CC BY
54
УДК 665.612.2:33
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТЯНОГО ПОПУТНОГО ГАЗА
© Т.Г. Гедич1
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены результаты исследования причин масштабного сжигания нефтяного попутного газа (НПГ) в России. Показаны объемы сжигания НПГ в разрезе стран и ведущих нефтяных компаний России. Проведено обоснование эффективности направлений утилизации НПГ на примере конкретного проекта. Показано, что наибольший эффект в утилизации нефтяного попутного газа дает не продажа квот, а переработка НПГ. Рассмотрены основные положения Киотского протокола, его польза и ущерб для России. Выработана точка зрения по поводу участия России с 2013 года в Киото-2. Табл. 4. Библиогр. 3 назв.
Ключевые слова: нефтяной попутный газ; утилизация НПГ, сжигание НПГ, парниковый эффект; Киотский протокол.
ECONOMIC ASPECTS OF SOLVING THE PROBLEM OF ASSOCIATED GAS UTILIZATION T.G. Gedich
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The paper introduces research results of the causes of large-scale flaring of associated petroleum gas (APG) in Russia. It demonstrates the amounts of associated gas flaring by countries and leading oil companies in Russia. By the example of a specific project the author justifies the efficiency of associated gas utilization courses. The associated gas processing is shown to have the greatest effect in APG utilization rather than quota sales. The main provisions of the Kyoto Protocol as well as its benefits and the damages to Russia are discussed. The point of view on the participation of Russia in 2013 in Kyoto-2 is developed. 4 tables. 3 sources.
Key words: petroleum associated gas; associated gas (APG) utilization; APG flaring; greenhouse effect; Kyoto Protocol.
В сознании людей гигантские горящие факелы на месторождениях углеводородов давно превратились в обязательный атрибут добычи нефти. В 2010 году по всему миру в них сожжено около 140 млрд м3 нефтяного попутного газа (НПГ). Точная оценка объемов сжигания затруднена. Дело в том, что учесть объемы сжигаемых газов, также как и объем парниковых газов, можно только нормативно. Установить счетчик выбросов, подобно счетчику расхода электроэнергии, предприятия практически не могут и не заинтересованы в этом. На практике объемы этих газов рассчитывают нормативно: от количества добытой нефти и НПГ. Но так как нормативы по организациям различаются, то и различны оценки по объемам сжигания. Еще один метод, используемый для оценки - через подсчет горящих факелов со спутника МОДА (Национальное управление океанов и атмосферы). Неточность этого метода заключается в том, что не все факелы - это факелы по сжиганию НПГ (факелы горят и при добыче природного газа, и на нефтеперерабатывающих заводах и ТЭС). Так, оценка объема сжигания НПГ в России колеблется от 18 (по данным Росстата) до 50 млрд м3 (по данным Всемирного банка). Россия занимает первое место в мире по объему сжигания НПГ. В
результате горения газа в факелах в России ежегодно образуется почти 100 млн т выбросов СО2 (при условии эффективного сжигания всего объема газа). Однако российские факелы известны своей неэффективностью, то есть газ в них сжигается не полностью.
В табл. 1 представлена динамика объемов сжигаемого НПГ за 2006-2010гг. [3].
На Россию приходится около 30 % мирового сжигания НПГ, а на Россию, Нигерию, Иран, Ирак - 52,8%. Причины первенства России в этой оценке лежат не в её мировом лидерстве по добыче нефти и, соответственно, по добыче НПГ. С 2009 года Россия является лидером в добыче нефти - 9,2% (Саудовская Аравия - на втором - 9,1%, а США - на третьем). Однако ранг по сжиганию НПГ у Саудовской Аравии - 9, а у США -15.
Таким образом, задачей данной статьи является выявление причин первенства России в сжигании НПГ, обоснование эффективности направлений утилизации НПГ на примере конкретного проекта и выработка точки зрения по поводу участия России в Киото-2.
В табл.2 представлены направления использования НПГ и структура использования НПГ в России.
1Гедич Татьяна Георгиевна, кандидат экономических наук, профессор кафедры экономики и менеджмента, тел.:
89149S17185, e-mail: t.g.gedich@mail.ru
Gedich Tatyana, Candidate of Economics, Professor of the Department of Economics and Management, tel.: 89149S17185, e-mail: tggedich@mail.ru
Таблица 1
Оценка объемов сжигания НПГ, млрд м3_
Рейтинг в сжигании НПГ Рейтинг в
Страна 2006 2007 2008 2009 2010 добыче нефти 2010
Россия 50,0 52,3 42,0 46,6 35,2 1 1
Нигерия 18,6 16.3 15,5 14,9 15,2 2 15
Иран 12,2 10,7 10,8 10,9 11,3 3 4
Ирак 7,2 6,7 7,1 8,1 9,1 4 12
Саудовская Аравия 4,2 4,2 4,3 3,9 3,7 9 2
США 2,0 2,1 2,3 2,0 2,1 15 3
Мир 162 154 146 147 134
Таблица 2
Структура использования НПГ в России_
Варианты 2008 * 2010**
использования млрд м3 % млрд м3 %
Переработка 14 26 31,6 48
Технологические нужды промыслов 26 47 9,7 15
Поставки отдаленным потребителям нд нд 8.5 13
Сжигание на факельных установках 15 27 15,7 24
Итого 55 100 65,5 100
*по данным Министерства природных ресурсов
**по данным E. A. Kutepova, A. Yu. Knizhnikov & K. V. Kochi: Associated Gas Utilization in Russia: Is sues and Prospects, Annual Report, Issue 3 - Moscow: WWF-Russia-KPMG, 2011 ; 43 pp.
Варианты использования НПГ - это переработка, использование на нужды промыслов (выработка тепло- и электроэнергии), поставки отдаленным потребителям. Кроме отмеченных направлений, НПГ может закачиваться в нефтяные пласты для повышения пластового давления и, тем самым, эффективности добычи нефти. Переработка НПГ предполагает получение сухого отбензиненного газа, сжиженных газов, широкой фракции легких углеводородов и стабильного газового бензина на газоперерабатывающих заводах [1].
Как видно из табл.2, в России четверть НПГ сжигается в факелах и лишь 48% направляется в переработку.
Среди основных причин первенства России в масштабном сжигании попутного нефтяного газа можно отметить:
• отсутствие на многих месторождениях необходимой производственной и технологической инфраструктуры, а также технологий, позволяющих утилизировать НПГ 3 и 4 ступеней (они обогащены тяжелыми углеводородами, их невозможно перекачивать по трубопроводам, остается только сжигать);
• сложившиеся системы сбора и утилизации НПГ ориентированы на централизованные схемы поставки, что делает систему неманевренной и предопределяет доминирование одного покупателя газа - Сибирско-Уральской нефтегазохимической компании;
• нехватка мощностей по переработке НПГ. Для их создания нефтяным компаниям требуются значительные инвестиции;
• создание перерабатывающих производств оказывается нерентабельным, прежде всего, по причине удаленности потенциальных рынков сбыта от мест нефтедобычи (транспортировка НПГ до газоперерабатывающих предприятий с удаленных месторождений увеличивает себестоимость попутного газа до 30 долл. за 1 тыс. м3, при том, что себестоимость добычи природного газа Газпромом составляет 4-7 долл. за 1 тыс. м3 на выходе из скважины). Эта причина подтверждается географической структурой сжигаемых газов. Так, нефтедобывающие предприятия ХМАО и Западной Сибири сжигают 32,8% (31%) от добычи, а уральские компании только 2%.
• несовершенство законодательно-нормативной базы;
• низкая стоимость НПГ;
• нефтяные компании при попытке продажи НПГ сталкиваются с монополистами в лице Газпрома и СИБУРа;
• низкие нормативы платы за выбросы продуктов горения попутного газа, несмотря на 1000-кратное (1250-кратное в пределах лимитов) увеличение их в 2003 году (с 0,05 до 50 руб. за тонну).
Названные причины привели к тому, что российским нефтяным компаниям выгоднее заплатить штрафы за выбросы продуктов горения (СО2 и активная сажа), чем заниматься утилизацией НПГ.
Несмотря на то, что согласно Правилам разработки месторождений от 1987 года, которые действуют до сих пор, установлено, что нефтяной газ подлежит сбору, учету и рациональному использованию, до по-
следнего времени это положение реально не претворялось в жизнь. В условиях лицензионных соглашений на разработку нефтяных месторождений определен обязательный уровень утилизации попутного газа в 95%, а проектами обустройства предусмотрено создание объектов сбора, промысловой подготовки и транспортировки НПГ. Нарушение этих правил, по крайней мере, формально, грозит недропользователям лишением лицензий, а выбросы продуктов сгорания караются штрафами.
В настоящее время основными документами, регламентирующими использование попутного газа, являются ведомственные нормативно-технические документы, определяющие требования к содержанию проектных документов на различные стадии разработки месторождений. В них отсутствуют четкие и конкретные условия, обязывающие недропользователей проводить технологические и технико-экономические исследования, обеспечивающие комплексную разработку месторождений. В результате, в подавляющем большинстве действующей и согласованной органами управления государственным фондом недр проектной документации отсутствуют технические и технологические решения по утилизации попутного газа. До последнего времени при составлении проектных документов отсутствовало требование включать в качестве отдельных разделов развитие направлений по добыче газового конденсата и попутного нефтяного газа.
В связи с важностью и сложностью проблемы использования НПГ на правительственном уровне часто проходят обсуждения и предпринимаются попытки её решения. В январе 2009 года вышло Постановление правительства № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». Оно должно было радикально изменить ситуацию - все нефтяные компании на всех своих месторождениях должны были повысить уровень утилизации НПГ до 95%, до уровня развитых стран, иначе загрязнение от сожженного газа попадало в категорию сверхлимитного. За такое загрязнение они должны были платить в четыре с половиной или шесть раз больше, чем раньше. Штрафные санкции начали действовать с 1 января 2012 года.
Повысившиеся штрафы за загрязнение от со-
жженного НПГ едва ли не единственный инструмент воздействия на нефтяников. Впрочем, само «воздействие» оказалось почти символическим. По некоторым оценкам, даже после повышения, размер уплачиваемых штрафов в десятки или даже сотни раз меньше необходимых вложений в утилизационную инфраструктуру.
Показательно, что, невзирая на технические, организационные и финансовые проблемы, возникающие с утилизацией НПГ, и непоследовательную и зачастую не продуманную политику в этой области, проводимую правительством, нефтяные компании уже давно начали реализовывать собственные программы по использованию попутного газа. Активизации этого процесса в последнее время стали способствовать некоторые объективные обстоятельства (работа с акциями компании на рынке; позиция зарубежных партнеров; Газпрому уже не хватает собственного природного газа для выполнения обязательств; опасения жестких карательных мер со стороны государства - вплоть до лишения лицензии).
В табл.3 представлены данные по размеру утилизации НПГ по ведущим российским нефтяным компаниям. Наиболее высокий уровень использования НПГ (более 90%) зафиксирован в Южном и Дальневосточном федеральных округах. Хуже всего обстоят дела в Северо-Западном ФО, где утилизация НПГ чуть превышает 35%. Размера 95% утилизации (согласно постановлению №7) достигли только 2 компании - Сургутнефтегаз и Татнефть. Средний процент утилизации по стране составляет 73%.
Нам представляется интересным опыт Иркутской нефтяной компании (ИНК). Учитывая отсутствие в регионе инфраструктуры по доставке газа потребителям, ИНК реализует проект совместного осуществления по сбору и обратной закачке газа в пласт с одновременным отбором газового конденсата, посредством использования установки комплексной подготовки газа (УКПГ) на Ярактинском месторождении. Установка позволяет: увеличить срок полезной эксплуатации месторождения и рационально использовать природные ресурсы; увеличить коэффициент извлечения конденсата; утилизировать попутный нефтяной газ; поддерживать пластовое давление и сокращать выбросы парниковых газов.
Компания Добыча, млн м3 Переработка СИБУР, млн м3 Утилизация, %
Сургутнефтегаз 13,930 - 95,9
Роснефть 13,800 4,2 56,2
ТНК -ВР 13,100 9,2 84,6
Лукойл 8,600 0,5 76,8
Газпромнефть 4,376 2,0 55,2
Руснефть 1,461 0,7 70,0
Славнефть 0,851 0,7 71,9
Татнефть 0,770 - 94,7
Таблица 3
Утилизация НПГ в нефтедобывающих российских компаниях (2010 г.)
Первый пусковой комплекс первой очереди УКПГ был успешно запущен в июле 2010 г. Максимальная производительность установки составляет примерно 1 млн м3 газа в сутки. УКПГ функционирует в постоянном режиме и будет постепенно расширяться вплоть до конца 2013 г. В настоящее время планируется строительство второго пускового комплекса первой очереди УКПГ. Он позволит, наряду с природным газом, осуществлять закачку попутного нефтяного газа. Со временем не менее 95% НПГ будет утилизировано. Отделяемый конденсат будет, скорее всего, поставляться на азиатские рынки. Вторую очередь УКПГ планируется завершить в 2013 г. Производительность установки составит примерно 6 млн м3 газа в сутки. Это позволит осуществлять выделение широких фракций легких углеводородов, содержащих пропано-бутановую смесь (в промышленности именуемую также сжиженный природный газ, или СПГ).
Нами проведена оценка выгоды от использования УКПГ по четырем направлениям: увеличение добычи нефти за счет увеличения пластового давления; производство и продажа пропана-бутановой смеси (СПБТ); производство и продажа газоконденсата; сокращение выбросов парниковых газов; продажа квот. Добыча НПГ на Ярактинском месторождении в 2012 г. составит 218,7 млн м3 и будет возрастать до 2018 -487,2, затем постепенно будет снижаться.
ИНК после завершения строительства УКПГ и введения ее на полную производственную мощность сможет увеличить выручку на 7,92 млрд руб. при стоимости установки 4 млрд руб.
Без проекта утилизации НПГ ежегодная плата за выбросы сверхнорматива (5%), как показали расчеты, составит около 30 млн руб.
Таким образом, мы показали, что действительно при отсутствии инвестиций на утилизацию НПГ компании проще заплатить штрафы за сверхнормативные выбросы (30 млн руб.), чем изыскивать 4 млрд руб. на проекты.
Другое направление Иркутской нефтяной компании по утилизации попутного газа Ярактинского и Марковского нефтегазовых месторождений - это строительство Ленской ТЭС в Усть-Кутском районе. Проект предусматривается осуществить совместно с ОАО «Иркутскэнерго», полная мощность станции на попутном газе 1200 МВт (первая очередь - 400 МВт). Следует отметить, что до настоящего времени не определены точные объемы поставок газа и главное - цена газа; неясно, кто и по какой цене будет строить газопровод до энергоисточника и какой механизм возмещения затрат, т.е. затраты будут заложены в формулу цены газа, либо возвращены другим способом.
К сожалению, можно констатировать, что при такой высокой стоимости установленной мощности станции (стоимость 1КВт составляет около 1800 долларов) фактически частная энергетическая компания «Иркутскэнерго» не будет реализовывать проект, как экономически нецелесообразный. В то же время, с точки зрения экологии сжигание НПГ в энергогенери-рующих установках ничем не отличается от сжигания на факелах, и основное направление использования
НПГ - сырье для химии и нефтехимии. В настоящее время Компания совместно с японским партнером прорабатывает проект строительства газоперерабатывающего завода.
Безусловно, для создания выгодного бизнеса по использованию НПГ необходима продуманная долгосрочная стратегия правительства в этой области, которая эффективно бы сочетала меры экономического стимулирования и штрафные санкции. В сфере утилизации НПГ очень остро стоит вопрос о том, как добиться повышения степени его использования, не подорвав при этом экономические позиции нефтяных компаний, особенно сегодня, в условиях наметившегося снижения нефтедобычи и сворачивания инвестиционных программ нефтяных компаний.
Сложность и неоднозначность проблемы, учет множества факторов и интересов делают решение проблемы возможным только при применении многосторонних комплексных подходов и мер.
Эффективное решение проблемы полномасштабного использования НПГ и снижения объемов его сжигания возможно лишь при активном участии государства. Причины этого очевидны: государство, в отличие от отдельных секторов экономики и компаний, представляет общенациональные экономические и экологические интересы, а также обладает наиболее широким спектром регулирующих инструментов, включая формирование нормативно-правовой и процедурной базы. В функции государства входит разработка процедур принятия решений по выбору варианта использования НПГ в зависимости от конкретных экономических и других условий; определение места ресурсов НПГ и продуктов его переработки в системе газоснабжения страны; создание недискриминационных условий поставок НПГ и продуктов его переработки на рынок; сбалансированная ценовая политика; применение механизмов лицензирования на право пользования недрами и мер экономического стимулирования и принуждения для реализации вариантов использования НПГ и мониторинга процесса. Государство играет ведущую роль в решении проблемы как собственник недр и главный субъект регулирования экономических отношений.
На международной арене лидерство в попытке решить проблему сжигания попутного газа взял на себя Всемирный банк, который в 2002 году организовал Глобальное партнерство по уменьшению сжигания попутного газа. Оно объединяет крупнейшие нефтедобывающие страны (США, Канада, Нигерия, Казахстан, Великобритания, Норвегия и другие), Российская Федерация представлена в партнерстве одним только Ханты-Мансийским АО.
В решении проблемы также знаковым международным документом является Киотский протокол, вступивший в силу в 2005 году, который содержит количественные обязательства развитых стран по сокращению выбросов парниковых газов. Первый период обязательств по протоколу заканчивается 31 декабря 2012 года.
Подписавшие этот протокол страны договорились о необходимости сокращения выбросов парниковых газов, которые вызывают глобальное потепление. Документ предусматривает, что в период с 2008 по 2012 г. общий объем выбросов в атмосферу двуокиси углерода, метана и других промышленных газов должен быть сокращен на 5,2% по сравнению с уровнем 1990 года. Каждое государство получает определенные квоты на выброс в атмосферу вредных газов. Если какая-либо страна не использует полностью свои лимиты, то она имеет право их продать. По мнению экспертов ООН, такой механизм должен способствовать поступлению в развивающиеся страны значительных ресурсов, которые они могут использовать для борьбы с негативными тенденциями, вызванными изменением климата. Следует отметить, что Киотский протокол открывал новую страницу в практической деятельности развитых стран и стран с переходной экономикой по реальному ограничению и сокращению выбросов НПГ и уменьшению парниковых газов. Конечно, Киотский протокол не решал в целом проблемы предотвращения глобального потепления, однако в нем определены конкретные показатели, чего нужно добиться в течение первого периода обязательств, и зафиксированы механизмы, используя которые можно было бы достичь консолидации усилий стран, а также единства принципов и подходов в её решении.
16 февраля 2005 г. Киотский протокол вступил в силу - стал международным юридическим документом (его подписали 150 государств). Протокол разрешает России выбрасывать столько парниковых газов, сколько производилось в стране в 1990 г., когда еще работала социалистическая промышленность, - 800 млн т в год в перерасчете на чистый углерод. Прогнозы выбросов парниковых газов в России на 2008-2012 гг. показывают, что общенациональный уровень выбросов парниковых газов в стране будет на 20-30 % ниже уровня базового 1990 года. В таких условиях до сих пор у России не возникало жесткой необходимости вводить какое-либо дополнительное государственное регулирование по ограничению и сокращению выбросов парниковых газов на уровне отраслей промышленности или на уровне отдельных предприятий. Кроме этого, Киотский протокол предусматривал бесплатную передачу энергосберегающих технологий странами, где они широко используются, развивающимся странам (многие специалисты отмечают это главной выгодой для России).
Участие России в Киотском протоколе неоднозначно воспринято научной и политической общественностью страны, даже потому, что в нем нет участия США, Китая и развивающихся стран. В настоящее время обсуждается вопрос дальнейшего (после
2012г.) участия России в Киотском протоколе (Киото-2).
Ряд СМИ в начале сентября сообщили, что объем заявленных инвестиций в новые проекты повышения энергоэффективности и экологической эффективности в рамках "киотского" механизма превышает 240 миллиардов рублей до 2020 года, при этом на долю средств от реализации "киотских" проектов приходится 20-35%. Сейчас, по данным Сбербанка, в России подготовлены и реализуются 150 проектов совместного осуществления с общим объемом сокращений выбросов около 400 миллионов тонн СО2 - эквивалента. При этом, по оценкам экспертов, российский портфель проектов сейчас является вторым по размеру в мире после китайского портфеля с объемом сокращений около 700 миллионов тонн.
Однако специальный представитель президента по вопросам климата Александр Бедрицкий заявлял, что дальнейшее участие России в Киотском протоколе не обсуждается, поскольку заявленные выгоды от него иллюзорны [2].
Сбербанк и Минэкономразвития РФ собрались доказывать, что очевидных рисков экономическому развитию РФ участие во второй фазе Киотского протокола не несет и Россия принципиально согласна принять участие.
Полагаем, что дальнейшее участие России в Киотском протоколе несет ряд угроз и стратегических рисков: пересчета объемов выбросов на основе новых методик; неправильной оценки и расчета емкости природной среды, без которой любые решения будут неверными; отсутствия права собственности и права передачи прогрессивных чистых технологий через механизм совместного осуществления, как следствие - прямая зависимость по научным разработкам, поставкам оборудования и запасным частям к ним и замораживание отечественных высокотехнологичных производств; неправильной оценки негативного воздействия на окружающую среду различными отраслями экономики, в том числе и по территории страны.
Пересмотр критериев, стандартов и подходов при существующей системе принятия решения может поставить Россию перед угрозой экономической безопасности страны. Безусловно, по экологическим ограничениям и требованиям реально введение запрета на экспорт энергетических ресурсов России, а также притока в другие страны на рынок дешевых российских товаров, обладающих повышенной энергоемкостью. Доходы от продажи квот по Киотскому протоколу не такие и значительные. Как показали расчеты, на примере ИНК, всего 6,2 % от общих доходов (табл. 4).
Дополнительные доходы от использования УНПГ
Таблица 4
Показатель Сумма, тыс. руб.
Продажа СПБТ 777 600
Продажа газоконденсата 1 010 016
Продажа квот 498 600
Продажа дополученного объема нефти 5 640 289
Общий доход 7 926 505,2
Как таковой Киотский протокол заканчивает действие своей первой фазы в конце 2012 года, причем его автоматическое продление невозможно. Без сомнения, на смену Киотскому протоколу придут другие международные решения и договоренности, которые сейчас являются объектом активнейших международных переговоров и обсуждений.
Можно констатировать, что в результате усилий, предпринятых на международном и национальном
уровнях, практически во всех странах первой двадцатки наметилась тенденция к снижению объемов сжигания. Мы надеемся, что и в России консолидация усилий и другие шаги, предпринятые всеми секторами российского общества (власть, бизнес, общественность), а также комплексный подход помогут скорейшему решению наболевшей проблемы утилизации попутного нефтяного газа в стране.
Библиографический список
1. Книжников А.Ю., Кутепова Е.А. Проблемы и перспективы дента // Коммерсантъ. 2012.15 октября. использования нефтяного попутного газа в России. Выпуск 2 3. E. A. Kutepova, A. Yu. Knizhnikov & K. V. Kochi: Associated ежегодного обзора. М.: WWF России, 2010. 40 с. Gas Utilization in Russia: Issues and Prospects, Annual Report,
2. Шаповалов А. Киотский вопрос решат советники прези- Issue 3 [Moscow: WWF-Russia-KPMG, 2011 ;.43 pp]
УДК 65.01: 01: 339.13
АНАЛИЗ ЭЛЕМЕНТОВ И ПОДСИСТЕМ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ, ЗАНИМАЮЩИХСЯ ИННОВАЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ
Л _ о
© И.В. Гимельштейн1, М.И. Захарова2
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Подробно раскрывается понятие «система управления», описываются ее свойства и признаки. Дается определение системы управления предприятием, состав ее элементов и подсистем. Аргументируется необходимость проведения инноваций и управления ими. Представлена классификация предприятий по видам их инновационной активности. Проанализирован состав системы управления инновационной деятельностью предприятий. Ил. 2. Библиогр. 3 назв.
Ключевые слова: система; инновации; система управления предприятием; элементы системы; подсистема.
ANALYSIS OF ELEMENTS AND SUBSYSTEMS OF INNOVATIVE ENTERPRISE MANAGEMENT SYSTEM I.V. Gimelstein, M.I. Zakharova
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The article develops the concept of "management system", describing its features and properties. It defines the ente r-prise management system, the structure of its elements and subsystems; proves the need for innovations and their management; presents the classification of enterprises by the types of their innovative activity; analyzes the structure of the innovative enterprise management system. 2 figures. 3 sources.
Key words: system; innovations; enterprise management system; system elements; subsystem.
Современный подход к управлению предприятием характеризуется системностью. В связи с этим необходимо четкое представление о том, что такое система вообще и система управления предприятием в частности. Система - это нечто целое, представляющее собой единство закономерно расположенных и находящихся во взаимной связи частей. Основные признаки системы: множественность элементов, целостность и единство между ними, наличие определённой структуры и т.д. Вместе с тем система имеет свойства, отличные от свойств ее элементов. Всякая система, в общем виде, имеет входное воздействие, систему обработки, конечные результаты и обратную
связь. Самая характерная черта системы - свойство целостности. Любой предмет можно рассматривать как систему, то есть целое, составленное из частей. Системный подход - метод изучения, формирования и преобразования объектов различной природы. Управлять - значит руководить, направлять действия кого- или чего-нибудь. Система управления - это определенная совокупность взаимосвязанных элементов, которые взаимодействуют друг с другом и с внешней средой для достижения поставленных перед системой целей. Система управления всегда состоит из двух подсистем - управляющей (субъект управления) и управляемой (объект управления), которые
1Гимельштейн Ирина Владимировна, кандидат экономических наук, доцент кафедры экономики и менеджмента, тел.: 89148862144, e-mail: gim1008@yandex.ru
Gimelstein Irina, Candidate of Economics, Associate Professor of the Department of Economics and Management, tel.: 89148862144, e-mail: gim1008@yandex.ru
2Захарова Мария Игоревна, аспирант, тел.: 89025114914, e-mail: masha_masha@rambler.ru Zakharova Mariya, Postgraduate, tel.: 89025114914, e-mail: masha_masha@rambler.ru
