«Эксперт» №24(471) 27 июня 2005 Русский бизнес / Энергетика



жүктеу 120.66 Kb.
Дата17.06.2016
өлшемі120.66 Kb.

http://expert.ru/expert/2005/24/24ex-chern_6130/


«Эксперт» №24(471)

  27 июня 2005



Русский бизнес / Энергетика

Ремонт как выгодная инвестиция

Сергей Чернышев

Основное препятствие для привлечения инвестиций в модернизацию старого оборудования — невозможность точно спрогнозировать срок его безаварийной эксплуатации. Современные информационные технологии позволяют эту проблему решить



Если взглянуть на московскую энергетическую аварию беспристрастно, то дата ее наступления скорее свидетельствует о неплохой работе РАО ЕЭС. Сгоревший трансформатор 1963 года рождения — далеко не единственный долгожитель в нашей энергетике. Как известно, свыше 90% российских производственных фондов имеет советское происхождение. Больше половины из них по технологическим нормативам уже на пенсии либо при смерти. Средств на их модернизацию не просто «нет в бюджете», всего бюджета на это не хватит в принципе.

Идеологи и менеджеры РАО надеялись изыскать их на пути «рыночной реформы естественной монополии». Пресловутая модель «5+5» внушает невольное уважение своей проработанностью. Однако лежащие в ее основе представления о природе современной собственности утопичны. Московская авария наглядно показала: природа современных производственных активов является постиндустриальной, постэкономической. При попытке их «рыночного распила» между собственниками резко нарушается надежность сложных технологических цепей, и авария в одном малом звене приводит к тяжелым интегральным последствиям.

Выход из положения реформаторы РАО видят совершенно правильный. Нужно превратить замену каждой единицы энергетического оборудования — будь то трансформатор, турбина или участок ЛЭП — в привлекательный инвестиционный проект с конкретными параметрами и сроками возврата средств. Весь вопрос в том, как в кратчайшие сроки попасть к этому выходу.

На «рост рыночной стоимости производственных фондов РАО» надежда слишком призрачна. Действующий метод государственного регулирования тарифов невозможно отнести ни к рыночным, ни к плановым. Да это и неважно, потому что никакими тарифами проблему выбывающих активов не решить. Повсеместно снизу доверху имеется могучая система откатов за право доступа к потокам. Почти все, кто причастен к управлению постсоветскими активами, сидят на этих откатах. И поэтому даже то немногое, что можно извлечь из них, в значительной степени растекается между интересантами. Их, конечно, можно пересажать. Только вот их сменщикам не позавидуешь. Очередных пожаров и взрывов ждать недолго, новая команда и трубу оседлать не успеет. А после останется одно из трех: или просить бюджетные дотации, или повышать тарифы, или же, оставшись наедине с пистолетом, выполнить долг офицера.

Так может ли сегодня российское предприятие привлечь инвестиции на обновление своего технологического оборудования и, если может, как это сделать? Подавляющему большинству наших менеджеров проблема поиска инвестора, готового вложить деньги в модернизацию устаревших материальных активов, представляется неразрешимой, поэтому ее никто и не пытается решать. Однако для любого нормального инвестора нет принципиальной разницы между проектом модернизации оборудования и проектом создания нового производства с нуля. Если известны объемы первоначальных вложений, срок окупаемости, риски проекта, рентабельность инвестиций, то какая разница?

Проблема лишь в том, что для оборудования, выработавшего свой нормативный срок (а на российских предприятиях по преимуществу как раз такое), невозможно с достаточной уверенностью определить срок безаварийной эксплуатации: для этого, как правило, нет ни нормативных документов, ни соответствующих технологий. Единственный метод, который используется, например, в гидроэнергетике, — ежегодные обследования оборудования техническими комиссиями, которые дают разрешение на эксплуатацию в течение предстоящего года. Соответственно, таким же горизонтом ограничивается и срок возможного привлечения инвестиций под модернизацию оборудования, чего явно недостаточно для более или менее радикальной модернизации.

Для увеличения срока привлекаемых инвестиций необходим прогноз капитализации каждого актива, основанный на максимально точной оценке его остающегося рабочего ресурса и прогнозе динамики его производительности. За рубежом для составления таких прогнозов уже давно используются системы типа EAM (Enterprise Asset Management). О первом опыте использования таких систем для привлечения инвестиций в модернизацию российской гидроэнергетики мы беседуем с заместителем генерального директора управляющей компании «Волжский гидроэнергетический каскад» (ВоГЭК) Гаральдом Бандуриным.

У нас 94 процента активов родилось при советской власти, и никто не может спрогнозировать, сколько они еще проработают. Как, имея неразрешимую проблему модернизации активов, решить ее за счет модернизации информационных технологий?

— Все достаточно просто. Если есть актив, то нужно каким-то образом создать параметры. Параметров два. Во-первых, если есть актив, значит, есть какие-то обязательства. Например, у нас вдруг турбина сломалась. А следствием может быть целый ряд катастроф, включая и экологическую. У нас есть обязательства перед экологами содержать турбину в таком состоянии, чтобы масло из нее не капало. Для этого мы должны тратить какие-то деньги. Оборудование имеет определенный срок службы. Если этот срок службы выработан, то мы не имеем права оборудование эксплуатировать. Соответственно, мы должны его либо модернизировать, либо отремонтировать так, чтобы срок службы был продлен. Таким образом, появление актива означает появление этого вот набора обязательств перед внешним миром.

Во-вторых, есть еще обязательства другого порядка: когда у вас появился актив, вы должны с его помощью зарабатывать деньги. Должна возникнуть фондоотдача, то есть разница между тем, что этот актив забрал, и тем, сколько вы с его помощью произвели.

В энергетике активы довольно сложные — до пятнадцати тысяч сборочных единиц в одном гидроагрегате. Если декомпозировать саму электростанцию, то это еще больше разных узлов, и по поводу каждого нужно определиться: ремонтировать его или менять. Решение может приниматься, во-первых, на основании экспертной оценки — именно так сейчас, как правило, и бывает. Есть человек, который всю жизнь живет при этой турбине и хорошо понимает, что с ней происходит. Он говорит, что надо бы ее починить, заменить или отремонтировать. Во-вторых, решение может приниматься на основании каких-то внешних ограничений — например, срока службы турбины.

Но, чтобы работать с активом, необходим прогноз его мощности и работы во времени. Как можно такой прогноз получить?

— Деятельность актива, или средства производства, можно разбить на некоторые группы. Во-первых, чтобы знать, как он будет вести себя дальше, нужно понимать, что он собой представляет, его технические характеристики, параметры. Во-вторых, нужно понимать режимы, в которых он работал, какие события с ним происходили и что является причиной этих событий. Под событиями имеются в виду разного рода поломки, остановки, невыдача штатных параметров наверх. В гидроэнергетике все эти сведения зафиксированы в ремонтных формулярах, дефектных ведомостях, начатых в СССР, которые очень качественно все описывают с момента рождения актива. У нас сегодня есть истории всех турбин, которые начинаются с момента их строительства.

В-третьих, нужно понимать так называемое окружение актива. Нужно понимать, где он находится. В некоторых случаях один и тот же электромотор в разных цепях производственного процесса по-разному влияет на фондоотдачу. Если он работает в вентиляции — почти не влияет, а если в какой-нибудь главном насосе маслонаполненной установки, влияет напрямую.

Далее, если вы решили выключить турбину, то ее выключение или выключение какого-то ее элемента связано с большим количеством согласований во внешнем мире. Исчезает нагрузка, генерирующая мощность, и внешний мир должен некоторым образом перестроиться. В связи с чем есть время реакции на это событие, причем в ряде случаев это не просто время, а резолюция «разрешено» или «не разрешено». Поэтому это тоже параметр, который напрямую влияет на фондоотдачу.

Плюс должны учитываться все мероприятия, связанные с техникой безопасности: нужно выполнить определенные процедуры при ремонте, в ряде случаев должны быть определенным образом подготовленные рабочие.

Все перечисленные группы параметров нужно знать и в удобном для себя виде иметь перед глазами для того, чтобы прогнозировать выработку актива в ближайшие годы.

Мы собрали все эти параметры и заложили в компьютерную систему. И сегодня на основании компьютерного моделирования мы можем соотносить затраты, которые требует тот или иной актив, с доходами, которые он может произвести. Мы можем соотнести их и с фондоотдачей новых средств производства, которые появляются сегодня на рынке. Если параметры новых активов более выгодны (низкая стоимость эксплуатации, лучшая производительность, большая фондоотдача актива по его техническим характеристикам), тогда есть возможность составлять бизнес-план нормального инвестиционного проекта по замене оборудования, под который можно достаточно хорошо привлекать денежные средства, которые прозрачно окупаются. Или составить аналогичный бизнес-план на ремонт оборудования, если в данном случае отремонтировать агрегат окажется выгоднее, чем заменять.

А как вы все это делаете? И что в этом нового?

— Мы ищем, как увеличить фондоотдачу. Для увеличения фондоотдачи, с одной стороны, нужно понять, как можно минимизировать затраты, а с другой — как сделать так, чтобы режимы работы оборудования были наиболее удобные, правильные для бизнеса, как добиться максимальных показателей на этом виде оборудования.

С точки зрения информационных технологий из этого вытекают две задачи. Во-первых, нужна внятная система диагностики, то есть нужно знать технические параметры этого агрегата, этой турбины, генератора и представлять их в виде, удобном для принятия решения. Во-вторых, нужна система управления, чтобы улучшать не все подряд абы как, а очень конкретно.

Как только мы декомпозировали все свое оборудование примерно до пятнадцати тысяч единиц и для каждой составили подробный план эксплуатации на основании технических характеристик завода-изготовителя и истории работы каждой единицы, мы получили сокращение расходов на техническое обслуживание от двух до четырех процентов. И уже это окупило всю систему управления активами и фондами.

Ведь если оборудование ремонтируется очень редко, только тогда, когда оно ломается, на восстановление нужны большие деньги. Если оно ремонтируется часто — тоже большие деньги. А составив информационный портрет каждого агрегата, можно аккуратненько переместить его в сторону недообслуживания или переобслуживания. Возьмем тот же самый электромотор, который работает в системе вентиляции или в системе маслонапорных установок. У них очень похожие технические характеристики, но в маслонапорных установках моторы нужно ремонтировать раз в год, а в системе вентиляции достаточно просто иметь запас и ремонтировать по отказу. Получается, что на ремонте вентиляционной установки в принципе можно экономить, а на маслонапорной установке мы экономить не должны. Это первый аспект выгоды.

Второй аспект выгоды состоит в том, что внешний мир постоянно нам предлагает что-то новое. К примеру, мы заливали в машину минеральное масло, а появилось синтетическое, мы его используем, и заводские характеристики принципиально меняются — возрастает ряд ремонтных периодов плюс оборудование стареет. Управляя этими вещами, можно опять-таки более активно управлять стоимостью затрат на ремонт и техническое обслуживание.

Отслеживая все эти процессы в реальном режиме времени, вы сразу получаете более точный ориентир для принятия решений. И когда вы принимаете решение, ремонтировать свой актив или менять, вы имеете данные о том, сколько будет стоить эксплуатация этого актива до конца его жизненного цикла, какова будет его фондоотдача и сколько будет стоить эксплуатация и фондоотдача подобного актива, только нового, современного и красивого. И вы можете конвертировать все это в инвестиционное решение.

А раньше это почему не делалось? Никому не было нужно или люди не могли до чего-то додуматься? Или были какие-то технические причины?

— Могу предположить, что раньше никто не мог перерабатывать такой поток информации и с такой скоростью. Отсутствовали современные компьютеры, сети, программное обеспечение. Только сейчас возникла технологическая возможность перерабатывать такой большой объем информации в темпе процесса. Хотя в принципе те же данные есть в формулярах, дефектных ведомостях, журналах отказов. Просто они не собирались и не фиксировались в состоянии, удобном для принятия решения. Из-за отсутствия информационных технологий десять-пятнадцать лет назад собирать и обрабатывать их было невозможно, неудобно и дорого.

Привычно думать, что, начиная с какого-то уровня старения, оборудование не подлежит никаким оптимизациям и ремонтам, а просто умирает, и вылечить его нельзя. Ваша технология может неограниченно поддерживать ресурс турбины?

— Я бы не сказал, что неограниченно. Но машины, которые были построены в начале прошлого века, около 1920 года, я видел в Австрии. Там тоже была поставлена система диагностики, позволяющая в электронном виде активно мониторить все события и режимы работы этого оборудования. Кроме того, была поставлена система автоматического управления, «заточенная» под данное конкретное оборудование. И эти машины работают до сих пор. Больше того, они до сих пор выгодны.

КПД гидравлических машин достаточно высок, выше 90 процентов. Поэтому там быстро изобрести что-то особое сложно: 110 процентов КПД все равно не сделаешь. Поэтому у этих активов в принципе длительный срок службы. Скажем, турбины от завода-производителя — сорок лет, плотины — сто двадцать-сто пятьдесят лет. В реальности турбины работают дольше.

Но вот нормативный срок турбины истек. Что происходит дальше? Принимается новый нормативный акт или с этого момента управляющая компания работает на свой страх и риск?

Правду сказать, на свой страх и риск. Это когда главные инженеры берут на себя ответственность по эксплуатации этих машин.

Появление новых технологий диагностики и обработки данных должно продлевать критические сроки, но при этом должна существовать юридическая процедура продления этих сроков.

— Юридическая процедура продления у нас не сформировалась. Именно поэтому турбины на Волжско-Камском каскаде меняются не потому, что они практически износились. У нас таких изношенных есть пара штук на Рыбинской и Угличской ГЭС, где их включать уже опасно — вибрация такая, что плотину может разнести. Мы их просто не включаем, так как, слава богу, по напору воды там достаточно одного агрегата. Получается, выработка та же самая, но надежность снижена вдвое. А в этом году мы их просто заменяем.

Но какой-то методики по продлению остаточного ресурса гидроактивов не существует. Видимо, предполагалось, что у государства будет достаточно денег, чтобы все заменить.

Хочется понять юридическую сторону вопроса. Есть турбина, нормативные сроки ее эксплуатации выработаны, кто несет ответственность, если она сломается?

— У нас был случай, еще до того как управляющая компания начала работать на Волжско-Камском каскаде. На Волгоградской ГЭС у гидротурбины упали лопасти, и вместе с ними вытекло какое-то количество масла. Разумеется, разволновались экологи и начали возбуждать уголовное дело на главного инженера, который дал разрешение на эксплуатацию этого конкретного агрегата. Когда стали разбираться, то выяснилось, что этот агрегат прошел весь срок службы, и компетентные органы справедливо спросили, почему ему было разрешено работать. После большого количества понятийных, но не юридических, разговоров все обвинения были сняты, но де-юре у нас есть такие машины, которые работают более сорока лет.

На каком основании работают эти турбины? Я понимаю, что они нужны, а вдруг и завтра не сломаются… Разве главный инженер уполномочен разрешить такую эксплуатацию?

— По российским нормативным документам за то, что агрегат работает или не работает, отвечает главный инженер.

А что, в государстве отсутствует система принятия решений об эксплуатации оборудования такого сорта и масштаба?

— По крайней мере, я про это не знаю. Каждый год станциям выдается паспорт готовности к зиме, где очень подробно проверяется все оборудование, приезжает специальная комиссия, которая принимает решение. Это некоторое разовое действие, в рамках которого легализуется работа тех или иных машин. Решение на год. Оно приурочено к какому-то определенному событию — готовность к зиме, например. В энергетике зима — особый период, когда не только электроэнергия нужна, но еще и горячая вода, и тепло. Но методик определения остаточного ресурса по гидросооружениям нет.

Зато есть другие интересанты — инвесторы. Им можно сказать, что мы про этот актив теперь знаем то, чего не знали никогда, он существует в той зоне, в которой юридически, по старому стандарту, его нет, но мы можем утверждать, что он еще пропашет столько-то, выработает столько-то продукции и принесет столько-то прибыли. И это станет основой нормального инвестиционного проекта.



Каков получается горизонт планирования? Как можно спрогнозировать производительность турбины, чтобы этот прогноз вставить в формулу капитализации?

Мы идем к тому, чтобы прогнозировать весь жизненный цикл актива от начала до конца на всех его этапах. Сейчас мы находимся на первом этапе и пока успели просчитать, где мы можем сэкономить на текущей деятельности. А к прогнозам мы предполагали приступить в середине 2005 года. Поэтому сказать точно я пока не могу, но если турбина новая и предполагается ее эксплуатировать лет сорок, то мы будем очень четко представлять, что и в какой момент с ней произойдет и какая у нее фондоотдача. И под этот прогноз будут сделаны инвестиции в проект. Первый такой эксперимент мы и проведем во второй половине 2005 года: будут подготовлены инвестиционные проекты на замену отдельных функциональных узлов ГЭС, замену турбины, ремонт и реконструкцию трансформаторного оборудования. То есть мы будем «паковать» свои прогнозы как инвестиционно привлекательные проекты с циклом окупаемости до трех лет и выставлять на лоты.


©dereksiz.org 2016
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет