На сегодня на рынке электроэнергии присутствуют многие трейдеры, которые предлагают скидки, различные типы контрактов. Кроме, сложностей с выбором ценового предложения, весомой проблемой для потребителя остается балансировка и формирование оптимального графика закупки электроэнергии.
С самого начала компания “Мегатрейдинг” ставила своей целью формировать прозрачное ценообразование и управлять рисками снабжения. Одним из первых шагов компании было создание собственной балансирующей группы – “Мегатрейдинг” и прозрачной системы расчетов с доступом потребителя формулам цены с целью предоставления контроля расчетов. Компания приобрела практики оптимального формирования собственного графика, а также активно помогает многим участникам рынка и охотно делится своими наработками. При этом компания считает своими ключевыми преимуществами – прозрачность отношений с клиентами и партнерами.
В интервью для агентства ExPro, совладелец и директор “Мегатрейдинг” Вячеслав Коханов рассказал об опыте работы компании, ее сервисы для клиентов, особенностях работы балансирующей группы, а также представил собственный взгляд на тенденции, складывающиеся на рынке.
– Когда ваша компания начала работать на рынке электроэнергии?
– В 2019 г. мы начинали с другой компании, наработанные связи, опыт и сформирована команда стали основой для создания компании “Мегатрейдинг”. При создании такой компании, прежде всего – это люди, сложные процессы и значительные риски нивелируются профессиональным персоналом. Действовать и принимать решения надо было быстро, поэтому нашли такую компанию, которая уже имела регистрацию. Нашли новых партнеров и стартовали с 1 июня 2020г, в первый же месяц работы мы продали примерно 56 тыс. МВт-ч. Стартовали мы именно с трейдинга, конечных потребителей тогда еще не было. Первая задача была – запустить компанию для трейдинга и заработать первые деньги, чтобы гарантировать доход для наших сотрудников. Уже до конца октября 2020г, мы смогли полностью сформировать штат из 10 человек.
– Как вы сформировали стартовый капитал для покупки первых объемов?
– Мы начинали работать, покупая электроэнергию крупных трейдеров, расплачиваясь за объемы с отсрочкой на 2-3 дня и на условиях подписки 2-3 дня остальные объемов покупали в ТЭЦ. Привлеченных средств и собственных, хватало на оформление финансовой гарантии в размере 30 млн. грн., положив на депозит 3 млн. грн. финансового обеспечения, чтобы можно было осуществлять торговлю значительными объемами, а опыт персонала позволил эффективно работать без оборотного капитала в начале деятельности.
Это был достаточно сложный процесс потому, что не все банки соглашались работать с новой компанией. Мы еле нашли банк, который подставил нам плечо и предоставил фин-гарантию на таких условиях. С фактически нулевым значением оборотного капитала мы работали первые два-три месяца, поэтому, все должно было работать как часы: берем-платим, никакой дебиторской задолженности, никаких рисков контрагента, никаких срывов договоренности. Мы работали на репутацию.
– Какой у вас портфель продаж?
– Если взять наших конечных потребителей сегодня (промышленные предприятия, офисы), мы для них продаем примерно 40 МВт в час в пересчете на базовую нагрузку. Если взять других трейдеров, для них мы продаем от 80 до 100 МВт-ч, зависит от объема заявок каждого месяца.
– В каких регионах вы присутствуете?
– С августа 2020 мы начали работать для конечных потребителей, сформировали коммерческий отдел из 3-х работников. На сегодняшний день у нас более 30 коммерческих потребителей, и уже сформирован отдел продаж с 7-ми специалистов. Договоры есть со всеми ОСР. и с половиной мы уже взаимодействуем. Есть у нас определенная направленность на Харьковскую, Киевскую, Сумскую, Днепропетровскую, Житомирскую, Винницкую области. Нас нет – на западной Украине, в Бурштынском острове.
В Орлове нецелесообразно брать одного клиента, с ним компания не будет конкурентная по марже, там больше потерь на небаланса чем заработка, и тем более данная зона сама по себе не балансируется вообще, сразу надо иметь портфель клиентов, и целесообразнее с нашей стратегии рассматривать покупку компании поставщика в данном регионе. В БУОС примерно 1,5-2% маржи “съедается” небаланса, поэтому при маржинальности продаж, которая действует сейчас на рынке, а это плюс 1-2% от РДН, входить в отношения ради факта поставки без прибыли и рисками расчетов потребителя – нецелесообразны для нашей компании.
О РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
– Почему вы не участвуете в аукционах госкомпаний на “Украинской энергетической биржи”?
– Когда ты знаешь всю составляющую и рецептуру акцепта игроков, нет смысла осуществлять попытку. Ты понимаешь, что ты просто “загонишь” деньги на УЭБ на 5-7 дней, заморозишь свой ресурс, а торги не выиграешь. Мы наблюдаем за аукционами, анализируем и не видим потенциальной возможности покупки там значительных объемов. Один из примеров, это торги “Энергоатома”, мы предлагали приобрести объемы в “Энергоатома” по 1370 грн./МВт-ч и дороже, но торги все равно закрывались за 1150 -1250 грн. / МВт-ч, удовлетворяя потребности в ресурсе отдельных компаний, вероятно учитывая другие критерии выбора победителя, а не только по ценовым параметрам.
– Это связано с тем, что в правилах закупки прописана возможность для продавца выбирать любое предложение, независимо от цены?
– Все верно, предполагаю что в регламенте департаментов закупок продавца объема прописано, что цена – не последний фактор, определяющий победителей. Конечно, есть дополнительные критерии выбора победителя, например: запрет продавать приобретенные объемы на РДН. Это сделано для того, чтобы даже если компания найдет большой гарантийный взнос и предложит высокую цену, она потом не составляла конкуренцию “Энергоатома” на РДН и он не “вылетал” в небалансы, конкурируя с собственными объемами на этом же сегменте рынка. Поэтому, основные критерии для успешной покупки на УЭБ:
объемы, которыми исторически оперировала компания;
прозрачность компании (оплата, налоги, наличие персонала);
доля продаж компании на различных сегментах рынка, в том числе минимальное присутствие на РДН;
объем гарантированного взноса (первая избирается та компания, которая заявилась на наибольший объем лота)
цена – по нашему мнению, это последний критерий и вес цены при выборе победителя составляет лишь 20% успеха.
То есть если у тебя цена выше, а по другим пунктам ты проиграл, тогда ты не победишь в аукционе.
– Каково ваше мнение о запрете на перепродажу объемов на РДН?
– Трейдеры только в Украине рассматривают РДН, как второй способ закупки после покупки объемов на РДД. На самом деле, в странах, где эта реформа движется уже 10 и более лет, РДН, ВГС и БР – это все три сегмента балансирующего рынка. Ведь 80% объемов покупается по прямым договорам, все не покрывается договором или лишние объемы, закупаемые / продаются на РДН, ведь графики потребления постоянно меняются. Наша компания работает именно по такой модели, для нас рынок РДН – это первый из трех балансирующих рыков. Мы просматриваем наши графики каждые 2 дня, и у нас всегда есть запас до 10% на покрытие небаланса за счет РДН, мы или докупаем там дефицит, или продаем избыток.
Например, новогодние праздники начались, потребление упало, а у нас объемы закуплены, и куда их девать? Я в РДН отдаю лишнее, зачем мне продавать их на ВГС, если я знаю объемы заранее. Поэтому ограничения для трейдеров, вроде: “Не продавайте наши объемы на РДН”, должно быть по-принципу, что трейдеры не смогут продавать на РДН ниже какой-то определенной цены, эту формулу можно изобрести и внедрить, как ограничивающий фактор (чтобы не обваливать рынок – ред.) и это должно быть инструментом регулятора.
– Вы упоминали о прогнозировании, как вы предполагаете цену в квартал?
– Сначала смотрим на цену по году, которая сложилась. К примеру прошел 2020, смотрим какая средняя цена на “базу” состояла весь прошлый год. Потом нас интересует конкретный период – квартал или полугодие. Обращаем внимание на ситуацию, которая была в этом квартале, что у нас изменилось в части импорта и нагрузки по видам генерации, с учетом остатков сырья?
Например, в первом квартале 2020 импорт был запрещен из России и Беларуси, а сейчас с Россией такая же ситуация, а из Беларуси – ограниченные, но есть поставки. Что у нас по ситуации с производством, запасы угля на ТЭС и блоки в работе на АЭС? Смотрим, что было в прошлом году, например АЭС работали хорошо, угля на складах хватало, и сравниваем с тем, что имеем сейчас.
Понимаем, что в энергосистеме дефицит примерно до 1 ГВт час, а такой объем может легко изменить цену на РДН на 100-150 грн./МВт-ч, за счет присутствия спроса и отсутствия предложения. А потому эти 100 -150 грн. добавляем к первому кварталу 2020 г., где была средняя цена 1260 грн. / МВт-ч, и мы получаем примерно 1360-1400 грн. / МВт-ч в 1-м квартале 2021г., При увеличении дефицита до 2 ГВт час, пропорционально увеличивается “довесок” к прогнозируемой цены.
– Какая у вас приблизительная точность прогнозов?
– На самом деле, я просто выписываю эти данные для себя в блокнот, чтобы понимать для себя точность данного прогноза. Наши прогнозы на 1-й квартал – это 1363,8 грн. за МВт / ч базовой нагрузки в ОЭС. А верить в этот прогноз или нет, это уже другой вопрос поскольку он не учитывает регуляторной и политической составляющей (ручные режимы управления).
– Это нужно просто, чтобы от чего-то отталкиваться?
– Конечно. Поэтому когда мне стоит вопрос по какой цене приобретать, то я отнимаю от прогнозной цены в квартал примерно 100 грн. / МВт-ч, из которых 50 грн. условно считаю для рынка, закладываю их как запас дисконта, а 50 грн. условно считаю как прогнозируемую маржу сделки. Ведь на мне остаются риски непродажи этого объема, а с учетом потерь на балансирующем рынке, остается примерно 35-40 грн./МВт-ч “чистыми”. Соответственно при прогнозируемой цене на уровне 1360 грн. / МВт-ч максимально комфортная цена закупки электрической энергии по базовую нагрузку, есть – 1260 грн. / МВт-час. А получится так или иначе, можете записать и проверить потом.
Но в точность прогноза, всегда надо включать политическую составляющую, ведь на нашем рынке присутствует ручное регулирование. Например, включили газомазутные блоки, чтобы погасить дефицит. Это политическое решение? Да. Экономики там никакой нет, ведь цена на эту э/э должна быть больше 1600 грн./МВт-час. Это потенциальные убытки “Центрэнерго”, но такое решение принято, чтобы сбалансировать спрос и предложение.
– Какие сегодня наибольшие риски для небольшой трейдинговой компании?
– Самый большой риск – это не расчет со стороны контрагентов. Еще один большой риск, на который мы не рассчитывали, это не расчет оператора балансирующего рынка НЭК “Укрэнерго”. Сейчас мы готовим иск к “Укрэнерго”, ведь они не рассчитываются перед нами положительные небалансы с августа 2020г. “Укрэнерго” объясняет еще, есть первоочередные задачи, нужно выплачивать средства производителям из ВИЭ и государственной генерации.
Насколько нам объяснили, это системная проблема и они уже имеют более 1500000000 грн. задолженности в части выплат небалансов. Все средства, им поступают на данные счета, сразу раздаются пропорционально участникам балансирующего рынка. То есть некоторые участники не будут возмещать небаланс дефицита, и, соответственно, Укрэнерго не имеет средств для оплаты небаланса профицита.
– Решения НКРЭКУ пока сдерживают торговлю на рынке, возможно, прайс-кепы? Или наоборот, все решения являются правильными?
– Регулятор преследовать такие цели как системность рынке, а она не строится за один год, а потому сдерживающие факторы вводятся более для обучения участников рынка. Отпусти сейчас рынок в полную свободу – это будет хаос. Учитывая, что электроэнергия – это ресурс, который заложен в себестоимости различной продукции, мы можем получить проседание во многих энергоемких отраслях экономики через рост цены на э/э.
Методы регулирования нужны и важны на начальном этапе, когда в рынке очень много не системных игроков, которые не понимают, что делают и не имеют долгосрочной стратегии. Быстрая дерегуляция рынка приведет к моментальному росту цен и спекуляциям на рынке среди всех участников. Все будут пытаться заработать здесь и сейчас. Но для того чтобы полностью оценить, правильное регулирование на рынке или нет, в лично у нас недостаточно информации, нет детальной статистики рынка и макропоказателей. Соответственно, какой должен быть верхний прайс-кэп? Надо считать регулятора.
– Что вы можете сказать о нижнем прайс-кэпе, который может препятствовать обвалу цен?
– Отсутствие верхнего прайс-кэпа, хорошо для генерации. Они смогут продавать дороже. А отсутствие нижнего – лучше для потребителей, которые могли бы покупать э/э дешево, это было бы хорошо для них, но мы убьем всю генерацию в стране. Поэтому эти верхние и нижние прайс-кепы являются комфортными факторами для тех и других. И они, наверное, высчитывались, исходя из топливной составляющей всей генерации в Украине, где эти пороговые значения позволяют не получать сверхприбыли, но и не генерировать убытки.
В Украине, в генерации исторически накапливались проблемы, в том числе с оборотными средствами у них не так хорошо. Почему они должны входить в подписные отношения с покупателями их электроэнергии? Потому, что нет денег на уголь и газ согласно графику поставки сырья. В наших постоянных клиентов (генерации) (по состоянию на 20 января 2021г – ред.) Угля есть, потому что мы продавая объемы электроэнергии в подписке, заплатили деньги поколениям а генерации соответственно поставщикам сырья в начале декабря 2020г., Это было стратегически важным, с учетом праздничных и выходных дней.
– Если бы “Центрэнерго” продавало э/э не одному крупному игроку, а многим трейдерам по более высокой цене, они бы зарабатывали больше и у них были бы деньги на уголь?
– Да конечно, то же и с “Энергоатомом”. Когда говорят, что маленькие трейдеры обваливают рынок, а потому им нельзя продавать – это не так. Все происходит наоборот: когда крупные игроки начинают между собой конкурировать большими объемами продажи на РДН, именно тогда обваливается цена. Когда у одного игрока объемы на руках мощностью от 1 ГВт на каждый час, тогда он оказывает существенное влияние на цену. А кто у нас имеет такие объемы?
БАЛАНСИРУЮЩАЯ ГРУППА
– Что вы можете рассказать о вашей балансирующей группе (БГ)?
– На сегодняшний день в нашей балансирующей группе 20 участников. Еще 2-3 находятся на стадии подписания договора, планируем, что в феврале будет 16-17 участников. Объем балансирующей группы был 250-260 тыс. МВт-ч в месяц. В декабре он уменьшился до 150 тыс. МВт-ч в ноябре за счет того, что мы исключили некоторых участников, по недопустимы, как мы считаем, аномальные небалансы по их графикам. В них не хватало денег на закупку э/э по их графику, и они всю закупку покрывали за счет небалансов. То есть у них формировалось где 35-40% небалансов плюс они очень долго рассчитывались перед нами. Мы за этим следим, потому что в низко- маржинальном бизнесе управления рисками и их прогнозирования очень важно. Мы считаем, что много делаем для участников нашей БГ.
Мы своевременно проводим урегулирования небалансов. И это происходит по второй версии расчета небалансов от НЭК “Укрэнерго”, то есть 15 числа месяца следующего за расчетный период, к этому мы кредитуем группу полностью за счет своих средств.
Вторых, несмотря на то, что “Укрэнерго” не платит нам положительные небалансы, мы положительные небалансы своим участникам платим своевременно, то есть берем полностью на себя бремя по урегулированию задолженности НЭК “Укрэнерго” перед ООО “Мегатрейдинг”.
– Это одно из ключевых преимуществ вашей Балансирующей Группы?
– Общий объем Балансирующей Группы “Мегатрейдинг” – 20 участников, из которых 3 компании – это генерация. Итак, по статистическим данным Укрэнерго, мы входим в ТОП 5 балансирующих групп, созданных на рынке.
Вообще, первая наше преимущество – это быстрые понятны расчеты в пределах группы. Мы всем компаниям одновременно даем один файл, в котором они имеют возможность проверять свои данные и других участников. Конечно, там зашифрованы названия других участников, но графики доступны для проверки всеми участниками. Мы даем расчеты в части того, сколько бы в компании было небалансов без нашего БГ и которые были бы расходы. После этого даем расчеты, сколько небалансов удалось компенсировать за счет нашей группы и экономию средств соответственно. Затем, мы каждому участнику даем рекомендации, маржа для него является критической. То есть мы видим сколько процентов в маржи теряет контрагент на небаланса, поэтому мы даем им бесплатный консалтинг в части расчета уровня безубыточности по их торговым операциям и договорам.
Например, у вас не должна быть маржа меньше чем 0,68% назад, именно такой процент у вас потерь по небалансам. Поэтому продавая потребителю с маржой 0,5% от РДН, клиент получает очень незначительный маржинальная прибыль 0,18% на весь график, которого может не хватить для покрытия операционных расходов компании поставщика.
Второе преимущество нашей балансирующей группы – мы даем свою финансовую гарантию по желанию. Если компания входит в группу и им нужна фингарантии, мы предоставляем ее под 2% годовых, по той же ставке, что мы получаем ее для себя в банке. Ведь мы на себе ощутили, что пока компания не получила финансовую отчетность за первый год работы, получить в банке фингарантии очень проблематично.
