
тивность введенных ограничений в аварийных условиях, т.е.
для управления процессами, не требующими немедленного
вмешательства.
Технический (внутризаводской) учет АИИС обеспечивает
высокоточный и детализированный контроль за всеми процес-
сами электропотребления на предприятии. Это особенно важно
в условиях роста цен на энергию, когда каждый процент ее эко-
номии приобретает все большее значение для конкурентоспо-
собности предприятия-потребителя.
Современные АИИС представляют собой сложные техноло-
гические комплексы, включающие:
• индукционные и электронные счетчики активной и ре-
активной энергии со специальными датчиками импуль-
сов;
• системы, обеспечивающие соор, обработку, накопление,
хранение и передачу через каналы связи на верхний уро-
вень управления информации о расходе электроэнергии
и мощности в контролируемых точках;
• технические средства сбора и передачи информации от
приборов учета до устройств обработки информации,
включая каналы связи, модемы, устройства коммутации
сигна нов и др.
Различные АИИС промышленного назначения, предлага-
емые отечественными и зарубежными фирмами, имеют раз-
ные функциональные возможности, различаются разветвлен-
ностью (количеством точек) учета, техническими средствами
передачи информации и, конечно, стоимостью в довольно ши-
роком диапазоне. Перспективы дальнейшего развития АИИС
предприятий связывают, в частности, с комплексным учетом
энергоносителей, включая электрическую энергию, тепло, газ
и воду.
Децентрализованная АИИС. Вариант АИИС, приведенный
на рис. 25.1, является наиболее оптимальным решением для раз-
ветвленного учета и контроля электроэнергии, а также, возмож-
но, и других энергоносителей по всем потребителям вплоть до
РАЗДЕЛ 7 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
537
Рис. 25.1. Схема
децентрализованной
АИИС
промышленного
предприятия
каждого рабочего места и объектов непроизводственной сферы
предприятия.
Такой комплекс создается на основе нескольких локаль-
ных систем учета со встроенными табло и клавиатурой, ко-
торые устанавливаются прямо на контролируемых объектах
18 Энергетический бизнес
538
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
и посредством каналов связи подключаются к ПЭВМ глав-
ного энергетика предприятия. Руководители отдельных под-
разделений получают, таким образом, на местах в реальном
масштабе времени доступ к интересующей их информации
энергоучета.
Принципиально важно, что подобная АПИС объединяет в
рамках своей структуры функции коммерческого и техниче-
ского учета, которые выполняются специально выделенными
для этих целей локальными системами. Децентрализованные
АПИС с расширенными функциями обеспечивают и автомати-
ческое управление нагрузкой непосредственно в местах уста-
новки пообъектных систем.
Технологически рассматриваемая АПИС формируется по
трехуровневой схеме. На нижнем уровне распределенные
по точкам учета первичные измерительные преобразователи
(ПИП) - электросчетчики с импульсными датчиками и теле-
метрическими выходами - осуществляют непрерывно или с
минимальным интервалом усреднения измерение параметров
энергоучета.
На среднем уровне специализированные измерительные си-
стемы (см. рис. 25.1) со встроенным программным обеспече-
нием производят круглосуточный сбор данных от ПИП, их на-
копление, обработку и передачу на верхний уровень иерархии
АНИС.
Верхний уровень - персональная ЭВМ (ПЭВМ) со специ-
ализированным программным обеспечением - осуществляет
сбор информации от систем среднего уровня, итоговую об-
работку по точкам учета, подразделениям и хозяйственным
объект ам предприятия, отображение и документирование
данных учета в виде, удобном для принятия решений служ-
бой главного энергетика и руководством предприятия (в част-
ности, построения суточных получасовых графиков энерге-
тической нагрузки).
Нижний уровень АПИС связан со средними измерительны-
ми каналами, в которые входят все измерительные устройства и
линии связи от точки учета до локальной измерительной систе-
мы. Для обеспечения связи среднего и верхнего уровней могут
быть использованы проводные линии, выделенные или комму-
тируемые телефонные каналы, радиоканалы.
Эффективность внедрения АИИС. Создание АПИС на
промышленном предприят ии приводит к сокращению затрат на
оплату энергии и мощности прежде всего ia счет:
• точного выявления всех потерь энергии на предприятии;
• оперативного управления графиками энергопотребления
(электрических нагрузок);
• исключения нерационального (по критерию энергоэф-
фективности) использования технологического оборудо-
вания;
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Ь39
• перехода в расчетах с энергоснабжающими организаци-
ями от договорных величин к непосредственно измеряе-
мым и контролируемым параметрам;
• возможности покупки электроэнергии на конкурентном
оптовом рынке;
• выбора более выгодных тарифных систем (с углубленной
дифференциацией ставок по времени суток, видам энерго-
потребляющих процессов и др.).
Например, при отсутствии АИИС потребитель рассчитыва-
ется за заявленную им и фиксированную в договоре с энер-
гокомпанией величину мощности, в случае перебора которой
оплата производится по повышенному тарифу. Поскольку до-
стоверное определение текущего значения мощности затруд-
нено, потребитель вынужден заявлять мощность с запасом на
5-10% во избежание переплаты. В случае внедрения АИИС
потребитель получает право рассчитываться за фактически по-
требленную мощность, зафиксированную приборами. Так как
они работают строго синхронно, суммарная мощность нагруз-
ки оказывается в среднем на 5-10% меньше, чем при сложении
показателей отдельных счетчиков «ручным» способом. Таким
образом, в целом экономия только от этого фактора может до-
стигать 10-20%.
Опыт применения АИИС на промышленных предприятиях
разных отраслей показал, что экономия энергоресурсов коле-
блется от 10—15 до 25-30% месячного потребления, а срок оку-
паемости затрат не превышает одного года.
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА
Новые стратегии поведения предприятий на рынках энергии
требуют перестройки работы энергоменеджмента, в связи с чем
особую актуальность приобретает проблема проектирования и
внедрения соответствующих организационных структур. Про-
блема эта решается по-разному в зависимости от масштабов
энер1 охозяйства, типа производства и используемых техноло-
гий, электроемкости выпускаемой продукции. Тем не менее
можно определить некоторые тенденции.
1. Выделение из подразделений, подчиненных главному
энергетику, самостоятельных бизнес-единиц различных форм
собственности и организационно-правового статуса. Напри-
мер, на ОАО «Уралмашзавод» на базе электроцеха организо-
вано ООО «Энергоснабжающая компания», цеха очистных со-
оружений - ООО «Водоканал», электроремонтного цеха - ООО
«ЭлектроКИПсервис». При такой трансформации аппарат глав-
ного энергетика целиком сосредоточивается на управленческих
функциях (рис. 25.2).
2. Создание на базе управления главного энергетика дирек-
ции (рис. 25.3). Возглавляющий ее директор по энергетике и
энергоснабжению является членом правления АО. Тем самым
540
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 25.2.
Организационная
схема управления
главного энергетика
ОАО «Уралмашзавод»
повышаются значимость и роль данной сферы деятельности в
системе управления предприятием. В состав дирекции входит
бюро энерготрейдов, прогрсссионально занимающихся работой
на рынках энергии. Из рис. 25.4 видно, чго определенная часть
электроэнергии приобретается непосредственно на оптовом
рынке через аукцион объемно-ценовых заявок, а другая (воз-
можно, большая часть, по крайней мере на первом этапе) - по-
средством прямых договорных отношний у энергосбытовой
компании.
В другом варианте энергосбытовая компания отсутствует, а
соответствующий объем электроэнергии покупают по двусто-
роннему договору непосредственно у генерирующей компании.
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
541
Рис. 25.3. Структурная
схема дирекции
по энергетике и
энергоснабжению
Серовского завода
ферросплавов
3. Формирование специализированной системы управления
энергосбережением (рис. 25.5) и ее структурного аналитическо-
го подразделения - энергетической лаборатории. Например, на
Богословском алюминиевом заводе в функции такой лаборато-
рии входит:
• общее руководство работой по энергосбережению на за-
воде;
• организация работы по внедрению прогрессивных тех-
нических решений в части энергосбережения при вво-
де новых и эксплуатации действующих энергетических
установок и систем, а также по повышению степени ис-
пользования вторичных энергетических ресурсов;
• осуществление руководителями подразделений завода
контроля за работой всех элементов системы управления
энергосбережением;
• организационно-методическая работа по подготовке
управленческих решений в части энергосбережения и
контроль за их реализацией;
• разработка инструкций, рекомендаций, методик и дру-
гих нормативных документов применительно к работе по
энергосбережению;
542
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
-------- Финансовые потоки
-------- Потоки информации
Рис. 25.4.
Структурная схема
функционирования
бюро энерготрейдеров
в торгах на
конкурентном рынке
• организация разработки и технико-экономического обо-
снования текущих, среднесрочных и долгосрочных пла-
нов по снижению затрат на топливно-энергетические ре-
сурсы.
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
543
Рис. 25.5 Система
управления
энергосбережением
на Богословском
алюминиевом заводе
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОМЕНЕДЖМЕНТА
Для оценки результативности и качества энергоменеджмента
предлагается использовать следующие показатели.
Обобщающим критерием эффективности энергоменед-
жмента предприятия служит максимум показателя Еэ:
к^^т ч (Гкал) (25 1)
ИПоК ’ Ипок +ИЭКС + ИПр — (Дген + Дус) руб’период
где №с - суммарный объем покупной и произведенной на соб-
ственных установках электрической и тепловой энергии, по-
ставленной для собственных потребителей за расчетный пе-
риод; ДИ^ПОТ - потери энергии в генерирующих установках,
преобразующих установках и электрических и тепловых сетях
энергохозяйства; Ир - поставки энергии на внешние рынки;
544
энергетический бизнес
эу
Ипок - затраты на покупную энергию и сопутствующие услуги;
т
Ипок - затраты на покупное энергетическое топливо; Иэкс - пол-
ные затраты на эксплуатацию и управление энергохозяйством;
Ипр — прочие издержки, связанные с нарушениями надежности
и качества внешнего энергоснабжения (учитываются только при
анализе отчетных показателей); Дген - доходы от продажи энер-
гии, генерируемой на собственных установках; Дус - доходы от
реализации на энергорынках энерготехнологических услуг.
При наличии на предприятии установок комбинированного
производства (ТЭЦ) объемы электрической и тепловой энергии
в показателе Е3 должны измеряться в одних единицах (кВт-ч
или Гкал) посредством теоретических эквивалентов. В частно-
сти, можно использовать соотношение: 1 кВт-ч = 860 ккал.
Показатель Е3 анализируется в динамике; при этом сопостав-
ляются одинаковые по продолжительност и расчетные периоды.
Как видно из выражения (25.1), предлагаемый критериаль-
ный показатель в комплексе учитывает основные факторы,
определяющие эффективность энергоменеджмента в современ-
ных условиях: энергосбережение; оптимальный выбор постав-
щиков топлива и энергии; экономичную эксплуатацию объек-
тов энергохозяйства; собственный энергетический потенциал;
энергетический бизнес предприятия.
Приведем дополнительные показатели, которые могут быть
полезны для анализа.
Коэффициент независимости электро- и теплоснабжения:
W
- <25’2)
где 1Уген - объем собственного генерирования электричества
или тепла за расчетный период; (Tn01< - объем покупной элек-
тро- или теплоэнергии.
Коэффициент участия ВЭР в энергоснабжении предпри-
ятия:
^вэр
ВЭР И'ген+ИТкж ’
(25.3)
где ГГвзр - объем выработки электрической (тепловой) энергии
на основе вторичных энергоресурсов предпиятия.
Коэффициент маневренности топливо- и энергоснабжения
(для энергоресурса вида i):
К - (25.4)
где Wy — объем базового энергоресурса вида i, который может
быть заменен альтернативным (более дешевым в данный мо-
мент) ресурсом вида у; И/ - суммарный объем использования
энергоресурса вида / на всех генерирующих или потребляющих
установках.
раздел 7 энергетический бизнес в промышленности
545
В данном случае предполагается технически возможная за-
мена с минимальными затратами. С учетом всех взаимозаме-
няемых энергоресурсов можно рассчитать коэффициент манев-
ренности в целом по энергохозяйству как средневзвешенную
величину.
Коэффициент развития энергетического бизнеса:
к& = Дген + Дус , (25.5)
Иэс
где Дген — доход от реализации на рынках элек грической (тепло-
вой) энергии, полученной от собственной генерации; Дус - до-
ход от реализации технологических и прочих услуг на энер-
гетических рынках; Иэс - полные издержки энергоснабжения,
учитываемые в себестоимости продукции данного предприятия
за расчетный период.
Этот показатель определяет ту часть энергозатрат предпри-
ятия, которая возмещается за счет продажи на внешних рынках
энергетической продукции и услуг, произведенных на данном
предприятии.
546
ГЛАВА 26
I
ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
УСТРАНЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ
Для более продуктивного анализа энергоэффективности
целесообразно рассматривать любую энерготехнологическую
систему как совокупность трех элементов: энергетической
установки (компрессор, насос, электродвигатель, котел), пере-
дающего звена (трубопроводы, электросети, ременные пере-
дачи), техноло! ической нагрузки, ради которой создана вся
система (металлообрабатывающий станок, перфоратор, венти-
лятор и т.д.).
Потери энергии происходят во всех элементах энерготехно-
логической системы, однако стоимость их устранения сильно
различается. Поэтому рекомендуется начать энергоэкономиче-
ский анализ системы не с начального (замена мотора или ком-
прессора обойдется недешево), а с конечного звена: как правило,
самые низкозатратные возможности энергосбережения кроются
именно в технологической нагрузке. Например, не стоит менять
пусть и не самый современный компрессор холодильной каме-
ры, если он обслуживает камеру с многочисленными утечками
холодного воздуха из нее. Сначала нужно устранить эти утечки
(это может практически ничего не стоить), затем ликвидировать
потери в системе передачи холода и только в завершение перей-
ти к исследованию энергоэффективности непосредственно ком-
прессора.
Потери в распределительном звене также могут быть весьма
значительными. В частности, для многих промышленных пред-
приятий характерны большие потери тепла в плохо изолирован-
ных трубопроводах, ведущих к установкам, использующим пар
разного давления. Другим источником потерь энергии служат
утечки из фланцевых и резьбовых соединений, сальников венти-
лей, кранов и др. Утечки пара в этих местах, как правило, хоро-
шо наблюдаемы. Утечка пара, издающая слабосвистящий звук
и образующая едва заметное облачко, вызывает потери, равные
1 кг пара в час, что составляет примерно 5500 кВт-ч/год, или
800 м3 природного газа в год. Утечка, создающая небольшое об-
лачко и некоторый свистящий шум, - это потери, равные 3-5 кг
пара в час, или 2000-4000 м3 природного газа в год. Устранив
указанные потери, Можно существенно сократить расход топли-
ва и электроэнергии в котельной предприятия или платежи за
тепло, поставляемое от внешних источников.
Рассмотрим подход к анализу резервов снижения потерь
электроэнергии на примере производства сжатого воздуха на
промышленном предприятии.
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
547
Производство сжатого воздуха - это очень неэффективный
процесс. Около 90% электроэнергии, расходуемой для полу-
чения сжатого воздуха, теряется в окружающую среду в виде
тепла; менее 10% электроэнергии преобразуется в полезную
энергию. Плохая конструкция и утечки в системе, в частности
в распределительных трубопроводах, способствуют снижению
энер1 ^эффективности еще на 30-50%. На рис. 26.1 приведе-
на типичная схема подачи сжатого воздуха на промышленном
предприятии.
Рис. 26 1. Система
подачи сжатого
воздуха на
предприятии:
1 — всасывающий
воздушный фильтр;
2 — компрессоры;
3 — охладитель;
4 — влагоотделитель;
5 — воздухоприемник;
6 — дополнительная
эздухосушилка,
7 — распределительная
сеть;
8 — пневмо-
инструмент
Самая основная возможность сэкономить электроэнергию,
которой питаются компрессоры, - это устранить утечки из си-
стемы распределения, включая емкости и пневмоинструмент.
Например, утечка воздуха через отверстие диаметром 1,6 мм
при давлении в системе 7 бар соответствует дополнительному
расходу энергии, равному 1 кВт-ч. Устранив одну постоянную
(365 дней, 24 ч в сутки) пятимиллиметровую утечку, можно сэ-
кономить (при давлении 8 бар) 114 000 кВт-ч электроэнергии в
год.
Если нагрузка компрессора изменяется во времени, то его
производительность должна контролироваться и управляться.
Снижения нагрузки можно добиться отключением неиспользу-
емого пневмоинструмента. При постоянной нулевой нагрузке
следует не допускать холостой работы и по возможности пол-
ностью отключить компрессоры.
Необходимо производить регулярную очистку всасывающего
фильтра. Сеть следует разделить на секции, предусмотрев воз-
можность отключения отдельных секций с помощью вентилей.
Таким образом, если отключать не используемые в данный мо-
мент секции, то можно предотвращать и утечки в этих секциях.
Если в одной и той же системе используются разные уровни
давления, то можно рассмотреть возможность разделения этой
системы (например, при уменьшении давления на некоторых ком-
прессорах на 2 бара можно сократить расход энергии на 15%).
548
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
В отдельных случаях есть смысл изучить возможность за-
мены пневмоинструмента инструментом с электроприводом.
В итоге суммарное потребление электроэнергии при этом мо-
жет быть снижено.
Целесообразно также использовать возможности рекупера-
ции тепла, выделяемого при работе компрессоров, например, на
нужды отопления и горячего водоснабжения.
Пример На предприятии установлены четыре 50-киловаттных
компрессора, работающих 16 ч в день. Система распределения со-
стоит из четырех секций, причем две секции заденет вованы 16 ч и
две - 8 ч в день. Предположим, что 40% производительности каж-
дой секции теряется с утечками. С 8.00 до 16.00 все четыре секции
активны и система загружена на 100%. С 16.00 до 24.00 две секции
активны; система загружена на 50%, и, хотя оставшиеся две сек-
ции не работают, они по-прежнему «протекают», а это еще 20% на-
грузки, которые расходуются совершенно бесполезно. Суммарная
нагрузка при этом 70%; для этого необходима работа трех компрес-
соров.
Потребление электроэнергии при работе системы 220 дней в году
составляет
4 • 50 - 8 • 220 + 3 50 • 8 220 = 616 000 кВт-ч/год.
Предположим теперь, что установлены два крана, с помощью кото-
рых вручную отсекаются неактивные секции. Тогда один компрессор
можно вообще отключить.
Экономия на оплате электроэнергии в этом случае составит (при
среднем тарифе 1,62 руб./(кВт-ч))
50 • 8 • 220 • 1,62 = 142 560 руб./год.
При стоимости двух соленоидных кранов 45 000 руб. период окупае-
мости равняется
45 000/142 560 = 0,32 года.
Отметим, что в данном примере при расчете экономической эф-
фективности не учитывалось уменьшение затрат на обслуживание
компрессоров.
РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
Режим электропотребления — это изменение электрических
нагрузок (потребляемой мощности) предприятия и его отдель-
ных электроприемников во времени: в разрезе суток, дней не-
дели, сезона года. Режимы электропотребления отражаются
соответствующими графиками электрических нагрузок и харак-
теризуются рядом показателей, в частности
• коэффициентом нагрузки (заполнения суточного графика),
определяемым как отношение среднесуточной нагрузки к
максимальной (пиковой);
• годовым (суточным, месячным) числом часов использо-
вания максимума нагрузки (максимальной мощности)
потребителя; рассчитывается как отношение величины
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
549
электропотребления за данный период к максимальной
нагрузке за этот период;
• коэффициентом одновременности нагрузки (или коэффи-
циентом спроса), который равен отношению совмещенной
максимальной нагрузки предприятия к сумме нагрузок его
отдельных электроприемников.
Основными задачами регулирования режимов электропотре-
бления являются снижение суточных максимумов и выравнива-
ние графиков нагрузки предприятий путем заполнения ночного
провала и переноса нагрузок во внепиковые (дневные) часы су-
ток. При этом изменяются указанные показатели: повышается
коэффициент нагрузки и число часов использования максиму-
ма, снижается коэффициент одновременности нагрузки (спро-
са). Способами регулирования режимов электропотребления на
промышленных предприятиях являются следующие организа-
ционные и организационно-технические мероприятия:
• введение вторых и третьих смен (на односменных и двух-
сменных предприятиях);
• установление междусменных перерывов (в часы максиму-
ма нагрузки энергосистемы);
• введение разных часов начала и конца смен различных це-
хов (относительный сдвиг смен во времени);
• назначение разных выходных дней для различных цехов
(особенно энергоемких);
• перераспределение во времени (в течение суток) отдель-
ных энергоемких процессов;
• совмещение во времени (согласование) ремонтов агрега-
тов — крупных электроприемников;
• разработка последовательности отключения отдельных
электроприемников и подключения собственных генера-
торов (если таковые имеются на предприятии).
Регулирование режимов элекгропотребления промышленных
предприятий ведет к выравниванию графика нагрузки энергоси-
стемы и снижению общесистемного максимума. В результате в
энергокомпании сокращаются текущие и капитальные атраты,
улучшается баланс генерирующих мощностей, повышается конку-
рентоспособность компании на рынке электроэнергии. У потре-
бителя же интерес к регулированию своих нагрузок связан прежде
всего со снижением платы за электроэнергию (мощность). Отсюда
следует, что экономической основой режимного взаимодействия
предприятий с энергокомпаниями служат дифференцированные
тарифы на электроэнергию, стимулирующие проведение соответ-
ствующих регулировочных мероприятий. .Цля этого может приме-
няться «тарифное меню», включающее двухставочные тарифы с
отдельной оплатой пиковой мощности и энергии, а также различ-
ные модификации тарифов на электроэнергию со ставками, диффе-
ренцированными по зонам суток (пиковая, полупиковая, ночная).
На рис. 26.2 приведена структура результатов режимного
взаимодействия энергокомпании с потребителями посредством
550
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Дифференцированные тарифы
Рис. 26.2. Ожидаемые результаты регулирования режимов
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
551
специальных тарифов на электроэнергию. Следует обратить
внимание на вероятные затраты и потери, которые могул сопро-
вождать процесс регулирования, понижая его эффективность,
причем для обеих сторон. Так, потребитель может нести до-
полнительные издержки, вызванные работой технологического
оборудования в переменном режиме.
В связи с этим необходимо также отметить, что при режим-
ном взаимодействии энергосистемы (энергокомпании) и по-
требителя могут иметь место случаи, когда выравнивание со-
вмещенного графика нагрузки энергосистемы сопровождается
ухудшением формы графика нагрузки данного потребителя.
При этом потери в сетях энергосистемы снижаются, а потери
в распределительных сетях промышленного предприятия воз-
растают. Кроме того, если в составе кратковременно отключае-
мой нагрузки находятся агрегаты с синхронными двигателями,
то возможно увеличение потребления реактивной мощности из
энергосистемы, что вызывает дополнительные потери активной
мощности в ее сетях и сетях потребителя.
Дополнительные затраты предприятия-потребителя, вы-
званные регулированием режима электропотребления, должны
быть перекрыты экономией на оплате энергоносителя. Поэтому
выбор потребителем рационального тарифа из предложенного
энергокомпанией «меню» должен основываться на критерии
максимальной эффективности технически возможных регу-
лировочных мероприятий. В то же время энергокомпания при
обосновании размера тарифных ставок должна принимать во
внимание как их стимулирующее воздействие, так и необходи-
мость возмещения ожидаемых потерь от недополучения выруч-
ки. С учетом сложности задачи наилучшим вариантом решения
была бы самостоятельная корректировка усредненных ставок
отдельными заинтересованными потребителями в определен-
ных пределах, установленных энергокомпанией и утвержден-
ных региональной энергетической комиссией.
Таким образом, выбор тарифной системы потребителем
должен определяться экономической целесообразностью и
регулировочными возможностями электроприемников, а не
регламентироваться принадлежностью к той или иной энерго-
мощностной группе.
В частности, в качес гве критерия выбора двухставочного та-
рифа с раздельной оплатой заявленной (максимальной) мощно-
сти и потребленной электроэнергии предлагается показатель го-
дового (месячного) числа часов использования этой мощности
потребителем. Известно, что стоимость 1 кВт ч электроэнергии
при двухставочном тарифе определяется следующим образом:
где пм - ставка платы за 1 кВт заявленной (максимальной)
мощности потребителя в часы общесистемного максимума,
552
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
руб./(кВт-год); Ьэ — ставка платы за 1 кВт-ч фактически потре-
бленной за расчетный период электроэнергии, руб./(кВт-ч);
hM - годовое число часов использования мощности потребите-
ля, ч/год.
Из формулы (26.1) следует, что стоимость единицы энергии
снижается с ростом показателя Лм по гиперболической зависи-
мости. Это означает, что двухставочный тариф стимулирует по-
вышение коэффициента нагрузки потребителей и выравнивание
их суточных графиков.
Чтобы определить предельное Лм, которое является услови-
ем перехода для одноставочного потребителя на двухставочные
тарифы, необходимо приравнять суммы годовых платежей по
альтернативным тарифам:
+^Э ’ ' ^М! (26.2)
где 5, - одноставочный тариф на электроэнергию: Рм - средне-
годовое значение заявленной (максимальной) мощности потре-
бителя. _
Из выражения (26.2) получаем предельное значение hM:
~h = -а".... (26.3)
м_ 5э-Ьэ
Определение Лм для потребителя данного вида напряжения
иллюстрирует рис. 26.3.
Рис. 26.3. Зависимость
стоимости единицы
энергии от числа
часов использования
мощности потребителя
В табл. 26.1 в качестве примера приведены значения hM и со-
ответствующих предельных коэффициентов нагрузки кн для по-
требителей разного напряжения в одном из регионов. Как видно,
требования к коэффициенту нагрузки, определяющие экономи-
ческую целесообразность перехода на двухставочный тариф,
ужесточаются с ростом уровня напряжения потребителя.
Таким образом, используя приведенные выше зависимости
и график, конкретный потребитель должен оценить свои регу-
лировочные возможности, резервы повышения коэффициен-
та нагрузки (или Лм) и принять окончательное решение о вы-
боре модели тарифа на электроэнергию. Например, исходя из
табл. 26.1, если предприятие - потребитель высокого напря-
жения имеет фактический коэффициент нагрузки (отношение
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
553
ПОКАЗА ГЕЛИ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВЫБОР ВИДА ТАРИФА
Показатель ВН(>110 кВ) СН (6—35 кВ) НН (0,4 кВ)
Одноставочный тариф
Плата за энергию, коп./(кВт-ч) 71,6 100,8 147,4
Двухставочный тариф
Плата за мощность, руб./(кВт-мес) 179,86 248,93 390,30
Плата за энергию, коп./(кВт-ч) 40,5 48,5 55,1
Годовое число часов использования заявленной (максимальной) мощности, ч/год 6940 5690 5074
Коэффициент нагрузки, %* 79 65 58
Таблица 26.1 **Н = (ПМ/8760)100.
средней нагрузки к максимальной в контрольные часы суток)
за расчетный период 75%, то, чтобы экономически эффективно
воспользоваться двухставочным тарифом, ему необходимо под-
нять этот коэффициент как минимум до 80%.
Для того чтобы далее снижать затраты, применяя двухста-
вочные тарифы, специалисты по энергосбережению американ-
ского концерна Du Pont в качестве первого шага рекомендуют
построить график ежемесячных платежей за электроэнергию
в зависимости от коэффициента нагрузки (рис. 26.4). По этому
графику можно установить, на какую потенциальную экономию
следует рассчитывать при увеличении коэффициента нагрузки.
Рис. 26.4. Типичная
зависимость
месячного счета
за электроэнергию
от коэффициента
нагрузки
Следующий шаг - построение кривой изменения нагрузки в
течение суток (суточного графика нагру жи потребителя). Гра-
фик нагрузки (рис. 26.5) укажет на величины пиков и провалов
и подскажет, как выровнять нагрузку. Однако для этого необ-
ходимо также иметь данные о нагрузках отдельных электро-
приемников предприятия. Причем наибольшие возможности
554
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 26.5. Суточный
график нагрузки
промышленного
предприятия
Полночь Полдень
регулирования нагрузки обычно связаны с самыми крупными
потребителями; поэтому надо знать графики их работы и вклад
в пиковые нагрузки всего предприятия.
Наиболее распространенные способы уменьшения нагрузки
на предприятии, не требующие ее автоматической регулировки,
сводятся к следующим.
Распределение пусковых нагрузок. Когда максимальная на-
грузка приходится на начало смены, как это показано на рис. 26.5,
нужно рассмотреть возможности разнесения пусковых нагрузок
на два или более интервала. Применительно к рис. 26.5 пусковую
нагрузку, например, можно уменьшить с 8^0 >ю 780 кВт.
Поддержание средней нагрузки в течение каждой смены.
Анализ технологических режимов может показать, что отдель-
ные нагрузки могут быть подключены в разное время, чтобы
обеспечить равномерную нагрузку на протяжении всей рабо-
чей смены. В примере на рис. 26.5 средняя нагрузка составляет
678 кВт при пиковой 840 кВт. Очень хороший результат, если
пиковые нагрузки уменьшены так, что не превышают среднюю
более чем на 10%.
Передача нагрузки на другую смену. Нагрузки в дневную
смену, как правило, выше, чем в другое время. Поэтому целесо-
образно снижать пиковые нагрузки, по возможности уменьшая
потребленные в дневные часы и перенося выполнение части ра-
бот на вечерние и ночные смены.
Увеличение производства электроэнергии на самом предпри-
ятии. В ряде случаев технологические особенности производства
жестко ограничивают возможности перераспределения нагрузок
во времени. Тогда экономически выгодным может оказаться при-
менение собственных высокоманевренных электрогенерирующих
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
555
установок, включаемых в периоды максимальных оплачиваемых
нагрузок, особенно при высоких ставках платы за мощность и
ограничениях, вводимых энергосистемой в периоды пикового по-
требления.
Для осуществления автоматического регулирования элек-
трических нагрузок рекомендуется разделить последние на две
категории: основные (существенные) и второстепенные (несу-
щественные).
Существенные нагрузки важны для обеспечения техноло-
гического процесса, безопасности работающих и комфортных
условий труда (включая экологическую составляющую). Неза-
планированное отключение их в целях регулирования режима
электропотребления недопустимо.
Несущественные нагрузки допускают временное отклю-
чение без заметного влияния на производство. Примерами та-
ких нагрузок служат кондиционеры, вентиляторы и вытяжные
устройства, холодильники и компрессоры, подогреватели воды,
зарядные устройства. Автоматические регуляторы периодиче-
ски отключают эти электроприемники, чтобы исключить увели-
чение совмещенной нагрузки выше определенного уровня.
Некоторые электроемкие предприятия с непрерывным про-
изводственным циклом и равномерными графиками нагрузки
располагают технологическими установками, допускающими
по эксплуатационным условиям снижение потребляемой мощ-
ности в широком диапазоне, вплоть до отключения их на пе-
риоды утреннего и вечернего максимумов энергосистемы (на-
пример, производство ферросплавов, цемента, добыча нефти
и др.). Такие предприятия способны работать в специальном
режиме потребителя-регулятора (ПР) параллельно с энерго-
системой, т.е. практически по ее графику нагрузки. При этом
недовыработка продукции в часы системных максимумов воз-
мещается форсированием наличных агрегатов в часы ночного
спада нагрузки энергосистемы либо установкой дополнитель-
ных агрегатов, также подключаемых в ночное время. Как от-
мечалось выше, работа в режиме ПР приводит к некоторому
экономическому ущербу, связанному в основном со снижени-
ем производительности технологических установок, увеличе-
нием удельных расходов электроэнергии и сырья. Это должно
компенсироваться стимулирующими тарифами, а также, воз-
можно, и соответсз вующей оплатой технологических услуг по
резервированию мощностей и выравниванию графика нагруз-
ки энергосистемы в рамках отдельного контракта предприятия
с энергокомпанией.
Необходимо подчеркнуть, что в условиях рыночных отноше-
ний предприятие будет переходить в режим ПР только в обмен
на достаточно сильные финансовые стимулы. Поэтому в ПР
прежде всего заинтересованы энергокомпании с весьма напря-
женным балансом генерирующих мощностей, дефицитом вы-
сокоманевренных энергоустановок и серьезными трудностями
556
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Минимальная ночная
ставка может быть
установлена на уровне
топливной составля-
ющей себестоимости
производства на наи-
более экономичной
базовой ТЭС энергоси-
стемы.
2 Двухставочный тариф
по сути также диффе-
ренцирует плату по
зонам суток: пиковой
и в остальное время
(в пиковой зоне опла-
чивается мощность и
энергия, а в осталь-
ные часы — только
энергия).
прохождения ночного провала графика электрических нагрузок
энер! осистемы.
Для энергоемких потребителей с высоким регулировочным
потенциалом может оказаться целесообразным переход с двух-
ставочного тарифа (с оплатой участия в совмещенном макси-
муме энергосистемы) на тарифы, дифференцированные по зо-
нам суток. Эти тарифы стимулируют потребителей не только к
снижению нагрузки в пиковой зоне графика, но и к заполнению
зоны ночного провала. При этом «тарифное меню» может пред-
ложить потребителю на выбор следующие варианты:
• ставки платы за 1 кВт ч электро энергии, дифференциро-
ванные по трем зонам суток: пиковой, полупиковой, ноч-
ной1;
• ставки платы за 1 кВт-ч электроэнергии, дифференциро-
ванные по двум зонам суток: дневной и ночной;
• сохранение ставки платы за 1 кВ г заявленной мощности
потребителя и дифференцированные по трем зонам суток
ставки платы за потребленную электроэнергию.
Отметим, что применение дифференцированных по време-
ни тарифных ставок платы за энергию без оплаты мощности не
исключает контроля со стороны энергокомпании за нагрузкой
потребителя в часы прохождения максимума энергосистемы и
применения санкций за превышение договорного значения по-
требляемой мощности2.
При обосновании дифференцированных по зонам суток та-
рифов следует исходить из положения, по которому суммар-
ная плата за энергию при исходном режиме ее потребления не
должна изменяться при переходе с одного тарифа на другой. Это
требует индивидуальных корректировок усредненных (прей-
скурантных) ставок.
Пример. Технологическая установка потребляет в номинальном
режиме 50,4 МВт. Номинальный часовой выпуск продукции 4,2 т/ч.
Число календарных дней работы установки в году 350. Суточная про-
должительность работы установки 24 ч. Годовой выпуск продукции
35 300 т. Средняя норма расхода электроэнергии при номинальном
режиме 12 000 кВт ч. Годовой расход электроэнергии 422,6-106 кВт-ч.
Удельные материальные затраты 5674 руб./т. Продолжительность днев-
ного максимума в энергосистеме 2 ч, вечернего -4ч (всего 6 ч)
1. Двухставочный тариф на электроэнергию: плата за мощность
179,86 руб./(кВт-мес); плата за энергию 40,5 коп./(кВт-ч). В целях сни-
жения платы за электроэнергию предполагается снизить потребляе-
мую мощность в часы максимума энергосистемы на 30%. При этом
часовая производительность установки снизится до 60% от номи-
нальной; удельный расход электро щергии возрастет до 13 900 кВт ч/т
(15,8%), материальные затраты увеличатся на 5%.
Чтобы в последующие часы суток недовыпуск продукции в часы
максимума был компенсирован, необходимо увеличить часовую про-
изводительность установки на 13% по сравнению с номинальной
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
557
(допустимый форсированный режим) При этом удельный расход
электроэнергии возрастает до 12 300 кВт-ч/т (2,5%); удельные матери-
альные затраты — на 1,5%. При этих данных годовой расход электро-
энергии будет увеличен на 19 051 200 кВт ч; материальные затраты - на
4 053 700 руб./год.
Экономия на оплате мощности составит
179,86 12 - 50,4 0,3 • 106 = 32 633 796 руб./год.
Чистая экономия от регулировочного мероприятия равна
32 633 796 - 40,5 • I О 2 • 19 051 200 - 4 053 700 = 20 864 260 руб./год.
2. Для данного потребителя рассматривается экономическая целесо-
образность перехода с двухставочного тарифа на тариф, дифференциро-
ванный по зонам суток со ставками, коп./(кВт-ч): ночная - 34,6; полупи-
ковая - 66,2; пиковая —108,2. Продолжительность зоны ночного провала
8 ч, полупиковой 10 ч, пиковой 6 ч. Годовые расходы электроэнергии по
зонам соответственно 140,8-106, 176-106 и 105,8-106 кВт ч.
Средние тарифы на электроэнергию по двухставочной модели и по
зональной равны между собой:
179,86 12 • 50,4 103 • 102 ___ _
---------------—т— - — + 40,5 =
422.6 • 106
(34,6 • 140,8 - 66,2 • 176 + 108,2 • 105,8) 106 „ _ „ „ х
= -— ---------------------7----------------------= 66,2 коп./(кВт-ч).
422,6 106 '
Как и в первом варианте, предполагается снизить нагрузку в часы
системного максимума на 30%, что соответствует снижению произво-
дительности на 40%. Но ночью установка будет работать в предель-
ном форсированном режиме с производительностью на 15% больше
номинальной При этом расход электроэнергии возрастет в часы ноч-
ного провала нагрузки до 12 600 кВт-ч/т (5%), а в полупиковой зоне
до 12 240 кВт ч/т (2%). В полупиковой зоне также на 12% повышается
часовая производительность. Рост удельных материальных затрат со-
ставляет, %: в пиковой зоне — 5; в полупиковой — 1,5; в ночной - 2.
При этих данных в пиковой зоне суток годовой расход электро-
энергии сократится на 32 281 200 кВт ч; в полупиковой - возрастет на
24 948 000 кВт-ч; в ночной - увеличится на 29 282 400 кВт-ч. Матери-
альные затраты повысятся на 4 356 450 руб./год.
Чистая экономия от регулировочного мероприятия составит
108,2 10~2 • 32 281 200 - 66,2 - 10“2 • 24 948 ОиО -
- 34,6 • 102 • 29 282 400 - 4 356 450 = 3 924 522 руб./год.
Таким образом, переход на данную модель тарифа нецелесообра-
зен, так как ожидаемая экономия более чем в 5 раз меньше, чем в ба-
зовом варианте.
3. Рассмотрим применимость для условий предыдущего варианта
другой модели тарифа, в которой сохраняется плата за мощность по-
требителя в часы максимума энергосистемы (т.е. в пиковой зоне), а по
трем зонам суток дифференцируется только ставка платы за энергию.
При этом средний тариф также должен быть равен 66,2 коп./(кВт ч).
Тогда ставка платы за мощность равна 179,86 руб./(кВт-мес); ставки
558
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
платы за энергию, коп./(кВт-ч): для ночной зоны - 34,6; для полупико-
вой - 40,5, для пиковой - 48,3.
Чистая экономия от регулирования режима составит
179,86 • 12 • 50,4 0,3 • 106 + 48,3 • 10“2 • 3 228 120 -
- 40,5 • 10-2 • 24 948 000 - 34,6 • 10“2 • 29 282 400 -
- 4 356 450 = 23 633 515 руб./год.
В этом случае экономия затрат предприятия от регулировочного ме-
роприятия увеличивается на 13% по сравнению с базовым вариантом
двухставочного тарифа. Значит, потребителем должен быть выбран
именно этот вид тарифа.
Следует подчеркнуть, что при обосновании дифференцированного
тарифа в зависимости от ожи, (аемой эффективности регулировочного
мероприятия важное значение имеет соотношение пиковой и ночной
ставок. Во втором примере оно равнялось 3,13 (108,2/34,6), что оказа-
лось явно недостаточно для заданных условий регулирования нагруз-
ки. В третьем варианте это соотношение с учетом платы за мощность
выросло до 4,37 ((102,8+48,3)734,6); кроме того, уменьшилась ставка
для полупиковой зоны - с 66,2 до 40,5 коп./(кВт ч). В сумме это и обе-
спечило преимущество данного варианта.
РАЦИОНАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДА
Электрические двигатели, составляющие основу современ-
ного силового привода, потребляют более половины всей элек-
троэнергии в промышленности. Вместе с тем, по имеющимся
оценкам, за счет соответствующих организационно-техниче-
ских мер можно было бы сократить это потребление в среднем
на 30-50%. Наиболее эффективными направлениями, позволя-
ющими реализовать до 90% потенциала энергосбережения в
сфере электропривода, являются:
• повышение степени загрузки промышленных двигателей
по мощности;
• внедрение новых, высокоэнергоэффективных электродви-
гателей с повышенными коэффициентами полезного дей-
ствия;
• расширение применения синхронных электродвигателей;
• повышение эффективности асинхронных двигателей на
основе применения современных электронных систем ре-
гулируемого электропривода.
Следует подчеркнуть, что осуществление указанных мер
требует соответствующих экономических (мотивационных)
предпосылок, связанных с развитием рыночных отношений в
электроснабжении промышленных предприятий.
В числе таких решений, в частности в области стимулирую-
щего ценообразования, можно предложить:
• введение платы за реактивную нагрузку электроустановок
промышленных предприятий;
• применение ценовых скидок для покупателей энергоэф-
фективных двигателей;
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
559
• установление отдельных тарифов на силовое электропо-
требление со ставками, повышенными по сравнению с та-
рифами для технологических установок (эта же мера мо-
жет применяться и для оплаты осветительной нагрузки);
• применение тарифов, стимулирующих рост коэффициен-
та нагрузки предприятия.
Перечисленные рекомендации следует адресовать как энер-
госнабжающим организациям, так и регулирующим органам,
причем в условиях как конкурентных, так и закрытых рынков.
При технико-экономическом обосновании модернизации
электропривода на промышленных предприятиях кроме основ-
ных экономических показателей (капитальные затраты, затраты
на ремонт и обслуживание) применяются следующие показате-
ли энергоэффективности:
• потери активной мощности и коэффициент полезного дей-
ствия электродвигателей;
• реактивная нагрузка и коэффициент мощности асинхрон-
ных двигателей;
• потери активной мощности с учетом влияния реактивной
нагрузки.
Для наиболее распространенного вица электропривода -
асинхронных двигателей - потери активной мощности опреде-
ляются следующим образом.
При номинальном режиме:
ДРН = РН^^-, (26.4)
Пн
при режиме, отличном от номинального:
ДР3 = *3Рн-^4, (26.5)
Из
где Рн и Пн _ номинальная мощность на валу двигателя и его но-
минальный кпд; £3 - коэффициент загрузки двигателя по мощ-
ности (отношение среднегодовой нагрузки к номинальной мощ-
ности); г|3 - кпд двигателя при данном коэффициенте загрузки.
Кроме потерь активной мощности непосредственно в асин-
хронных двигателях существуют также активные потери во внеш-
них электросетях от их реактивной нагрузки Реактивную нагрузку
асинхронного двигателя можно рассчитать по такой формуле:
Пз
где tg<p3 соответствует значению коэффициента мощности
(cos <р) при данном коэффициенте загрузки.
На основании выражений (26.5) и (26.6) определяются сум-
марные оплачиваемые потери активной мощности при работе
двигателя:
-’з = 3 + ^ЭК ' 03 , (26.7)
где кэк - экономический эквивалент реактивной мощности элек-
тросети, кВт/(кВ А), характеризующий дополнительные потери
560
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
активной мощности во внешней сети на единицу дополнитель-
ной реактивной нагрузки.
Приведенные понятия и характеризующие их зависимости
применяются нами ниже при рассмотрении отдельных направ-
лений энерюэкономической рационализации промышленных
электродвигателей.
Нагрузка электродвигателя. Снижение нагрузки электро-
мотора по отношению к его номинальной мощности вызывает
уменьшение кпд и коэффициента мощности cos <р (для асинхрон-
ных двигателей). Так, коэффициент полезного действия, макси-
мальный при 100%-ной нагрузке, падает всего на 3% при 70%
от номинала, но уже на 8% при 50% от номинала, на 25% - при
30% и на 55% - при 10%-ной нагрузке. Правда, у большинства
двигателей максимум кпд имеет место примерно при нагрузке,
равной 75% от номинальной, так как двигатели проектируются
с учетом того обстоятельства, что далеко не всегда они будут
полностью загружены.
Уменьшение коэффициента мощности при снижении нагруз-
ки происходит гораздо быстрее, чем кпд (рис. 26.6). С учетом
высокой цоли силового электропотребления в промышленности
это весьма негативно сказывается на средневзвешенном коэф-
фициенте мощности предприятия и требует установки дорогих
компенсирующих устройств.
Рис. 26.6. Зависимость
кпд и коэффициента
мощности
от нагрузки
электродвигателя
Опыт показывает, что при нагрузке двигателя менее 45%
его однозначно следует заменить на мотор меньшей мощности.
Если нагрузка составляет 45-70%, то для замены потребуется
технико-экономическое обоснование. При нагрузке более 70%
от номинальной мощности двигателя его замена нецелесообраз-
на. Необходимые капиталовложения зависят от схемы, по которой
осуществляется замена более мощных моторов на менее мощные
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
561
Иногда оказывается возможным увеличить степень загружен-
ности электродвигателей путем их взаимных перестановок в
пределах данного предприятия. В этом случае можно обойтись
минимумом затрат, связанных только с монтажом и демонтажом
соответствующих моторов. В другом варианте стоимость ново-
го двигателя меньшей мощности может быть полностью или ча-
стично возмещена за счет реализации высвобождаемого более
мощного мотора по его остаточной стоимости (с учетом изно-
са). В любом случае капитальные затраты на установку двигате-
ля меньшей мощности будут окупаться за счет экономии затрат
на оплату электроэнергии и реактивной мощности.
При выборе номинальной мощности двигателя на замену не-
обходимо учитывать опасность его недопустимых перегрузок в
периоды максимальных нагрузок электропривода. Кроме того,
надо иметь в виду, что при прочих равных условиях двигатели
повышенной мощности всегда обладают более высокими кпд и
cos <р и при этом требуют относительно меньших удельных ка-
питаловложений на приобретение и установку. Поэтому, выбирая
номинальную мощность электромотора, следует ориентироваться
на не более чем 70-75%-ный уровень его нагрузки. Более точные
оценки дает специальное технико-экономическое обоснование
замены конкретного малозагруженного двигателя.
Пример. Асинхронный двигатель с номинальной мощностью
150 кВт и коэффициентом загрузки 0,53 заменяется на двигатель с но-
минальной мощностью 100 кВт. В капиталовложениях на замену учи-
тываются только затраты на установку электромотора меньшей мощ-
ности (табл. 26.2).
Синхронные и асинхронные двигатели. Асинхронные
электродвигатели с короткозамкнутым ротором (АД) и синхрон-
ные двигатели (СД) получили широкое распространение в каче-
стве нерегулируемых электроприводов.
По сравнению с АД синхронные моторы имеют следующие
технико-экономические преимущества:
• возможность работы с cos <р = 1 без потребления реактив-
ной мощности и с «опережающим» cos <р в режиме генера-
ции реактивной мощности;
• более высокий кпд (на 1-3%), что дает экономию электро-
энергии;
• меньшая чувствительность вращающего момента к изме-
нениям напряжения в сети;
• возможность изготовления экономичного двигателя на
низкое число оборотов (у АД при низкой скорости вра-
щения значительно возрастает потребление реактивной
мощности);
• строго синхронное число оборотов: на 2-5% выше, чем у
АД, что для ряда приводов дает несколько более высокую
производительность рабочей машины;
562
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЯ
Показатель Источник или формула Двигатель 1 (заменяемый) Двигатель II (замещающий)
Номинальная мощность (Рн), кВт Исх. данные 150 100
Коэффициент загрузки (к3) Тоже 0,53 0,80
кпд при ном. МОЩНОСТИ (Т)н), % — « — 92,0 91,2
кпд при к3 (т]3), % Рис. 26.6 85,0 88,5
Потери активной мощности (ИРз), кВт Формула (26.5) 14,0 10,4
Коэффициент мощности при ном нагрузке (cos фн) Исх. данные 0,875 0,36
Коэффициент мощности при к3 (cos <рз) Рис. 26.6 0,66 0,79
Коэффициент реактивной мощности при к3 -Л-2-1 1.14 0,78
(tg <рз) 1 (cos <р)2
Реактивная нагрузка (Оз), кВ-Ар Формула (26.6) 106,6 70,5
Экономический эквивалент реактивной мощности (кэк), кВт/(кВ-Ар) Исх. данные 0,08 0,08
Суммарные потери активной мощности (ДРз).кВт Формула (26.7) 22,5 16,0
Время работы в году (Лр), ч/год Исх. данные 5500 5500
Средний тариф на электроэнергию (тэ), руб /(кВт-ч) Тоже 1.8 1.8
Стоимость годовых потерь электро- энергии (бл), руб./год тэ ДРз -Лр 222 750 158 400
Затраты на установку (Ку), руб. Исх. данные — 12 000
Период окупаемости (Ток), годы 0,19
$nl_ $nll
Таблица 26.2
• возможное гь автоматического плавного регулирования
возбуждения или форсировки возбуждения.
Вместе с тем СД имеют и недостатки, ограничивающие их
применение: более высокую стоимость, чем АД, и более сложную
конструкцию (наличие возбудителя и пускового устройства).
Следует отметить, что на выбор типа двигателя для электро-
привода влияют требования рабочих машин и механизмов к
механическим характеристикам электромоторов, особенно в
условиях переменно-прерывистых нагрузок. Например, подъ-
емно-транспортные механизмы нуждаются в двигателях с прин-
ципиально иными механическими характеристиками, чем про-
катные станы.
При длительной неизменной нагрузке и больших мощностях
(сотни киловатт) преимущества СД перед асинхронными стано-
вятся максимальными, особенно если по техническим или эко-
номическим соображениям необходима компенсация реактив-
ной мощности, потребляемой АД. Напомним, что синхронные
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
563
двигатели не нуждаются в намагничивающем токе из внешней
электросети, так как имеют собственный возбудитель магнит-
ного поля.
Расчеты показывают, что, например, при одинаковой номи-
нальной мощности двигателей 1500 кВт и коэффициенте загруз-
ки 0,86 потери активной мощности непосредственно в асин-
хронном двигателе примерно на 30% выше, чем в синхронном
(при cos ф = 1,0). Но если дополнительно учесть потери актив-
ной мощности во внешней сети от реактивной нагрузки АД, то
суммарные потери оказываются уже на 140% больше, чем у СД.
В этом случае при трехсменной работе период окупаемости до-
полнительных капиталовложений в электропривод с СД получа-
ется немногим более одного года (при условии, что стоимость
синхронного мотора на 50% больше, чем асинхронного).
При частых пусках и непостоянной на1 рузке для мощностей
до 100 кВт наиболее надежным и простым в эксплуатации и
вместе с тем дешевым является асинхронный двигатель (с ко-
роткозамкнутым ротором). При больших мощностях, если по
технологическим условиям невозможно применить синхрон-
ный двигатель, обычно устанавливается АД с фазным ротором.
