Макроанализ реструктуризации РАО ЕЭС России - Теория организации - Скачать бесплатно
| | |
| | |магистральные линии | | |
| | |электропередачи и | | |
| | |подстанции | | |
| | |напряжением 220 кВ и | | |
| | |выше, | | |
| | |формирующие | | |
| | |Единую энергетическую | | |
| | |систему | | |
| | |Российской Федерации | | |
| | |ИМУЩЕСТВО: | | |
| | |5 электростанций, | | |
| | |переданных в аренду; | | |
| | |3 электростанции – | | |
| | |филиалы | | |
| | |РАО "ЕЭС России"; | | |
| | |средства | | |
| | |технологического | | |
| | |управления | | |
| | |электрическими | | |
| | |режимами, | | |
| | |средства связи, | | |
| | |автоматики и | | |
| | |информационного | | |
| | |обеспечения. | | |
[pic]
1.3. Основные успехи и неудачи менеджмента РАО «ЕЭС России»
Основные управленческие успехи:
– позиционирование компании как холдинговой структуры, действующей в
рыночной среде;
– монетизация расчетов и начало реструктуризации накопленных
задолженностей, хотя надо отдавать отчет, что резкое сокращение расчетов
суррогатами было обусловлено масштабным улучшением платежной дисциплины
бюджета – действия менеджмента совпали с общим оздоровлением системы
расчетов в стране;
– формирование сети территориальных сбытовых организаций, контролируемых
головной конторой холдинга.
Основные неудачи менеджмента:
– невзирая на стремительный рост монетизации, рентабельность производства
не только не увеличилась, но даже несколько снизилась (с 13 до 12%);
– не удалось наладить процесс привлечения инвестиций в отрасль, как
следствие – продолжается деградация основных фондов отрасли, падает
надежность энергоснабжения;
– дезинтеграционные процессы, инициированные приватизацией, во многом
привели к потере единого управления отраслью (РАО «ЕЭС России» имеет 100%
контроль только в 9 АО-энерго, еще в 33 – пакет более 50%, а в 32 – менее
50%). При этом положительные эффекты, в частности, рыночные механизмы
регулирования, не были реализованы;
– капитализация компании крайне неустойчива (большее падение после кризиса
испытали лишь акции «Газпрома» и «Татэнерго»), акции сильно недооценены.
Необходимо срочно найти источники для инвестиций в обновление основных
фондов РАО «ЕЭС России» (их износ составляет 50-60%). В своем нынешнем
состоянии они с трудом обеспечивают энергоснабжение страны, под вопросом
оказывается энергообеспечение промышленного роста.
Реальных источников инвестиций два – собственные средства и частные
инвестиции. Для того чтобы задействовать первый источник, необходимо
повышение тарифа. Это уже отчасти политическая задача. Для решения второй –
нужно создать условия, при которых инвестор может прогнозировать
эффективность своих инвестиций на длительный период, причем и во втором
случае проблема упирается в тарифы (долгосрочное прогнозирование невозможно
без прогноза тарифа). Существующая же тарифная практика не только не
позволяет привлекать средства, но и не дает стимула к снижению издержек:
регулирующий орган, Федеральная (региональные) энергетическая комиссия, как
правило, реагирует на экономию соответствующим снижением тарифа.
При нынешней организации деятельности РАО решение проблемы тарифа
крайне затруднено. Кардинальное изменение ситуации возможно, в частности, в
результате реструктуризации компании. Таким образом, тариф, в конечном
счете, является одним из ключевых факторов в предлагаемых вариантах
реструктуризации РАО.
Необходимо учитывать еще два фактора. Во-первых, накопленные
неплатежи. Во-вторых, необходимость создания основных фондов, чисто
экономическую целесообразность которых сложно или невозможно обосновать
(повышение надежности энергоснабжения, безопасности и т.д.)[6]
Однако А. Б. Чубайс председатель правления ОАО РАО «ЕЭС России» к
одним из успехов последнего времени относит полное решение проблемы бартера
и неплатежей. По его словам, проблемы гигантской задолженности накопленной
перед поставщиками РАО «ЕЭС России» также не существует. На сегодняшний
день у компании нет неурегулированных долгов с ОАО «Газпром». Такая же
обстановка с ключевым поставщиком на оптовом рынке «Росэнергоатомом».
Нет ни одного неурегулированного рубля долгов государству и в
соответствии с постановлением о реструктуризации, в полном объеме
выплачиваются обязательства по возврату накопленной недоимки.[7]
Компания, безусловно, укрепляется, встает на ноги, расчищаются
финансовые завалы, наводится порядок и в производстве, и в финансах.
1.4. Организация управления РАО «ЕЭС России»
В 1992 году создано Российское акционерное общество энергетики и
электрификации (РАО «ЕЭС России») на основе передачи в его собственность
значительной части крупных электростанций, линий электропередач,
предприятий инфраструктуры отрасли, а также Центрального диспетчерского
управления (ЦДУ). На базе сохранившихся в ведении региональных
производственных энергетических объединений (ПЭО) энергетических мощностей
организованы акционерные общества – АО-энерго, которые входят в состав РАО
ЕЭС в качестве дочерних и зависимых акционерных обществ (за исключением
«Татэнерго» и «Иркутскэнерго», сохранивших независимый от РАО статус).
Схема существующей организации базируется на следующих основных положениях:
– потребители региона (зона действия АО-энерго) обеспечиваются
электроэнергией от генерирующих объектов, принадлежащих АО-энерго и
принятых ими в эксплуатацию (аренду) от РАО «ЕЭС России»;
– недостающую электрическую мощность и энергию региональные АО-энерго
покупают на оптовом рынке, контролируемом РАО «ЕЭС России»;
– оптовый рынок электроэнергии РАО «ЕЭС России» формирует за счет
приобретения энергии от АЭС, находящихся в ведении ГП «Росэнергоатом», от
ГЭС и ГРЭС, принадлежащих РАО «ЕЭС России», а также от АО-энерго, если у
них есть избытки энергии.
Схема поставки электроэнергии предполагает сохранение жесткого
централизованного диспетчерско-технологического управления режимами работы
субъектов рынка в ЕЭС РФ (АО-энерго и параллельно работающих с ними блок-
станций, АЭС, электростанций и электрических сетей, контролируемых РАО
ЕЭС). Диспетчерско-технологическое управление осуществляется по
традиционной иерархической схеме "ЦДУ–ОДУ–энергосистемы".
Государственное регулирование тарифов осуществляется органами
исполнительной власти: Федеральной и региональными энергетическими
комиссиями [8](ФЭК и РЭК – см. таблицу 4.1.).
Таблица 4.1.Принятая схема регулирования тарифов
|Поставщики электроэнергии |Получатели |Кто |
| |электроэнергии |устанавливает |
| | |тариф |
|АО-энерго |Потребители |РЭК |
|Перепродавцы |Потребители |РЭК |
|Блок-станции на территории АО |Потребители |РЭК |
| |АО-энерго | |
|АО-энерго |РАО ЕЭС (ФОРЭМ) |РЭК |
| | |(договорная |
| | |цена) |
|АЭС, ГЭС и ГРЭС РАО ЕЭС |РАО ЕЭС (ФОРЭМ) |ФЭК |
|ГЭС и ГРЭС РАО, расположенные |АО-энерго |ФЭК |
|на территории региона | | |
|(АО-энерго) | | |
|РАО ЕЭС (ФОРЭМ) |АО-энерго |ФЭК |
Реализованной схеме организации энергоснабжения свойственен ряд
существенных недостатков, основные из которых можно свести к следующим:
1. При коммерциализации субъектов созданного оптового рынка
электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) юридическое и экономическое подчинение
Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) холдингу РАО «ЕЭС России»
приводит к нарушениям рационального распределения загрузки мощностей
станций, не входящих в РАО ЕЭС. Особенно остро это проявлялось по отношению
к АЭС, входящих в ГП «Росэнергоатом», мощности которых в отдельные периоды
использовались менее чем на 50%, несмотря на их предпочтительные
экономические характеристики.
2. Предоставление исключительных прав РАО ЕЭС в регулировании оптового
рынка (ФОРЭМ) усложняет, а иногда препятствует допуску к сетям независимых
производителей энергии (НПЭ). Это порождает неизбежный конфликт интересов с
атомными электростанциями, НПЭ, не входящими в состав РАО (например,
энергогенерирующие мощности «Иркутскэнерго», «Татэнерго»), и ограничивает
создание новых НПЭ (особенно малой и средней мощности), снижая тем самым
возможности общего развития энергетики.
3. Принятая схема регулирования ФОРЭМ не предусматривает развитые
процедуры заключения прямых договорных соглашений между крупными
потребителями электроэнергии и отдельными ее поставщиками. Существующие
сложности заключения взаимовыгодных прямых договорных соглашений (например,
ни потребитель не вправе выбирать поставщика, ни поставщик не может
выбирать потребителей, выбор осуществляет ЦДУ исходя из собственных
предпочтений) снижают возможности усиления контроля со стороны потребителей
за надежностью и качеством энергоснабжения, одновременно ограничивают
возможности расширения предоставляемых услуг со стороны энергоснабжающих
компаний.
4. Недостатки организации розничного рынка электроэнергии выражаются,
прежде всего, в непоследовательности отношений между РАО ЕЭС и АО-энерго,
когда последние не заинтересованы замещать низкоэффективное производство
электроэнергии на собственных станциях АО-энерго дешевой энергией оптового
рынка. В результате получила широкое распространение ситуация недозагрузки
мощностей высокоэффективных станций, принадлежащих РАО ЕЭС, при
максимальном использовании низкорентабельных станций АО-энерго. Следствием
лишь этого обстоятельства по оценкам экспертов является завышение общих
затрат на энергоснабжение и соответствующих тарифов на 15-20%.
Недостатки существующей организации энергоснабжения, усугубленные
нерациональной тарифной политикой, обуславливают неудовлетворительное
финансовое положение энергетических компаний и, как следствие, их низкую
инвестиционную привлекательность.
Предпринимались различные попытки исправить положение в энергетике, но
ни одна из них так и не была реализована. Не был выполнен и указ
президента, намечавший расширение ФОРЭМ за счет вывода на него
электростанций, принадлежащих АО-энерго. Главной причиной невыполнения
этого указа явилось сопротивление региональных администраций, опасавшихся
снижения надежности энергоснабжения их регионов, которое могло стать
результатом намечавшегося ослабления регулирующих функций соответствующих
АО-энерго и РЭК.[9]
РАО "ЕЭС России" является составной частью Отрасли электроэнергетики
России. В составе РАО "ЕЭС России" выделяются:
Общество – головная (материнская) компания РАО "ЕЭС России", включая
филиалы и представительства.
Холдинг – Общество и его дочерние и зависимые общества АО-энерго и АО-
электростанции, в том числе АО "Новосибирскэнерго".
Группа – Холдинг и все остальные дочерние и зависимые общества,
включая научно-исследовательские, проектно-конструкторские организации,
строительные, обслуживающие и непрофильные организации. (см. приложение
Структура РАО "ЕЭС России")
1.5. Главные управленческие успехи корпорации
Невзирая на то что РАО ЕЭС было акционировано и приватизировано в 1992
году и в то же время была юридически оформлена структура компании
фактически в современном ее виде, в течение многих лет она по существу не
являлась компанией. Руководство продолжало относиться к компании как к
министерству, по-прежнему воспринимая в качестве объекта контроля и
управления всю электроэнергетическую отрасль. Так, буквально до 1999 года
не было четко определено, что является холдингом, не было единого мнения,
сколько у РАО дочерних компаний (даже на уровне АО-энерго и федеральных
электростанций мнение различных департаментов РАО о количестве «своих»
расходилось на десяток единиц!).
При этом основное внимание было сосредоточено на технологических
аспектах функционирования ЕЭС, а экономические либо не принимались во
внимание, либо рассматривались как второстепенные.
Как следствие – в РАО практически не было системы сбыта, отсутствовал
должный контроль над финансовыми потоками, не было инвестиционной политики
и т. д. Даже те энергокомпании, которые номинально принадлежали РАО «ЕЭС
России», по факту управлялись региональными властями.
В 1999-2000 годах были созданы специализированные сбытовые
подразделения во всех дочерних компаниях РАО ЕЭС (около 100 энергетических
компаний). До этого в большинстве компаний сбытовых подразделений не было.
Сбытом либо факультативно занимались сетевые подразделения, которые по роду
своей деятельности контактировали с потребителями, либо сбыт был отдан на
откуп внешним (для РАО) структурам. В меньшей части компаний сбытовые
подразделения были, но выполняли исключительно технические функции.
Создание единой сбытовой структуры (типа «Межрегионгаза» в системе
«Газпрома») было признано нецелесообразным: из-за крайне большого числа
потребителей (несколько миллионов): она могла стать неэффективной, или того
хуже – неуправляемой. Поэтому были поставлены и решены задачи создания
сбытовых подразделений в энергетических компаниях, внедрении в них единого
стандарта деятельности, подготовки кадров для этих подразделений.
Руководитель энергосбыта имеет ранг заместителя генерального директора (в
ряде компаний – первого заместителя).
Для координации работы сбытовых подразделений создана система
контролинга, которая основывается на регулярно собираемых данных (в том
числе по базе наиболее крупных и опасных, с точки зрения влияния на
энергосистему, потребителей). Создана также система энергосбытового аудита,
направленная на выявление и предупреждение злоупотреблений. Стандарт,
разработанный РАО «ЕЭС России», жестко определяет круг финансовых
инструментов, которые могут приниматься в платеж. Нарушение заданных
стандартов рассматривается как злоупотребление и может послужить основанием
для прекращения контракта с директором или руководителем сбыта.
Со сбытовыми подразделениями энергокомпаний работают семь
представительств РАО, которые совпадают с объединенными энергетическими
системами. Менеджеры РАО в настоящее время уже работают в основном со
сбытовыми подразделениями в представительствах.
Внедрение вышеперечисленных мер контроля, направленных на соблюдение
прав и интересов акционеров, позволило менеджменту РАО договариваться со
сторонними акционерами (понятный и прозрачный механизм сбыта, как правило,
выгоден всем, и уж во всяком случае крайне сложно обосновывать причины
отказа от него) и решить неразрешимую ранее задачу контроля над теми
компаниями, в которых у РАО нет контрольного пакета.
К 1997 году по многим системам денежные расчеты не превышали 10%, не
покрывались даже затраты на заработную плату. Бартер стал питательной
средой для криминальных структур, процветало воровство.
С целью расшивки неплатежей в 1998-1999 годах была предпринята попытка
создания энергоугольных и энергометаллургических компаний. Цель – не
столько экспансия в смежные отрасли, сколько выстраивание более или менее
контролируемых цепочек передела продукции и повышение, таким образом,
платежной дисциплины. Попытка не увенчалась успехом. Во-первых, не удалось
преодолеть конфликт интересов с собственниками металлургического и
угольного бизнеса. Во-вторых, у РАО не было достаточных ресурсов для
реальной экспансии[10].
По мере создания сбытовой системы приоритет сменился. Экспансия в
неэнергетические отрасли была признана нецелесообразной, и был поставлен
вопрос о монетизации расчетов. В системе РАО к 2001 году бартер практически
изжит, он остался только в части расчетов с местными бюджетами (когда
местные власти говорят, что денег нет, но готовы поставлять уголь,
приходится идти на компромисс). По итогам 2000 года в целом 89% платежей –
это денежные расчеты. При этом надо понимать, что резкое сокращение
расчетов суррогатами было обусловлено масштабным улучшением платежной
дисциплины бюджета. Бюджет начал платить живыми деньгами – и монетизация
финансов РАО пошла сама собой.
Справедливости ради необходимо отметить, что уровень монетизации вырос
не только в РАО, но и в других энергокомпаниях (например, в «Татэнерго»
доля денег в расчетах поднялась с 5% до 80%), и даже в компаниях других
отраслей. Действия менеджмента РАО ЕЭС совпали с общим оздоровлением
системы расчетов в стране.[11]
Уход от бартера позволил поставить вопрос о введении системы
бюджетирования на всех уровнях – от дочерних компаний до центрального
офиса.
Основным документом, определяющим волю собственника, на сегодня
является бизнес-план, фиксирующий приоритеты материнской компании. Пока
принятый горизонт планирования – год. Неотъемлемая часть плана –
подробнейший бюджет (с детализацией на 800 строк). На сегодняшний день все
расходы в РАО осуществляются исключительно соответственно бюджету. Для
этого создана система исполнения бюджета с точки зрения управленческой
конструкции, разработка бюджета отделена от его исполнения и
|
