Som kjent har all aktivitet som utføres, fra montering av skap til konstruksjon av et stort bygg, en viss grad av risiko, enten det er høyt eller lavt. I prosjekter representerer RISK MANAGEMENT et kunnskapsområde, som betyr at det krever mye oppmerksomhet, og er også gjenstand for en serie prosesser for identifisering, vurdering, avbøtning og kontroll.
I følge Project Management Institute (PMI) er de fire prosessene som er involvert i risikostyring:
- Irrigasjon Identifikasjon Risikokvantifisering Utvikling av risikorespons Risikokontroll
Følgende arbeid viser til risikoen som kan oppstå i elektrisitetsproduksjonsbedrifter. Basert på PMI-teorien ble det utarbeidet en diagnose av to elektrisitetsproduksjonsselskaper, der to konkrete tilfeller av risikostyring ble analysert. Det er viktig å ta hensyn til i denne typen studier at hvert prosjekt har sine spesifikke risikoer, noe som betyr at analysen av en aktivitet som kraftproduksjon innebærer en høy grad av kunnskap om emnet.
II. MÅL
2.1. HELT MÅL
Gjennomføre en risikoanalyse av to casestudier av prosjekter i to elektrisitetsproduksjonsbedrifter, i henhold til PMI-risikostyringsprosessene.
2.2. SPESIFIKKE MÅL
- Bestem bakgrunn for selskapene som studeres. Lag en beskrivelse av to casestudier av risikoer i prosjekter til selskapene som studeres. Analyser risikoen som er foreslått av casestudiene i henhold til PMI-kriteriene.
III. BEDRIFTER FOR SELSKAPENE UNDER STUDIE
Følgende informasjon kommer fra en studie utført av de samme forfatterne om en diagnose for å implementere et prosjektkontor i et energiproduksjonsselskap. Bedriftene som ble evaluert er de samme som blir analysert i denne studien. Informasjonen innhentet fra disse selskapene presenteres nedenfor:
| UTSEENDE | COOPELESCA | ESPH |
|
Arturo Alfaro og Karl Kulman | Pablo Soto |
|
Drifts- og prosjektleder (Utførende enhet) | Planleggingsdirektør |
|
34 år | 30 år |
|
|
|
|
I alt | I alt |
|
|
|
|
10 | 5 |
|
Forsyn energi med miljøansvar, på en betimelig, innovativ og kvalitetsmessig måte som et ledende serviceselskap, leder for utviklingen av Nord-Huetar-regionen. | Vi er et innovativt selskap med sosialt og miljømessig ansvar, som utvikler og leverer ypperlige tjenester som støttes av mennesker som er opptatt av å tilfredsstille våre kunder og samfunnet generelt. |
|
Vi vil bli anerkjent som utviklingsmotoren i Nord-Huetar-regionen, med brukere stolte av ditt selskap | Å være ledere innen offentlige tjenester som forbedrer livskvaliteten i samfunnet i harmoni med miljøet. |
(Kilde: Chaves et al, 2002)
SAG. METODOLOGISKE ASPEKTER
Metodikken er basert på innsamling av informasjon i de to selskapene som studeres. Ingen spesifikke innsamlingsinstrumenter ble brukt, men i stedet jobbet med to spesifikke risikoanalysesaker fra begge selskaper.
Forfatterenes analyse er basert på de fire viktigste risikostyringsprosessene i henhold til PMI, som er beskrevet nedenfor:
V. ANALYSE AV SAKESTUDIER
5.1. Tilfelle 1. RISIKOANALYSE FOR LOS NEGROS HYDROELECTRIC PROSJEKT (BRUK AV DEN PROBABILISTISKE METODEN FOR FINANSIELL RISIKOANALYSE)
A. BESKRIVELSE AV SAKESTUDIEN
ESPH er i forvaltnings- og gjennomførbarhetsstadiet for bygging av et vannkraftverk, som det må knytte seg til et annet selskap (INVERSIONES NERJA DE SAN JOSÉ SA). Produksjon, som måles gjennom kraft, er veldig viktig i dette prosjektet, ettersom lønnsomheten som et resultat er definert. Det er bestemt at de i de første årene av prosjektet er kritiske, så risikoen for at strømmen synker på dette stadiet påvirker lønnsomheten til både prosjektet og partnerne. Den probabilistiske metoden er basert på å bestemme hva som er sannsynligheten for at flyten er under strømmen som gjør at lønnsomheten er stabil. Denne informasjonen er gjenstand for historiske data om elven som strømmer til anlegget. Følgende er studien utarbeidet av ESPH SA:
- INTRODUKSJON
De økonomiske økonomiske analysene av Los Negros vannkraftprosjekt har vært basert på en gjennomsnittlig produksjon, tilsvarende 69,5 GWh årlig gjennomsnittlig produksjon, som er basert på produksjonssimuleringene av anlegget med den historiske serien med strømningshastigheter kuttet for årene 1969. til 1995, forutsatt driften av anlegget i hvert av disse årene, som er en godkjent metodikk for denne typen studier.
Den historiske serien med årlige gjennomsnittsstrømmer, kuttstrømmer og produksjon av anlegget er rapportert av Inversiones Nerja de San José SA, i tabell 6.3 i forslaget til ESPH SA for felles gjennomføring av prosjektet. Som det fremgår av denne tabellen, er det en hyppig avvik fra den estimerte produksjonen fra gjennomsnittet, det er derfor usikkerhet angående de økonomiske resultatene til anlegget avhengig av de hydrologiske forholdene i begynnelsen av driftsperioden; Således, for eksempel, hvis anlegget startet sin drift under hydrologiske forhold som ikke var gunstige for produksjonen, en kritisk periode gitt eksistensen av økonomiske byrder i den perioden, ville det være sannsynligheten for ikke å oppnå den forventede lønnsomheten, noe som innfører en risiko som må analyseres. statistisk og sannsynliggjort,for å ta passende beslutninger og prognoser.
I tabell 1 i denne rapporten er produksjonsresultatet gjengitt, oppsummert, basert på kutt- eller turbinstrømningshastighetene, og observerer fordelingen av verdier, både i strømningshastighetene og i de årlige produksjonene.
- ANALYSE AV FREKVENSEN AV ÅRSPRODUKSJONER
For serien med strømmer oppnås en gjennomsnittsverdi på 10 m 3 / s, gjennomsnittlig årlige turbiner, med en maksimal verdi på 12,7 m 3 / s (år 1 970) og en minimumsverdi på 7,73 m3 / s (år 1,985). standardavviket er 1,1 m 3 / s.
Tabell 2. viser resultatene på en sannsynlig måte etter å ha studert serien med årlige produksjoner.
Det er observert at produksjonen viser en fordeling rundt en gjennomsnittsverdi med en minsteverdi på 54 GWh og maksimalt 88 GWh per år.
Sannsynligheten for å nå maksimal produksjon er 4%, og sannsynligheten for å nå minimumsproduksjon er 7%.
Det oppnås at sannsynligheten for at det første års produksjon er under gjennomsnittlig produksjon (69 GWh) er 0,59; som er ganske høy. Hvis vi tar hensyn til at standardavviket er 7,9; Sannsynligheten for at det første års produksjon faller ytterligere finner et standardavvik (69,0 - 7,90 = 61,1 GWh) er 0,15, som også er høy.
Disse resultatene viser at det er en betydelig statistisk variasjon i prosjektets startforhold; og representerer en grunn til å analysere risikoen i avkastningen på investeringen; Det må imidlertid tas med i betraktningen at sannsynligheten for å oppnå verdier høyere enn gjennomsnittlig produksjon også er høy (0,41), og gitt at kontantstrømmene blir utført med en ganske lang rekke år, vil effekten av å inkludere år med høyere produksjon med år Lavere produksjon kan ha en bufrende effekt på investeringsrisikoen, som faktisk vist i resultatene fra de følgende seksjonene.
Hvis observasjonen gjøres at den historiske oppførselen til de årlige gjennomsnittlige produksjonsdataene, (se figur 1 av den historiske serien med årlig produksjon og trendlinjen for glidende gjennomsnitt), konkluderes det med at det er en viss trend med tilbakegang og stabilisering for den neste år som et resultat av bassengets hydrologiske oppførsel.
- RISIKOANALYSE
3.1 METODOLOGISK PROSEDYRE
For å bestemme investeringsrisikoen, basert på sannsynligheten for ikke å oppnå en ønsket avkastning, ble følgende prosedyre fulgt:
- Påfølgende økonomiske gjennomføringer gjennomføres med en startdato i hvert av de 27 årene som er rapportert i tabell 1, og produksjonene av de påfølgende årene fortsetter. På denne måten simuleres en variabel produksjonsatferd. Når det siste året nås i en simulering, mangler data for å fullføre serien på 27 år, startes den på nytt fra det punktet med de første produksjonene til serien fullføres. Med dette prøver den på en viss måte å gjenkjenne et periodisk rom i det hydrologiske regimet. Gitt at de økonomiske analysene blir utført i perioder på 25 år, har det virket praktisk å etablere syklusperioden i de 27 årene som holdes for å evaluere økonomisk risiko. Partnernes IRR og IRR bestemmes for hvert tilfelle av prosjektet.I samsvar med tidligere analyser blir disse økonomiske parametrene evaluert over 25 år. En sannsynlighetsanalyse blir utført på de to seriene resulterende IRR-verdier for å bestemme frekvensen av forekomsten av IRR-ene.
Resultatene fra disse beregningene er vist i VEDLEGG, fra tabeller A.2 til A.28.
Tabell 3 viser resultatet av å anvende metodikken beskrevet i 3.1 for prosjektets kontantstrømmer. For hver oppstartproduksjon rapporteres IRR for prosjektet og IRR fra partnerne.
Det observeres at en rekke lønnsomhetsverdier etableres avhengig av serien med årlige produksjoner, representert i tabellen av produksjonen det første året. Dermed er minimum IRR-verdien for prosjektet 11,78% og maksimalt 13,39% med et standardavvik på 0,4%. Dette viser en veldig lav variasjon av denne økonomiske parameteren, noe som forbedrer lønnsomhetsscenariet.
For medlemmer oppnås et minimum IRR på 14,18% og maksimalt 18,78%, noe som viser et tilfredsstillende resultat, i det minste for ESPH SA, både med tanke på lønnsomhet og lav risiko.
3.2 INVESTERINGSRISIKOANALYSE FRA PROSJEKTPERSPEKTIVET
Tabell 4 viser resultatene fra den sannsynlighetsanalysen for PROSJEKT LØNNSOMHET oppnådd fra tabell 3.
For kontantstrømmene ble det brukt finansiell rente på 9% totalt, diskonteringsrente på 12%, analyseperiode på 25 år og en gjennomsnittlig prosentandel av inntektsskatt på 30%, og satsen ble satt til den unngåtte kostnaden for TV 0,048 dollar / kWh med årlige økninger på 1,5%,.
Basissaken tilsvarer evalueringen med en gjennomsnittlig produksjon på 69,2 GWh per år, betingelser der man oppnådde en IRR for prosjektet på 11,5% (se tabeller 3 og tabell A.1 i vedlegget).
Det observeres at sannsynligheten for å oppnå en lavere enn forventet lønnsomhet, under gjennomsnittlige produksjonsforhold (69,2 GWh), er 0,15 (15%), det vil si investeringsrisikoen er mindre enn resultatene oppnådd for sannsynligheten for produksjoner. det første året; Denne effekten skyldes det faktum at det som antydet ovenfor er hyppige produksjoner av høyere og lavere enn gjennomsnittet, og dette har en bufrende effekt på investeringsrisikoen.
Det observeres også at sannsynligheten for å oppnå en avkastning på 11% eller mindre er null, noe som er en positiv faktor fra synspunktet om å redusere usikkerhet og investeringsrisiko.
Den forventede verdien (matematisk håp) er 12,66% for IRR for prosjektet, høyere lønnsomhet enn oppnådd under gjennomsnittlige forhold på 12.11%. Siden den forventede verdien er en mer omtrentlig verdi til reelle forhold, når man innfører den sannsynlige effekten, konkluderes det med at fra prosjektets synspunkt er forholdene gunstige.
3.3 INVESTERINGSRISIKOANALYSE FRA PARTNERS PERSPEKTIV
Analysen i forrige seksjon er også gjort for partnerressurser. Metodikken er den samme for begge tilfeller. Tabell 5 viser sammendraget av sannsynlighetsanalyseresultatene for Lønnsomheten til partnerne oppnådd ved å anvende, det er gjentatt, metodikken beskrevet i avsnitt 3.1 til kontantstrømmer. Resultatene kan observeres i VEDLEGG.
For kontantstrømmer ble det brukt finansiell rente på 9% totalt, diskonteringsrente på 12%, analyseperiode på 25 år, og en gjennomsnittlig inntektsskatteprosent på 30%, ble satsen satt til den unngåtte kostnaden for ctv 0,046 dollar / kWh med årlige økninger på 1,5%, og det antas at partnernes bidrag (motpart) er 20%.
Basissaken tilsvarer, som i forrige beregning, evalueringen av en gjennomsnittlig produksjon på 69,2 GWh per år, betingelser der man oppnådde en IRR for medlemmene på 14,17%, (se tabell A.1 og påfølgende vedlegg).
Det observeres at sannsynligheten for å oppnå en lavere lønnsomhet enn forventet, forutsatt at den var 15%, er 0,52 (52%), men sannsynligheten for at den er under 13% er null, noe som indikerer at variasjonsområdet er lite, og minst en IRR på 13% kan garanteres; Dette resultatet er tilstrekkelig for ESPH SA som tar hensyn til at dette selskapet setter TMAR (Minimum Attraktiv Avkastning) til 12%, som prosjektet sikrer at lønnsomheten uten risiko. For en privat partner kan det imidlertid ikke være nok, og i dette tilfellet er det nødvendig med endringer i takststrukturen; men det må tas med i betraktningen at disse 13% er sikret investeringspartneren i en virksomhet der salg av hele produksjonen er sikret, produksjonen i fangstmarkedet til ESPH SA,derfor kan den veie den lave risikoen mot en annen investering med forskjellige egenskaper.
Den forventede verdien (matematisk håp) for partnernees IRR er 15,1%, høyere lønnsomhet enn oppnådd under gjennomsnittlige forhold på 14,2%.
3.4. SIMULERING MED NEDRE PRODUKSJONER hjemme
Med tanke på at den mest kritiske tilstanden er å starte med de laveste produksjonene i begynnelsen av driften av anlegget, er en serie stigende produksjoner blitt simulert, med utgangspunkt i den laveste produksjonen, men dette er sant, selv om det er sant, veldig usannsynlig, i det minste utgjør det en ytelsestest av prosjektet under ekstreme forhold. Resultatene av denne simuleringen er vist i tabell 6 i dette avsnittet og A.29 i VEDLEGG.
Det er observert at under disse forholdene har prosjektet en IRR på 11,3%, noe lavere enn forventet under gjennomsnittlige forhold, noe som viser at lønnsomheten til prosjektet ikke er veldig følsom for den forventede hydrologiske situasjonen. Frekvensen som det kan forventes veldig ekstreme forhold, bestemt av de situasjoner med IRR er mindre enn 11,3%, vil være mindre enn 7% hvis tabell 2 blir observert.
(MERKNAD: INFORMASJONEN I VEDLEGG ER Funnet i utmerket, men det er rå data, som er fortrolige og for internt bruk av selskapet)
B. RISIKOANALYSE I henhold til PMI
Denne analysen vil bli utført overfladisk på grunn av kompleksiteten i å håndtere økonomiske variabler innen energiproduksjon. I tillegg er den forrige studien en foreløpig analyse basert på den interne avkastningsraten, og så langt ignorerer andre indikatorer som NPV eller Cost / Benefit.
B.1. RISIKO IDENTIFIKASJON
BILLETTER
- Produktbeskrivelse: Denne gangen er produktet generering av energi gjennom bruk av et vannkraftverk. Anlegget er i planleggings- og gjennomføringsfasen, derfor er risikoanalysen økonomisk, men det avhenger av mange variabler, både tekniske og miljømessige. Teknikker, i den forstand at det må utføres en plan for å kontrollere mulige feil i styringen av anlegget, og miljø, i den forstand at produksjonen av vannkraft avhenger av strømmen, betyr dette at hvis nedbøren er lav, er strømmen lavere, noe som vil føre til en nedgang i produksjonen, noe som vil være alvorlig de første årene av prosjektet. Historisk informasjon: Partnerselskapet til ESPH SA har historiske data om flyt i mer enn 25 år. Dette vil bli brukt til å definere sannsynligheten for at kraften er mindre enn eller større enn optimal for at prosjektet skal være lønnsomt.
TEKNIKKER OG VERKTØY
I dette tilfellet brukes erfaringene fra tidligere prosjekter. (Ekspertvurdering)
AVGANGER
Etter den historiske analysen og identifiseringen av strømningssannsynligheter ble det laget en tabell, som er resultatet for et senere stadium, som er kvantifisering av risiko.
B.2. RISIKKVANTIFIKASJON
BILLETTER
Innspillet i dette tilfellet er resultatet av risikoidentifikasjonen.
TEKNIKKER OG VERKTØY
Verktøyene er basert på sannsynligheter og simuleringer (AKKUMULERT ODDS-MONTECARLO SIMULATION). Den berømte "hva skjer hvis". Dette betyr at det ble laget flere økonomiske scenarier med forskjellige strømmer og forskjellige rater.
AVGANGER
Produksjoner er mulige faktorer som kan påvirke risikoen for lav lønnsomhet de første årene, på grunn av lav flyt på grunn av tørke eller anleggsfeil.
B.3. UTVIKLING AV RISIKOANSVAR
I dette tilfellet er det tre alternativer:
- Eliminer risiko Redusere risiko Godta risiko.
ESPH SA må ta de to første alternativene, siden det å akseptere det er ikke utførelsen av prosjektet, siden det avhenger av lønnsomheten.
BILLETTER
De er resultatene fra forrige prosess.
TEKNIKKER OG VERKTØY
Blant teknikkene er det to alternativer:
- Styringen av rentene. Velg finansierer riktig, slik at de kan gi stabilitet til prosjektet. Lag en driftsplan for vannkraftverket, som betyr at det ikke er noen svikt i strømmen av vann til turbinene. (Vedlikehold av kanaler, kraftverk, blant andre) Styring av miljøfaktorer. Skred som påvirker kanalene og styringen av været for å kontrollere reservoaret Sosiale aspekter. Administrer både interne menneskelige ressurser og befolkningen som påvirker prosjektet. Dette fordi disse prosjektene er mottagelige for problemer med forskjellige sektorer i landet.
For hver av disse faktorene må det lages en beredskapsplan og strategiske alternativer, samt forsikringsstyring for visse aktiviteter.
AVGANGER
I de kritiske årene av prosjektet er implementeringen av en risikostyringsplan passende (dette er de første årene), siden enhver situasjon vil forårsake problemer både for prosjektet og de involverte partnerne.
B.4. SVAR PÅ RISIKKONTROLL
BILLETTER
Oppføringen er risikostyringsplanen
TEKNIKKER OG VERKTØY
Vi anbefaler innenfor en risikostyringsplan en person som utelukkende har ansvar for prosjektlederen, som vil ha ansvaret for korrigerende tiltak og økonomiske aspekter som er av stor betydning i de første årene av prosjektet.
AVGANGER
Denne risikostyreren må i tillegg til å håndtere korrigerende tiltak oppdatere den økonomiske informasjonen og håndtere både tekniske og sosiale og miljømessige aspekter.
C. KONKLUSJONER AV SAKEN 1
I dette tilfellet er risikoen mer knyttet til det økonomiske aspektet, siden det er et finansiert prosjekt og der to partnere deltar. Dette betyr at den dårlige utviklingen av prosjektet påvirker tre deler: ESPH SA, partneren og prosjektet. De tekniske, miljømessige og sosiale aspektene må imidlertid ikke utelates, siden dette er de som definerer høy eller lav lønnsomhet, og til og med godkjenning eller ikke-godkjenning av prosjektgjennomføringen. Det er av denne grunnen analysen av denne saken ble vurdert, siden den utgjør risikoen i et finansiert prosjekt.
5.2. SAK 2. RISIKOADMINISTRASJON I SAN CARLOS ELEKTRIFIKASJONSKOOPERATIV (COOPELESCA RL)
A. BAKGRUNN FOR SELSKAPET
Som vi tidligere har kunnet analysere, er Coopelesca RL et selskap som har et handlingsrammeverk i den nordlige Huetar-sonen i Costa Rica og er dedikert til distribusjon, generering og bygging av vannkraftprosjekter.
Coopelesca RL, har erfaringen med å ha bygget under den nøkkelferdige prosjektstyringsmodellen, CHOCOZUELA 1-prosjektet, som utgjorde en sum av $ 1.500.000 som ble bygget til fastsatt pris og tid som var kvalifisert som vellykket.
Basert på erfaringene fra Chocozuela 1, har Coopelesca allerede flere kriterier for å utvikle prosjektene som heter: Chocozuela 2 og 3. Disse arbeidene er inngått gjennom prosjekt-for-administrasjonsmodell, det vil si at de er bygget under kontrakter (outsourcing).
FORBINDELSE AV COOPELESCA RL MED PROSJEKTER
- Et av hovedproblemene for prosjektene deres har vært anskaffelse av arealer og forholdet til naboene. I COOPELESCA er utførende enhet, sammen med ledelse og finansavdeling, ansvarlig for prosjekter. Blant teknikkene og verktøyene som brukes av COOPELESCA tilsyn gjennom fremdriftsrapporter og outsourcing Valg av prosjektpersonell i de to selskapene er basert på erfaring og kapasitet, gjennom en konkurranse. Prosjektkontroll gjennomføres gjennom evaluering av budsjetter, kontantstrømmer, flytdiagrammer og gjennom tilsyn. For å måle økonomisk risiko i prosjekter, er COOPELESCA avhengig av mulighetsstudier og sensitivitetsstudier, som vil bli detaljert beskrevet senere.
B. RISIKOANALYSE I henhold til PMI FOR CHOCOZUELA 2 OG 3-PROSJEKTER
B.1. RISIKO IDENTIFIKASJON
BILLETTER
Som input for risikoidentifikasjon er det planleggingen som ble utført fra konseptualiseringen av prosjektet. Innenfor denne planleggingen etableres en detaljert beskrivelse av produktet, og i tillegg all opplevelsen av Chocozula 1 som parameter for Chocozuela 2 og 3.
TEKNIKKER OG VERKTØY
Når dette andre prosjektet er planlagt, etablerer administrasjonen som verktøy alt relatert til flytskjema, budsjetter, kontantstrømmer, WBS, planlegging av menneskelige ressurser, kontraktadministrasjonsplaner og andre planer som er nødvendige for god fremdrift av prosjektet.
AVGANGER
Fra input, teknikker og verktøy, er det som blir forstått som mulige kilder til eksisterende risikoer output i prosjektplanleggingen.
Det skal bemerkes at de i den første planleggingen identifiserte en serie aktiviteter som bedømmes med stor sannsynlighet for forekomst, og som kan minimeres når muligheten for at den er forekommet, er minimert.
B.2. RISIKKVANTIFIKASJON
Kvantifiseringen av risikoen er basert på data fra Chocozuela 1-prosjektet, derfor brukes statistikk og sannsynligheter.
B.3. UTVIKLING AV RISIKOANSVAR
BILLETTER
Inngangene er resultatene fra forrige prosess.
TEKNIKKER OG VERKTØY
- Politikk (forsikring)
Denne typen prosjekt har et ganske høyt antall risikoer, og Chocozuela 2 og 3 er intet unntak; Det er av denne grunnen og basert på erfaringene fra Chocozuela 1 at beslutningen tas i løpet av den innledende planleggingen, tar den alle forsikringene i Samforsikring for å sikre latent risiko.
Følgende politikker ervervet kan følgende nevnes:
- Jordskjelv Orkaner streiker Arbeidsdrivende tredjeparter Maskiner Fordeling Forsikring Jordskred Død, ect.
Alle disse forsikringene er det National Insurance Institute kaller dem, for eksempel fra 1 til 5. Videre har Coopelesca RL måttet ta med mange av materialene fra utlandet, som på grunn av deres spesialisering ikke kan skaffes i landet og for å sikre at godene Ankomst til prosjektet i nødvendig tid og kvalitet, det har CIF (cost-insurance-freight) Incoterns modalitet.
Damkonstruksjon
Basert på statistikk og andre lignende prosjekter ble det bygget reservoarer på sommerstid for å minimere risikoen for at en negativ hendelse skulle skje om vinteren.
Coopelesca har også tatt vare på detaljene i styring av statistikk fra 20 år siden om klimatiske forhold i området, en situasjon som i disse prosjektene fører til mange forsinkelser i arbeidene og derav viktigheten for dem, det er dette de kaller vinduet av tiden hvis periode er fra 10. august til 18. oktober, måneder i regntiden anses som egnet for konstruksjon.
På den annen side administrerer de oppdaterte tidsplaner, flytdiagrammer, betaler ikke tider og minimum for å sikre en jevn drift av prosjektet.
beredskapsplan
Coopelesca har implementert nye aktiviteter i selskapet som følgende:
- Miljø: Planer for reduksjon av miljøpåvirkning. For eksempel: På steder der det er stråler med sjokoladevann og som faller ned i et basseng, har de lagt det de kaller masker for å filtrere sedimentene. Skjær ned programmerte trær og pakkeprosesser for å dempe miljøbelastningen. Ulykker: Det opprettes en koordinering med Ciudad Quesada Røde Kors på grunn av en ulykke i prosjektet, gjennom kommunikasjons- og varslingsteam, supplert med kurs og en arbeidshelsesenhet. Budsjett:
- Generelt budsjett Kontantstrømmer etter aktiviteter og etter elementer
- Direkte kostnader Indirekte kostnader Andre byggekostnader
Innenfor det generelle budsjettet kalles en stor post imidlertid uforutsett. Dette brukes når prosjektet gjennomgår noen endringer på grunn av en vesentlig årsak eller improvisasjon på grunn av noe som ikke er planlagt.
Chocozuela 2 og 3 er et prosjekt finansiert av Bank of Costa Rica i dollar, og derfor anser lederne ikke at økonomiske endringer er en risiko å vurdere for dette prosjektet.
Andre planer
- Et selskap ble ansatt for å anvende kvalitetskontrolltester, og dermed løse problemer som kan oppstå i fremtiden, samt eksterne revisjoner.
For dette prosjektet har Coopelesca RL hatt et samarbeid med eksperter for å definere visse retningslinjer som vil hjelpe prosjektet til å fungere problemfritt og minimere potensielle risikokilder.
Planene som er etablert for prosjektet blir kontinuerlig oppdatert for å bruke dem som et termometer og for å ta beslutninger.
AVGANGER
Utgangen er en risikostyrings- eller administrasjonsplan.
B.4. SVAR PÅ RISIKKONTROLL
Korrigerende tiltak:
Dette gjøres gjennom den daglige omstillingen i henhold til utgående rapporter. Det er også et dataprogram som guider administratoren og tjener til å oppdage eventuelle hendelser.
Til slutt, i begynnelsen av prosjektet, ble det utført to risikosimuleringer, men denne praksisen er ikke fulgt. Da dette punktet ble nevnt, tok administratoren oppmerksom da han anser det som veldig viktig.
C. KONKLUSJONER AV SAK 2
Som det fremgår, administrerer COOPELESCA selskapet teknikker og verktøy for risikostyring, dog ikke basert på standardiserte prosesser, men på erfaringer oppnådd med dets ytelse. Derfor prøver jeg å plassere informasjonen slik at den kan analyseres med PMIs prinsipper.
BIBLIOGRAFI
- PMI. 1996. EN VEILEDNING TIL PROSJEKTADministrasjonens kunnskapssamfunn. (Pmbok). BRUKER.
Intervjuer med:
- Ing. Pablo Soto. Direktør for planområdet. Public Services Company of Heredia SA september, 2002. Eng. Karl Kulma. Prosjektleder. COOPELESCA. September 2002.