Можно предположить, что рост цен на электроэнергию и
введение платы за реактивную нагрузку для промышленных
предприятий в обозримой перспективе будут способствовать
некоторому расширению области конкурентоспособности син-
хронных моторов. Вместе с тем существует и противоположная
тенденция, при которой применение регулируемого электропри-
вода ведет к существенному повышению энергоэффективности
асинхронных двигателей.
Двигатели с повышенным кпд. Затраты на электроэнер-
гию, потребленную мотором в течение года, нередко более чем
в 10 раз превосходят стоимость самого мотора. Это объясняет
значение критерия энергетической эффективности при выборе
новых электродвш ателей.
В энергоэффективных двигателях применяются материа-
лы более высокого качества, чем в стандартны к, что позволяет
уменьшить постоянную составляющую потерь, не зависящую от
нагрузки, и за счет этого несколько повысить кпд. При полной
нагрузке такие моторы имеют также более высокие коэффициен-
ты мощности (cos ф); причем для них характерно относительно
меньшее снижение коэффициента мощности при работе с умень-
шенными по сравнению с номинальными нагрузками (обычная
ситуация в процессе эксплуатации электродвигателей).
Закономерно, что цена на энергоэффективный двигатель будет
несколько выше, чем на стандартный аналогичных мощности,
типа и назначения. Но в расчете на 1 кВт-ч потребленной за год
работы электроэнергии стоимость энергоэффективного мотора
должна снижаться по сравнению с обычным. В этом состоит его
привлекательность для покупателя. По зарубежным данным, вы-
игрыш по цене составляет от 60 до 30% для энергоэффективных
564
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
моторов мощностью соответственно от 100 до 300 кВт. Некото-
рые поставщики продают двигатели с повышенным кпд по це-
нам. установленным для обыкновенных моторов.
Более того, энергокомпании, заинтересованные в энерго-
сбережении и рационализации режимов электропотребления, в
рамках своих программ «управления спросом» предлагают по-
купателям энергоэффективных моторов стимулирующие цено-
вые скидки, которые рассчитываются на основе сопоставления
экономии энергии и затрат на новое оборудование. В табл. 26.3
дается пример подобных скидок на электродвигатели, предла-
гаемые одной из крупных американских энергокомпаний. Как
видно, ценовая скидка дифференцируется в зависимости от
мощности и кпд электромотора.
СКИДКИ С ЦЕН НА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ ДВИГАТЕЛИ
Мощность, л.с. Эффективные моторы Высокоэффективные моторы
кпд, % Скидка, долл. кпд, % Скидка, долл.
1,0 82,5 20 84,0 25
10,0 88,5 60 89,5 75
50,0 92,4 175 93,0 350
100,0 93,6 275 94,1 600
200,0 94,1 500 95,0 1200
Таблица 26.3
1 В этом случае в
рабочем режиме АД
обладает свойствами
синхронного двига-
теля.
Следует подчеркнуть, что за рубежом основную группу двига-
телей с повышенными кпд составляют моторы переменного тока
мощностью до 150 кВт, прежде всего двигатели с номинальной
мощностью 4-15 кВт. Конечно, как сказано выше, при покупке
нового двигателя необходимо обращать внимание на модели с вы-
сокими энергетическими характеристиками. Однако надо иметь в
виду, что возможная экономия на этом пути существенно меньше
той, которую можно получить при правильном выборе типораз-
мера двигателя в расчете на определенную нагрузку.
Управление электродвигателями. Целью применения
привода с электронным управлением является поддержание
скорости мотора как можно ближе к оптимальной или задан-
ной требованиями технологического процесса либо необхо-
димостью снижения удельных расходов электроэнергии. Для
управления скоростью требуется сигнал обратной связи от
определенного датчика, установленного на технологическом
оборудовании: давления, скорости вращения рабочих меха-
низмов, потока и др. Идеальный вариант - использование спе-
циальных микропроцессоров, контроллеров или компьютеров
для регулирования привода. Такие системы можно применить
как с синхронными, так и с асинхронными двигателями . Наи-
лучшие возможности для экономии электроэнергии имеются
в случае привода насосов и вентиляторов, которые в течение
длительною времени работают в режиме частичной нагрузки.
Оценочные значения экономии электроэнергии при замене
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
565
нерегулируемого привода регулируемым, %: для вентиляцион-
ных систем 50, для компрессоров 40-50, для насосов 25. Сроки
окупаемости варьируют в широких пределах, но нередко сво-
дятся всего к полугоду.
Специальные устройства - регуляторы напряжения - пред-
назначены для отслеживания загруженности мотора. Например,
когда нагрузка снижается более чем на 50% от номинальной,
регулятор снижает напряжение на моторе. Это сокращает по-
стоянные потери в двигателе на 20-25% и повышает его кпд.
Моторы, которые в течение длительного времени работают на
переменной пониженной нагрузке, предоставляют наилучшие
возможности для экономии энергии путем регулирования на-
пряжения. Контроллеры «мягкого старта» постепенно повы-
шают напряжение, подаваемое на мотор в течение стартового
цикла, уменьшая значения пусковых токов.
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ СИСТЕМЫ ОСВЕЩЕНИЯ
На освещение производственных и административных поме-
щений расходуется около 10% промышленного электропотре-
бления. Применение прогрессивных систем освещения позво-
лит значительно снизить эти затраты.
Современные технологии в освещении включают:
• системы управления освещением на предприятиях;
• энергоэффективную осветительную арматуру.
Системы управления освещением осуществляют автома-
тическое отключение или уменьшение уровня освещенности
помещений и рабочих мест. Для этих целей применяется аппа-
ратура для местного и зонального отключения светильников в
зависимости от времени суток, естественного освещения, нали-
чия работников в помещении. Регуляторы напряжения снижают
напряжение в соответствии с требуемым уровнем освещенно-
сти. Например, снизив напряжение на 10%, можно уменьшить
электропотребление на 20%, при этом уровень освещенности
сократится на 15%.
Современная осветительная арматура включает лампы, бал-
ласты, рефлекторы и жалюзи с высокой энергоэффективностью.
Высокочастотные люминесцентные, металлогалогеновые и на-
триевые лампы обеспечивают повышенную светоотдачу в рас-
чете на 1 Вт потребляемой мощности, отличаются высокими
кпд и существенно большими сроками службы по сравнению
с лампами накаливания и традиционными лампами «дневного
света» (табл. 26.4).
Светильники с высокочастотными балластными устройства-
ми имеют более высокий кпд, более низкую чувствительность
к изменениям напряжения и меньший уровень световой дегра-
дации по сравнению с системами, использующими обычный
балласт для ограничения тока ламп и стабилизации напряже-
ния с высоким уровнем внутренних потерь. Установка прямо
566
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗЛИЧНЫХ ИСТОЧНИКОВ СВЕТА
Тип Световой поток на 1 Вт мощности, люмен. кпд, %
Лампа накаливания 12—25 19
Лампа дневного света 75—80 65
Металлогалогеновая лампа 80-100 77
Натриевая лампа высокого давления 105—130 100
Таблица 26.4
на существующую арматуру дешевых светоотражательных реф-
лекторов позволяет в 2 раза сократить количество ламп практи-
чески при сохранении светового потока на рабочих местах.
В табл. 26.5 приведены характеристики различных техноло-
гических элементов современных систем освещения.
ПРОГРЕССИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В СОВРЕМЕННЫХ СИСТЕМАХ ОСВЕЩЕНИЯ
Вид технологического устройства Применение в системах освещения Энергетическая и экономическая эффективность
Система управления освещением
аппаратура для местного и зонального отключения светильников Регулировка в зависимости от уровня естественной освещенности или по количеству работающих в помещении; управление несколькими источниками света (пролеты цехов, склады и др.) 20—30% электропотребления; период окупаемости 2 года
регуляторы напряжения В больших помещениях при мощности светильников более 15 кВт и времени работы более 2500 ч/год 25% электропотребления; период окупаемости до 3 лет
Осветительная арматура
малогабаритные высокочастотные люминесцентные лампы Замена ламп накаливания, работающих более 4000 ч/год 75% электропотребления; период окупаемости 1 год
металлогалоге новые лампы Замена люминесцентных ламп в светильниках на высоте более 5 м от освещаемой поверхности До 20% электропотребления
высокочастотные балласты В новых люминесцентных системах освещения при работе более 5000 ч/год До 30% электропотребления; период окупаемости до 3 лет
рефлекторы Установка на простые люминесцентные светильники, работающие более 5000 ч/год 50% электропотребления; период окупаемости 2 года
Таблица 26.5
Следует подчеркнуть, что система управления освещением
цеха (предприятия) наиболее эффективна, если она совмещена
с современными или полностью модернизированными комплек-
сами осветительной арматуры. Как следует из табл. 26.5, мо-
дернизированные осветительные системы позволяют экономить
в среднем от 20 до 50% электроэнергии без ухудшения комфорт-
ности. При этом предельные сроки окупаемости средств, затра
ченных на полную замену арматуры, составляют 2-3 года.
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
567
Пример.
Система освещения цеха включает 100 люминесцентных светиль-
ников 2-60 Вт каждый. Если установить на светильники рефлекторы,
то можно из каждого удалить одну лампу без сокращения светового
потока.
Тариф на электроэнергию 1,58 руо7(кВт ч). Стоимость одного от-
ражателя (включая установку) 450 руб. Стоимость дополнительных
работ по очистке поверхностей отражателей 50 руб./год (на один отра-
жатель) Продолжительность работы системы освещения 3840 ч/год.
Энергетическая и экономическая эффективность модернизации
Экономия электроэнергии на освещение цеха
0,06 • 100 3840 = 23 040 кВт ч/год.
Экономия затрат на электроэнергию
1,58 • 23 040 = 36 403 руб. Тод.
Чистая экономия затрат
36 403 - 50 • 100 = 31 403 руб./год.
Период окупаемости капиталовложений в модернизацию
450 • 100/31 403 = 1,4 года.
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Выработка и потребление электроэнергии на переменном токе
связаны с передачей по электрическим сетям активной и реак-
тивной мощности. Активная мощность безвозвратно передается
в одном направлении от источника к технологической установке
(электроприемнику), где совершает полезную работу получения
конечной энергии в разных формах: механической, тепловой,
химической и др. Реактивная мощность обеспечивает возбужде-
ние магнитных полей в трансформаторах, электродвигателях и
других электроустановках с индуктивными элементами. Причем
в силу особенностей электромагнитных процессов потоки реак-
тивной мощности перемещаются в обоих направлениях между
источником и магнитным полем электроприемника. При этом ток
в цепи не совершает работу; он обусловлен лишь колебаниями
этой «обменной» энергии. Такой ток именуется реактивным.
Реактивные токи бесполезно загружают генераторы электро-
станций, трансформаторы, линии электропередачи, снижая их
пропускную способность и вызывая дополнительные потери
активной мощности АРр в соответствии со следующей зависи-
мостью:
(26-8)
где Jp - значение индуктивного реактивного тока; гт — сопро-
тивление линии и трансформаторов на участке от генератора до
электроприемника.
Дополнительные токовые нагрузки приводят к недоисполь-
зованию мощности трансформаторов и повышению стоимости
сооружения трансформаторных подстанций и электрических
сетей.
568
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Из основ электротехники известно, что активная (Р), реак-
тивная (0 и полная (S) мощности электроустановки при сину-
соидальной форме напряжения и тока определяются следующи-
ми выражениями:
Р = UJ cos ф, Q = UJ sin ф, 5 = L'J, или S = л/Р2 + (Я ,
где U и J - действующие значения синусоидального напряже-
ния и тока; ф - угол между секторами напряжения и тока.
Единицей полной мощности 5 служит вольт-ампер (1 В-Ар),
активной мощности Р- ватт (1 Вт), реактивной мощности Q-
вольт-ампер реактивный (1 В-А).
Потребление реактивной мощности электроприемниками
принято выражать с помощью относительных характеристик:
коэффициента мощности (cos ф) либо коэффициента реактив-
ной мощности (tg ф).
С учетом приведенных выше формул
р t Q
COS ф =у ’ tg ф = у
Таким образом, чем больше cos ф (или меньше tg ф) электро-
потребляющей установки, тем относительно меньше она требу-
ет реактивной мощности и тем выше энергетическая эффектив-
ность обе туживающей ее системы электроснабжения.
Основными «потребителями» реактивной мощности на про-
мышленных предприятиях являются асинхронные двигатели,
индукционные печи, вентильные преобразователи, сварочные
агрегаты. При этом доля асинхронной нагрузки в потребляемой
реактивной мощности на промышленных предприятиях дости-
гает 60-70%. Крупными потребителями реактивной мощности
также являются трансформаторы всех ступеней трансформа-
ции - 20-25%. В табл. 26.6 приведены примерные значения ко-
эффициентов мощности (cos ф) для разных электроустановок.
Таблица 26.6
КОЭФФИЦИЕНТЫ МОЩНОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Асинхронные двигатели 0,50-0,85
Сварочные машины 0,50—0,70
Электродуговые печи 0,80—0,90
Индукционные печи 0,60—0,70
Лампы накаливания 1,0
Лампы дневного света 0,95—0,97
Нагревательные приборы 1,0
Синхронные двигатели (бескомпенсационный режим) 1,0
Электромашинные преобразователи 1,0
При наличии средств учета реактивной нагрузки за расчет-
ный период определяется средневзвешенный коэффициент мощ-
ности на шинах главной подстанции предприятия, на основании
которого должны производиться расчеты за реактивную мощ-
ность между потребителем и энергоснабжающей организацией,
ведь последняя несет затраты по дополнительной генераторной
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
569
мощности на электростанциях и мощности трансформаторных
подстанций, увеличению сечений проводов ЛЭП и покрытию
потерь электроэнергии в электрических сетях.
Электроустановки, работающие с «естественным» cos ф < 1,0, яв-
ляются условными потребителями реактивной мощности; электро-
приемники с cos ф ~ 1,0 практически не требуют для своей работы
подачи реактивной мощности из внешней электрической сети, т.е.
значения их активной и полной мощности совпадают.
Уменьшение потоков реактивной мощности в сетях электро-
энергетических систем и систем электроснабжения промыш-
ленных предприятий и улучшение коэффициентов мощности
электроустановок может быть достигнуто двумя путями: во-
первых, за счет снижения реактивности собственно электропри-
емников: повышение загрузки трансформаторов и асинхронных
двигателей; переключение обмоток асинхронных двигателей с
«треугольника» на «звезду»; применение ограничителей холо-
стого хода; другие режимно-регулировочные мероприятия. Эти
направления должны реализовываться в первую очередь, так как
не связаны со значительными затратами, во-вторых, за счет раз-
мещения непосредственно у электроприемников технических
средств компенсации реактивной мощности. Из-за частичной
выраоотки реактивной мощности специальными компенсирую-
щими устройствами уменьшаются объемы ее передачи по элек-
трическим сетям всех уровней напряжений.
Основными компенсирующими устройствами, применяемы-
ми в системах электроснабжения промышленных предприятий,
являются батареи статических конденсаторов (БК), а также син-
хронные двигатели технологических установок (СД), работаю-
щие в режиме перевозбуждения, т.е. потребляющие ток, опере-
жающий по фазе напряжение на вводах двигателей. Капитальные
затраты на 1 кВ-Ар отдаваемой в сеть мощности у СД значитель-
но меньше, чем у БК. В то же время СД имеют повышенные по-
тери активной мощности при генерации реактивной мощности.
На рис. 26.7, а показан случай, когда при потреблении ре-
активной мощности из электросети асинхронным электродви-
гателем возрастает токовая нагрузка на сеть и трансформатор;
это, как сказано выше, ведет к потерям активной мощности в
элементах системы электроснабжения предприятия и недоис-
пользованию мощности трансформаторов. Двигатель работает
с пониженным коэффициентом мощности (cos ф).
В другом варианте, на рис 26.7, б, предусмотрена установ-
ка параллельно электродвигателю компенсирующего устрой-
ства - статического конденсатора, генерирующего реактивную
мощность непосредственно в месзе потребления. При полной
компенсации по внешней сети передается только активная мощ-
ность и cos ф электроустановки равен единице. Это так назы-
ваемое искусственное улучшение коэффициента мощности в
отличие оз «естественного», получаемого, например, при мак-
симальном использовании мощности электродвигателя.
19 Энергетический бизнес
570
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис 26.7. Потребление
реактивной мощности
силовой установкой
из внешней
электросети(а)и
генерация реактивной
мощности в узле
нагрузки (б):
1 — трансформатор;
2 — электродвигатель;
3 — конденсатор;
Р—активная мощнс'^ть.
О — реактивная мощность
1 Если такая плата
предусмотрена одним
из способов, рассмо-
тренных ниже
Определение оптимальной мощности компенсирующих
устройств, их типов и пунктов размещения требует проведения
специальных технико-экономических расчетов. При этом соответ-
ствующие затраты на установку технических средств компенсации
сопоставляются с суммарной экономией, получаемой предприяти-
ем от уменьшения потребления реактивной мощности трансфор-
маторами и технологическими электроприемниками.
