Понятие функции управления, структуры управления и факторы, влияющие на формирование звеньев и ступеней управления

style="text-align:justify">       трудность установления четкой ответственности за работу по заданию подразделения и по заданию проекта или программы (следствие двойного подчинения);

       необходимость постоянного контроля над соотношением ресурсов, выделяемых подразделениям и программам или проектам;

       высокие требования к квалификации, личным и деловым качествам работников, работающих в группах, необходимость их обучения;

       частые конфликтные ситуации между руководителями подразделений и проектов или программ;

       возможность нарушения правил и стандартов, принятых в функциональных подразделениях, из-за оторванности сотрудников, участвующих в проекте или программе, от своих подразделений.

Вывод: внедрение матричной структуры дает хороший эффект в организациях с достаточно высоким уровнем корпоративной культуры и квалификации сотрудников, в противном случае возможна дезорганизация управления.

В заключении важно подчеркнуть, что экспериментирование с разработкой и введением новых структур управления стало характерной чертой последнего десятилетия XX в. В ходе этих экспериментов нередко используются самые разнообразные комбинации известных видов и типов структур, приспосабливаемых организациями к конкретным условиям их функционирования. Но все же главная тенденция состоит в том, что каждая последующая структура становится более простой и гибкой по сравнению с действовавшими ранее.

При этом называются следующие десять требований и характеристик формирования эффективных структур управления:

1) сокращение размеров подразделений и укомплектование их более квалифицированным персоналом;

2) уменьшение числа уровней управления;

3) групповая организация труда как основа новой структуры управления;

4) ориентация текущей работы, в том числе графиков и процедур, на запросы потребителей;

5) создание условий для гибкой комплектации продукции;    

6) минимизация запасов;

7) быстрая реакция на изменения;

8)гибко переналаживаемое оборудование;

9) высокая производительность и низкие затраты;

10) безупречное качество продукции и ориентация на прочные связи с потребителем.

       Можно не сомневаться в том, что в ближайшем будущем мы столкнемся с большим разнообразием структур, каждая из которых будет отвечать потребностям конкретной организации.

 

Глава 4. Расчет оптимального способа электропотребления предпри­ятия.

 

Определить финансовую • выгодность электропотребления промышленным потребителем. Возможны три варианта покупки электроэнергии:

1) непосредственно на генераторном напряжении (6 кВ) с шин электростанции - среднее напряжение (СН);

2) от сетей высокого напряжения АО-энерго (110 кВ) – высокое напряжение (ВН);             

3) оптовая купля-продажа электроэнергии с ФОРЭМ, в т. ч. через биржевые торги (как правило, на высоком напряжении крупными энергопотрёбителями).

 

Особенности каждого из вариантов заключаются в следующем:

 

В первом варианте потребители не пользуются услугами сетевой компании, т. к. границы балансовой принадлежности оборудования, как правило, находятся на зажимах линейных разъединителей главного рас-предустройства (ГРУ). При этом, по логике вещей, тариф должен быть ниже, т. к. отсутствует плата за услуги сетевой компании, нет потерь в сетях. В реальной обстановке все складывается несколько иначе. На ге­нераторном напряжении питают потребителей, как правило, ТЭЦ, кото­рые повышением тарифов на электроэнергию компенсируют недовыдачу теплоэнергии, чтобы цена последней, была конкурентно-способной. Кроме того, повышенные тарифы на электроэнергию, потребляемую непосредствешю от шин станции компенсируют сетевые потери и затраты на эксплуатацию сетей АО - энерго.

Во втором варианте энергопотребление происходит от сетей 110-220 кВ АО - энерго, причём, как правило, через свои понижающие трансформаторные подстанции. При этом, вопреки логике, региональ­ные энергетические комиссии устанавливают тариф на эту электроэнер­гию ниже, чем в первом варианте.

При оптовой покупке электроэнергии с ФОРЭМ тарифы наиболее низкие, согласованные потребителем с оператором ФОРЭМ за расчет­ный период.

 

 

Современное состояние экономики и промышленности России, несомненно, предполагает приоритет электроэнергетической отрасли, поскольку именно она определяет инфраструктуру хозяйственно-технологического уклада страны. Законом РФ «Об энергосбережению» предусмотрены специальные льготы потребителям и производителям электроэнергии при проведении ими активной энергосберегающей, политики. Одной из возможностей реализации таких льгот является введение тарифных скидок отдельным категориям потребителей. По сути тарифное стимулирование потребителей есть одна из возможных форм их кредитования через пониженный тариф. Особенностями этой формы кредита по сравнению с банковскими являются:

целевое использование кредита от пониженного тарифа на электроэнергию исключительно на производственные нужды, прежде всего, на проведение энергосберегающих мероприятий;

возврат тарифного кредита осуществляется не только из дополнительной прибыли кредитуемого предприятия, но и из бюджетных и внебюджетных фондов, отчисления в которые увеличатся при увеличении объемов производства предприятия-потребителя и из прибыли энергоснабжающей организации (ЭСО), получаемой от увеличения производства электроэнергии.

Методика тарифного стимулирования при росте объёмов промышленного производства изложена в Постановлении Правительства РФ.№ 1от 26.09.1997.

Эффективность тарифного кредита в виде пониженного тарифа на производственное электропотребление предлагается оценивать из условия:

Ф ≤ ∆ППР∑ + ∆ППР∑ + ∆ПЭСО∑ + ∆НПР∑ + ∆НЭСО∑

где Ф - объём специального фонда, используемого для тарифного сти­мулирования (кредитования) оплаты за электропотребление; ∆ППР∑ -дополнительная прибыль предприятия-потребителя, полученная в усло­виях тарифного стимулирования;. ∆ПЭСО∑ - возможная дополнительная прибыль энергоснабжающей организации (ЭСО); ∆НПР∑ - сумма допол­нительных отчислений стимулируемого предприятия-потребителя в бюджеты и внебюджетные фонды; ∆НЭСО∑ - сумма дополнительных отчислений энергоснабжающей организации (ЭСО) в бюджеты и внебюд­жетные фонды.

Показатель эффективности тарифного стимулирования Э опреде­лится как отношение прибыли и отчислений к величине средств, выде­ленных для тарифного стимулирования:

Э = (∆ППР∑ + ∆ППР∑ + ∆ПЭСО∑ + ∆НПР∑ + ∆НЭСО∑) / Ф ≥1.

Этот показатель характеризует кратность получаемого совокупно­го эффекта по отношению к объему кредитов Ф, израсходованных из специального фонда в виде понижения тарифов.

 

 

4.1.             Определим финансовую  выгодность электропотребления промышленным потребителем.

 

Предполагается, что рассматриваемое предприятие имеет возмож­ность осуществлять питание своих электроприёмников от шин ТЭС, от сетей АО - энерго или покупать на фондовом рынке с ФОРЭМ. Годовое число использование максимума нагрузки Тм составляет 5500 час. В данном регионе установлены следующие тарифы по ступеням напряже­ния и с ФОРЭМ (табл. 1).

Таблица 1

 

Вариант, показатель	Тариф						Тм, час	I, %	∆ТРвн, %	∆ТРФвн, %
	Тр, руб/кВт.мес			Тw, руб/кВт.ч
	СН, ГРУ	ВН АО-энерго	ВН, ФОРЭМ	СН, ГРУ	ВН АО-энерго	ВН, ФОРЭМ
2	180	140	120	0,95	0,8	0,75	5500	15	+12	+18

 

Если потребитель подключен к шинам генераторного напряжения (ГРУ), то за каждый мегаватт мощности Р требуется годовая оплата электроэнергии

 

Rсн = 12 ТРснР + ТWснРТМ     = 12*180*1+0,95*1*5500=2160+5225=7385 тыс.руб

 

При переходе на питание той же нагрузки от сетей АО-энерго потребуется оплата

 

Rвн = 12 ТРвнР + ТWвнРТМ      = 12*140*1 + 0,8*1*5500=1680+4400=6080 тыс.руб

 

При покупке электроэнергии с ФОРЭМ годовая оплата составит

 

RФвн = 12 ТРФвнР + ТWФвнРТМ= 12*120*1 + 0,75*1*5500 = 1440+4125=5565 тыс.руб

 

Из полученных цифр видно, что годовая экономия при переходе на питание от сетей АО-энерго составит 515 тыс.руб. на каждом мегаватте переведённой мощности, а при покупке электроэнергии с ФОРЭМ -1820 тыс. руб. Таким образом, при использовании действующей ме­тодики формирования тарифов выгода крупных потребителей от покуп­ки электроэнергии ВН очевидна. Поэтому при следующем распределе­нии нагрузок потребитель логично перейдёт на питание от сетей ВН или сделает всё возможное для выхода на ФОРЭМ.

Однако следует учитывать, что при переходе на энергопотребле­ние с оптового рынка электроэнергии и мощности при заключении до­говоров на поставку электроэнергии на потребителей накладываются дополнительные финансовые и организационные обязанности. Это - привлечение к участию в инвестировании развития электрических сетей, в противоаварийных мероприятиях, обязанность 100 % своевременной денежной оплаты за электроэнергию и мощность, гарантии потребления заявленной мощности в согласованных режимах. Поэтому уже сейчас разработаны новые методики формирования тарифов, учитывающие надбавки к тарифам на изменение себестоимости производства и пере­дачи электроэнергии, на переходный период для предприятий, срок кон­тракта с которыми заканчивается, за управление режимами электропо­требления и выравнивание графика нагрузки, за надёжность и др. Все эти надбавки коснутся электроэнергии ВН и, прежде всего, тарифов на электроэнергию, закупаемую с ФОРЭМ. В связи с этим даже при сохра­нении базовых ставок потребитель вынужден авансировать энергоснабжающие организации на срок действия контракта. Предполагается, что авансовые платежи (надбавки) будут включены в тарифы за заявленную мощность.

Предположим, надбавка на Трвн составит 12 %, а на ТрФвн - 18 %

Тогда, с учётом процента доходности, I = 15 % расчёты позволят получить иные результаты без учёта инфляции (базовые тарифы за присоединённую мощность не считаются авансом и недисконтируются).

Показатель Rсн = 7385 тыс. руб, не изменится

 

Rвн = 12 ТРвнР + 12∆ТРвнР(1+i) ТWвнРТМ

 

Или

 

Rвн = 12 [ТРвн + ∆ТРвн(1+0.15)]P +ТWвнРТМ=12*[140+16,8*(1+0,15)]*1+0,8*1*5500=

 

=1911,84+4400=6311,84 тыс.руб

 

 

RФвн = 12ТрФвн Р + 12∆ТРвнР(1+i) + TwФвнPTМ

или

 

RФвн = 12[ТрФвн + ∆ТРвн(1+0.15)]P + TwФвнPTМ= 12[110+21,6(1+0,15)]*1+0,75*1*5500=

 

=1738,08+4125=5863,08 тыс.руб.

 

Таким образом, хотя в цифрах финансовая целесообразность по­купки электроэнергии ВН с ФОРЭМ сохранилась, но годовая экономия на 1 МВт потреблённой мощности существенно снизилась (от сетей АО-энерго менее 1073 тыс.руб., с ФОРЭМ,- около 1522 тыс.руб.).

С учётом дополнительных. требований к  потребителям, затрат на обслуживание своих понизительных подстанций экономия может оказаться: минималь­ной или её вообще не будете Руководство предприятия- потребителя должно до начала каждого финансового года проводить серию вариант­ных расчётов по закупке электроэнергии, прогнозировать возможности своего предприятия выполнить дополнительные требования поставщика электроэнергии, оптимизировать режимы электропотребления, активи­зировать процессы энергосбережения и замены устаревшего оборудова­ния электроприёмников. Недооценка согласования интересов сторон на стадии заключения контрактов может обернуться для потребителя фи­нансовыми неудачами в течений срока действия контракта.

4.2.             Рассмотрим пример тарифного стимулирования.

 

Допустим, что для внедрения новой энергосберегающей техноло­гической установки у потребителя требуется Ф = 0,5 млн.руб. Годовое потребление электроэнергии после внедрения этой установки снижается с W0 =1 млн кВт*ч на ∆W0 = 100 тыс. кВт-ч. Базовый и кредитный та­рифы составляют Тэ = 0,45 иТК = 0,2 руб/кВт-ч. соответственно. Дли­тельность использования пониженного тарифа tn = 1 год. Желаемый срок возврата кредита tЖ= 2 года. Удельная стоимость топлива в сред­нем за рассматриваемый период составит сТ= 0,25 руб/кВт-ч.

Таблица 2

Исходные данняе для оценки целесообразности тарифного электроэнергетического кредита

Вариант, показатель	Ф, рыб*103	∆W0, кВт.ч*103	ТЭ, руб/кВт.ч	ТК, руб/кВт.ч	tn, год	tЖ, год	сТ, руб/кВт.ч
2	500	100	0,45	0,2	1	2	0,25