16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/290/8543925.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 06 (290) март 2016 года

Новые подходы к управленческому учёту в электроэнергетике: показатели неготовности энергоблоков

Энергетика: наука Олег ЖУРАВЛЕВ, менеджер по управлению проектами, Дирекция по эффективности ПАО «Энел Россия», Антон КАЛАШНИКОВ, руководитель направления проектной деятельности Блока управления инновациями, инвестициями и затратами ПАО «Интер РАО»

В современных условиях исторически сложившаяся система технико-экономических показателей электрогенерации не вполне соответствует требованиям стратегического управления крупной компанией.

Сегодня, имея ограниченный бюджет, собственник хочет иметь инструмент для распределения ресурсов между энергоблоками, основанный на реальных показателях работы блока. Это в особенной мере касается управления географически распределенными энергоблоками (десятками, сотнями), принадлежащими одному собственнику – энергетическому холдингу.


Исторически сложившаяся система показателей учета в электроэнергетике

Для того чтобы читатель лучше понял причины написания статьи, постараемся вспомнить, какими историческими и экономическими предпосылками объяснялись те технико-экономические показатели отчетности, которые достались нынешним оптовым генерирующим компаниям от советской школы. Единая энергетическая система России с момента своего зарождения в рамках плана ГОЭЛРО прошла ряд трансформаций. В результате была создана крупнейшая (по площади) в мире синхронная зона генерации. C изменениями 1990‑х годов произошли переход от плановых к рыночным методам работы и демонополизация отрасли генерации. Часть оптовых энергетических компаний была продана иностранным инвесторам, в том числе и с целью привлечения лучших мировых практик, часть компаний осталась во владении российских акционеров. В первой группе компаний крупные зарубежные инвесторы полностью и кардинально пересмотрели подходы к управлению активами, в том числе и с помощью абсолютно новой системы управленческих показателей. Российские же компании в силу экономии трудозатрат и финансовых ресурсов сохранили систему показателей, доставшуюся им в наследство от РАО ЕЭС, используя ее как часть управленческой отчетности.

Данная система показателей была установлена и требуется государственными органами в качестве отчетности на регулярной основе. Приказ Министерства энергетики от 23 июля 2012 года № 340 «Об утверждении перечня предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, форм и порядка ее предоставления» довольно четко устанавливает перечень информации, обязательной к отчетности, – не менее двухсот показателей: приложения 10, 13, 15, 20, 42, 48, 73, 75, 80. Если же внимательно изучить эти показатели, то можно обнаружить, что большинство стандартов и рабочих документов, рекомендуемых государством в области учета технико-экономических показателей электроэнергетики, являются техническими, а не управленческими отчетами.

Но тогда возникает резонный вопрос – что же такое управленческая отчетность? Управленческая отчетность, по сути, представляет собой результат регистрации, интерпретации, обобщения, подготовки и предоставления финансовой и нефинансовой информации (в том числе и натуральных показателей), на основе анализа которого менеджеры принимают решения для достижения своих целей. Таким образом, для российских компаний, сохранивших прежнюю систему отчетности, проблема, на наш взгляд, кроется в том, что прежние наборы показателей не дают интегральной и сжатой информации для принятия взвешенных управленческих решений в современных условиях. Кроме того, документы, описывающие показатели, в своей основе были разработаны и выпущены еще до демонополизации отрасли, до появления рынка. И с развитием рыночных механизмов регулирования производства, отбора тех мощностей, которые наиболее эффективны, данные показатели, используемые многими российскими энергокомпаниями в своей операционной деятельности, не изменились.

На наш взгляд качественная управленческая отчетность генерирующих компаний должна базироваться на нескольких основных блоках показателей:
• блок показателей охраны труда и промышленной безопасности;
• технический блок (установленная мощность, выработка, полезный отпуск, готовность, удельный расход условного топлива, эквивалентные часы наработки, КИУМ);
• топливный блок (объемы натурального топлива (закупленные, потребленные), стоимость топлива, калорийность топлива, структура топлива);
• проектно-инвестиционный блок (базовая информация о ходе проектов, с детализацией по ключевым проектам);
• блок показателей персонала (численности по категориям, затраты по статьям);
• блок постоянных затрат (в разбивке
• по функциональным направлениям);
• блок общих показателей (финансовых и производственных). (Так как данный блок включает, помимо прочего, некоторые удельные показатели, хотелось бы раскрыть некоторые из них, а именно: EBITDA / установленная мощность, постоянные затраты / установленная мощность, расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание / установленная мощность, среднесписочная численность работников / установленная мощность, свободный денежный поток, чистый долг / EBITDA (годовой), EBITDA Margin, ROE (годовой), Spark Spread (удельная маржа для газовых станций, руб. на МВт-ч) – газ, Dark Spread (дарк спред, удельная маржа для угольных станций, руб. на МВт-ч)).