В общем случае эта экономия должна складываться из сни-
жения:
• платы за реактивну ю мощность (энергию) на границе раз-
дела балансовой принадлежности сетей энергосистемы и
промышленного предприятия1;
• плаз ы за заявленную активную мощность и потребленную
электроэнергию (вследствие уменьшения потерь в систе-
ме электроснабжения предприятия);
• затрат на сооружение электрических сетей и трансформатор-
ных подстанций (обусловлено уменьшением токовых нагру-
зок и габаритно-стоимостных параметров оборудования).
Следует отметить, что наибольший экономический эффект
можно получить при использовании в качестве компенсирующих
устройств низковольтных конденсаторов (при отсутствии син-
хронных двигателей), размещаемых у 1рупповых щитков низ-
ковольтной сети предприятия. При этом достигается снижение
потерь активной мощности как во внешней, так и во внутриза-
водской сети. Однако низковольтные конденсаторы дороже, чем
высоковольтные той же мощности. Последние обычно устанав-
ливаются на главной понизительной подстанции предприятия.
Особое значение имеет вопрос о целесообразности введения
отдельной платы за получаемую из электроэнергетической систе-
мы реактивную мощность (энергию). Известно, что потери в се-
тях энергоснабжающих организаций и другие затраты, связанные
с передачей реактивной мощности, включаются в потребитель-
ские тарифы на электроэнергию. Это дает основание некоторым
специалистам отрицать необходимость применения отдельной
платы за реактивность электроустановок. Между тем в пользу ее
введения можно привести следующие соображения.
1. При одинаковых объемах потребления акгивной мощно-
сти разные потребители требуют различные объемы реактивной
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
571
1 «Реактивная энер-
гия» - это условное
расчетное понятие, так
как в отличие от актив-
ной электроэнергии не
совершает полезную
работу и не имеет ко-
нечного потребления.
мощности. Поэтому при равной оплате каждым потребителем
общих потерь в электроэнергетической системе имеет место
скрытое перекрестное субсидирование одних потребителей
другими. Такое положение несовместимо с развитием рыноч-
ных отношений в электроснабжении.
2. Разумная дифференциация в оплате реактивной мощности
должна стимулировать активное энергосбережение и повыше-
ние коэффициентов мощности потребителей, что, безусловно, и
в интересах энергоснабжающих организаций.
3. Реформа электроэнергетики предусматривает формиро-
вание специальных рынков технологических услуг. Генери-
рование реактивной мощности как на электростанциях, так и
посредством компенсирующих устройств промышленных пред-
приятий, несомненно, к таковым относится. Поэтому необходи-
мо обеспечить выделение и платность указанной услуги.
Отечественный и зарубежный опыт предлагает различные
подходы к организации оплаты реактивных нагрузок промыш-
ленными потребителями:
• введение тарифов за 1 кВ А реактивной нагрузки, или
1 кВА-ч «реактивной энергии»1;
• корректировка платы за мощность и электроэнергию в за-
висимости от отклонения коэффициентов мощности от
предельного или оптимального значения, которые уста-
навливаются энергоснабжающей организацией;
• оплата потерь активной мощности в сетях электроэнерге-
тической системы посредством «экономического эквива-
лента реактивной мощности».
Экономический эквивалент реактивной мощности сети (Лэк)
характеризует дополнительные потери активной мощности во
внешней сети на единицу дополнительной реактивной нагруз-
ки. Единица измерения кэк - кВт/(кВ Ар).
Приводимые в специальной литературе значения Аэк дифферен-
цируются в пределах 0,01-0,15 в зависимости от конкретной схемы
внешнего электроснабжения предприятия. Когда параметры схемы
неизвестны, то для технико-экономических обоснований вариан-
тов компенсации реактивной мощности и ценообразования можно
использовать усредненные значения этого показателя на уровне
0.06-0.08 кВт/(кВ Ар). При этом тариф на оплату реактивной мощ-
ности будет составлять 6-8% от тарифа на электроэнергию.
Если потребителю задано нормативное значение кэк, то он
сможет определить величину потерь активной мощности в
электроэнергетической системе от своей реактивной нагрузки.
Умножив эти потери на число часов использования мощности
своих электроустановок за расчетный период и на действующий
средний тариф на электроэнергию, потребитель получит абсо-
лютный размер платы за реактивную мощность.
Отметим, что рыночным отношениям в электроснабжении в
большей степени отвечает такой механизм расчетов потребителя
572
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
с энергоснабжающей организацией, при котором потребителю
предлагается «меню» возможных вариантов оплаты реактивной
мощности и он выбирает наиболее рациональный с учетом соб-
ственных экономических интересов.
Пример. На трансформаторе 800 кВ А. 11/0.4 кВ устанавливается
статический конденсатор емкостью 200 кВ- \р.
До установки конденсатора:
Активная мощность электроприемников (Р) 407 кВт.
Реактивная мощность (Qq) 375 кВ-Ap.
Полная мощность (So) 553 кВ А.
Коэффициент мощности электроприемников (cos <Ро) 0-735.
Годовой фонд рабочего времени электроустановок (при работе с
полной нагрузкой) (Лр) 4500 г/год.
Общее сопротивление трансформатора и кабельной линии (/?)
0,01352.
Реактивный ток в линии и трансформаторе (Jpo) 542 А.
После установки конденсатора:
Реактивная мощность (01) 175 кВ Ар (375-200).
Полная мощность (Si) 443 кВ А.
Коэффициент мощности (cos <pi) 0,919.
Реактивный ток (Jpi) 252 А.
Сокращение потерь (для трехфазного тока) (ДР) = ЗР(-7ро -Д) -
= 11,31 кВт.
Энергетическая эффективность установки конденсатора:
Повышение коэффициента мощности 25%.
Энергосбережение:
активная мощность 11,31 кВт;
реактивная мощность 200 кВ Ар;
электроэнергия 50 895 кВт ч/год (11,31-4500).
Экономическая эффективность установки конденсатора:
Ставка платы за мощность (для потребителей НН) 450 руб./(кВт-мес).
Ставка платы за электроэнергию 65 коп./(кВт ч).
Средний тариф на электроэнергию (при Лр = 4500 ч/год)
45£J2 + 0,65 = 1,85 руб./(кВт ч).
4500
Экономический эквивалент реактивной мощности внешней сети
0,06 кВт/(кВ Ар).
Стоимость компенсирующего устройства 150 тыс. руб.
Экономия на оплате активной мощности
450 • 12 • 11,31 = 61 074 руб./год.
Экономия на оплате потребленной электроэнергии
0,65 • 50 895 = 33 082 руб./год.
Экономия на оплате реактивной мощности
0,06 • 200 • 4500 1,85 = 99 900 руб./год.
Период окупаемости мероприятия по компенсации реактивной
мощности
_______150 000
61 074 + 33 082+99 900 ’ ГОДа’
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
573
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
К вторичным энергетическим ресурсам (ВЭР) относятся об-
лагороженные, переработанные или преобразованные энергоре-
сурсы, получаемые в качестве побочного продукта или отхода
основного производства. По техническим характеристикам ВЭР
подразделяются на горючие (топливные), тепловые и избыточ-
ного давления (табл. 26.7).
КЛАССИФИКАЦИЯ ВЭР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
Вид ВЭР Носители энергетических ресурсов Потенциал энергоносителя, кДж/кг (кДж/м3)
Горючие Химическая энергия отходов технологических процессов химической и термохимической переработки сырья Низшая теплота сгорания
Тепловые Физическая теплота отходящих газов Физическая теплота основной (промежуточной) продукции Физическая теплота отходов основного производства Теплота рабочих тел систем принудительного охлаждения технологических камер Теплота пара и горячей воды, отработавших в технологических и силовых установках Перепад энтальпий
Избыточного Потенциальная энергия газов и жидкостей покидающих Работа изоэнтропного
давления 1ГхнолО1 ические камер ы с избыточным давлением расширения
Таблица 26.7
В качестве горючих ВЭР в настоящее время используются
доменный и конвертерный газ в металлургии, горючие газы
нефтехимической и химической промышленности, сульфатный
щелок в целлюлозно-бумажной промышленности, пыль буро-
угольных брикетов, отходы деревообработки и др.
Тепловые ВЭР - это физическое тепло уходящих газов печей,
котлоагрегатов, тепло раскаленного кокса, нагреваемого метал-
ла. Сюда же относят тепло, получаемое от систем охлаждения
доменных и мартеновских печей, тепло отработавшего пара в
прессах и молотах, воздуха от систем вентиляции и другие по-
добные энергоносители. Тепловые ВЭР подразделяют на высо-
ко- и низкопотенциальные. Если первые характерны в основном
для энергоемких отраслей, то вторые имеются практически во
всех отраслях промышленности (табл. 26.8).
К ВЭР избыточного давления относятся сжатые колошнико-
вые газы доменных печей; пар, отработавший в силовых уста-
новках, молотах и прессах; газы, уходящие из генераторов ката-
литического крекинга и термокот актного коксования. Давление
этих энергоносителей необходимо снижать перед последующей
ступенью их использования или при выбросе в атмосферу.
Различают следующие направления использования ВЭР.
Топливное - непосредственное использование горючих ВЭР
в качестве топлива.
Тепловое (теплотехническое) — испольгвание теплоты (в виде
пара и горячей воды), получаемой непосредственно в качестве
574
энергетический бизнес
ХАРАКТЕРИСТИКИ НИЗКОПОТЕНЦИАЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ ВЭР
Энергоноситель Температура, •с Давление, МПа Возможное направление использования
Отработавший пар молотов, прессов, штамповочных машин и др. 100—120 0,13—0,15 После предварительной очистки от масла для подогрева воды, используемой для теплоснабжения; после термокомпрессии для использования в технологических процессах; для выработки электроэнергии в турбоагрегатах
Отходящие газы от технологических агрегатов До 200 0,1 Для подогрева воды, используемой в системах теплоснабжения. Для выработки холода в абсорбционных установках
Вода, охлаждающая элементы технологических агрегатов и продукцию До 90 0,1 Для подогрева воды, используемой для горячего водоснабжения. Для подогрева питательной воды для котлов. Для установок кондиционирования воздуха
Таблица 26.8
ВЭР или вырабатываемой за счет ВЭР (горючих и тепловых) в
утилизационных установках.
Силовое (электроэнергетическое) - использование механи-
ческой или электрической энергии, вырабатываемой в утилиза-
ционных установках за счет ВЭР избыточного давления.
Комбинированное - использование теплоты и электрической
(или механической) энергии, совместно вырабатываемых за
счет ВЭР в утилизационных ТЭЦ.
Выбор рациональных направлений использования ВЭР на про-
мышленном предприятии обусловливается структурой выхода
ВЭР от технологических установок, рыночными ценами на энер-
гетическое топливо, электрическую и тепловую энергию, а также
стоимостью необходимого ^тилизашюнного оборудования.
Основным оборудованием для использования тепловых ВЭР
и ВЭР избыточного давления являются котлы-утилизаторы, си-
стемы испарительного охлаждения, охладители конвертерных
газов; установки сухого тушения кокса, газовые утилизацион-
ные бескомпрессорные турбины, паровые утилизационные тур-
бины низкого давления (турбины «мятого пара»), абсорбцион-
ные холодильные машины.
В числе вспомогательного оборудования следует прежде
всего назвать аккумуляторы тепла, тепловые насосы и тепловые
трансформаторы. Аккумуляторы предназначены для выравни-
вания колебаний в поступлении отработавшего пара от машин
периодического действия при использовании его в установках
с постоянной нагрузкой, а также для выравнивания давлений
теплоносителя у источников и энергоиспользующих установок.
Тепловые насосы и трансформаторы обеспечивают повышение
энергетического потенциала теплоносителя.
Вторичные энергоресурсы образуют собственные внутрен-
ние источники топливно-энергетических ресурсов предпри-
ятий, что в современных условиях позволяет:
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
575
• минимизировать рыночные ценовые риски при внешних
поставках энергоносителей;
• повысить надежность и маневренность энергоснабжения;
• увеличить энергоэкономическую эффективность основ-
ных технологических процессов (при использовании ВЭР
непосредственно в агрегатах);
• улучшить экологическую обстановку.
В результате осуществляется рационализация топливно-
энергетического баланса предприятия и резко сокращаются об-
щие энергетические издержки.
Отдельные промышленные предприятия отличаются разным
по объему и стру.х1уре потенциалом ВЭР и различными возмож-
ностями его реализации. Это связано как с технологическими осо-
бенностями производства, так и с экономическими факторами. В
некоторых производствах утилизационные установки являются
неотъемлемыми элементами технологического процесса (напри-
мер, кислородно-конвертерное производство стали). Эффектив-
ность использования ВЭР также сильно зависит от периодично-
сти действия машин и механизмов, являющихся их источниками.
Этим отчасти объясняется низкий пока уровень использования
ВЭР в машиностроении. Вероятно, с повышением цен на то-
пливо и энергию интерес к ВЭР будет возрастать, особенно при
усилении конкуренции в промышленности. Экономическая эф-
фективность мероприятий по вовлечению ВЭР в энергобаланс
предприятия определяется путем сопоставления экономии затрат
на оплату энергоносителей и капиталовложений в утилизацион-
ное оборудование. Для разных направлений использования ВЭР
она может колебаться в достаточно широких пределах. Однако,
как показывают расчеты, во многих случаях сроки окупаемости
капиталовложений лежат во вполне допустимых, по современ-
ным представлениям, пределах: от одного до трех лет. Ниже рас-
сматриваются такие наиболее эффективные схемы использова-
ния ВЭР. При этом особое внимание рекомендуется обратить на
тепловые ВЭР низкого потенциала, имеющие широкие возмож
ности для применения в автономном энергоснабжении промыш-
ленных предприятий (пока средний уровень использования ВЭР
в промышленности не превышает 30%).
Экономия топлива за счет использования ВЭР. Экономия топли-
ва в котельной предприятия при выработке теплоты за счет ВЭР или
при непосредственном использовании тепловых ВЭР составляет
0,0342
Д£1=—------- Си’
Чк
где 0,0342 - коэффициент эквивалентного перевода 1 ]Дж в тонны
условного топлива QA — объем использования тепловых ВЭР, ГДж/год;
т]к - кпд «замещаемой» котельной.
На предприятиях, теплоснабжение которых осуществляется от завод-
ской ТЭЦ, использование тепловых ВЭР может привести к временному
576
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
снижению экономичности работы ТЭЦ вследствие уменьшения те-
пловой нагрузки отборов или противодавления турбин. В этом случае
чистая экономия определяется с учетом перерасхода топлива на ТЭЦ:
Д^2 = 0и
0,0342
Пк
- Э(£к - £>т) 10’6
(26.9)
Рис. 26.8. Схема ис-
пользования отра-
ботавшего пара для
выработки электро-
энергии;
I — производственный
агрегат;
2 — пароочиститель;
3 — турбина мятого пара:
4 — турбина двойного
давления;
5, 6 — тепловые аккуму-
ляторы;
7 — котел;
8— . плофикационная
турбина
где т]к - кпд котельной ТЭЦ; Э - удельная выработка электроэнергии
по теплофикационному циклу турбинами ТЭЦ на единицу отпущен-
ной потребителями теплоты, кВт-ч/1Дж; Ьк — удельный расход то-
плива на выработку электроэнергии в теплофикационной турбине по
конденсационному циклу, г/(кВтч); - удельный расход топлива на
выработку электроэнергии на «замещаемой» ТЭЦ по теплофикацион-
ному циклу, г '(кВт ч).
При силовом направлении использования ВЭР экономия топлива
на заводской электростанции будет равна
A53 = feK-^ (26.10)
где Ьк — удельный расход топлива на выработку электроэнергии по
конденсационному циклу, г/(кВт-ч); IV — збъем выработки электро-
энергии утилизационной установкой за год, кВт-ч/год.
При использовании ВЭР в качестве топлива экономия определяет-
ся по формуле
ДВИ = О,О3420И Ди > (26.11)
где QK - объем использования горючих ВЭР, ГДж/год; Ви - то же в
условном топливе, т/год; т] j - кпд топливоиспользующего агрегата при
работе на горючих ВЭР; Т]2 _ то же ПРИ работе на первичном топливе.
Использование низкопотенциальных тепловых ВЭР.
Отработавший производственный пар различных техноло-
гических установок имеет широкий диапазон давления, но в
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
577
основном это низкое давление. Так, пар после молотов, прессов
и штамповочных машин имеет параметры 0,13-0,15 МПа. От-
работавший производственный пар используется для техноло-
гических целей, теплоснабжения, выработки электроэнергии,
комбинированного производства электроэнергии и тепла, полу-
чения холода.
Для выработки электроэнергии отработавший пар может ис-
пользоваться в турбинах мятого пара (а), в турбинах двойного
давления (б), а также в теплофикационных установках с про-
межуточным подводом пара (в) (рис. 26.8). В связи с возмож-
ностью перерывов поступления отработавшего пара от техно-
логического агрегата в приведенных схемах предусмотрены
пароводяные аккумуляторы.
По схеме комбинированного использования отработавшего
пара (рис. 26.9) потребитель тепла включается на линии между
пароочистителем и турбиной. В теплоутилизационной установ-
ке пар из котла 1 поступает на производственный агрегат 3, на
турбину двойного давления 12 и паровой привод в турбине 12
для производства электроэнергии, зимой в теплообменнике 7
для подогрева сетевой воды.
Рис. 26.9. Схема
теплоутилизационной
установки для
выработки
электроэнергии и
теплоснабжения:
1 — котел;
2 — промежуточный
пароперегреватель;
3 — производственный
агрегат;
4 — пароочиститель;
5 тепловой аккумулятор;
6 — потребители теплоты;
7 — теплообменник;
8 — бак питательной воды;
9 —химводоочистка;
10 — питательный насос;
11— конденсатор;
12 — турбина двойного
давления
Такая схема дает возможность свободно перераспределять
потоки отработавшего пара между электрогенерирующей уста-
новкой и тепловыми потребителями.
Нагретая производственная вода. Широко применяется
для охлаждения конструктивных элементов огнетехнических
578
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 26.10. Принци-
пиальные схемы
использования
физической
теплоты нагретой
। |роизводственной
воды для выработки
электроэнергии:
1 — производственная
установка;
2 — испаритель.
3 — конденсационная
турОина;
4 — конденсатор;
5 — насос;
6 — теплофикационная
турбина
установок, а также в ряде производственных процессов, про-
текающих при низких температурах, для искусственного охлаж-
дения технологического продукта или аппаратуры. Нагретую
производственную воду можно использовать для теплоснабже-
ния и ГВС, а также для выработки электроэнергии. Следует от-
метить, что возможная доля годового выхода теплоты Haipcroft
воды для выработки электроэнергии почти всегда выше, чем
при направлении ее в систему теплоснабжения. Это объясняет-
ся ограничительной потребностью в теплоте и сезонным харак-
тером теплой этребления.
На рис. 26.10 приведены две схемы использования нагре-
той воды с замкнутой циркуляцией теплоносителя. Нагретая
вода от производственных охлаждаемых установок 1 посту-
пает в испаритель 2. Полученный пар поступает по схеме а
в первую ступень конденсационной турбины 3. Конденсат из
конденсатора 4 и оставшаяся после испарения вода насосами
5 подаются снова на охлаждаемые установки. В этом вари-
анте требуется специальная утилизационная турбина низкого
давления.
Более простой в сооружении является установка, выполнен-
ная по схеме б. Здесь предполагаются размещение испарителей
непосредственно на заводской ТЭЦ и подача вторичного пара в
часть низкого давления теплофикационной турбины 6 с проме-
жуточным впуском пара.
РАЗДЕЛ 7 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
579
Рис. 26.11. Схема
комплексного
использования теплоты
отработавшего пара
летом и зимой:
1 — пароочиститель;
2 — производственный
агрегат;
3 — котел;
4 — теплофикационная
турбина;
5 — потребитель
электроэнергии;
6 — потребитель теплоты;
7 — потребитель холода;
8 — конденсатор;
9 — теплообменник;
10 — абсорбционная
холодильная установка;
11 — бак питательной
воды;
12 — питательный насос
Получение холода. Крупными потребителями холода являют-
ся заводы химической, металлургической, пищевой и ряда дру-
гих отраслей промышленности.
Подавляющее большинство предприятий оснащено в насто-
ящее время компрессорными холодильными машинами. Эти
машины затрачивают очень много электроэнергии. Электриче-
скую энергию могут заменить тепловые отходы, имеющиеся в
избытке почти на всех предприятиях - основных потребителях
холода. В jtom случае холод вырабатывается в абсорбционных
холодильных машинах. Перспективным для этих целей являет-
ся, например, использование сезонных излишков теплоты ТЭЦ.
Поскольку в большинстве случаев холодоснабжение носит
сезонный характер, то наиболее рациональным вариантом яв-
ляется комплексное использование теплоты отработавшего
пара (рис. 26.11). Отработавший пар от производственного
агрегата 2 после пароочистителя 1 направляется в магистраль,
в которую поступает также пар из производственного отбора
теплофикационной турбины 4. Из этой магистрали в летний
период пар поступает в абсорбционную холодильную установ-
ку 10, снабжающую холодом потребителя 7. В зимний период
включается в работу теплообменник 9 для снабжения теплотой
потребителя 6.
Преимуществом данной схемы является возможность эффек-
тивного круглогодичного использования отработавшего пара, а
580
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
также круглогодичная работа турбины по теплофикационному
циклу.
Пример. Определить экономию затрат на топливо в котельной
промышленного предприятия при использовании отработавшего пара
с давлением р = 0,15 МПа на цели теплоснабжения.
Исходные данные и результаты расчета приведены в табл. 26.9.
Показатель Источник или формула Величина
Выход пара от технол. установки (Dn). кг/ч Исходные данные 3500
Время работы технол. установки в году (Лр), ч/год То же 5500
Энтальпия пара (»л), кДж/кг Термодинам. таблицы 2691,0
Энтальпия конденсата (/к), кДж/кг То же 417,4
Отпуск тепла в систему теплоснабжения (Огод), ГДж/год 43 766,8
кпд котельной (т)к) Исходные данные 0,8
Экономия топлива (AS), ту. т/год 0,0342 Пк °год 1871
Цена топлива (газ) (ST), руб./т у. т. Исходные данные 610
Экономия затрат (ИИТ), тыс. руб./год ST-АВ 1141,31
Удельная экономия (в расчете на 1 т утилизируемого пара)* (ДИТ), руб./т пара -1О6 On ’ hp 59,2
* Показатели удельной экономии затрат на топливо и энергию позволяют сопоставлять разные направления
использования отработавшего пара: теплотехническое и электроэнергетическое.
Таблица 26.9 Использование ВЭР избыточного давления. Ряд техноло-
гических процессов в промышленности ведется под давлением,
при этом отработавшие 1азы удаляются в сети низкого давле-
ния или сбрасываются в атмосферу. Избыточное давление этих
газов можно использовать для выработки электроэнергии в
газовых утилизационных бескомпрессорных турбоустановках
(табл. 26.10). Характерным примером служит применение газо-
вой утилизационной бескомпрессорной турбины (ГУБТ) для ис-
пользования повышенного давления доменного газа. Давление
под колошником доменной печи составляет 0,28-0,35 МПа. При
таком давлении возможная мощность ГУБТ, работающей на до-
менном газе за печью объемом 2700-3200 м3, может составлять
12-16 тыс. кВт. Доменный газ (рис. 26.12) после газоочистки
подается в смешивающий подогреватель, где производится его
подогрев до 100-180 °C за счет сжигания части газа. Воздух,
необходимый для сжигания газа, подается от доменной возду-
ходувки. Затем газ подается в газовую турбину, из которой по-
ступает в газовую сеть завода.
Пример. Оценить экономическую тффективность использо-
вания ВЭР избыточного давления (доменный газ) для выработки
раздел 7. энергетический бизнес в промышленности
581
ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОТУРБИННЫХ БЕСКОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК (ПО ГОСТ 5561-70)
Характеристика Мощность, МВт
6 8 12
Часовой расход доменного газа, отнесенный к 0,101 МПа и 273 К, тыс. м3 240 260 360
Начальные параметры доменного газа:
давление, МПа 0,16 0,2 0,23
температура, ’С 110 110 110
давление доменного газа за турбиной, МПа 0,015 0,015 0,015
внутренний относительный кпд 0,85 0,85 0,85
Таблица 26.10
электроэнергии в газовой утилизационной бескомпрессорной
турбине. Исходные данные и результаты расчета приведены в
табл. 26.11.
Показатель Источник или расчетная формула Величина
Выход доменного газа (Gr), тыс. м3/год Исходные данные 2080-Ю3
Энталы 1ия газа перед ГУБТ (/|), кДж/м3 Термодинам расчет 152,4
Энтальпия газа после ГУБТ (>г). кДж/м3 Тоже 12,4
Внутренний относительный кпд турбины (т]о/) Справочники 0,85
Механический кпд турбины (qM) Тоже 0,98
кпд электрогенератора (т]э) — « — 0,95
Выработка электроэнергии (И^од), тыс. кВт-ч/год Gr(»i - /г) 3600 :№Т,Э 64-103
Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды установки (рсн) Исходные данные 0,03
Тариф на электроэнергию ((тэ), руб./кВт-ч) Тоже 1,60
Экономия затрат на внешнее электроснабжение (ДИЭ), млн руб./год ТэИ/год(1-рсн)10-3 99,33
Время работы ГУБТ в году (Лр), ч/год Исходные данные 8000
Установленная мощность ГУБТ (Л/у), МВт ^год hp 8,0
Капиталовложения (К), млн руб. Исходные данные 61,0
Затраты на ремонт и обслужи- вание (ДИро), млн руб./год 7% от стоимости установки 4,27
Период окупаемости капиталовложений (Ток), к 0,64
ГОДЫ ДИЭ — ДИро
Использование горючих газов от технологических агре-
гатов. Горючими газами от технологических агрегатов называ-
ются газы, которые могут быть использованы в качестве топли-
ва. Непрерывно выделяющиеся горючие газы при постоянном
их количестве и составе без затруднений используются непо-
средственно как топливо в технологических процессах и для
выработки пара или электроэнергии. При периодическом по-
ступлении горючих газов непрерывное их использование для
582
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Рис. 26 12. Схема
установки ГУБТ:
1 — воздуходувка;
2 — доменная печь;
3 — |ылеуловитель;
4 — скруббер
5 — трубы распылителя;
6 — водоотделитель;
7 — электрофильтр;
8 — автоматическое
дроссельное устройство;
9 — смешивающий
подогреватель газа;
10 - ГУБТ;
11 — генератор;
12 — воздух на горение
в смешивающий
подогреватель;
13 — магистраль
доменного газа
энергетических агрегатов возможно при применении следую-
щих схем: с газгольдерами; с пароводяными аккумуляторами: с
тепловыми (i азовоздушными) аккумуляторами.
В системе с пароводяными аккумуляторами (рис. 26.13) го-
рючие газы, периодически поступающие от технологических
агрегатов, сжигаются и используются для выработки пара в кот-
лах, работающих в периоды выхода газов с переменной нагруз-
кой. Пар от котлов направляется в пароводяные аккумуляторы,
из которых поступает непосредственно в сеть теплоснабжения
завода или после перегрева в турбоустановки для выработки
электроэнергии. Давление в котле и после аккумулятора под-
держивается постоянным.
Рис. 26.13.
Схема включения
пароводяных
аккумуляторов:
а — через аккумуляторы
проходит весь пар;
б — через аккумуляторы
проходит пиковое
количество
пара;
1 — регулятор «до себя»;
2 — разрядный клапан,
3 — аккумулятор;
4 — потребители пара;
5 — паропровод нйзкого
давления;
6 — регулятор «после
себя»;
7 — зарядный клапан;
8 — котел-утилизатор;
9 — паропровод
повышенного давления
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
583
Рис. 26.14 Схема
использования
конвертерного
газа для выработки
электроэнергии:
1 — конвертер;
2 — охладитель
конвертерных газов;
3 — паровой аккумулятор
для использования пара от
охладителя конвертерного
газа;
4 — система газоочистки;
5 — газодувка.
6 — тепловой аккумулятор;
7 — смеситель,
обеспечивающий
постоянную температуру
газов — воздуха;
8 — компрессор
газотурбинной установки;
9 — газовая турбина;
10 — свеча для отвода
газов — воздуха
в атмосферу
Принципиальная схема с тепловыми аккумуляторами приме-
ни гельно к использованию газов от кислородных конвертеров
для выработки элек гроэнергии приведена на рис. 26.14.
Компрессор 8, размещенный на одном валу с газовой турби-
ной 9, подает сжатый воздух в аккумулятор 6, где воздух перио-
дически подогревается продуктами горения конвертерного газа,
поступающего от газодувки 5 в специальную камеру сгорания,
до рабочей температуры перед газовой турбиной, например до
700 °C. Эта стадия цикла представляет собой «заряд» аккумуля-
тора. При «разряде» нагретый воздух приводит в действие га-
зовую турбину 9 с электрогенератором, которая одновременно
служит приводом воздушного компрессора. Тепловая емкость
аккумуляторов рассчитывается из условия обеспечения номи-
нальной газотурбинной установки в периоды между выходами
конвертерных газов (в циклах «заряда»),
МАНЕВРЕННОЕ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ
Конкурентные энергетические рынки различаются колебани-
ями цен на энергоносители. Колебания имеют периодический
(в разрезе су гок, сезона года) и нерегулярный (конъюнктурный)
характер. Пропорции в ценах на основные энергоресурсы со
временем также могут претерпевать существенные изменения.
Не исключаются более или менее серьезные сбои в надежности
поставок энергоносителей. Вместе с тем характерные для ры-
ночной экономики периодические изменения в составе и объе-
мах продукции предприятий - потребителей топлива и энергии
оказывают разнонаправленное действие на структуру энерго-
потребления и удельный вес энергетических издержек в себе-
стоимости конечной продукции. В результате для потребителя
меняется относительная ценность различных энергоносителей.
584
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Указанные факторы оказывают негативное влияние на энер-
гоэкономическую эффективность промышленного производ-
ства. Кардинальным образом ослабить их действие и суще-
ственно снизить соответствующие рыночные риски возможно
посредством повышения маневренности энергоснабжения
предприятия.
Маневренность энергоснабжения означает регулирование
потребителем структуры энергоносителей, источников энерго-
снабжения и режимов энергопотребления в соответствии с из-
менениями цен на топливо, электрическую и тепловую энергию
либо в зависимости от других факторов, влияющих на энерге-
тические издержки.
Маневренное энергоснабжение обеспечивает гибкость и
устойчивость энергопотребляющей системы предприятия по
отношению как к регулярным, так и к непредвиденным (слу-
чайным) изменениям параметров энергетических рынков.
Цель маневрирования - поддержание стоимости энерго-
снабжения производства на минимально приемлемом уровне в
определенный период.
Можно выделить три вида маневрирования на предприятии:
• поставщиками топлива и энергии:
• нагрузкой (режимами энергопотребления);
• энергоносителями.
Маневрирование поставщиками требует приобретения того
или иного энергоносителя на рынке по определенным частям у
разных продавцов. Рекомендуется иметь как минимум трех по-
ставщиков на один энергоноситель. Покупки электроэнергии на
бирже по единым ценам оптового рынка необходимо в обяза-
тельном порядке сочетать с двусторонними контрактами. Типы
контрактов (физический, финансовый, долгосрочный, краткос-
рочный и т.д.) также целесообразно варьировать. Маневрирова-
ние поставщиками и контрактами позволяет не только миними-
зировать ценовые риски, но и повысить надежность поставок
энергии.
Маневрирование нагрузкой предполагает определенное рас-
пределение объемов электро- и теплопотребления во времени
(сутки, дни недели, сезон года) по критерию минимума средней
стоимости единицы энергоносителя (при технических и эконо-
мических ограничениях от технологического процесса). Эконо-
мическим условием этого вида маневрирования служит диффе-
ренциация тарифов на энергию в хронологическом разрезе.
Маневрирование энергоносителями основано на объек-
тивном свойстве взаимозаменяемости разных видов топлива,
электрической энергии, пара и горячей воды при производстве
конкретной продукции. Ниже этот вид маневренного энерго-
снабжения рассматривается более подробно.
Взаимозаменяемость представляет собой техническую воз-
можность применения разных, но вполне определенных энергоно-
сителей в данном производственном процессе. Эта возможность
раздел 7. энергетический бизнес в промышленности
585
ограничивается принципиальными особенностями конкретной
технологии и соответствующими требованиями к качественным
параметрам продукции, которые должны выполняться при пере-
ходе на альтернативный энергоноситель. В табл. 26.12 приведены
энергоносители, которые могут быть применены в отдельных энер-
гопотребляющих и технологических процессах. Из нее следует, что,
во-первых, электроэнергия является универсальным энергоносите-
лем всеобщего применения и, во-вторых, в большинстве процессов
природный газ служит основным конкурентом электричества.
ПРИМЕНЕНИЕ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ В ПРОМЫШЛЕННОМ ПРОИЗВОДСТВЕ
Энергопотребляющие процессы Технологические процессы Энергоносители
Стационарные силовые Ковка и штамповка Перекачка газов Мелкие операции Пар, электроэнергия Пар, гаэ, электроэнергия Сж. воздух, электроэнергия
Высокотемпературные Плавка стали и цветных металлов Плавка чугуна Нагрев и термообработка Обжиг Газ, мазут, электроэнергия Уголь, мазут, кокс, электроэнергия Газ, мазут, электроэнергия Газ, мазут, электроэнергия
Средне- и низкотемпературные Сушка Выпарка Пар, газ, электроэнергия Пар, электроэнергия
Электрохимические и электрофизические Электролиз Обработка материалов Электроэнергия Электроэнергия
Таблица 26.12
Несмотря на техническую возможность замены энергоно-
сителей, окончательное решение принимается на основе кри-
териев экономической и эргономической целесообразности,
учитывающих многочисленные факторы, причем часто разно-
направленного действия.
