Построение систем управления надежностью в рыночных условиях при отсутствии единого координирующего центра

 

Авторы

Нейман Евгений, Генеральный директорЗАО "РОСЭКО", вице-президент Российского общества оценщиков,президент Международной академии оценки и консалтинга (МАОК), к. т. н.

Салтанов Артем, Ведущий специалист по направлению риск-менеджмента в электроэнергетике ЗАО "РОСЭКО"

 

    Главными задачами электро-энергетического комплекса Российской Федерации являются обеспечение надежного функционирования энергетических объектов (в соответствии с категориями надежности энергоснабжения, ПУЭ, гл. 1, 2; изд. 7-е) и энергоснабжения потребителей электроэнергии и тепла, а также предотвращение катастрофических отключений (влекущих за собой человеческие жертвы, угрозу жизни людей вследствие разрушения инфраструктуры жизне-обеспечения мегаполисов и промышленных предприятий, техногенные катастрофы на опасных и вредных производствах) и других аварий, имеющих менее тяжкие последствия.
    Сегодня, при отсутствии единого координирующего центра в лице РАО "ЕЭС России", вся ответственность и риски за неисполнение этих задач в соответствии с действующим законодательством ложатся на владельцев энергокомпаний.
    Одним из основных способов повышения надежности и, как следствие, инвестиционной привлекательности энергокомпаний является создание системы управления техническим обслуживанием и ремонтом с использованием EAM-, ERM-, RCM-систем для управления основными производственными фондами (ОПФ) компании как элемента системы риск-менеджмента.
    Прогрессирующее старение энергооборудования и износ основных фондов (как физический, так и моральный) не позволяют более игнорировать их ни в одном из аспектов реформирования электроэнергетики России: ни в экономическом, ни в технологическом, ни в информационном, - которые могут рассматриваться как единое целое в рамках реализации подсистемы ТОиР с помощью систем класса управления фондами и активами предприятия. Эти системы позволяют управлять рисками, связанными с основной деятельностью энергопредприятия, и формировать бюджет надежности - основной инструмент определения экономической состоятельности предприятий энергетической отрасли (ОГК, ТГК, МРСК).
    Объемы оборудования, выработавшего свой парковый ресурс, растут намного быстрее, чем темпы его вывода и обновления. Это приводит к резкому повышению технологических рисков, снижению экономичности и надежности энергооборудования и энергоснабжения и, как следствие, к раз-личным аварийным ситуациям, наносящим большой экономический и социальный ущерб как производителю, так и потребителю.
    Ярким подтверждением сказанному стала авария на подстанции Чагино в Москве в мае 2005 г., спровоцировавшая аварийные отключения большого числа потребителей и причинившая значительный ущерб, а также два пожара на новых трансформаторах там же, в мае нынешнего года. Актуальность и обоснованность данной темы обусловлены и активным реформированием системы электроснабжения потребителей, меняющим основы экономических отношений между хозяйствующими субъектами, которые участвуют в этом процессе, при сохранении роли государства через систему регулирования тарифов.

    Новые реалии и вызовы
    К числу таких реалий можно отнести:

  • прогрессирующее моральное и физическое старение энергооборудования и износ основных производственных фондов; увеличение объемов оборудования, выработавшего свой парковый ресурс; возрастание технологических и коммерческих рисков;
  • необходимость автоматизации учета состояния парка энергетического оборудования для исключения человеческого фактора и связанных с ним рисков как злонамеренного, так и непреднамеренного (небрежительного или неквалифицированного) характера в масштабах энергокомпании (ОГК, ТГК, МРСК). Это позволит минимизировать неспецифические зоны ответственности и создать максимально комфортные для менеджмента инструменты управления на базе информационных технологий для принятия стратегических решений с учетом интегральных ключевых показателей эффективности;
  • кардинальное изменение инвестиционной политики и механизмов, в том числе в области ТПиР;
  • активизация реформирования, создания новых компаний, изменение форм собственности;
  • принятие новых правил взаимоотношений в экономике Российской Федерации (федеральный закон "О техническом регулировании");
  • резкое уменьшение административных ресурсов при практическом отсутствии рыночных (экономических) механизмов управления надежностью энергооборудования. Обострение проблемы поддержания экономически обоснованного уровня надежности энергопредприятий как одного из важнейших факторов конкурентоспособности, повышения рыночной стоимости бизнеса, капитализации существующих и вновь создаваемых энергокомпаний;
  • отсутствие методологической и юридической базы для оценки экономических последствий аварийных ситуаций. Многие проекты технического перевооружения и реконструкции не удовлетворяют критериям экономической эффективности и исключаются из инвестиционных программ энергокомпаний по причине отсутствия оценок и неучтенности возможных последствий в случае отказа от мероприятий по предотвращению (минимизации) рисков;
  • отсутствие базы для учета рисков в тарифах;
  • отсутствие корректного обоснования для расчета страховых платежей с точки зрения страхователя.
        Без единого координирующего центра в лице РАО "ЕЭС России" перед энергокомпанией при выстраивании инвестиционной политики встает проблема прогнозирования и учета рисков, возможности косвенных последствий аварий, их экономической оценки, планирования мероприятий по снижению риска возникновения аварийных ситуаций, уменьшения тяжести их последствий, оптимизации страховых отчислений.

