CC BY
105
УДК 005:621.31
НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
Бахтеева Н.З., КГЭУ, канд. экон. наук, доцент, op100@mail.ru Шацких З.В., КГЭУ, доцент, eop100@mail.ru
В статье рассматриваются некоторые подходы к построению системы управления рисками в электроэнергетике. Выделены ключевые компоненты процесса управления рисками и основные риски в электроэнергетике, в том числе особенно актуальные в условиях нестабильности текущей ситуации.
Ключевые слова: риски, электроэнергетика, управление рисками.
Проблема управления рисками существует в любом секторе экономики, однако в электроэнергетике она осложняется условиями функционирования отрасли, характеризующимися превращением электроэнергетических систем в один из основных инфраструктурных элементов человеческого общества; возрастанием чувствительности потребителей к нарушениям энергоснабжения; возникновением новых форм взаимоотношений и ответственности в условиях реструктурированного, конкурентного отраслевого рынка. Как никогда остро необходимость эффективно управлять рисками проявляется в условиях ухудшения внешней макроэкономической ситуации в стране, введения санкций, экономического спада и снижения спроса на электроэнергию. Эффективный риск -менеджмент дает возможность не только минимизировать рискованность деятельности, но и позволяет привести внутренний потенциал энергокомпаний в соответствие с условиями внешней среды и развивать его в долгосрочной перспективе.
По мере развития электроэнергетических рынков, формирования новых структур и внедрения новых рыночных инструментов использование риск-менеджмента в энергокомпаниях становится
111
все более актуальной проблемой. До проведения широкомасштабной либерализации и реструктуризации электроэнергетических рынков основное внимание уделялось повышению эффективности и надежности производства. Применительно к ЕЭС задача обеспечения надежности рассматривалась как надежность параллельной работы, а на уровне вертикально интегрированных компаний (региональных энергосистем) - от поставок топлива до поставок тепла и электроэнергии. Применялся жесткий административный подход: перераспределение финансовых ресурсов для решения наиболее острых задач, централизованное планирование развития, диспетчерское и противоаварийное управление (ПАУ), отраслевое регламентирование, выработанное на основе многолетнего опыта проектирования и эксплуатации ЕЭС, и государственный контроль (согласование инвестиционных программ, госэкспертиза проектов, энергонадзор и др.). В условиях централизованного планирования управления электроэнергетикой риски были связаны с возможными технологическими сбоями, в то время как экономические и финансовые условия деятельности энергокомпании были достаточно стабильными. Однако с реформированием электроэнергетики административные методы управления надёжностью уступили место рыночным механизмам (дифференциации тарифов, рынку системных услуг и др.), корпоративным инструментам, обновленной системе нормативно-правового обеспечения и технического регламентирования и др.
Рыночные условия функционирования выдвинули на первый план экономические критерии управления электроэнергетическими компаниями и их активами при безусловном обеспечении надежности энергоснабжения потребителей, при этом вся ответственность за принятие решений в условиях относительной неопределенности и их неисполнение в соответствии с действующим законодательством легла на их владельцев. Компании начали пересматривать свое отношение к рискам, разрабатывая времен-
112
ные правила управления ими и допустимые лимиты рисков. Особенности рынка электроэнергии заставляли компании все строже относиться к существующим у них принципам и правилам, тем самым стимулируя разработку комплексной и постоянно действующей системы менеджмента и контроля над рисками.
К настоящему моменту все западные компании, действующие на рынке электроэнергии, разработали собственную комплексную систему управления рисками. Что касается отечественных электроэнергетических компаний, то за последние десять лет наблюдаются существенные перемены в отношении менеджмента к системе управления рисками: от фрагментарного, эпизодического до комплексного подхода к управлению рисками, интегрированного в общую бизнес-технологию. Как свидетельствуют результаты исследования, проведенного в 2012 г. сотрудниками аудиторско-консалтинговой компании «КМПГ» в России и СНГ, основное внимание отечественные электроэнергетические компании уделяют «разработке стратегии по управлению рисками (42% респондентов) и построению или оптимизации системы по их управлению (58% респондентов)» [1]. В наиболее продвинутых в этом вопросе организациях управление рисками является областью стандартизации и средством повышения эффективности работы предприятия. В качестве наиболее популярных следует назвать два международных стандарта: стандарт управления рисками, разработанный Федерацией Европейских Ассоциаций Риск Менеджеров («FERMA»); и интегрированную модель управления рисками, принятую Комитетом спонсорских организаций Комиссии Тредвея - COSO Enterprise Risk Management (модель COSO-ERM).
Стандарт управления рисками FERMA трактует риск как «комбинацию вероятности события и его последствий (ISO/IEC Guide 73). Любые действия приводят к событиям и последствиям, которые могут представлять собой как потенциальные «положительные» возможности, так и «опасности» для организации».
113
Данный стандарт основывается на опыте принятых оптимальных решениях различных организаций и не является узкоспециализированным, что дает возможность для его широкого применения.
В отличие от стандарта FERMA стандарт COSO-ERM определяет риск как «возможность того, что произойдёт событие, которое окажет отрицательное воздействие на достижение целей организации». Под управлением рисками организации согласно модели COSO-ERM следует понимать «процесс, организованный высшим руководством, менеджментом и другим персоналом, входящий как в постановку стратегических целей, так и в бизнес -процессы, разработанный, чтобы определить потенциальные события, воздействующие на организацию, и чтобы управлять при этом потенциальными рисками, проводить обоснованное обеспечение такого управления исходя из достижения установленных целей организации». Модель COSO-ERM намечает контуры процесса управления рисками организации, выделяя восемь взаимосвязанных базовых компонентов [2]:
• Внутренняя среда. Внутреннюю среду организации образуют все ее сотрудники с тем уровнем корпоративной культуры, которыми они обладают, этические нормы, а также применяемые в компании методы управления, принципы организационного деления и т.д.
• Постановка целей. Цели должны быть определены до того, как руководство начнёт выявлять события, которые потенциально могут оказать влияние на их достижение. Процесс управления рисками предоставляет «разумную» гарантию того, что руководство компании имеет правильно организованный процесс выбора и формирования целей и эти цели соответствуют миссии организации и уровню её риск-аппетита, т.е. меры риска, которую организация считает допустимой для себя.
• Определение событий. Внутренние и внешние события, оказывающие влияние на достижение целей организации, следует
114
определять с учетом их разделения на риски или возможности. Возможности должны учитываться руководством в процессе формирования стратегии и постановки целей
• Оценка рисков. Риски анализируются с учетом вероятности их возникновения и влияния с целью определения того, какие действия в отношении них необходимо предпринять. Риски оцениваются с точки зрения присущего и остаточного риска.
• Реагирование на риск. Руководство выбирает метод реагирования на риск-уклонение от риска, принятие, сокращение или перераспределение риска, разрабатывая ряд мероприятий, которые позволяют привести выявленный риск в соответствие с допустимым уровнем риска и риск-аппетитом организации.
• Средства контроля. Политики и процедуры разработаны и установлены таким образом, чтобы обеспечивать «разумную» гарантию того, что реагирование на возникающий риск происходит эффективно и своевременно.
• Информация и коммуникации. Необходимая информация определяется, фиксируется и передается в такой форме и в такие сроки, которые позволяют сотрудникам выполнять их функциональные обязанности. Также осуществляется эффективный обмен информацией в рамках организации как по вертикали сверху вниз и снизу-вверх, так и по горизонтали.
• Мониторинг. Весь процесс управления рисками организации отслеживается и по необходимости корректируется. Мониторинг осуществляется в рамках текущей деятельности руководства или путем проведения периодических оценок.
Стандарт COSO-ERM касается деятельности на всех уровнях организации: уровень основного процесса; организационное деление; процессы в Бизнес-единицах и отражает стремление к балансу между доходностью и риском. Сегодня применение системы ERM развивается через выполнение стандартов ISO 31000:2009; ISO /IEC 31010:2009 и ISO Guide 73:2009. Многие электроэнерге-
115
тические компании находятся на стадии внедрения в своих организациях стандарта ISO 31000. Данный стандарт появился в 2009 году и содержит основополагающие положения в области менеджмента риска. В этом направлении особенно активно развиваются «Интер РАО», «Энел», «РусГидро», ОАО «ФСК ЕЭС». В наибольшей степени в этом вопросе продвинулась компания ОАО «РусГидро», система управления рисками которой была признана лучшей комплексной программой управления рисками 2013 года. Выбор стандарта управления рисками во многом был продиктован уровнем зрелости не только процессов управления рисками, но и процессов управления информационными технологиями организации. Так, в ОАО «РусГидро» успешно применяются программные продукты «IVARA», «Система MAXIMO», «Система БИНГ», разработано собственное программное обеспечение по автоматизации расчетов и систематизации данных для оценки рисков.
Несмотря на различия в целях и методах управления рисками, каждый стандарт утверждает необходимость непрерывности процессов мониторинга и контроля рисками. Управление рисками становится актуальным после идентификации риска - важно выявить присущие данной организации риски, изучить их структуру, чтобы получить полное представление о риске, проанализировать их, оценить и принять оптимальные управленческие решения. Не случайно в качестве основных ключевых компонентов процесса управления рисками выделяют: идентификацию (ожидание) риска; структурирование рисков; количественную и качественную оценку рисков; разработку мероприятий по управлению рисками (предупреждение, снижение, компенсация ущерба, поглощение); мониторинг эффективности мероприятий.
Как показывает практика, основные риски электроэнергетических компаний фактически связаны с основными видами деятельности и обусловлены инфраструктурным характером и общественно-политической значимостью отрасли - угрозой утраты ха-
116
рактеристик надежности и доступности услуг, поэтому управление рисками в российской электроэнергетике требует системного подхода. Впервые о необходимости такого подхода всерьез заговорили после аварии в Московской энергосистеме 25 мая 2005 года. Именно в 2005 году впервые прошла конференция по теме «Риск-менеджмент в электроэнергетике», первоочередное внимание на которой было уделено технологическим и операционным рискам, связанным с обеспечением надежного и бесперебойного энергоснабжения в условиях изменения структуры управления отраслью. С того момента эти конференции стали ежегодными, а их несменным организатором выступает журнал «ЭнергоРынок» [3].
За годы своего существования конференция «Риск -менеджмент в энергетике» завоевала известность среди экспертов по управлению рисками в отрасли и превратилась в площадку для профессионального обсуждения перспективных направлений и технологий управления рисками, определения научных подходов к проектированию и эксплуатации энергетических объектов и обмена опытом по применению построения систем риск-менеджмента в энергетике. Поскольку скорость и масштаб распространения рисков неуклонно увеличиваются, данная площадка позволяет наиболее полно раскрыть тему рисков, основные проблемы отрасли и донести до тех, кто принимает важные решения в энергетике. Каждый раз обсуждению подлежат те вопросы по риск-менеджменту, которые наиболее остро заявляют о себе на конкретном этапе развития.
Так, с запуском с 1 сентября 2006 года Новой оптовой модели рынка электроэнергии (мощности) основной темой для обсуждения были рыночные риски, поскольку новые правила изменили всю систему взаимоотношений субъектов российской электроэнергетики, поставив их перед необходимостью принимать решения в ситуации относительной неопределенности, которая может помешать достижению поставленных целей. Если раньше любая
117
электроэнергетическая компания работала в соответствии с установленным для нее тарифом, то с переходом к конкурентному ценообразованию ни поставщик, ни покупатель не знают, какой будет цена на электроэнергию, поскольку она зависит как от изменения спроса, так и от изменения предложения, которые, в свою очередь, определяются множеством факторов, в частности, спрос - температурой воздуха, освещенностью, длительностью светового дня; предложение - составом выбранного Системным оператором генерирующего оборудования, графиками ремонтов оборудования, запасами и стоимостью топлива.
После 1 июля 2008 года, т. е. по окончании деятельности РАО «ЕЭС России», на первый план вышел вопрос функционирования отрасли и такие новые, ранее нехарактерные для отрасли риски, как корпоративные, вызванные масштабными корпоративными реорганизациями и перемещением активов, а также нефинансовые риски, выражающиеся в инерционном сопротивлении социально -политической среды, а в некоторых случаях - в прямом противодействии реформам со стороны потребителей, региональных властей и ряда других субъектов.
После завершения переходного периода и полной либерализации рынка электроэнергии (мощности) основной акцент был сделан на риски «перезагрузки» отраслевой модели. Актуальность данной темы была связана с рядом причин: отсутствием единой системы коммерческого учёта, пробелами в нормативно-правовой базе, отсутствием культуры энергосберегающего потребления, изношенностью сетевой инфраструктуры, многочисленными экономическими проблемами. Дискуссионная панель «Проблемы эффективного управления риска ми электроэнергетических компаний» включала вопросы, связанные с рисками, возникающими при реализации положений концепции, разработанной в рамках подготовки Стратегии России-2020, рисками долгосрочного (до трех лет) «за-
118
мораживания» тарифов (цен) на энергоресурсы, рисками неопреде лённости целевой отраслевой модели.
В 2013 году внимание участников конференции вновь было приковано к отраслевым рискам это формирование новой модели функционирования энергетических рынков и резкое ухудшение платежной дисциплины, приведшее к лишению статуса участника оптового рынка ряда энергосбытовых компаний. Росту этих проблем способствовало отсутствие экономических стимулов для обновления мощностей, экономических механизмов в тепле, высокая доля сетевой составляющей в цене на электроэнергию. Управление данными рисками возможно при правильной организации законодательной, нормативно-правовой базы, установлении понятных, прозрачных правил работы компании, правил игры на рынке, в противном случае формируются все остальные риски.
Как показывает практика, приоритетность рисков со временем меняется, но всегда в критической зоне: риски реализации инвестпроектов, техногенные аварии, снижение выручки. На эти риски оказывают большое влияние внешние факторы, не всегда в полной мере компанией управляемые (например, страновые, отраслевые, политические и т.п.).
Особенностями текущей ситуации являются такие вызовы, как нестабильность в сфере регулирования, введение социальной нормы, реформа в сфере теплоэнергетики, уход потребителей из ЕЭС в распределенную генерацию, сохранение высокого износа энергообъектов и инфраструктуры энергорынка. В числе основных проблем отрасли и рисков электроэнергетических компаний неплатежи, уменьшение доступности кредитов, остановка совместных проектов, замораживание активов, остановка поставок оборудования.
Возможность повышения рисков неплатежей многие эксперты связывают с введением с 1 июля 2016 года социальной нормы для всего населения страны. Данное нововведение было иниции-
119
ровано Правительством в целях энергосбережения и экономии собственных средств потребителей. В семи «пилотных» регионах (это Красноярский и Забайкальский края, Нижегородская, Владимирская, Самарская, Орловская и Ростовская области) социальная норма потребления была введена еще в сентябре 2014 года. Предполагалось, что владельцы особняков и наиболее расточительные граждане станут платить намного больше, чем теперь, зато для 70% населения (малообеспеченного и экономного) тарифы будут расти меньшими темпами, чем прежде, а то и вовсе снизятся. «Пока даже сами энергетики в «пилотных» регионах не ощутили эффекта. С одной стороны, тариф на социальную норму вырос не так, как они планировали, с другой стороны, увеличения валовой прибыли от повышения сверхнормативного тарифа они не наблюдают» [4].
Уменьшение доступности кредита особенно остро проявилось в текущем году после того, как 16 декабря 2014 года Центробанк резко повысил ставку ключевую ставку сразу на 6,5 процентных пункта до 17%. Данное решение было обусловлено необходимостью ограничить существенно возросшие на тот момент де-вальвационные и инфляционные риски. Такое повышение, в свою очередь, привело к росту ставок на рынке кредитования и снижению доступности кредитных ресурсов в реальном секторе экономики, уменьшению инвестиционных возможностей предприятий. Более проблематичным стало заимствование электроэнергетических компаний на рынках капитала, а фондовые рынки и капитализация компаний резко упали. Все возрастающую роль здесь играет снижение национального рейтинга России вплоть до «мусорного» уровня со стороны ведущих рейтинговых агентств.
Повысились риски остановки совместных проектов и поставок оборудования. В электроэнергетике зависимость от импорта газовых турбин - до 45%, трансформаторов - более 50%, гидротурбин - до 30%. По оценкам специалистов, отношение россий-
120
ского оборудования к импортному в отдельно взятом проекте в стоимостном выражении составляет соответственно 60% к 40% [5]. Генераторы, паровые и газовые турбины, насосное оборудование, электролизные установки, запорная арматура и другие высокотехнологичные узлы станции сегодня используются в основном импортного производства. Это те самые 40% оборудования. Импортное оборудование прекрасно себя зарекомендовало на разных объектах и предпочтительнее отечественного по техническим характеристикам, срокам поставки, промышленному дизайну, габаритам и прочим важным параметрам. Например, в КЭС Холдинге все проекты реализуются на базе турбин Alstom, Siemens и General Electric. Применение импортной техники в некоторых случаях обусловлено практически полным отсутствием российских аналогов. Пока крупные энергоинжиниринговые компании, такие, как например, Группа Е4, напрямую не испытывают влияния антироссийских санкций. Однако, в текущей ситуации достаточно много политических рисков и любое ограничение извне рано или поздно может затруднить работу партнеров и заказчиков российских игроков, что неминуемо скажется и на их бизнесе. Если санкции станут множиться (что вовсе не исключено), то все важные для ведения бизнеса инструменты будут трансформироваться. И вот тогда уже инжиниринговые компании, работающие в сфере строительства энергетической инфраструктуры, безусловно, на себе ощутят любые вынужденные изменения условий своей работы, будь то финансовый рынок (например, выдвинутые дополнительные требования по кредитованию) или экспортно -импортные операции с оборудованием.
Учитывая влияние внешних факторов, в качестве стратегических мер, предпринимаемых государством по управлению рисками в электроэнергетике в условиях нестабильности текущей ситуации, можно выделить следующие:
121
• Ориентация на внутренние ресурсы. На различных предприятиях страны, в том числе на «Силовых машинах», «Уралэлек-тротяжмаше», «Мосэлектрощите» и многих других вполне возможно обеспечить производство современного и надёжного оборудования, полностью отвечающего требованиям заказчика. Уже сегодня некоторые виды установок на объектах используются только российского производства, например, котлы-утилизаторы. По мнению экспертов, наиболее сложная и определяющая успех импортозамещения задача - освоение российскими производителями выпуска газовых турбин (практически вся остальная номенклатура имеет отечественные аналоги). «Именно газовые турбины лежат в основе технологии выработки энергии на ПГУ - парогазовых установках, которые вдвое превосходят по КПД классические угольные блоки тепловых электростанций»[5].
• Минимизация использования инструментов управления рисками, зависящих от европейских партнеров. В связи с сохранением политической напряженности из-за ситуации на Украине и высокой вероятности возникновения рисков неисполнения со стороны отдельных европейских контрагентов договоров на поставку оборудования, замораживания активов и т.п. следует использовать возможности, предоставляемые государством и регуляторами, так называемые «зоны опережающего развития» - переключение на Восток. В настоящее время активно идет процесс наращивания энергетического сотрудничества с Китаем. В частности, рамочное соглашение о сотрудничестве в сфере энергетики, подписанное группой «Синтез» и Государственной электросетевой корпорацией Китая, предусматривает возможность совместного строительства электростанций в Сибири и на Дальнем Востоке. Общий объем инвестиций в это направление оценивается в 20 млрд. долл. Аналогичные совместные с китайской стороной планы есть у «ИнтерРао ЕЭС», «Рус-гидро», группы «Эн+». О серьезности намерений Китая в энергетике России хорошо свидетельствует проект по строительству Хуадянь-
122
Тенинской ПГУ-ТЭЦ в Ярославле (первая китайская электростанция в России, ее мощность - 450 МВт). Данный проект уже вошел в стадию активного строительства. Проект на 70% финансируется Торгово-промышленным банком Китая (ICBC). Согласно кредитному договору, объем финансирования составит $400 млн [6]. Однако, Китай, как правило, предоставляет кредиты лишь под конкретные проекты и на довольно жестких условиях, при этом часть электроэнергии будет экспортироваться в Китай. Поэтому предполагается поиск необходимых средств внутри страны. При сохранении санкций основные экономические проблемы России рискуют стать глубже и заметнее и могут отрицательно сказаться на важнейших показателях кредитоспособности в средне- и долгосрочной перспективе.
Таким образом, как показывает практика, риск, являясь объективным явлением, имеет конкретный объект проявления и постоянно изменяется под воздействием внешних и внутренних факторов. Основные риски электроэнергетических компаний обусловлены инфраструктурным характером и общественно-политической значимостью отрасли, поэтому всегда в критической зоне: риски реализации инвестпроектов, техногенные аварии, снижение выручки. Большое влияние на эти риски оказывают внешние факторы, на которые энергокомпании не могут повлиять, но которые следует учитывать при разработке стратегии по управлению рисками или оптимизации системы по их управлению.
Источники
1. http://www.metallpress.ru/content/107615.html
2. COSO Enterprise Risk Management-Integrated Framework. 2004. COSO. ЭНЕРГОРИСК. РУ
3. Архив журнала «ЭнергоРынок»
4. http://expert.ru/2013/11/14/antisotsialnyie-normyi-potrebleniya/
5. http://rcmm.ru/content/topics/717.html
6. http://www.gazeta.ru/business/2014/04/24/6005317.shtml
123
References
1. http://www.metallpress.ru/content/107615.html
2. COSO Enterprise Risk Management-Integrated Framework. 2004. COSO. JeNER-GORISK.RU
3. Arhiv zhurnala «JenergoRynok»
4. http://expert.ru/2013/11/14/antisotsialnyie-normyi-potrebleniya/
5. http://rcmm.ru/content/topics/717.html
6. http://www.gazeta.ru/business/2014/04/24/6005317.shtml
Information
Bakhteeva N.Z., Shatskikh Z. V.
SOME ASPECTS OF RISK MANAGEMENT IN THE ELECTRIC POWER INDUSTRY
This article discusses some of the approaches to the construction of the risk management system in the power industry. Identify the key components of the risk management process, the main risks in the electricity industry, including especially important in the current situation of instability.
Keywords: risks, power industry, risk management.
Дата поступления 14.02.2015.
124