Поэтому у нас есть ряд молодых компаний, работающих по нашей фингарантии, потому что сами они ее получить пока не могут. Объем нашей, уже работающей фингарантии пока 45 млн. грн. и еще подписано соглашение о дополнительных 100 млн. грн., по которым мы можем обращаться в банк на любом этапе. То есть в целом, 150 млн. грн. – это расчетная сумма для покрытия примерно 750 МВт в час продаж э/э на рынке двусторонних договоров.
И третье – это прозрачные расчеты, где наша компания “Мегатрейдинг” ничем не лучше других участников БГ и не имеет никаких привилегий. Там стандартная формула, любой профицит, что появляется у участников, отдается всем у кого дефицит – пропорционально созданным объемам дефицита и наоборот, то есть нет никаких коэффициентов “улучшение” расчетов для одного отдельного участника.
Мы вообще каждый месяц тренируемся с расчетом, чтобы улучшить эффект от компенсации небалансов участников. Так, если в начале мы имели до 50% экономии на небалансах, то сегодня у нас этот показатель достигает 80% экономии.
Честно говоря, мы выбираем, кого брать в балансирующую группу, а кого лучше не включать в нее, ведь их графики могут вносить деструктив в работу группы, их присутствие уменьшила бы экономию на небаланса у всех участников. Мы также исключаем тех, у кого плохая ситуация с финансовыми расчетами, ведь это также влияет на работу всей БГ.
Кроме того, участники нашей балансирующей группы имеют возможность покупать электрическую энергию со скидкой от РДН. Мы эти объемы предварительно обязательно согласовываем, и закрываем затем за счет партнерских поколений, если их вдруг не удалось приобрести на рынке у других трейдеров, считайте это такая гарантия того, что в поставщика не будет вдруг скорректированный объем.
– Кто является вашими партнерами по генерации?
– Контракты с несколькими малыми поколениями в различных регионах с рабочим графиком до 120 МВт/ч. Именно эти поколения, мы пригласили вступить в нашу Балансирующую группу, они оказывают большое влияние на результаты балансировки, ведь генерация может загружать один торговый график, а физически выдавать немного другой, но мы за счет группы нивелируем эти объемы очень легко, потому что логика планирования графика производства на 180% отличается от логики планирования графиков поставщиков или потребителей. Так что мы покрываем их небалансы, предоставляя им экономию примерно до 0500000 грн. в месяц.
Также мы с ним полностью сняли вопрос продажи произведенного объема. Средства для предоплаты поколения, у нас есть всегда, эта предоплата колеблется примерно в 30 млн. грн., соответственно они имеют возможность сбалансировать себя по углю но не работать “с колес”.
Также имеем контракты с двумя большими поколениями, и есть непостоянные контракты с несколькими малыми поколениями с объемом производства от 5 до 15 МВт в час. Остальной объем иногда мы докупаем в других крупных трейдеров. Как я говорил ранее, наш график покупки на 90% составлен на рынке двусторонних договоров.
О СЕРВИСАХ
– Какие сервисы вы предоставляете своим клиентам?
– Мы всегда готовы предоставлять гибкий график платежей. Мы согласовываем эти графики, чтобы они были понятны. Есть случаи, когда мы подписываем график предоплаты, но, по умолчанию, допускаем, что клиент может в любое время обратиться к нам о невозможности оплаты. Мы можем управлять дебиторской задолженностью в рамках одного месяца, у нас нет за это штрафных санкций.
Во-вторых, у нас нет цели иметь высокую маржинальность да и рынок сегодня не дает такого потенциала.
Средняя маржинальность нашего портфеля конечных потребителей – это 2%. Мы не даем конечным потребителям скидку от РДН, я считаю, что это полным абсурдом. Достаточно рискованно для компаний поставщиков, вести продажи с таким ценообразованием небольшим конечным потребителям.
Скидка от РДН – это преференция трейдера, и мы работаем с конечными потребителями только с положительной маржой. В торговом графике по двусторонним договорам с другими поставщиками скидка конечно есть скидка, она колеблется от 1 до 2% от РДН.
У нас есть личный кабинет. Обмен информацией, подача графиков, счетов, актов – это все можно сделать в личном кабинете. Он еще не полностью автоматизирован, загрузки данных делается вручную. Для эффективности клиентского обслуживания и продаж является CRM-система, IP-телефония, все это интегрировано с сайтом компании и корпоративными страницами в Фейсбук и Линкедин. Так что мы всегда на многоканальной связи с нашим действующим и потенциальным клиентом.
Немного из стратегических шагов по автоматизации. На сегодня, мы сотрудничаем с одной компанией и разрабатываем интерфейс программного обеспечения, которое позволит автоматизировать операционные процессы поставщика и трейдера, а именно договорный процесс, планирование и операционные расчеты (себестоимость, небалансы и выставления актов и счетов). Такая система уже сможет автоматически принимать график клиента, сама отдавать расчеты контрагенту на определенную им дату выдавать полный анализ отношений с нашей компанией, и передавать эти данные в личный кабинет потребителя.
Мы ставим себе целью начать пилотную эксплуатацию этой программы в апреле, совместить ее с 1С, CRM, XMTrade (программный комплекс “Оператора рынка” – ред.) И MMS (софт НЭК “Укрэнерго” – ред.). Тогда будет достигнут эффект полной автоматизации, и в личном кабинете появятся все статистические данные по клиенту. Целью доработать это программное обеспечение и стать провайдером по его продаже, мы вкладываем в этот проект свои наработки и экспертизу.
Мы думаем над тем, чтобы, когда клиент заходит в личный кабинет, там была изложена информация, которая нужна здесь и сейчас. Обычно нужно клиенту? Счет, акт по уже поставленной электроэнергии, примерный расчет его потребления и прогнозный график, или определенная статистика потребления и подтверждения расчета себестоимости по его торговому графику, возможность оперативной корректировки.
– Сейчас вы информацию предоставляете в формате…
– Информацию и расчеты мы предоставляем в форматах собственной разработки, которые понятны нашим клиентам. Мы одними из тех, которые только у себя в компании запускают новую разработку, мы сразу делимся предыдущими версиями со всеми в Telegram-группе “Рынок электроэнергии Украины”, делая небольшой вклад в формирование рынка.
Цель – показать клиенту, как правильно считать. Мы много видели на рынке коммерческих предложений, в которых откровенно писали ложную информацию.
Например, в предложении предоставлена нулевая маржа, но цена выше чем у нас. Мы предоставляем клиенту полный расчет себестоимости, открыто говорим о нашей маржу и другие составляющие тарифа, отделяя все компоненты цены. Клиент видит нулевую цену, он видит сколько зарабатывает наша компания. Эти расчеты легко проверяются.
Мы открываем всю информацию специально и сознательно, чтобы создать честную конкуренцию. Системный конкурентный рынок может образоваться только при наличии зрелых игроков с долгосрочными стратегиями, и безусловно и это важно, при “деполитизированном” регуляторе и операторе Энергетического рынка.
Да, мы даем клиенту возможность проверить других поставщиков, у нас есть много потенциальных клиентов, которые постоянно тарифицируются нами. Они проверяют, как считаем мы, а также текущего поставщика. Эффект от такого подхода есть, ведь даже без активного отдела продаж мы получили неплохую количество контрагентов, перешли к нам только потому, что их “обсчитывал” текущий поставщик.
– Может клиент вам сообщить о неожиданной изменений мощности работы его оборудования?
– Конечно, и это стандарт договорных отношений. У нас следующая практика: при потреблении до 500 тыс. кВт-ч в месяц – мы с клиентами работаем без небалансов, то есть цена небалансов не учитывается в тарифе потребителя. Также потребители по группе “Б” (потребители без автоматического учета электроэнергии, который передается в ОСР – ред.) – у нас также без небалансов, поэтому корректировки по сводному графику таких потребителей происходит специалистами нашей компании. Остальные клиентов всегда имеют возможность корректировки и это целесообразно для обеих сторон.
Вся работа по планированию потребления лежит на плечах технического отдела, который делает правильный график за клиента, знакомит его, и по нему мы работаем. График потребителей группы “Б” мы корректируем раз в 10 дней, а группу “А” (потребители оборудованы автоматическими приборами учета – ред.) Мы корректируем раз в день.
Пройдя этап эффективного планирования в рамках балансирующей группы, даже определенные отклонения в графике потребителей, уже не существенно влияют на общий график. Непосредственно наш график (без балансирующей группы) мы научились прогнозировать так, что мы достигаем доли потери маржи от небалансов в пределах до 0,5%. Пройдя через балансирующую группу, мы уменьшаем потери маржи до 0,02-0,025%. Потери средств от небалансов никогда не достигали более $1 тыс. в месяц.
Достижение целевых показателей по управлению небаланса мы закладываем в KPI сотрудников, если они достигли экономии более 0,5% потерь в марже, то 30% от достигнутого эффекта мы отдаем им. Они заинтересованы изучать графики потребителей и искать пути их оптимизации.
– Если даже определенный клиент выпадет из своего графика потребления, это не повлияет на общую картину?
– Безусловно. Еще одна причина, почему большого влияния не произойдет – это сбалансированность портфеля клиентов по объемам потребления, тогда отдельные колебания не сильно влияют на общий график.
Мы применяем этот принцип добавления клиентов: каждый следующий клиент со своим максимальным объемом потребления не должен весить более 10% от общего объема существующего портфеля потребления.
Еще в начале у нас были переговоры с компанией с мощностью 18-20 МВт / час, и пока мы не заключаем соглашение. Мы виртуально интегрируем их торговый график в наш общий график без балансирующей группы и видим потери на небаланса в размере 450 тыс. грн./месяц, потом добавляем в балансирующую группу и просчитываем потери, они уменьшаются до 250 тыс. грн./месяц. Мы понимаем, на данный момент мы не можем сотрудничать с таким клиентом, ведь чтобы компенсировать 250 тыс. грн. потерь, мы должны предложить маржу РДН + 2,5%, что уже не выгодно клиенту.
Например, клиент хочет маржу 1%, но при таком показателе наша компания получает примерно 150 тыс. грн. в месяц ущерба по такому договору.
Но, компания растет и, возможно, через квартал мы вернемся к клиенту, ведь если такие отношения были бы неэффективными раньше, возможно они будут эффективными в будущем. Мы постоянно привлекаем к балансирующей группы новых клиентов и поставщиков, график группы меняется ежемесячно и уже скоро сможет компенсировать график этого клиента и мы сделаем хорошее предложение.
– Вашим клиентам выгодно всегда быть на связи с вами?
– Мы так и сотрудничаем, у нас есть большой периметр заинтересованных компаний. Что привлекает наших партнеров? Мы всегда помогаем то посчитать, даем более свежую информацию о ценообразовании, мы обучаем сотрудников наших клиентов, предоставляем техническую поддержку. Только за последний месяц мы учили персонал 3-х различных поставляющих компаний.
Когда лично мне звонят, я всегда отвечаю, хотя я понимаю, что это не мой контрагент, однако даю ту информацию, которая ему нужна. Мы делимся своими наработками. Я преподавал несколько версий отдельных наработок нашего софта в публичный доступ, я могу предоставить программу для расчета небалансов, себестоимости, можем поделиться файлом расчетов фин-гарантий. Мы предоставляем эту информацию, позволяющую поддерживать отношение к компании, как открытого и профессионального участника рынка.
– За какой период клиент должен собрать информацию о своем потребления, чтобы предоставить вам для оценки?
– За 2 месяца будет достаточно, чтобы проанализировать соотношение план-факт. После первого месяца работы с нами, мы формируем модель работы предприятия клиента и предоставляем рекомендации по оптимизации планирования.
С 1 апреля до 25 декабря 2020 г. наш рынок был в постоянном профиците и мы давали рекомендации всем нашим клиентам планировать меньшие объемы, ведь лучше докупить дефицит (это будет вам стоить на 5-10% дороже РДН), чем продавать профицит на балансирующем рынке по цене РДН минус 35-40%., поскольку профицит не нужен на профицитном рынке. Клиенты прислушиваются к нашим советам.
Мы проходим первый месяц с клиентом, объясняем как лучше сделать, и где-то через 3 месяца работы в энергетика предприятия появляется элемент доверия, он начинает сам готовить качественные заказы, мы потом снова пропускаем через призму своих коэффициентов, осуществляем микро-уточнения и адаптации его графика в общем графике закупки и так появляется торгово-закупочный график Компании.
Всего три этапа прогнозирования. Оптимизация небалансов проходит сначала с клиентом, затем мы изучаем график без клиента, затем этот график прилагается ко всем остальным графиков и тогда он пропускается через общий график компании. Этот рецепт приготовления дает хорошие результаты.
– Типы контрактов вы предлагаете: с фиксированной ценой, с привязкой к цене на РДН?
– Мы не заключаем договора по фиксированной цене из-за вопроса с прогнозированием. Хотя и мы стараемся прогнозировать цену, однако политика, которая может резко сломать прогноз, поэтому мы всегда работаем с привязкой к РДН. Наверное, если бы я покупал объемы по фиксированной цене на УЭБ, я бы предлагал продукт по установившейся цене.
Мы продаем со скидкой от РДН только для энергоснабжающих компаний, у нас есть два варианта контрактов:
- “Длинный” контракт – это договор на один год. Мы их заключили с 10 декабря на общую мощность 60 МВт / час. В этом контракте есть гарантированный объем на весь год объем, является предоплата всего объема за 10 дней вперед и скидка 2%, которая не влияет на конфигурацию рынка. Мы планируем такие контракты заключать и в дальнейшем;
- Другой подход – скидка 1,3-1,6% от РДН (зависит от объема и платежного графика клиента) с оплатой Д-1 или Д-2 (за 1 день и за 2 дня до дня поставки – ред.). Для новых клиентов – это Д-2, для тех, которые с нами сотрудничают 3 и более месяцев, – это Д-1.
На сегодняшний день мы продали за “длинными” контрактами на январь и февраль 60 МВт / час. Конечно, средства от этого объема направлены на предоплату за уголь с поставкой в феврале для партнерских ТЭЦ.
РАСШИРЕНИЕ ПОРТФЕЛЯ ЗАКУПКИ: НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ И ИМПОРТ
– Какие дальнейшие планы компании?
– Наша стратегия – это наращивание объемов продаж э/э трейдерам, выстраивание партнерских отношений с новыми поколениями и развитие портфеля поставки конечным потребителям.
Кроме этого поиск долгосрочных финансовых инструментов, и это важно, так как этот бизнес требует значительных объемов оборотных средств.
– Какая формула отношений с поколениями, Вы им – деньги для покупки топлива, а они вам – электроэнергию?
– Да. Мы таким образом помогали запускать одну из станций. Мы ей в октябре давали средства, когда она еще не производила э/э, потом у них была тестовая работа во второй половине октября, а в ноябре и декабре мы от них получали э/э.
– Вы ищете варианты сотрудничества с другими ТЭЦ?
– Конечно. В них остается потребность в деньгах, ведь им надо включаться на начало отопительного сезона. Да, такие станции – это небольшие объемы (5-15 МВт в час), но если собрать их по всей Украине, то суммарно получается хорошие 500 МВт. Эти станции нуждаются в средствах.
– Но, они должны много денег “Нафтогазу”…
– Да … Достаточно рискованно авансировать предприятие, счета которого могут находиться под арестом. Но, как правило, в процесс включается администрация городов, которая не может оставить город без тепла.
Был и такой случай – генерирующей компании временно разблокировали счета, мы им заплатили аванс, они его перечислили “Нафтогаза”, а тот предоставил им лимиты на поставку газа. Да, рискованно потому что в конце отопительного сезона, вероятно, у них снова будет та же ситуация.
– Планируете ли вы импортировать электроэнергию из Беларуси?
– Раньше я не верил, что будет такой дефицит, чтобы возникла потребность в импорте. А сейчас это направление для нас интересно. Мы планируем в феврале подписать договор с “Белэнерго”.
– Белорусская сторона готова продавать, они имеют значительный профицит?
– Да, но весь вопрос в том, какой торговый график акцептует на межгосударственном пересечении НЭК “Укрэнерго”. Если, например, трейдеры приобрели сечение на 400 МВт/ч, а “Укрэнерго” ограничило его на 200 МВт/ч, значит, “Беленерго” надо будет перераспределить эти 200 МВт/ч в середине своей энергосистемы, это как рынок балансировки, не очень комфортно.
И такая “рваная” работа по торговому графику, через внезапные ограничения системного оператора также делает непредсказуемыми финансовые результаты по таким операциям трейдеров с обеих сторон.
– Почему “Укрэнерго” ограничивает импорт?
– Для “Укрэнерго” импорт – это как глоток свежего воздуха, ведь тепловая генерация, несмотря на запуск газомазутных блоков, постоянно находится в ремонтах, их оборудования постоянно ломается и на сам перед собой значительный дефицит угля. Мощностей для производства катастрофически сейчас не хватает. Хотя импорт сегодня очень нужен, но это ситуативное явление.
Как только в Украине вырастет производство э/э, импорт сразу ограничивают.
Я думаю, вопрос о необходимости импорта из Беларуси будет также остро стоять в феврале, ближе к марту – уже не так остро, потому что будет добавлена солнечная генерация и урегулируется ситуация по углю, а в апреле – скажут “импорт уже не нужен”. (Виталий Корниенко, Дмитрий Сидоров, ExPro/Энергетика Украины и мира)