        Постановка задачи
        Задача состоит в разработке и внедрении рыночных механизмов, сочетающих технологические и экономические подходы к управлению рисками, в прогнозировании и расчете связанных с ними ущербов и упущенной выгоды, в оптимизации затрат на поддержание и обновление ОПФ, исходя из интересов (издержек и эффектов) производителей и потребителей электроэнергии.
        В стратегическом плане речь идет о создании системы анализа, мониторинга и оценки технологических и коммерческих рисков, формирования и ранжирования экономически обоснованных и организационно увязанных управленческих решений в энергетике с учетом факторов надежности энергопроизводства и энергоснабжения. Риск-менеджмент должен быть систематическим и целенаправленным, встраиваться в систему управления энергокомпанией в качестве самостоятельного, но интегрирующего бизнес-процесса, в котором с определенной мерой ответственности участвуют все функциональные службы.

        Система управления рисками при поддержании и обновлении ОПФ в электроэнергетике
        Современная технология управления рисками при подготовке и реализации различных проектов и программ позволяет:

  • выявить факторы риска;
  • оценить вероятность возникновения событий, связанных с каждым фактором риска;
  • установить возможные послед-ствия каждого фактора риска;
  • определить уровень затрат на проведение мероприятий, минимизирующих влияние наиболее существенных фактов риска;
  • выбрать экономически наиболее эффективные мероприятия, которые будут приняты для уменьшения риска;
  • разработать планы ликвидации последствий;
  • подготовить для лица, принимающего решение, прогнозные сценарии и определить условия их введения в действие;
  • осуществить мониторинг рисков в виде контроля над эффективностью мероприятий и работ по ликвидации последствий факторов риска и их соответствию планам уменьшения риска.
        Современная технология управления рисками:
  • совмещает различные методы прогнозирования и анализа событий с опытом и знаниями сотрудников компаний, давая возможность наиболее эффективно использовать потенциал коллектива в нештатных ситуациях при выполнении проектов;
  • позволяет целенаправленно и рационально определять источники и сроки получения необходимой информации о текущем состоянии дел;
  • является неотъемлемой частью оптимизации бизнес-процессов в условиях динамичных экономических отношений;
  • позволяет разрабатывать планы уменьшения риска и ликвидации последствий факторов риска как часть общего плана реализации проекта;
  • дает возможность определить риски с заказчиками, содействуя ус-пешному выполнению программы, и с соисполнителями, стимулируя их к достижению общего результата;
  • помогает коллективу программ/проекта достичь своих целей, которые согласуются с ожиданиями заказчика, в заданный срок, с заданной стоимостью и требуемым качеством исполнения.
        В 2003-2005 гг. в рамках проекта под условным названием "Бюджет надежности" проводилась комплексная работа по использованию современных технико-экономических и управленческих подходов к решению задачи поддержания и обновления основных производственных фондов в электроэнергетике с учетом технологических и коммерческих рисков. Ниже представлены некоторые ее результаты.
        Во-первых, на основе концепции системы управления рисками по ОПФ, созданной по заданию РАО "ЕЭС России" рядом организаций (ВИПК-энерго, ВНИИЭЭ, ИНЭИ РАН, ЗАО "РОСЭКО", Государственным инженерно-экономическим университетом и др.), разработана модель формирования бюджета надежности. Под бюджетом надежности понимается свод финансовых, материальных, интеллектуальных и иных ресурсов, необходимых для реализации приоритетных мероприятий по поддержанию и обновлению ОПФ, которые обеспечивают минимизацию (предотвращение) прямых и косвенных ущербов энергопредприятий, обусловленных возникновением технических и технологических отказов.
        Во-вторых, сформулирован комплекс критериев оценки экономической эффективности мероприятий по техперевооружению и ремонту ОПФ, позволяющий ранжировать эти мероприятия и программы в цепочке "затраты - ущербы - эффект".
        В-третьих, определены способы оценки влияния затрат на ТПиР ОПФ на рыночную стоимость энергопредприятий.
        И наконец, собственники и топ-менеджмент энергопредприятий получили возможность оценки оптимальных объемов инвестиций будущих периодов с учетом фактического состояния ОПФ и затрат на поддержание надежности.
        Модель формирования бюджета надежности (основные блоки):
        1. Аудит технического состояния оборудования и систем. Паспортизация оборудования с точки зрения оценки технологических рисков.
        2. Прогнозирование и оценка технологических и коммерческих рисков и соответствующих ущербов. Разработка сценариев реализации рисков и мероприятий по их минимизации (предотвращению) при поддержании и обновлении основных производственных фондов в электроэнергетике.
        3. Интегральная оценка экономической эффективности мероприятий по поддержанию и обновлению основных производственных фондов, включая оценку прямого экономического эффекта (традиционные методы), а также величину недополученной и/или упущенной выгоды с учетом вероятности ее возникновения, являющейся следствием невыполнения или выполнения в ненадлежащих объемах мероприятий по поддержанию и обновлению основных производственных фондов объектов энергетики.
        4. Ранжирование мероприятий по поддержанию и обновлению ОПФ энергетики на основании результатов интегральной оценки.
        5. Формирование программ поддержании и обновления ОПФ энергопредприятия на базе проведенного ранжирования и с учетом имеющихся инвестиционных ресурсов (бюджет надежности).
        6. Обоснование на базе интегральной оценки ранжирования потребности в инвестиционных ресурсах для обеспечения надежного и эффективного функционирования предприятия.
        7. Принятие решения об использовании дополнительных инвестиционных ресурсов или о перераспределении существующих.
        8. Принятие решения о страховании объектов, в том числе обоснование страховой стоимости и периода.
        9. Оценка рыночной стоимости энергопредприятия с учетом и без учета необходимых затрат (исполнение или неисполнение бюджета надежности) с целью анализа изменения уровня его капитализации.
        10. Формирование нормативных документов для обоснования тарифов, дифференцированных по уровню надежности энергоснабжения.
        На рис. 1 приведена примерная блок-схема расчета эффективности мероприятий по минимизации рисков и ущербов (упущенной выгоды) при поддержании и обновлении основных производственных фондов энергокомпаний.

        Бюджет надежности
        Система "Бюджет надежности" дает возможность:

  • ранжировать мероприятия по поддержанию и обновлению ОПФ на основе взаимосвязанных критериев минимизации технологических и коммерческих рисков в цепочке "затраты - ущербы - эффективность мероприятий";
  • принимать управленческие решения по обновлению и ремонту ОПФ, достигших критической степени износа, а также анализировать изменение рыночной стоимости энергокомпаний в рамках реализации бюджета надежности;
  • оценивать эффективность и конкурентоспособность энергокомпаний в условиях проведения политики обновления и поддержания ОПФ;
  • получать индикаторы сохранения активов энергокомпаний, выступающих критериями оцен-ки качества работы высшего управленческо-го звена;
  • анализировать формирование тарифов, дифференцированных с точки зрения технических рисков, на основе бюджета надежности.     Представленная модель оценки эффективности мероприятий по обновлению и поддержанию основных производственных фондов в рамках бюджета надежности может быть реализована на основе EAM-систем и стать базой для создания полноценной системы риск-менеджмента энергокомпании.
        Кроме того, при реализации проекта целесообразно провести инвентаризацию, описать основные производственные фонды и сверить данные в бухгалтерском учете с данными технического описания объектов. Выполнение этой работы в рамках проекта позволит решить целый комплекс проблем, включая и предстоящую переоценку ОПФ, и оценку энергокомпании в соответствии с требованиями МСФО.

        Роль ИТ-технологий в оптимизации ремонтных программ
        Необходимость повышения качества управления надежностью и риск-менеджмента в электроэнергетике обусловлена рядом внешних факторов:

  • значительным, в большинстве случаев сверхнормативным износом основного энергетического оборудования при том, что изменение ситуации в ближайшие годы невозможно;
  • беспрецедентной по масштабам программой ввода новых электростанций (ГОЭЛРО-2), реализация которой в связи с нехваткой квалифицированных кадров и производственных мощностей в отрасли может повлечь за собой повышение уровня рисков, связанных с вводом в строй "сырого" оборудования, дис-пропорцией развития энергосисте-мы и т. д.;
  • увеличением конкуренции и замедлением роста капитализации энергокомпаний, что должно стать стимулом к повышению качества управления рисками как источника увеличения стоимости акций.
        Реализация комплекса мер и использование ИТ-систем для снижения рисков в энергокомпании в рамках единой системы управления рисками дают следующие преимущества:
  • возможность комплексной оцен--ки взаимовлияющих мероприятий (ТОиР и страхование и т. д.);
  • возможность оценки интегральных показателей эффективности уп-равления рисками;
  • введение единого горизонта расчета для программ, связанных с управлением рисками, облегчение планирования деятельности энергокомпании (в перспективе возможны увязки с региональными программами повышения надежности);
  • прозрачность для инвесторов в плане эффективности вложений в обеспечение надежности;
  • повышение организационного уровня представления риск-менеджмента внутри компании;
  • возможность использования показателей бюджета управления рисками (бюджета надежности) при оцен-ке капитализации энергокомпании.

        Взаимосвязь ИТ-систем в оценке надежности и технических рисков
        Так называемый ИТ-ландшафт в электроэнергетике с каждым годом становится все более современным, и внедряемые в энергокомпаниях SCADA- и EAM-системы, собирающие и аккумулирующие информацию о состоянии активов (в том числе в режиме реального времени), обладающие мощными средствами обработки данных, сейчас используются при решении задач уп-равления рисками (рис. 2).
        Оптимальным при внедрении систем управления рисками в энергокомпании может считаться применение ЕАМ-систем (класса MAXIMO, SAP, Ivara и др.) с соответствующими надстройками, решающих задачи анализа рисков и надежности и выполняющих функции RCM-системы. В такой связке ЕАМ-система служит для сбора, аккумулирования и хранения информации, а RCM-надстройка - для анализа, моделирования и прогнозирования надежности.
        Организация взаимодействия разнородных ИТ-систем - один из наиболее сложных вопросов, возникающих при создании системы управления рисками. Поэтому разработка EAM- или RCM-системы "с нуля", собственными силами, как и объединение существующих, но в основном устаревших информационных систем - метод не только не-эффективный, но и сверхзатратный. Крупнейшие ИТ-производители: Oracle, IBM, SAP и др. - поставляют EAM-решения со стандартизированными интерфейсами и возможностью адаптации к требованиям конкретной энергокомпании. Среди фирм-разработчиков RCM-решений можно особо выделить компанию Ivara, имеющую успешный опыт внедрения RCM/EAM-систем в электроэнергетике.
        Оценка технических рисков востребована как при текущем управлении (диспетчеризация, мониторинг состояния оборудования), так и при прогнозировании деятельности компании и формировании инвестиционной стратегии. Используемые при этом программные решения и комплексы становятся все более стандартизированными и взаимосвязанными.
        EAM-системы - системы управления активами (основными фонда-ми) - обеспечивают текущее управление предприятием. В них предусмотрен сбор данных о состоянии оборудования, однако отсутствует или слабо реализована возможность вероятностного анализа надежности.
        SCADA-системы предназначены для диспетчеризации и сбора технической информации (о состоянии оборудования, о технических процессах) в режиме реального времени; их функциональность примерно аналогична АСКУЭ/АСУТП. Собранные данные могут экспортироваться в ЕАМ-систему.
        RCM-системы служат для анализа надежности и технических рисков, а также для вероятностного моделирования; могут использоваться как надстройки или дополнения к ЕАМ-системам. Идеальны для моделирования затрат, связанных с ненадежностью, отказами и ремонтами в течение жизненного цикла предприятия. Анализ технических рисков проводится по следующим направлениям:

  • оценка стоимости жизненного цикла;
  • анализ видов, последствий и критичности отказов;
  • моделирование цепочных аварий (методом цепей Маркова);
  • статистический анализ надежности парка оборудования;
  • анализ стратегий ТОиР в соотношении надежности/за-трат и т. д.
        По результатам проведенного анализа можно не только обеспечить автоматическое формирование программы ТПиР, но и оптимизировать ее с учетом перечисленных направлений.


  •