Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

255

ОЦЕНКА РЫНОЧНОЙ СТОИМОСТИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ КОМПАНИИ

О.А. Кощеева

, А.В. Лемех

УрФУ,

Филиал ОАО «НИИПТ» «СУЭ»

Структурные преобразования в электроэнергетической отрасли обусловили боль-

шое количество трудностей и нерешенных проблем, связанных с оценкой стоимости элек-

троэнергетических предприятий, и выявили необходимость совершенствования методик

оценки, позволяющих наиболее точно определять стоимость энергокомпаний. Сложность

состоит также в том, что процесс реформирования еще не завершен, и отрасль не достигла

своей целевой модели (с учетом выхода крупных потребителей на оптовый рынок элек-

троэнергии). Для того чтобы учесть все специфические особенности энергетического биз-

неса, а также соблюсти интересы акционеров, кредиторов и инвесторов, необходимо при-

менять методики оценки стоимости бизнеса и активов компаний. Это является одним из

наиболее важных условий успешной реализации структурных преобразований в отрасли.

Ситуация, которая сегодня сложилась в российской электроэнергетике, позволила

накопить относительно богатый практический опыт оценки предприятий данной отрасли.

Но, вместе с тем, в настоящее время остается большое количество проблем и «белых пя-

тен» в методиках оценки. В связи с теми изменениями, которые произошли в отрасли,

нужно более точно определить те ключевые факторы, которые в наибольшей степени

влияют на стоимость электроэнергетических предприятий, а также проанализировать осо-

бенности и возможности применения различных подходов к оценке.

Таким образом, актуальность проблем оценки рыночной стоимости электроэнерге-

тических компаний с учетом российской специфики определили выбор темы, цель и зада-

чи исследования. Цель исследования заключается в совершенствовании методов стоимо-

стной оценки электроэнергетических предприятий в условиях реформирования отрасли.

Для достижения намеченной цели были поставлены следующие задачи:

 выявить специфику стоимостной оценки электроэнергетических предприятий;

 определить факторы, влияющие на формирование стоимости предприятий элек-

троэнергетической отрасли;

 разработать практические рекомендации по использованию доходного подхода к

оценке электроэнергетических предприятий;

 проанализировать возможности применения методов сравнительного подхода с

использованием данных российского и зарубежного рынков и определить муль-

типликаторы, в наибольшей степени подходящие для оценки энергокомпаний;

 систематизировать практический опыт оценки электроэнергетических предпри-

ятий с использованием затратного подхода и усовершенствовать методику оцен-

ки их основных активов.

Объектом исследования является стоимость предприятия электроэнергетической

отрасли. Предметом исследования являются методы оценки стоимости предприятий элек-

троэнергетической отрасли.

Научная новизная заключается в совершенствовании теоретико-методоло-гических

основ оценки предприятий электроэнергетической отрасли.

Основные научные результаты исследования:

1. Выявлены особенности оценки стоимости предприятий электроэнергетической

отрасли: длительный период возврата инвестиций, значительные различия между внут-

ренними и экспортными тарифами на электроэнергию, дифференцированный подход к

256

оценке предприятий в период до и после либерализации рынка электроэнергии, отсутст-

вие достоверных исторических показателей по доходам и расходам компаний, а также ре-

альных прогнозов развития отрасли в условиях либерализации рынка электроэнергии.

2. Определены факторы, влияющие на формирование стоимости электроэнергети-

ческих предприятий. Ключевые факторы систематизированы в четыре группы: макроэко-

номические, отраслевые, региональные и специфические. Анализ специфических факто-

ров произведен в разрезе видов деятельности (генерация, передача, сбыт электроэнергии).

3. Разработаны и научно обоснованы рекомендации по применению доходного

подхода к оценке электроэнергетических компаний с учетом их специфики. В результате

анализа структуры общепроизводственных доходов и расходов обоснованы дополнитель-

ные статьи расходов для прогнозирования денежных потоков. Усовершенствован алго-

ритм прогнозирования собственного оборотного капитала (предлагается выделять топ-

ливную составляющую как самостоятельный элемент). Определены факторы, которые

следует дополнительно учитывать при расчете ставки дисконтирования в рамках оценки

специфических рисков для электроэнергетических компаний (конкурентная среда, воз-

можность потери статуса гарантирующего поставщика, региональный фактор).

4. Выявлены основные ограничения по применению сравнительного подхода к

оценке электроэнергетических предприятий с использованием данных российского и за-

рубежного финансовых рынков (высокая волатильность торгующихся акций энергоком-

паний, различия в масштабе и степени диверсификации производства, специфике ценооб-

разования, сроках контрактов на поставку электроэнергии и топлива, а также в ведении

бухгалтерского учета в разных странах). Определены и научно обоснованы мультиплика-

торы, которые позволяют более корректно определять стоимость электроэнергетических

компаний (мультипликаторы дохода, рассчитанные на базе показателя прибыли до уплаты

процентов, налогов и амортизационных отчислений, и отраслевые мультипликаторы, рас-

считанные на базе основных производственных показателей предприятий).

5. В рамках затратного подхода к определению стоимости электроэнергетических

компаний усовершенствованы методы расчета функционального и экономического

(внешнего) износов энергетических активов. Функциональный износ предлагается рас-

считывать с учетом избытка капитальных затрат на строительство объектов и операцион-

ных расходов, экономический (внешний) износ – учитывая загрузку основных средств, с

соблюдением требований по резервированию мощностей для обеспечения безопасности и

надежности функционирования системы энергообеспечения.

В рамках доходного подхода в работе были проанализированы особенности оценки

предприятий электроэнергетической отрасли и предложены рекомендации по примене-

нию метода дисконтированных денежных потоков.

Были выявлены проблемы практического применения методики, на которые необ-

ходимо обращать особое внимание при оценке стоимости предприятий электроэнергети-

ческой отрасли.

Кроме того, были проанализированы и усовершенствованы методы расчета и про-

гнозирования оборотного капитала, капитальных вложений и амортизационных отчисле-

ний, а также уточнен алгоритм построения ставки дисконтирования, с учетом специфиче-

ских особенностей предприятий электроэнергетической отрасли.

В качестве примера представлен расчет ставки дисконтирования ЭСК (таблица 1).

Безрисковая ставка. В качестве безрисковой ставки была использована доходность

по 20-летним долгосрочным казначейским облигациям Правительства США, составившая

на дату оценки 4,83 %.

257

Таблица 1 – Расчет ставки дисконтирования ЭСК

Наименование

показателя

Год

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Стоимость собственного капитала

Безрисковая ставка (но-

минальная) 



, %

4,83 4,83 4,83 4,83 4,83 4,83 4,83 4,83 4,83

Рыночная премия за

риск акционерного ка-

питала (







), %

3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25

Скорректированный ко-

эффициент (β)

0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64

Рассчитанный коэффи-

циент β для энергетиче-

ских компаний

0,64 0,66 0,61 0,7 0,72 0,75 0,75 0,75 0,75

Предварительная стои-

мость собственного ка-

питала, %

6,91 6,98 7,05 7,12 7,18 7,25 7,25 7,25 7,25

Премия за размер (S2),

6,27 6,27 6,27 6,27 6,27 6,27 6,27 6,27 6,27

Специфический риск оце

ниваемой компании (S3),

2,30 2,30 2,30 2,30 2,30 2,30 2,30 2,30 2,30

Страновой риск (S1), % 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73

Стоимость собственного

капитала оцениваемой

компании САРМ, %

17,21 17,28 17,35 17,42 17,48 17,55 17,55 17,55 17,35

Стоимость заемного капитала

Стоимость заемных

средств (до налогов), %

11,70 11,70 11,70 11,70 11,70 11,70 11,70 11,70 11,70

Ставка налога на при-

быль

24,00 24,00 24,00 24,00 24,00 24,00 24,00 24,00 24,00

Стоимость заемных

средств (после налогов),

8,89 8,89 8,89 8,89 8,89 839 8,89 8,89 8,89

Структура капитала Целевая структура

Соотношение долга к соб

ственному капиталу, %

0,14 4,44 8,75 13,05 17,35 21,65 21,65 21,65 21,65

Собственный капитал, % 99,80 95,74 91,96 88,46 85,21 82,20 82,20 8230 8230

Заемный капитал, % 0,14 4,26 8,04 11,54 14,79 17,80 17,80 17,80 17,80

Средневзвешенная

стоимость капитала

WАСС, %

17,20 16,92 16,67 16,43 1631 16,01 16,01 16,01 16,01

258

Коэффициент β. В качестве отправной точки расчета был принят коэффициент β

для энергетических компаний США. Данная величина, по данным сайта Damodaran

Online, составила 0,64 (коэффициент β без учета финансового рычага (долговой нагрузки)).

Далее было рассчитано значение коэффициента β с учетом финансового рычага для

оцениваемой компании по следующей формуле:



β





1 



1 





⁄

где β



– коэффициент β с учетом рассчитанного финансового рычага оцениваемой ком-

пании; β



– медианное значение коэффициента β без учета финансового рычага по от-

расли;  – предельная налоговая ставка, используемая оцениваемой компанией (24 % в со-

ответствии с действующим законодательством); 

⁄

– показатель соотношения заемных

и собственных средств оцениваемой компании (в соответствии с целевой структурой).

Рыночная премия за риск акционерного капитала (







). Согласно статистиче-

ским данным, полученным американским фондовым рынком, инвесторы в среднем рас-

считывают на премию в размере 3,25 % сверх доходности по долгосрочным казначейским

обязательствам.

Величина премии была определена на основании данных сайта Damodaran Online

как среднегеометрическая историческая премия на американском фондовом рынке за

1965–2005 гг. Данная величина была выбрана по следующим причинам:

 по мнению многих западных аналитиков (Ш. Пратт и др.) среднее геометриче-

ское значение более адекватно отражает среднюю величину в представленной выборке;

 период 1964–2005 гг. считается наиболее репрезентативным для оценки средне-

го уровня премии, т.е. это достаточно долгосрочный период, с одной стороны, а также пе-

риод отсутствия событий, которые имеют слишком малый шанс повториться в будущем, с

другой.

Выбранный размер премии в 3,25 % близок к величине implied premium рассчитан-

ной А.Damodaran (т.е. вмененной премии – той премии, которую инвесторы закладывают

сейчас в инвестиционные проекты, которые будут осуществляться в будущем).

Премия за размер компании. В результате исследований, проведенных компанией

Ibbotson Associates, установлено, что для компаний, сопоставимых по капитализации с

ОАО «Рязанская энергетическая сбытовая компания» характерна премия за размер 6,27 %.

Премия за специфический риск компании. Расчеты приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Расчет премии за специфические риски компании

Фактор риска

Степень риска

Резуль-

тат

Низкая Средняя Высокая

Уровень корпоративного управления * 1

Зависимость от ключевых сот

ру

дников * 1

Зависимость от ключевых пот

ебителей

сл

г и п

од

кции * 2

Риск поте

и стат

са га

анти

ру

ющего поставщика * 3

Зависимость от ключевых поставщиков * 1

Итого (с

мма): 8

Рассчитанная степень

иска 1,6

Степень риска

Рассчитанное

значение

Размер премии за

специ

ический

иск,

Низкая 1 1,5 0

Средняя 1,5 2,5 1

Высокая 2,5 3 4 5

Специ

ические

иски до

чет

егиональных

исков 0,30

Региональный

иск

(

от 0 до 2%

)

Специфические риски компании, % 2,3%

259

Уровень риска корпоративного управления – низкий.

Уровень риска зависимости от ключевых сотрудников – низкий.

Уровень риска зависимости от потребителей электроэнергии – средний.

Уровень риска зависимости от ключевых поставщиков – средний.

Уровень финансового риска – высокий.

Уровень регионального риска – 1 %. Под региональным риском предприятия пони-

мается вероятность возникновения неблагоприятных финансовых последствий в форме

потери дохода и капитала по причине ведения операционной деятельности в определен-

ном регионе РФ. Величина регионального риска лежит в интервале от 0 до 2 %.

Страновой риск. Для количественного измерения российского странового риска

были использованы данные о величине спрэда, обусловленного рисками странового де-

фолта. Расчет премии за страновой риск базируется на анализе кредитных рейтингов дол-

говых инструментов Российской Федерации и США и составляет 1,73 %.

Расчет стоимости заемного капитала. Стоимость кредитов была определенна на

основании данных ЦБ РФ о средних значениях ставки по коммерческим кредитам за

2006–2007 гг. Стоимость заемных средств была рассчитана как среднее значение стоимо-

сти за период июль 2006–июль 2007 г. (таблица 3).

Таблица 3 – Расчет синтетического показателя средней стоимости кредитов

(по данным ЦБ РФ)

Наименование показателя Размер риска, %

Стоимость кредитов в долл. США, % 11,7

Ставка налога на прибыль, % 24,00

Стоимость банковских кредитов (после налогов), округленно, % 8,89

Таким образом, принимая во внимание текущее состояние отрасли, основное вни-

мание необходимо уделять расчетам в рамках доходного подхода. Однако совместное

применение доходного подхода со сравнительным и затратным позволяет получить более

обоснованный и объективный результат рыночной стоимости предприятия. Так, получен-

ные по сравнительному подходу результаты позволят, как минимум, определить прибли-

зительный диапазон стоимости для оцениваемой компании, проанализировать ее финан-

сово-производственные показатели на предмет сопоставления со среднеотраслевыми и

скорректировать, при необходимости, модель, построенную в рамках доходного подхода.

А методы затратного подхода позволяют определить стоимость активов электроэнергетиче-

ских предприятий и привести их учет в норму, по крайней мере, по российским стандартам.

Кроме того, результаты оценки активов крайне важны для потенциальных инвесторов.

Практическая значимость работы состоит в том, что его основные положения, ре-

зультаты, разработанные алгоритмы и рекомендации ориентированы на широкое исполь-

зование оценочными компаниями, финансовыми консультантами, управляющими менед-

жерами электроэнергетических предприятий.

Список используемых источников

1. Балабанов И.Т. Операции с недвижимостью в России. М.: Финансы и статистика, 2006.

2. Бейден С., Матвеева М., Смирнов Д. Риски на рынке электроэнергии и методы прогно-

зирования цен // Энергорынок. 2006. №4

3. Белобров В., Макаров А. Проблемы оценки стоимости российских энергокомпаний в

период реформирования отрасли // Энергорынок. 2005. №6.

260

ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МЕГАПОЛИСОВ

С.А. Дмитриев

, С.Е. Кокин

, О.Б. Мошинский

, А.И. Хальясмаа

УрФУ,

ОАО «МРСК Урала»

Рост нагрузки электропотребления, длительный срок службы действующего сило-

вого оборудования и связанный с ним износ требуют создания способов оценки состояния

объектов системы электроснабжения (СЭС). Именно поэтому необходим инструмент, по-

зволяющий объективно определить уровень работоспособности того или иного объекта

электрической сети и выработать наиболее эффективный сценарий технического перевоо-

ружения как для настоящего момента, так и в перспективе. Эффективность какого-либо

решения по модернизации определяется его сроком реализации, затратами и формализо-

ванной оценкой перспективного состояния объекта электрической системы.

На систему электроснабжения, как и на любую глубоко интегрированную систему,

оказывает влияние множество факторов, которые могут выводить систему из состояния

устойчивого равновесия и препятствовать ее развитию. Следовательно, на систему необ-

ходимо воздействовать, компенсируя негативные факторы.

Следует отметить, что на конечный результат решения задачи определения опти-

мального технического состояния СЭС оказывает влияние путь (план) перехода из теку-

щего состояния в перспективное. Множество переходов определяется разнообразием и

порядком выполнения действий.

Допустим, что существует множество вероятных решений () по определенному

плану :













, 1, 2,…, 



, 1, 2,…, , (1)

где  – число принципиальных подходов (планов) к сооружению и(или) реконструкции

электроэнергетических объектов;  – число вариантов реализации подходов по плану.

На перспективные решения по строительству и реконструкции электроэнергетиче-

ских объектов накладывается множество ограничений, технологических требований и т.д:









, 1, 2,…, , 1, 2,…, , (2)

где  – число ограничений,  – количество планов. В этом случае возможные для реализа-

ции решения (множество ) можно представить как /. Условием существова-

ния вероятно-оптимальных решений является наличие непустого множества 



возмож-

ных решений 





















, 







, 1, 2, …,  , (3)

где  – число возможных реализуемых решений по плану .

Достаточным условием полного удовлетворения всех критериев является наличие

непустого множества  вероятно-оптимальных решений 



развития системы















. (4)

Все множество вероятно-оптимальных планов подлежит ранжированию для даль-

нейшего сравнения. Окончательный план выбирается исходя из эффективности их реали-

261

зации. Зачастую, сформировать оптимальный план по множеству критериев (т.е. план, не-

зависимо удовлетворяющий всем критериям) не удается из-за их противоречивости. Тогда

задача нахождения оптимума становиться многоцелевой и сводится к выбору между веро-

ятно-оптимальными вариантами по одному критерию или их группам.

Проблема реализации заявленного подхода связана с неполнотой и недостоверно-

стью имеющейся информации об исследуемом объекте. Следует отметить, что специфи-

кой СЭС мегаполисов является комплексное использование сетей различных классов на-

пряжения, где сеть каждого класса обладает индивидуальным комплектом доступной ин-

формации. Наличие или отсутствие доступной информации определяет возможные мето-

ды и средства оценки технического состояния объектов сети.

В ряде случаев при рассмотрении комплексной системы возникает ситуация, когда

мониторинг системы в целом невозможен из-за высокой размерности решаемой задачи, а

анализ отдельного сегмента (например, сети определенного класса напряжения) невыпол-

ним в силу отсутствия необходимой достоверной информации. Между тем, каждый сег-

мент сети обладает индивидуальным, разномасштабным набором информации о функ-

циональных параметрах электроэнергетических объектов.

В условиях информационной неопределенности и отсутствия формализованных

оценок наиболее приемлемым подходом к решению задач оценки состояния больших сис-

тем является индикативный анализ. В данной задаче индикатор – это критериальный по-

казатель функционирования объектов системы, значение которого в достаточной степени

отражает уровень аварийности (работоспособности) в технической или иной функцио-

нальной сфере. В соответствии с данным подходом диагностика СЭС производится на ос-

нове совокупности индикаторов работоспособности. Эти индикаторы позволяют сигнали-

зировать о повышении аварийности, количественно оценивать уровень угроз нормально-

му функционированию и формировать комплекс программно-целевых мероприятий по

стабилизации ситуации. Функция индикатора определяется через характеристику связи

между проблемой и целью. Ретроспективный анализ дает количественную характеристику

проблемы, а сравнительный позволяет количественно описать цель.

Оценка работоспособности объектов СЭС нуждается в строгой классификации со-

стояний с разделением их по степени аварийности по каждому индикатору, индикативно-

му блоку и в целом по обобщенному состоянию. Анализ состояний выполняется путем

сопоставления индикатора или группы индикаторов с соответствующими

пороговыми

значениями. Для оценки работоспособности введена следующая классификация состоя-

ний: нормальное, предаварийное, аварийное. Обобщенная оценка объекта СЭС формиру-

ется на основе индикаторов состояния в различных сферах (по индикативным блокам).

Принадлежность объекта к какому-либо состоянию  [3] может быть определена

характеристическими функциями µ

































, при  ;









, при  ,

(5)

где  – мода, являющаяся нормализованной величиной индикатора  для объекта ; α0,

β0 – соответственно левый и правый коэффициенты нечеткости, характеризующие

границы состояний (пороговые уровни);  – значение индикатора. Границы состояний

находятся на пересечении характеристических функций (см. рисунок 1).

В таком случае предаварийное (ПА) состояние может быть определено следующим

образом:

262

ПА



















Н.









Н.



ПА.

, при 







Н.

;









А.



ПА.



А.

, при 







А.

(6)

Рисунок 1 – Характеристические функции состояний

Для получения дифференцированной оценки предаварийная область разбивается на

три сегмента – предаварийная 1 (начальная стадия), предаварийная 2 (развивающаяся ста-

дия), предаварийная 3 (критическая стадия, грозящая переходом в аварийную зону). Ава-

рийная зона также разбивается на три части – аварийная 1 (нестабильная стадия), аварий-

ная 2 (угрожающая стадия), аварийная 3 (чрезвычайная стадия). Значения пороговых

уровней для индикативных показателей представлены в таблице 1.

Таблица 1

Состояния Обозначение

Соотношение нормализованных значений

индикаторов и пороговых уровней

Балльная оценка





состояния

Нормальное Н





0 и











ПАК.

Предаварийное 1 ПА1

0









ПА.

или











ПА.

Предаварийное 2 ПА2



ПА.

















ПА.





Предаварийное 3 ПА3



ПА.













1

Аварийное 1 А1

1









А.

Аварийное 2 А2



А.











А.

Аварийное 3 А3











А.





После определения оценок состояния по отдельным индикаторам выполняется ди-

агностирование состояния по индикативным блокам. Оценки определяются по следую-

щему выражению:







∑















∑











, (7)

где 



– нормализованная оценка степени состояния индуктивного блока  для объекта

; 



– балльная оценка состояния (см. таблицу 2); 



– нормализованные значения инди-

кативных показателей.

Для формирования системы индикативного анализа были экспертно сформированы

следующие индикативные блоки: технологический; эксплуатационный; финансово-эконо-



Нормальное Предаварийное Аварийное



Н.



ПА.



А.

263

мический; экологический; энергосбережения и эффективности. Индикативные показатели

по блокам представлены в таблице 2.

Таблица 2

Индикативный

показатель

Индикативный

блок

Описание показателя

Износ

Технический Характеризует износ электротехнических объектов

Загрузка

Технический

Характеризует величину загрузки объектов, определение которой

производится на основе данных контрольных замеров и телеметрии

ТКЗ

Технический

Показывает соответствие объектов уровням тока вероятных корот-

ких замыканий

Сл

жба

Эксплуатационный Срок эксплуатации объектов СЭС

ЭТ

Эксплуатационный Возраст эксплуатируемых технологий

ФЭ

Финансово-

экономический

Показатель формируется для всех объектов на основе данных фи-

нансово-экономических служб предприятия и учитывает остаточную

стоимость объектов, издержки на амортизацию и обслуживание

Потери

Энергосбережение

и эффективность

Основной индикатор энергоэффективности, характеризующий вели-

чину потерь электроэнергии в объектах СЭС

Эко

Экологичности

Характеризует степень воздействия объектов и системы электро-

снабжения на экологическую обстановку

Разработанная модель оценки технико-экономического состояния системы элек-

троснабжения основывается на информационно-графовой структуре. Для успешного по-

иска оптимальных решений по развитию СЭС разработан ряд алгоритмов, который услов-

но можно разделить на три группы: первичной обработки топологической информации;

обработки первичной входной информации о состоянии объектов СЭС; оценки и анализа

технического состояния объектов.

На первом этапе формируется объект исследования, представляющий фрагмент

графа СЭС. На втором – в зависимости от вида исследуемого объекта, предметной облас-

ти, достоверности и полноты исходной информации – производится преобразование ис-

ходных данных. На третьем этапе выполняется оценка состояния исследуемого объекта на

основе индикативного анализа. Результат оценки, характеризующий состояние оборудо-

вания, представлен на рисунке 2.

Рисунок 2 – Результат оценки работоспособности силовых

трансформаторов подстанций сети 110 кВ

264

Оценки объектов СЭС позволяют сформировать полный объем мероприятий по

поддержанию системы в нормальном состоянии и ликвидации аварийных ситуаций. Пе-

речень таких объектов может быть составлен путем ранжирования объектов по состоя-

нию. Однако в данном случае эффективность принятых мер не может быть однозначно

определена вследствие влияния последствий этих воздействий. В условиях ограниченных

финансовых ресурсов необходимо решение комбинаторной задачи, формирующее опти-

мальный набор мероприятий в условиях действующих ограничений. Все варианты рекон-

струкции можно представить в виде полного графа, вершинами которого являются целе-

вые мероприятия технического перевооружения. На рисунке 3 показаны мероприятия в

порядке их реализации. В данном случае существует шесть сценариев реализации перво-

очередных действий. Для определения оптимального необходимо выполнить расчет капи-

таловложений и анализ их эффективности на каждом этапе.

В момент 0 (см. таблицу 3) общий показатель работоспособности системы ра-

вен 0,56 и оценивается как предаварийное развивающееся состояние. Расчет эффективно-

сти сценариев выявил оптимальность шестого варианта, показавшего лучшие результаты

на всех этапах.

Рисунок 3 – Граф возможных маршрутов достижения цели

Таблица 3 – Оценка сценариев модернизации ПС СЭС

№

Шаг

№1

Оценка шага №1

(для района / сис-

темы)

Ранг

ша-

га

Шаг

№2

Оценка шага №2

(для района / сис-

темы)

Ранг

ша-

га

Шаг

№3

Оценка

шага №3

(системы)

1 ПС1 0,32/0,5 3(4) ПС2 0,56/0,45 5(6) ПС3 0,3

2 ПС1 0,32/0,5 3(4) ПС3 0,51/0,42 3(4) ПС2 0,3

3 ПС2 0,56/0,51 5(6) ПС1 0,32/0,45 5(6) ПС3 0,3

4 ПС2 0,56/0,51 5(6) ПС3 0,28/0,37 1(2) ПС1 0,3

5 ПС3 0,51/0,49 1(2) ПС1 0,316/0,42 3(4) ПС2 0,3

ПС3 0,51/0,49 1(2) ПС2 0,28/0,37 1(2) ПС1 0,3

Заключение. Формирование программы технического перевооружения связано с

вопросами идентификации объектов системы электроснабжения, несоответствующих

требуемому уровню работоспособности, и определения комплекса мероприятий по

совершенствованию системы. Разработанная модель позволяет определить

первоочередные мероприятия, реализация которых приводит к достижению оптимального

состояния с учетом доступных методов и средств.

Список использованных источников

1. Береснева Н.М. Система поддержки индикативного анализа энергетической безопасности Рос-

сии // Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2008, 27 с.

2. Бартоломей П.И., Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Лысак С.А., Мошинский О.Б., Пыжьянова Н.Н.

Информационное обеспечение задач перспективного развития систем электроснабжения горо-

дов // В сб. докл. Вестник науки КСТУ. Костанай

: КСТУ, 2008. №1. С. 116–120.

3. Круглов В.В., Дли М.И., Голунов Р.Ю. Нечеткая логика и искусственные нейронные сети: учеб.

пособие. М.: Издательство Физико-математической литературы, 2001, 224 с.