Очевидно, что финансовые показатели генерации электроэнергии – это почти всегда производные от показателей технологической эффективности [1], а именно неготовности и удельного расхода. Длительность работы и простоя, количество остановов и пусков определяют объем валовой выручки за электроэнергию и мощность. Удельный расход топлива (с чисто финансовой точки зрения) определяет удельную маржинальную прибыль, так называемую «spark spread». Как раз здесь надо сказать, что удельный расход не связан напрямую с денежным потоком от выработки и потому не может сам по себе, изолированно служить для самостоятельной оценки эффективности генерации.

Как сказано выше – современная система показателей отечественных генерирующих компаний тесно связана с отчетностью, которую необходимо подавать в Мин­энерго и в иные регулирующие органы электроэнергетики. Иначе говоря: спустя двадцать шесть лет после перехода отрасли на рыночные рельсы (и спустя десять лет с момента введения ОРЭМа), совершенно отличающиеся от плановых методик и правил, показатели технико-экономической деятельности, используемые в управлении для анализа экономической эффективности производства, ничуть не изменились, несмотря на кардинальное обновление как технологий производства и управления, так и внешней, по отношению к генерирующему предприятию, среды. В дальнейших наших рассуждениях мы будем анализировать – должны ли были и как измениться показатели, по которым оценивает результаты деятельности руководство предприятия, генерирующего электроэнергию.


Требования к системе управленческой отчетности

Требования к системе управленческой отчетности можно разделить на две категории: требования к самой системе показателей и требования к способу анализа, интерпретации, представления их руководству. Академические исследования показывают, что информационная перегрузка на индивидуальном уровне часто приводит к путанице и ухудшению процесса принятия решений [4]. В нашем опыте работы с отчетностью имеются частые случаи «паралича» процесса анализа информации, когда процесс составления и подачи управленческой отчетности начинает представлять собой сбор все больших и больших объемов информации, а не принятие решений, а по результатам анализа происходят бесконечные дебаты. Эти патологии могут иметь пагубное влияние на функционирование компаний. Они могут уменьшить качество и скорость принятия решений и порождают стерильную операционную среду, в которой интуитивное мышление является запретным. В большинстве случаев эти патологии объясняются неоптимальностью как самой системы показателей, так и процесса анализа показателей и представления результатов анализа руководству, когда соответствующие функциональные подразделения, по сути, не обрабатывают информацию, а посылают ее неоптимизированной на уровень выше для выработки управленческих решений.

Что же касается самой системы показателей, то так как любой энергоблок работает в рыночных условиях (здесь мы не рассматриваем изолированные энергосистемы и вообще зоны электроснабжения, не входящие в ОРЭ), система показателей эффективности должна давать ответ на вопрос: «насколько способен данный энергоагрегат приносить долгосрочную прибыль своим владельцам с учетом рисков, налагаемых технологиями, государством и других ограничений?». С точки зрения управления портфелем активов (читай, энергоблоков), каждый из которых может находиться в различных частях земного шара, структура управленческих показателей позволяет объективно посмотреть на техническое состояние и источники прибылей, рыночных возможностей, убытков и неэффективностей.

Опираясь на опыт работы международных энергетических компаний, мы можем перечислить требования к современной системе управленческой отчетности, а именно:
• отчетность должна содержать исчерпывающий перечень производственных, финансовых и рыночных показателей, достаточных для принятия управленческих решений. Обязательно наличие показателей, отражающих положение энергоблока на рынке, включая коммерческую оценку потерь на рынке электроэнергии (и мощности);
• отчетность должна быть дифференцированно детализирована для разных уровней принятия управленческих решений: поблочная детализация показателей (против постанционной) для среднего управленческого звена и возможность группировать и ранжировать энергоблоки по определенным показателям, с разделением технологий производства электроэнергии, для подачи информации на уровне руководства;
• отчетность должна позволять анализировать причины отклонений от бизнес-плана, результатов деятельности прошлого года (прошлых лет). То есть показатели должны быть сравнимыми, и позволять бегло выявлять причины отклонений;
• отчетность должна наглядно и ярко отображать основные проблематики бизнеса, расхождения фактических результатов деятельности с запланированными при минимальных трудозатратах руководства на анализ отчетности. В иностранных терминах это называется – visibility.