Энергоносители невозможно рассматривать в отрыве от тех-
нологических процессов, в которых они применяются. Любой из
них «привязан» к своей технологии, имеет специфическое аппа-
ратурное оформление, отличающееся габаритно-стоимостными
параметрами, эксплуатационными затратами и другими технико-
экономическими потребительскими характеристиками. Поэтому
выбор или смена энергоносителей - это, по существу, выбор либо
смена технологий (чаще установки в рамках определенного тех-
нологического принципа производства данной продукции).
Следует подчеркнуть, что сравнительные экономические
оценки технически взаимозаменяемых энергоносителей ока-
зывают сильное, но не всегда решающее влияние на конкурен-
тоспособность технологий. Бывает, что при относительно до-
рогом энергоносителе высокая потребительская эффективность
производства с избытком компенсирует дополнительные энер-
гетические издержки (наглядный пример - некоторые электро-
технологии). Нередко в итоге выбоо определяют такие харак-
теристики, как более высокое качество конечной продукции,
586
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
1 Объективно электро-
энергия должна в
любых условиях быть
самым дорогим энер-
гоносителем; вопрос
заключается в отно-
сительной реличине
этого удорожания,
определяющего дей-
ствия потребителей
по маневрированию
энергоносителями.
производительность и регулировочные возможности процесса,
компактность оборудования, простота эксплуатации и надеж-
ность работы агрегатов. Тем не менее с развитием рыночных
отношений в топливо- и энергоснабжении и обострением кон-
куренции на рынках промышленной продукции роль собствен-
но экономических оценок энергоносителей для отечественных
предприятий будет возрастать.
Для экономических оценок конкурирующих энергоносителей
лучше всего подходит показатель стоимости единицы полез-
ной энергии, получаемой в соответствующей технологической
установке от данного энергоносителя (топливо, электроэнер-
гия, пар, горячая вода). Он должен измеряться в сопоставимых
энергетических единицах, например руб./Гкал или руб./(кВт-ч).
Указанный показатель учитывает:
• рыночную цену энергоносителя;
• удельную энергоотдачу (теплотворную способность для
топлива);
• энергетический кпд установки (процесса), использующей
энергоноситель.
При сопоставлении аналогичных по производственному на-
значению технологических установок экономические оценки
для взаимозаменяемых энергоносителей рассчитываются по
следующим формулам:
электроэнергия
5Э = 86^106’ РУ6^1^; (26.12)
топливо (технологическое или энергетическое)
5Т = гг -Т- - 103, руб./Гкал; (26.13)
L/тс ‘ Пт
теплоэнергия (пар, горячая вода)
iq
S„ = — , руб./Гкал, (26.14)
П<7
где тэ, Ту, Tq — цены на энергоносители, соответственно в
руб./(кВт-ч), руб./т нат. топлива (руб./1000 м3), руб./Гкал; 860 -
тепловой эквивалент электроэнергии, ккал/(кВт-ч); 0ТС - тепло-
творная способность топлива, ккал/кг или ккал/м3; т]э, -
энергетические кпд технологических установок, использующих
в качестве энергоносителя соответственно электроэнергию, ко-
тельно-печное топливо, тепло в виде пара или горячей воды.
В табл. 26.13 приведены примерные оценки основных энер-
гоносителей для некоторых технологических процессов. Как
видно, при существующих ценовых соотношениях электро-
энергия, обладающая уникальными потребительскими свой-
ствами, значительно уступает альтернативным энергоносите-
лям по удельной стоимости полезной энергии, несмотря на
большое преимущество в кпд представленных электротехно-
логий1.
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
587
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОЦЕНКИ ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМЫХ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ
Технологический процесс Энергоноситель кпд установки % Удельная стоимость полезной энергии, руб./Гкал
Термообработка Электроэнергия 50 3720
Газ (Отс = 8400 ккал/м3) 25 285
Ковка и штамповка Электроэнергия 30 6201
Пар (при кпд котельной 0,8) 5 1784
Привод Электроэнергия 60 3100
компрессоров Пар 20 44С
Производство тепла Газ (Отс = 8400 ккал/м3) 0,9 79
в котельной Уголь (Отс = 4000 ккал/м3) 0,85 50
Таблица 26.13
В этой ситуации в зависимости от мотивационных факторов
и различных производственных условий можно предположить
следующие варианты поведения потребителей.
1. Действующие электротехнологии, где технически воз-
можна замена на альтернативный ресурс, будут повсеместно
сохранены в связи с указанными выше удобствами в использо-
вании электроэнергии. Но их дальнейшее развитие приостанав-
ливается на фоне наращивания потребления природного газа.
Естественно, будут внедряться технологии, в которых электро-
энергия является монопольным, безальтернативным энергоно-
сителем (в частности, некоторые производства в электрометал-
лургии, большинство силовых процессов).
2. Усиливается интерес к сооружению собственных электро-
генерирующих установок с частичным или полным отказом от
внешнего энергоснабжения. В некоторых случаях это позволит
более чем в 1,5 раза сократить стоимость электроэнергии для
промышленного предприятия. Эти процессы в некоторой сте-
пени могут сдерживать рост потребления природного газа на
технологические цели, хотя в основном будут характерны для
высокоэлектроемких прои шодств.
3. Высокомотивированные потребители в этих условиях мог-
ли бы активизировать энергосбережение в областях монополь-
ного использования электроэнергии (силовые процессы с элек-
троприводом, освещение, электрометаллургия) и направлять
сэкономленную энергию на замещение некоторой части высо-
кокачественного топлива, получая комплексный эффект от элек-
трификации высокотемпературных процессов. Однако для это-
го необходимо как минимум ввести дифференциацию тарифов
на электроэнергию в зависимости от вида энергопотребления,
установив минимальные ставки для технологической электро-
энергии и повышенные для электродвигателей и освещения.
4. Особое положение складывается с первичными энергоно-
сителями - основными конкурирующими видами энергетическо-
го топлива: углем и природным газом. Из табл. 26.13 следует, что
стоимость единицы полезной энергии в газовом варианте почти
в 1,6 раза больше, чем в угольном. Даже с учетом объективно
588
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
высоких потребительских качеств газового топлива, лучших га-
баритно-стоимостных параметров оборудования и более низких
эксплуатационных расходов такой разрыв (при прочих равных
условиях) способен серьезно понизить сравнительную эконо-
мическую конкурентоспособность газа как энергетического
топлива. В то же время следует принять во внимание низкое в
среднем качество угольного топлива в России, более высокую
надежность газоснабжения и его экологические преимущества.
Надо указать и на наметившуюся тенденцию развития высоко-
эффективных газотурбинных (теплофикационных) и парогазо-
вых установок в электроэнергетике и крупных промышленных
компаниях. Следует отметить, что большое значение для прак-
тической реализации сравнительного преимущества угля имеет
появление на рынке энергооборудования достаточно дешевых,
компактных и экологически чистых парогенераторов для про-
мышленных котельных, способных эффективно работать на
низкокачественном топливе. Между тем в обозримой перспек-
тиве опережающий рост цен на природный газ и эффективное
функционирование конкурентного рынка электроэнергии могут
существенным образом изменить ситуацию, создав благоприят-
ные предпосылки для повышения уровня электрификации про-
мышленного производства и стимулирования рационального
использования газового топлива, как технологического, так и
энергетического.
Регулярный мониторинг экономических оценок энергоно-
сителей на промышленных предприятиях с учетом фактиче-
ских кпд технологических установок позволяет получить сво-
евременные сигналы об актуальности технико-экономической
проработки вопроса замены энергоносителей. При этом могут
рассматриваться различные формы замены, имеющие страте-
гический или оперативный характер. Приведем некоторые из
них.
Условная замена технологии осуществляется на этапе про-
ектирования новой технологии и выбора базового энергоноси-
теля. Требует технико-экономического сопоставления конкури-
рующих технологий по всей совокупности затрат и результатов,
определяющих эффективность производства.
Реальная замена технологии предполагает демонтаж и за-
мену действующей (морально устаревшей) технологии на
альтернативную с соответствующей сменой энергоносителя.
Возможен переход как на более дешевый, так и на дорогой энер-
гоноситель, если это целесообразно в связи с высокой потреби-
тельской эффективностью.
Замена энергии капитаюм означает применение энерго-
сберегающих технологий с перераспределением сэкономлен-
ных энергоносителей внутри предприятия.
Отключение от внешнего энергоснабжения — это замена по-
купного преобразованного энергоносителя (например, электро-
энергии) на первичный (энергетическое топливо) для собственной
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
589
генерации данного преобразованного энергоносителя. Может
осуществляться периодически или на постоянной основе.
Замена энергоносителя в установке применима для агрега-
тов, допускающих использование разных энергоносителей (на-
пример, котлоагрегаты). Производится оперативный перевод с
одного энергоносителя на другой.
Перераспределение нагрузки предполагает оперативное пе-
реключение разных агрегатов, использующих альтернативные
энергоносители и работающих на одну производственнную на-
грузку, требует наличия избыточных мощностей на предпри-
ятии.
Указанные формы замены энергоносителей отличаются ка-
питалоемкостью и сроками реализации. Первые три в большей
степени носят стратегический характер, так как могут приме-
няться только периодически как реакция на фундаментальные
изменения в ценовых пропорциях. Напротив, последние три от-
носятся к категории оперативных мер, связанных с сезонными,
суточными, а также с непредвиденными конъюнктурными коле-
баниями цен на энергоносители.
С учетом изложенного для существенного повышения ма-
невренных качеств и устойчивости системы энергопотребления
промышленного предприятия к воздействию внешней рыноч-
ной среды, прежде всего ее ценового фактора, можно пореко-
мендовать такие организационно-технические меры, как:
• установка пиково-резервных агрегатов разных типов для
генерации электроэнергии (дизель-генераторы, ГТУ и др.);
• применение многотопливных котельных агрегатов для
внутреннего теплоснабжения (включая электробойлеры);
• рациональное сочетание технологических установок одно-
го производственного назначения, но с разными энергоно-
сителями (в частности, электрические и газовые печи);
• использование комбинированного привода для механи-
ческой нагрузки (электродвигатели, паровые турбины и
ДР-)-
При решении проблемы маневренности энергоснабжения
особое внимание следует обратить на электроэнергию как самый
прогрессивный, но дорогой энергоноситель, динамика цен на ко-
торый отличается наибольшей неопределенностью (особенно в
связи с рыночными реформами в электроэнергетике). В этом от-
ношении интерес представляет анализ зарубежного опыта.
Специалисты по энергосбережению концерна Du Pont (США)
рекомендуют промышленным предприятиям устанавливать па-
ровые турбины с противодавлением вместо электродвигателей
для привода агрегатов вспомогательного оборудования паровых
котельных: питательных, топливных насосов, дутьевых венти-
ляторов. Их аргументы сводятся к следующему.
Обычно системы пароснабжения на предприятиях констру-
ируются в расчете на высокое давление, которое необходимо
всего нескольким технологическим установкам; в большинстве
590
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
случаев используется пар низкого давления. Если подача пара
низкого давления достаточно велика, то вместо неэффектив-
ных редукционных установок для снижения давления целесо-
оОразно применить паровую турбину; отработавший пар затем
распределяется, как показано на рис. 26.15. При этом турбина
используется для получения механической энергии, заменяя
электродвигатель. Дело в том, что электроэнергия, приобрета-
емая предприятием у электрокомпаний, станции которых име-
ют низкий энергетический кпд, обходится гораздо дороже, чем
турбопривод с использованием отработавшего пара в системе
низкого давления. Ведь при работе электростанции 2/з тепла
пара бесполезно теряется в конденсаторах турбин с охлаждаю-
щей водой. В результате не менее 60% стоимости электроэнер-
гии для предприятия-потребителя составляет стоимость пара,
не использованного непосредственно для генерации электриче-
ства. Поэтому, если часть энергии пара использовать в противо-
давленческой турбине для выработки механической энергии,
это даст существенную экономию. Часто оказывается выгодным
применять турбины небольшой мощности - до 20 кВт.
Рис. 26.15. Турбина с
противодавлением в
системе пароснабже-
ния промышленного
предприятия:
1 — паровой котел;
2 — турбина;
3 — питательный насос;
4 — деаэратор питатель-
ной воды;
5 — подогреватель пита-
тельной воды;
6 — конденсатосборник
В другом варианте обосновывается комбинированный тур-
боэлектропривод для питательных насосов паровых котлов.
В периоды максимальных нагрузок парового котла, когда по-
требность в питательной воде превышает возможности насоса,
работающего от турбины, электрический двигатель автомати-
чески подключается к нагрузке в целях увеличения производи-
тельности.
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
591
Пример. Стоимость 1 кВт механической энергии, вырабатываемой
электродвигателем за год работы (при кпд = 93% и цене электроэнер-
гии 7,0 цент/(кВт-ч)):
0,07 8760
-----------= 659 долл./(кВт-год).
Стоимость 1 кВт механической энергии, вырабатываемой турби-
ной с противодавлением за год работы (при кпд = 85%, стоимости
производства пара в котельной 14,9 долл./Гкал, эквиваленте 1 Гкал =
= 1163 кВт-ч):
14,9 • 8760
—————— = 132 долл./(кВт-год).
11оЗ-и,8Э
Удельная годовая экономия от замены электропривода на турбо-
привод:
659 - 132 = 527 долл./(кВтгод).
Для схемы, приведенной на рис. 26.15:
• подача пара на деаэратор 5450 кг/ч;
• давление пара перед турбиной 11,2 атм;
• давление в деаэраторе 1,68 атм;
• удельный расход пара турбиной 54,44 кг/(кВт ч).
Потенциал мощности турбины с противодавлением:
5450
.. =100,1 кВт.
54,44
Эту мощность можно использовать:
• для питательного насоса первого котла 29,8 кВт;
• для дутьевого вентилятора 55,9 кВт;
• для топливного насоса 11,2 кВт.
Всего: 96,9 кВт.
Суммарная годовая экономия:
527-96,9 = 51 066 долл.
При стоимости установки турбины 59 000 долл, период окупаемо-
сти составит (без учета эксплуатационных расходов):
59 000
51 066 = 1’2года'
В рассмотренном примере маневренность и экономическая
устойчивость энергоснабжения обеспечиваются за счет отказа
от внешних поставок дорогой электроэнергии. При этом уста-
новка противодавленческой турбины требует некоторого увели-
чения производства пара в котельной и дополнительного рас-
хода топлива (так как кпд турбины составляет 85%). Значит,
частично покупная электроэнергия замещается более дешевым
покупным топливом. Кроме того, надежность топливоснабже-
ния может быть выше, чем электроснабжения. В то же время
маневренность этой системы можно еще повысить путем уста-
новки дополнительного электропривода, включаемого при мак-
симальных нагрузках котлоагрегата, и подготовки котельной к
работе на альтернативном виде топлива.
Обобщая сказанное, можно заключить, что маневренное
энергоснабжение промышленного предприятия нуждается в
комплексном подходе, который должен включать:
592
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
• рациональное соче ганке маневра поставщиками (контра-
ктами), нагрузкой и энергоносителями;
• сочетание внешнего и автономного энергоснабжения;
• диверсификацию структуры применяемых энергоноси-
телей (не рекомендуется ориентироваться на один, пусть
даже наиболее технически квалифицированный, ресурс);
• использование резервных и малозагруженных агрегатов для
широкого маневра альтернативными энергоносителями;
• регулярный контроль показателей удельной стоимости по-
лезной энергии в системах: «электроэнергия - газ»; «элек-
троэнергия - пар»; «уголь - газ - мазут».
Подчеркнем, что реализация указанных рекомендаций обе-
спечивает достижение относительно низких и стабильных зна-
чений удельной стоимости полезной энергии в целом по пред-
приятию при минимальной потребности в капиталовложениях
на создание высокоманевренной энерготехнологической струк-
туры. При этом выбор приоритетных организационно-техниче-
ских мер зависит от специфических условий энергоснабжения
конкретного предприятия, производственно-технических и мо-
тивационных факторов.
СОЗДАНИЕ СОБСТВЕННЫХ ЭНЕРГОИСТОЧНИКОВ
Полный или частичный отказ предприятия от внешних по-
ставок энергоносителей с переходом на собственные энерго-
источники можно рассматривать как разновидность потреби-
тельского выбора и как реакцию на экономические угрозы и
риски, порождаемые энергетическими рынками. Причем пред-
приятие может даже сменить свой статус на рынке, перейдя из
категории покупателя энергоносителей в категорию продавца,
если его генерирующие установки будут работать параллельно с
энергосистемой и поставлять избыточные энергию и мощность
(электрическую и тепловую) в общую сеть региона.
Мотивами создания собственной генерации на промышлен-
ных предприятиях являются следующие внешние факторы:
• рост цен на электрическую и тепловую энергию либо их
нестабильная динамика;
• относительно низкая стоимость природного газа;
• несоответствие надежности внешнего энергоснабжения
требованиям потребителя;
• ограничения для выхода на конкурентный рынок энергии
и сложность работы на нем (особенно в период становле-
ния);
• технические ограничения на подключение к внешней
электросети новых потребителей.
Следует отметить и внутренние предпосылки: высокую
электро- и теплоемкость производства; наличие собственных
ресурсов дешевого энергетического топлива (ВЭР, отходы
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
593
производства, продукты переработки топлива,; сильные стиму-
лы к сокращению энергетических издержек; инвестиционные
возможности предприятия. Отсюда следует вывод, что даже
при наличии значительной внешней мотивации далеко не каж-
дый потребитель обладает реальными возможностями перехо-
да на схему полностью автономного (независимого, энергос-
набжения.
Существуют разные формы энергоснабжения на базе соб-
ственной генерации, различающиеся степенью независимости
от внешних поставок энергоносителей, типами энергоустано-
вок, экономическими результатами применения, необходимыми
предпосылками в виде исходных характеристик потребителей и
параметров энергетического рынка (табл. 26.14).
Для децентрализованного энергоснабжения промышленных
предприятий рекомендуется применять установки и агрегаты
следующих основных типов:
• теплофикационные газотурбинные установки и газопорш-
невые агрегаты;
• теплофикационные паросиловые установки малой мощ-
ности с противодавлением;
• пиковые газотурбинные установки (с кпд = 38^40%);
• теплофикационные установки на базе дизельных поршне-
вых двигателей;
• пиковые и резервные установки на базе дизельных порш-
невых двигателей;
• приводные паровые и газовые турбины для обеспечения
собственных нужд промышленных котельных (с утилиза-
цией теплоты).
Для работы в базе нагрузки особенно привлекательны те-
плофикационные ГТУ малой и средней мощности (от 0,5 до
20 МВт), отличающиеся компактными габаритами, относитель-
но небольшой стоимостью (400-600 долл./кВт) и высокими ко-
эффициентами полезного использования топлива (до 85-90%).
При этом наибольшая тепловая экономичность этих установок
обеспечивается при условии, что электрическая мощность газо-
турбинного агрегата соответствует гарантированной в течение
всего года тепловой нагрузке. Резервные турбогенераторы про-
мышленных ГТУ-ТЭЦ, обладающие высокими маневренными
качествами, могут экономически эффективно использоваться
для участия в покрытии общесистемного максимума нагрузки
и как оплачиваемый аварийный резерв энергосистемы. Важной
предпосылкой для широкого применения теплофикационных
ГТУ средней и малой мощности является возможность их уста-
новки в действующих промышленных котельных на природном
газе в случае реконструкции, расширения или модернизации
последних.
Существуют разные технологические схемы теплофика-
ционных ГТУ, различающиеся тепловой экономичностью и
594
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ФОРМЫ НЕЗАВИСИМОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ И УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
Форма энергоснабжения Характеристики потребителя Характеристики энергетического рынка Тип установки Результаты применения
Комбинирован- ная выработка электрической и тепловой энер- гии (когенера- ция) Высокие электро- и теплоемкость производства. Круглогодичная гарантированная тепловая нагрузка. Доступ к дешевым энергоресурсам Высокие цены на электро- и теплоэнергию. Низкие цены на природный газ. Ограничения на подключение но- вых потребителей ГТУ-ТЭЦ1- ПСУММ2 и др. теплофик. установки (кпд = 90%) Утилизац. установки Снижение энерге- тических издер- жек. Доход от реали- зации избыточной энергии (мощ- ности). Ввод новых про- изводственных мощностей
Покрытие пико- вых нагрузок Высокие нагрузки в часы системного максимума. Отсутствие воз- можностей смены режима электропо- требления Высокие тарифы в пиковой зоне су- ток. Ограничения электроснабжения в часы пиковых нагрузок Пиковые ГТУ раз- ных типов (кпд = 38—40%) Экономия на оплате «пико- вой энергии». Надежное электроснабжение в часы системного максимума
Привод агрега- тов собственных нужд котельных Высокая себесто- имость теплоэнер- гии. Большие расходы электроэнергии на собственные нужды котлоагрегатов Высокие цены на электроэнергию. Перебои и ограни- чения в системе внешнего электро- снабжения Теплофикац. ГТУ, ПСУММ (без электрогенера- тора) Экономия на оплате электро- энергии «соб- ственных нужд». Повышение надежности теплоснабжения производства
Аварийное элек- троснабжение Наличие ответ- ственных электро- приемников Неблагоприятная статистика от- казов в системе электроснабже- ния. Фактор «форс-ма- жор» Дизель-генерато- ры (многотоплив- ные) Исключение (минимизация) ущерба от перерывов в электроснаб- жении предприятия
Таблица 26.14 1 Газотурбинные ТЭЦ. 2 Паросиловые установки малой мощности.
получаемой электрической мощностью при заданном тепловом
потреблении. Наиболее простой и распространенной является
утилизационная схема при которой теплоэнергия вырабатыва-
ется только за счет утилизации теплоты уходящих газов турби-
ны в газоводяных теплообменниках (котлах-утилизаторах, ото-
пительных либо паровых).
Пример. Рассмотрим иллюстрацию экономической эффективно-
сти энергообеспечения потребителей от собственных газотурбинных
электростанций при современных ценах на электроэнергию и природ-
ный газ.
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
595
В табл. 26.15 приведены результаты расчета показателей эффек-
тивности для трех вариантов энергоснабжения машиностроительного
предприятия:
• базовый — энергоснабжение от районной энергосистемы (по-
ставщик электроэнергии и тепла — региональная энергокомпа-
ния);
• полное самообеспечение электроэнергией по графику теплопо-
требления от собственной ГТУ-ТЭЦ (пиковая тепловая нагруз-
ка покрывается теплоисточниками энергокомпании);
• дополнительно ко второму варианту используются мощности
резервных агрегатов для регулирования графика электрической
нагрузки энергосистемы с продажей электроэнергии в часы
максимума.
Во втором и третьем вариантах источником энергоснабжения пред-
приятия является ТЭЦ, оборудованная тремя газотурбинными уста-
новками с единичной электрической мощностью 20 МВт и тепловой
35 МВт. Для всех трех вариантов максимумы электрической и тепло-
вой нагрузок равняются соответственно 40 и 116 МВт; годовое число
часов использования максимума для обоих видов нагрузок принято
одинаковым - 3000 ч/год.
В расчетах приняты следующие стоимостные показатели:
• плата за заявленную мощность потребителя 450 руб.(кВтчмес);
• плата за потребленную электроэнергию 0,65 руб./(кВт-ч);
• тариф на пиковую электроэнергию, поставляемую газотурбин-
ными агрегатами в энергосистему, 4,8 руб./(кВт-ч);
• тариф на теплоэнергию 300 руб 'Гкал;
• цена на природный газ 800 руб./т у. т.;
• удельные капиталовложения в ГТУ ТЭЦ 12 000 руб./кВт;
• ежегодные затраты на эксплуатацию и ремонты 10% от стоимо-
сти установки.
Из табл. 26.15 следует, что сроки окупаемости капиталовложений
в сооружение Г ГУ ТЭЦ машиностроительного предприятия в обоих
вариантах находятся в приемлемых пределах для энергосберегающих
технологий (2-3 года). Предприятие прекращает приобретать элек-
троэнергию на внешнем рынке, частично сохраняет поставки тепла
и покупает дополнительно природный газ для своей электростанции.
При этом по первому варианту расходы на покупку энергоносителей у
предприятия сокращаются в 4,8 раза (384,3/80,0).
Анализ приведенного примера позволяет также сделать неко-
торые выводы в отношении факторов, влияющих на экономиче-
скую эффективность перехода на собственный энергоисточник.
Во-первых, это соотношение цен на электроэнергию и при-
родный газ. Чем относительно дороже электроэнергия и дешев-
ле газ, тем больше экономический эффект мероприятия.
Во-вторых, при двухставочных тарифах средняя стоимость
единицы электроэнергии для предприятия возрастает при умень-
шении годового числа часов использования заявленной мощ-
ности. Значит, при прочих равных условиях для предприятий
596
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ МАШИНОСТРОИТЕЛЬНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
Показатель Источник энергоснабжения
Энерго- система ГТУ—ТЭЦ предприятия
Режим работы: по графику нагрузки предприятия Режим работы: учас- тие в прохождении системного максимума нагрузки
Присоединенная электр. мощность, МВт* +40 0 -20
Число часов выдачи мощности в систему, ч/год — — 1500
Потребление электроэнергии на заводе, млрд кВт-ч/год 0,12 0,12 0,12
Потребление электроэнергии из системы, млрд кВт-ч/год 0,12 — —
Выработка электроэнергии на ГТУ—ТЭЦ, млрд кВт-ч/год — 0,12 0,15
Выдача электроэнергии в систему, млрд кВт-ч/год — — 0,03
Потребление тепла на заводе, млн Гкал/год 0,301 0,301 0,301
Поступление тепла из системы, млн Гкал/год 0,301 0,120 0,120
Выработка тепла на ГТУ—ТЭЦ, млн Гкал/год — 0,181 0,181
Стоимость купленной электроэнергии, млн руб./год 294,0 — —
Стоимость проданной электроэнергии, млн руб./год — — 144,0
Стоимость купленной теплоэнергии, млн руб./год 90,3 36,0 36,0
Экономия затрат на теплоснабжение, млн руб./год — 54,3 54,3
Расход природного газа на производство электроэнергии и тепла на ГТУ—ТЭЦ, млн т у. т/год — 0,055 0,061
Затраты на топливо на ГТУ—ТЭЦ, млн руб /год — 44,0 48,8
Капиталовложения в ГТУ—ТЭЦ, млн руб. — 720,0 720,0
Затраты на эксплуа1ацию и ремонт, млн руб./год — 72,0 72,0
Чистая экономия затрат на энергоснабжение (10+11+13-15-17), млн руб./год — 232,3 371,5
Период окупаемости капиталовложений в ГТУ—ТЭЦ (16/18), годы — 3,1 1,9
Относительная экономия расходов на покуп- ные энергоносители (10+13-15/10+12)100, % — 79,2 77,9
Таблица 26.15 * «+» — прием мощности из энергосистемы, «-» — передача мощности в
энергосистему.
с дискретным характером производства и неравномерными
графиками электропотребления автономное энергоснабжение
более выгодно.
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
597
В-третьих, эффективность ГТУ-ТЭЦ зависит от расхода
природного газа на комбинированную выработку электроэнер-
гии и тепла, т.е. от тепловой экономичности теплофикационной
установки. А она, как известно, определяется величиной про-
изводства электроэнергии на тепловом потреблении, которую
надо стремиться максимизировать, правильно выбирая электри-
ческую мощность arpei агов ТЭЦ с учетом особенностей тепло-
вых нагрузок на данном предприятии.
В-четвертых, при параллельной работе с энергосистемой и
наличии свободных (резервных) мощностей важное значение
имеет стоимость пиковой электроэнергии, по которой местная
энергокомпания согласна приобретать ее у промышленного
предприятия. При благоприятных условиях этот фактор может
оказать серьезное влияние на конкурентоспособность неболь-
ших ГТУ-ТЭЦ (см. табл. 26.15).
Весьма перспективным направлением признана установ-
ка паровых турбогенераторов малой мощности в промышлен-
ных котельных, особенно в случаях использования мазута и
твердого топлива. Турбины работают вместо дросселирующих
устройств - редукционно-охладительных установок (РОУ), на
перепаде давлений пара от котла до промышленного отбора,
либо теплообменника. По данным внедренческих предприятий,
единичные мощности отечественных противодавленческих тур-
бин этого класса составляют от 250 кВт до 3-5 МВт. Стоимость
1 кВт - от 200 до 400 долл, в зависимости от мощности тур-
бины; кпд = 95%. Срок окупаемости проектов 1-4 года, также
в зависимости от мощности и продолжительности работы тур-
богенератора в течение года (на номинальной мощности). Если
он работает в среднем более 5000 часов в год, то окупается за 3
года. Установка турбин параллельно дросселирующим устрой-
ствам позволяет получить электроэнергию, которая примерно в
8 раз дешевле покупной. Паросиловые установки малой мощ-
ности могут применяться не только для привода электрогене-
ратора, но и для приведения в действие агрегатов собственных
нужд котельных всех типов, работающих на паре промышлен-
ных параметров. Это позволяет снизить расход электроэнергии
на собственные нужды на 70-80%. Аналогично для этих же це-
лей в газовых котельных взамен части котлов могут быть уста-
новлены теплофикационные ГТУ.
Между тем высокой экономической эффективности промыш-
ленных энергоисточников, основанных на прогрессивных тех-
нологиях, противостоят определенные технические проблемы,
возникающие в процессе эксплуатации. Например, при работе ге-
нераторов малых ТЭЦ в автономном режиме бывает сложно обе-
спечить определенные действующим стандартом качественные
параметры электроэнергии. При параллельном с энергосистемой
режиме работы это сделать значительно легче. Однако параллель-
ный режим отличается большими токами короткого замыкания
в распределительной сети, что потребует ее реконструкции и
598
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
определенных капитальных затрат, которые должны финанси-
роваться собственником малой электростанции.
В настоящее время энергокомпании обязаны подключать ма-
лые ТЭЦ к своим энергосистемам, если они отвечают определен-
ным правилам технической эксплуатации. До ввода в действие
малой электростанции собственником должно быть выполнено
согласование с региональной энергокомпанией ее режима рабо-
ты и порядка взаимоотношений между сторонами при обмене
поставками электроэнергии и мощности. Стоимость электро-
энергии, покупаемой энергокомпаниями у независимых произ-
водителей, утверждается региональной энергетической комис-
сией. К потребителям электроэнергии - собственникам малых
электростанций не применяются штрафные санкции при пре-
вышении заявленной мощности на величину, не превышающую
номинальную мощность малой электростанции.
Необходимо подчеркнуть, что технические проблемы, свя-
занные с подключением новых малых электростанций к энерго-
системе и ее дальнейшей эксплуатацией, могут актуализировать
вопрос о возможности приобретения промышленным предпри-
ятием в собственность расположенной поблизости ТЭЦ мест-
ной энергокомпании. Но при этом, конечно, придется учиты-
вать ее техническое состояние, сложившуюся клиентскую базу,
сложности с реализацией избыточных мощностей и некоторые
зругие факторы.
Тем не менее многие энергоемкие предприятия уже при-
ступили к строительству собственных мини-ТЭЦ и локальных
энергоустановок в рамках проектов повышения энергоэффек-
тивности. При этом обычно преследуется двуединая цель - сни-
жение себестоимости основной продукции и независимость от
энергосистемы. Особенно благоприятные условия в этом от-
ношении имеются на предприятиях, располагающих большим
потенциалом вторичных энергоресурсов. Например, на ОАО
«Магнитогорский металлургический комбинат» за последние
годы реализована серия энергоэффективных проектов: пущены
три турбины с противодавлением взамен редукционно-охла-
дительных уст ановок (РОУ) и три конденсационные турбины
мощностью 76 МВт; при этом объем потребления природного
газа в целом на предприятии не увеличился. Внедряются га-
зовые утилизационные турбины, комбинированный парогазо-
вый цикл на электростанции и др. Себестоимость собственной
электроэнергии на предприятии в 2,5 раза ниже стоимости по-
купной, так как электростанции утилизируют доменный и кок-
совый газы, другие ВЭР, а затра сы на передачу электроэнергии
минимальны.
Сроки окупаемости таких проектов, как показывает практи-
ка, значительно ниже нормативных. Это объясняется, в частно-
сти, тем. что новое энергетическое оборудование встраивается
в существующую производственную инфраструктуру (здания,
инженерные сети).
РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
599
ВОПРОСЫ ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ 1. Назовите причины нерационального энергоиспользования в российской промышленности. 2. Какие проблемы возникают у предприятия при переходе на автономное энергоснабжение? 3. Какие риски, связанные с работой на конкурентных рынках, вы считаете наиболее значимыми? 4. Сможет ли переход на регулируемые договоры замедлить процесс развития собственной генерации в промышленности? 5. Какие преобразования необходимы в энергоменеджменте предприятия для работы на конкурентном рынке электроэнергии?
Учебное пособие
Леонид Давидович Гительман
Борис Евгеньевич Ратников
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
Гл. редактор Ю.В. Луизо
Зав. редакцией Г. Г. Кобякова
Редакторы Л.А. Урядова, Ф.Н. Морозова
Художественный редактор В.И. Реутов
Внешнее оформление И.В. Пьяных
Компьютерная верстка А.П. Никифоров, Л.В. Булычева
Корректоры Е.М. Бородулина, Н.Н. Цыркова
Дизайн, предпечатная подготовка
Издательский дом «Автограф»
idavtografla),rnail 66.ru
Подписано в печать 12.01.2006. Формат 70x100
Бумага офсетная. Гарнитура Таймс. Печать офсетная.
Усл. печ. л. 48,75. Тираж 2000 экз.
Заказ _V° 1281. Изд. № 590.
Издательство «Дело»
119571, Москва, пр-т Вернадского, 82
Коммерческий отдел - тел. 433-2510, 433-2502
E-mail: com@delokniga.ru
Интернет-магазин: www.delokniga.ru
Отпечатано в ОАО «Тверской ордена Трудового Красного Знамени
полш-рафкомбинат детской литературы им. 50-летия СССР».
170040, г. Тверь, проспект 50 лет Октября, 46.
ISBN 5-7749-0429-6
ПИ11НИ111,