Описание общей системы показателей выходит за рамки настоящего материала и является предметом следующих статей. Здесь мы ставили себе целью сосредоточиться на современных подходах к применению важнейшей, на наш взгляд, группы показателей эффективности генерации, входящих в технический блок учета (см. выше).

Перед тем как сформулировать наши предложения, мы хотели бы зафиксировать текущие практики, остановившись детально и подробно на практике применения одного из ключевых технических показателей – «готовность оборудования». С точки зрения руководителя (не-) готовность – это один из наиболее емких управленческих показателей. Его анализ позволяет делать выводы как о техническом состоянии, так и о коммерческой прибыльности энергоблоков.

Документ, описывающий правила расчета готовности, применяемые российскими компаниями, – третье издание пособия, выпущенного более сорока лет назад, – «Методические указания по расчету показателя готовности к работе электростанции. РД ОРГРЭС» (см. табл. 1). Попробуем задать в виде таблицы перечень интересных нам текущих показателей (не-) готовности, используемых для оценки эффективности блоков, где:

Ткал – календарный отрезок времени, на который планируется готовность оборудования к работе, ч;
ТППР – продолжительность простоя в планово-предупредительных (капитальных, средних, текущих и профилактических) ремонтах, ч;
ТНП – продолжительность простоя в неплановых ремонтах (из‑за отказов и аварий), ч;
Тприв. – приведенная продолжительность разрыва мощности;
∆Nэкспл. – эксплуатационные разрывы мощности, являющиеся следствием неисправностей в работе оборудования (зашлаковка поверхностей нагрева, повышенные присосы воздуха в котел и т. п.), зависящие от эксплуатационного и ремонтного персонала;
– разрывы мощности, обусловленные:
• конструктивными и технологическими дефектами оборудования;
• взаимным несоответствием отдельных агрегатов по производительности и мощности (недостаточной производительностью топливоподачи, котельных установок и т. п.);
• ухудшением условий эксплуатации (работой на непроектном топливе, несоответствием расчетных параметров пара у котлов и турбин);
• задержкой с вводом общестанционных устройств и вспомогательного оборудования электростанций.

ntab1.jpg


Авторы предлагают перейти от единого показателя «готовность» (в понимании вышеуказанного РД) к показателю «неготовность» с детализацией (пример см.: табл. 1а, диаграмма 1). Во-первых, в понимании указанного РД готовность не позволяет понять структуру потерь от недовыработки электроэнергии. Тем самым, во‑вторых, она не позволяет сравнивать различные энергоблоки друг с другом по составляющим эффективности. Детальная декомпозиция показателя неготовности решает вышеуказанные проблемы, облегчая анализ причин потерь.

ndiag1.jpg



Различные виды неготовности отражают различные составляющие финансово-экономического состояния энергоблока (см. диаграмму 1). Существует два принципиальных подхода к расчету неготовности. Назовем их условно «технический» и «коммерческий».

При формировании и внедрении системы показателей необходимо оценивать непротиворечивость. К примеру, неготовность техническая и коммерческая, как мы увидим ниже, не должны совпадать в своих значениях (при кажущейся близости названий) и несут различную смысловую нагрузку. Техническая неготовность определяет, прежде всего, время, затрачиваемое на различные виды ремонта, технического обслуживания, то есть показывает то время, в течение которого блок был «недоступен (невидим) для рынка». Коммерческая неготовность показывает, какая доля «рыночных возможностей» была эффективно реализована энергоблоком с учетом времени предупреждения системного оператора о выводе блока с рынка.

Пояснения к таблице 1: «Чистая мощность энергоблока» – мощность за вычетом «нормативных» собственных нужд, принимаемая в целях расчета технической неготовности для энергоблока с турбиной К-500‑240 данная величина может быть принята за 477 МВт. (Читатель, знакомый с технологией выработки электроэнергии, наверняка знает, что величина собственных нужд энергоблока зависит от нагрузки, внешних условий, технического состояния оборудования и так далее. Мощность за вычетом собственных нужд является, конечно, в данном случае условной величиной, призванной к тому, чтобы приблизиться к расчету «по отпуску электроэнергии».) Теоретически максимальная мощность представляет собой произведение чистой установленной мощности и количества часов в периоде, на которых мы считаем неготовность. Например, энергоблок 500 МВт в 1 квартале находился в аварийном ремонте 76 часов. Тогда аварийная неготовность по итогам первого квартала составит:

КА = 76 часов Х 477 МВт =
2160 часов Х 477 МВт
36 252 МВт-ч
1 030 320 МВт-ч = 0,035185 = 3,52 %
В соответствии с Регламентами рынка объем поставки мощности энергоблока i рассчитывается Системным оператором за период по формуле: = max (0; min (;min [; ] – ) – ), где:
– собственные нужды,
– предельный объем поставки мощности,
– установленная мощность,
– ограничения мощности
– объем, реализованный на КОМ

При взгляде на таблицу 1 может возникнуть вопрос: зачем следует выделять коммерческую неготовность в отдельную группу показателей операционной эффективности? Не достаточно ли технической неготовности? На наш взгляд, коммерческая неготовность важна, особенно в российских правилах рынка электроэнергии и мощности по двум причинам:
• отражает долю мощности, которая не была оплачена рынком по тем или иным причинам;
• рассчитывается по данным от Системного оператора, таким образом, показывая реальную информацию, не зависящую от расчетов подчиненных.

«Технические» же показатели неготовности – в рамках данной логики (таблица 1) – косвенно отражают нереализованный объем электроэнергии. Таким образом, в управленческой отчетности коммерческая неготовность и техническая неготовность взаимно дополняют друг друга. В реальной отчетности показатели неготовности должны сопоставляться с анализом структуры штрафов и упущенной выгоды, чтобы видеть полную картину источников убытков (недополученной прибыли).

На примере ниже мы сравним два подхода к расчету и представлению показателей неготовности: один по существующей методике, с предлагаемым подходом.

Бизнес-кейс. Сравнительные примеры расчета показателей

Необходимо определить коэффициент технического использования электростанции (готовности) за год, если на ней установлены четыре энергоблока. (См. исходные данные в табл. 2.)

ntab23.jpg



В целях сокращения статьи не будем приводить расчеты, а дадим сразу результат согласно методике ОРГРЭС, используя коэффициент готовности, т. е. существующую систему показателей (результат см. в табл. 3):

коэффициент технического использования электростанции без учета общестанционного разрыва мощности (из‑за неготовности дымовой трубы) по факту составит 94,8 %, при плановом значении 96,7 %.

С учетом неготовности дымовой трубы коэффициент технического использования электростанции составит 94,8 %. Можно не сомневаться, что руководству предприятия, в составе которого работает электростанция, будет показан данный коэффициент готовности – 94,4 % (см. табл. 4).

Хорошо, если этот показатель будет оформлен в виде графической диаграммы в сопоставлении с релевантными данными по этому показателю, заложенными в бюджете, и фактическими за предыдущий год. Но, как правило, данные подаются руководству в виде таблицы, дополненной приложениями на нескольких страницах, объясняющих расчет.

Ситуация усугубляется, когда отчетность формируется по десяткам электростанций или энергоблоков и технико-экономические показатели подаются интегрированно по всем станциям.

ntab45.jpg



Никакого вывода, глядя на них, руководитель сделать не может: как отработали самые современные блоки (и самые маржинальные) ПГУ, какова была их готовность, сколько времени они простояли в остановах? Как на основании интегрального показателя УРУТ руководитель сможет сделать вывод, например, об операционной эффективности различных видов генерации. Какова прибыльность и технические показатели угольных энергоблоков в сравнении с газовыми и ПГУ. Какую долю в КИУМ образуют ПГУ? То есть набор показателей и их представление (интерпретация) руководству не дают понимания о сутьевых явлениях в эффективности рыночной деятельности.
Вернемся к первоначально рассчитанному кейсу и попробуем представить его в новых показателях, которые мы дали выше.

Мы специально оформили данные в табличной форме (см. табл. 5), чтобы в последующем показать удобство графической подачи информации. Итак, на основании табл. 5 управленческий персонал среднего звена уже может сделать быстрые выводы о работе энергоблоков в отчетном периоде. Так как коэффициент плановой неготовности по сути отражает количество дней, проведенных в плановом останове (ремонте или обслуживании), то внимательный руководитель сразу скажет, что энергоблоки 1 и 3 простояли в ремонте больше запланированного практически в два раза. В чем причина? Почему длительность аварийных остановов 3 блока больше среднестатистических (заложенных в плане) в шесть раз! Возможно, это связано с плохо проведенным ремонтом, который еще и был продлен в полтора раза. В любом случае – всего лишь беглый взгляд на таблицу позволит руководителю задавать правильные вопросы персоналу ремонтных служб, руководству станции, экономя его время на анализ данных, если бы они были поданы в формате одного показателя – «готовности».

Как мы отмечали выше, управленческая отчетность это не только совокупность показателей, но и способ анализа, интерпретации их, но и способ представления показателей. Несомненно, что в случае крупного энергетического холдинга данные показатели будут показываться руководству интегрированно, а не поблочно. Тогда имеет смысл представить набор показателей интегрированно хотя бы по технологиям производства.

Анализируя данные таблицы 6, следует обратить внимание на два момента.

ntab6.jpg



Во-первых, фактическая неготовность по причине простоя данных блоков в резерве существенно выше плановой. Так называемый «резерв» часто «прикрывает» проведение ремонтных мероприятий, в том числе неплановых, аварийных ремонтов. Естественно, для пиковых и полупиковых энергоблоков данный показатель будет относительно высоким. Но в рассматриваемом нами случае превышение фактического резерва над плановым, скорее всего, означает то, что блок находился в неплановом, согласованном останове.

Во-вторых, техническая неготовность не равна коммерческой неготовности. С одной стороны, это связано с методом расчета последней, а с другой стороны – отражает действительную «долю» мощности, которая повлекла недополучение прибыли либо потери.

Будет еще лучше, если руководству указанная выше информация будет представлена в графическом виде. Пример в диаграммах 2, 3.
Какие выводы может сделать руководитель, глядя на данные диаграммы? В первую очередь взгляд бросается на выработку – выработка газовой мощности сравнима по объему с выработкой ПГУ, при этом удельный расход условного топлива, а следовательно, и маржинальность 1 кВт-ч значительно разнятся. Руководитель сразу может сказать, что маржинальная прибыль от выработки ПГУ составляет большую часть маржинальной прибыли всего предприятия. А следовательно, и безостановочной работе ПГУ необходимо уделять больше всего сил. Угольные же блоки составляют незначительную долю в маржинальной прибыли всей компании, и, возможно, следует задуматься о выводе из эксплуатации данного оборудования (принимая в учет такой показатель, как dark spread, описанный выше).

ndiag2.jpg



С точки зрения коммерческой составляющей, старые газовые блоки приносят значительную часть выручки – не менее 40 %. Но при этом стоит обратить внимание на плановую и неплановую неготовности газовых блоков, значительно большие, чем у угольных. И если плановая неготовность может объясняться проведением среднего ремонта и ее целесо­образно рассматривать в сравнении с «забюджетированными» значениями, то неплановая неготовность должна вызывать настороженность. Вероятнее всего, дело заключается в некачественных ремонтных работах. Если разница в значениях плановой неготовности составляет 2,4 %, то в часах это будет 8760×0,024=210 часов увеличения длительности плановых ремонтов или планового простоя блоков, а значит, и соответствующие потери по выручке. Что должно заставить задуматься о качестве работы руководителей станций – степень износа оборудования или недостаточное количество инвестиций на поддержание безаварийной работы оборудования?

ndiag3.jpg



Ситуация по блоку ПГУ выглядит не так катастрофично на первый взгляд, но если мы оценим увеличение неплановой (аварийной) неготовности в часах, то обнаружим 8760×0,006=53 часа простоя ПГУ сверх плановых значений. Памятуя о высокой маржинальности 1 кВт-ч выработки ПГУ, то оценочно потери от чьей‑то некачественной работы составят 420 МВт×53 часа = 22600 МВт-ч = 22,6 миллиона кВт-ч. С учетом того, что большинство блоков ПГУ в нашей стране до сих пор работают в рамках ДПМ, а соответственно и высоких штрафов за простой – потери могут измеряться десятью миллионами рублей и более за сутки простоя.

Резюмируя, можно сказать с уверенностью – представление нескольких показателей неготовности вместо одного показателя «готовность» позволяет руководству сразу оценить масштаб потерь прибыли предприятия от простоя блоков и высветить причину этих простоев, без дополнительных запросов и загрузки отчетностью отделов при одинаковых трудозатратах на обработку одних и тех же источников данных. Целесообразно отказаться от использования отчетности для Министерства энергетики в качестве управленческой отчетности для анализа текущего положения компании и выработки управленческих решений. Необходимо сформировать в компании новую управленческую отчетность, формируемую и рассматриваемую в том числе техническими подразделениями компании регулярно. В новой системе отчетности нужно отказаться от использования показателя готовности в пользу нескольких показателей неготовности.



Источники

Роберт С. Каплан, Дейвид П. Нортон. Сбалансированная система показателей: от стратегии к действию. – М., 2006.
С. Стофт. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии. – М., 2006.
Методические указания по расчету показателя готовности к работе электростанции. – М., 2003.
Рекомендации NERС по расчету показателей генерирующего оборудования. Приложение F к требованиям отчетности.
Л. А. Мелентьев. Системные исследования в энергетике. – М., 1983.
Регламенты ОРЭМ, Приложение 13 «Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности».
Постановление правительства РФ № 238 от 13.04.2010 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности».

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 06 (290) март 2016 года: