На сьогодні, на ринку електроенергії присутні багато трейдерів, які пропонують знижки, різні типи контрактів. Крім, складнощів з вибором цінової пропозиції, вагомою проблемою для споживача залишається балансування і формування оптимального графіку закупівлі е/е. Із самого початку компанія «Мегатрейдінг» ставила собі за мету формувати прозоре ціноутворення та керувати ризиками постачання. Одним із перших кроків компанії було створення власної балансуючої групи – «Мегатрейдінг» та прозорої системи розрахунків з доступом споживача до формул ціни з метою надання контролю розрахунків. Компанія набула практики оптимального формування власного графіку, а також активно допомагає багатьом учасникам ринку та охоче ділиться своїми напрацюваннями. При цьому, компанія вважає своїми ключовими перевагами – прозорість відносин з клієнтами та партнерами.
В інтерв’ю для агентства ExPro, співвласник та директор «Мегатрейдінг» В’ячеслав Коханов розповів про досвід роботи компанії, її сервіси для клієнтів, особливості роботи балансуючої групи, а також представив власний погляд на тенденції, що складаються на ринку.
Коли ваша компанія почала працювати на ринку електроенергії?
У 2019 році ми починали з іншої компанії, напрацьовані зв’язки, досвід та сформована команда стали основою для створення компанії «Мегатрейдінг». При створенні такої компанії, найперше – це люди, складні процеси та значні ризики нівелюються фаховим персоналом. Діяти та приймати рішення требу було швидко, тому, знайшли таку компанію, яка вже мала реєстрацію. Знайшли нових партнерів і стартували з 1 червня 2020р, в перший же місяць роботи ми продали приблизно 56 тис МВт-год. Стартували ми саме з трейдінгу, кінцевих споживачів тоді ще не мали. Перша задача була – запустити компанію для трейдінгу та заробити перші гроші, щоб гарантувати дохід для наших співробітників. Вже до кінця жовтня 2020р, ми змогли повністю сформувати штат з 10 чоловік.
Як ви сформували стартовий капітал для купівлі перших обсягів?
Ми починали працювати, купуючи електроенергію великих трейдерів, розраховуючись за об’єми з відсрочкою на 2-3 дні та, на умовах передплати 2-3 дні решту об’ємів купували у ТЕЦ. Залучених коштів та власних, вистачало на оформлення фінансової гарантії у розмірі 30 млн грн, поклавши на депозит 3 млн. грн. фінансового забезпечення, щоб можна було здійснювати торгівлю значними об’ємами, а досвід персоналу дозволив ефективно працювати без оборотного капіталу на початку діяльності.
Це був достатньо складний процес тому, що не всі банки погоджувались працювати з новою компанією. Ми ледве знайшли банк, який підставив нам плече і надав фін-гарантію на таких умовах. З фактично нульовим значенням оборотного капіталу ми працювали перші два-три місяці, тому, все повинно було працювати як годинник: беремо-платимо, ніякою дебіторської заборгованості, ніяких ризиків контрагента, ніяких зривів домовленості. Ми працювали на репутацію.
Який у вас портфель продажів?
Якщо взяти наших кінцевих споживачів сьогодні (промислові підприємства, офіси), ми для них продаємо приблизно 40 МВт на годину в перерахуванні на базове навантаження. Якщо взяти інших трейдерів, для них ми продаємо від 80 до 100 МВт-год, залежить від обсягу заявок кожного місяця.
В яких регіонах ви присутні?
З серпня 2020р ми почали працювати для кінцевих споживачів, сформували комерційний відділ з 3-х працівників. На сьогоднішній день у нас більше 30 комерційних споживачів, і вже сформований відділ продажу з 7-ми спеціалістів. Договори є з усіма ОСР. та з половиною ми вже взаємодіємо. Є в нас певна направленість на Харківську, Київську, Сумську, Дніпропетровську, Житомирську, Вінницьку області. Нас немає – на західній Україні, у Бурштинському острові.
У Бурштині недоцільно брати одного клієнта, з ним компанія не буде конкурентна по маржі, там більше втрат на небалансах ніж заробітку, і тим паче дана зона сама по собі не балансується взагалі, одразу треба мати портфель клієнтів, і доцільніше з нашої стратегії розглядати купівлю компанії постачальника у даному регіоні. В БуОС приблизно 1,5-2% маржі «з’їдається» небалансами, тому при маржинальності продажів, яка діє зараз на ринку, а це плюс 1-2% від РДН, входити в відносини заради факту поставки без прибутку і ризиками розрахунків споживача – недоцільні для нашої компанії.
Про ринок електроенергії
Чому ви не берете участь в аукціонах держкомпаній на «Українській енергетичній біржі»?
Коли ти знаєш усю складову та рецептуру акцепту гравців, немає сенсу здійснювати спробу. Ти розумієш, що ти просто «заженеш» гроші на УЕБ на 5-7 днів, заморозиш свій ресурс, а торги не виграєш. Ми спостерігаємо за аукціонами, аналізуємо та не бачимо потенційної можливості купівлі там значних об’ємів. Один з прикладів, це торги «Енергоатому», ми пропонували придбати обсяги у «Енергоатома» за 1370 грн/МВт-год та дорожче, але торги все одно закривались за 1150 -1250 грн/МВт-год., задовольняючи потреби в ресурсі окремих компаній, ймовірно враховуючи інші критерії вибору переможця, а не тільки за ціновими параметрами.
Це пов’язано з тим, що в правилах закупки прописана можливість для продавця обирати будь-яку пропозицію, незалежно від ціни?
Все вірно, припускаю що в регламенті департаментів закупок Продавця об’єму прописано, що ціна – не останній фактор, що визначає переможців. Звісно є додаткові критерії вибору переможця, наприклад: заборона продавати придбані обсяги на РДН. Це зроблено, для того, щоб навіть якщо компанія знайде великий гарантійний внесок і запропонує високу ціну, вона потім не складала конкуренцію «Енергоатому» на РДН і він не «вилітав» в небаланси, конкуруючи з власними об’ємами на цьому ж сегменті ринку. Тому, основні критерії для успішної купівлі на УЕБ:
- – обсяги, якими історично оперувала компанія;
- – прозорість компанії (оплата, податки, наявність персоналу);
- – доля продажів компанії на різних сегментах ринку, в тому числі мінімальна присутність на РДН;
- – обсяг гарантованого внеску (перша обирається та компанія, яка заявилась на найбільший обсяг лоту);
- – ціна – на нашу думку, це останній критерій і вага ціни при виборі переможця складає лише 20% успіху.
Тобто якщо в тебе ціна вище, а по інших пунктах ти програв, тоді ти не переможеш в аукціоні.
Яка ваша думка щодо заборони на перепродаж обсягів на РДН?
Трейдери тільки в Україні розглядають РДН, як другий спосіб закупівлі після придбання обсягів на РДД. Насправді ж, у країнах, де ця реформа рухається вже 10 і більше років, РДН, ВДР та БР – це все три сегменти балансуючого ринку. Адже 80% обсягів купується по прямих договорах, все що не покривається договором або зайві обсяги, купуються/продаються на РДН, адже графіки споживання постійно змінюються. Наша компанія працює саме за такою моделі, для нас ринок РДН – це перший з трьох балансуючих риків. Ми переглядаємо наші графіки кожні 2 дні, і в нас завжди є запас до 10% на покриття небалансу за рахунок РДН, ми або докуповуємо там дефіцит, або продаємо надлишок.
Наприклад, новорічні свята почались, споживання впало, а в нас обсяги закуплені, і куди їх дівати? Я у РДН віддаю зайве, навіщо мені продавати їх на ВДР, якщо я знаю обсяги заздалегідь. Тому обмеження для трейдерів, на кшталт: «Не продавайте наші обсяги на РДН», має бути по-принципу, що трейдери не зможуть продавати на РДН нижче якоїсь певної ціни, цю формулу можливо винайти і запровадити, як обмежуючий фактор (щоб не обвалювати ринок – ред.) і це має бути інструментом регулятора.
Ви згадували про прогнозування, як ви передбачаєте ціну на квартал?
Спочатку дивимось на ціну по року, яка склалась. До прикладу пройшов 2020р, дивимось яка середня ціна на «базу» складалася весь минулий рік. Потім нас цікавить конкретний період – квартал або півріччя. Звертаємо увагу, на ситуацію яка була в цьому кварталі, що в нас змінилось в частині імпорту та навантаження по видам генерації, з урахуванням залишків сировини?
Наприклад, в першому кварталі 2020 року імпорт був заборонений з Росії та Білорусі, а наразі з Росією така ж ситуація, а з Білорусі – обмежені, але є поставки. Що у нас по ситуації з виробництвом, запаси вугілля на ТЕС та які блоки в роботі на АЕС? Дивимось, що було у минулому році, наприклад АЕС працювали добре, вугілля на складах вистачало, і порівнюємо з тим що маємо зараз.
Розуміємо, що у в енергосистемі є дефіцит приблизно до 1 ГВт годину, а такий об’єм може легко змінити ціну на РДН на 100-150 грн/МВт-год, за рахунок присутності попиту та відсутності пропозиції. А тому ці 100 -150 грн додаємо до першого кварталу 2020 р, де була середня ціна 1260 грн/МВт-год, і ми отримуємо приблизно 1360-1400 грн/МВт-год у 1-му кварталі 2021р., при збільшенні дефіциту до 2 ГВт годину, пропорційно збільшується «довісок» до прогнозованої ціни.
Яка у вас приблизна точність прогнозів?
Насправді, я просто виписую ці дані для себе у блокнот, щоб розуміти для себе точність даного прогнозу. Наші прогнози на 1-й квартал – це 1363,8 грн за МВт/г базового навантаження в ОЕС. А вірити у цей прогноз або ні, це вже інше питання оскільки він не враховує регуляторної та політичної складової (ручні режими керування).
При прогнозуванні, завжди треба враховувати політичну складову
Це потрібно просто, щоб від чогось відштовхуватись?
Звичайно. А тому коли для мене стоїть питання по якій ціні придбавати, то я віднімаю від прогнозної ціни на квартал приблизно 100 грн /МВт-год, з яких 50 грн умовно рахую для ринку, закладаю їх як запас дисконту, а 50 грн умовно рахую як прогнозовану маржу угоди . Адже на мені залишаються ризики непродажу цього об’єму, а з урахуванням втрат на балансуючому ринку, залишається приблизно 35-40 грн/МВт-год «чистими». Відповідно при прогнозованій ціні на рівні 1360 грн /МВт-год максимально комфортна ціна закупки електричної енергії за базове навантаження, є – 1260 грн /МВт-год. А вийде так чи по іншому, можете записати і перевірити потім.
Але у точність прогнозу, завжди треба включати політичну складову, адже на нашому ринку присутнє ручне регулювання. Наприклад, включили газомазутні блоки, щоб погасити дефіцит. Це політичне рішення? Так. Економіки там ніякої немає, адже ціна на дану е/е повинна бути більше 1600 грн/МВт-год. Це потенційні збитки для «Центренерго», але таке рішення прийнято, щоб збалансувати попит та пропозицію.
Які на сьогодні найбільші ризики для невеликої трейдингової компанії ?
Найбільший ризик – це не розрахунок з боку контрагентів. Ще один великий ризик, на який ми не розраховували, це не розрахунок оператора балансуючого ринку НЕК «Укренерго». Наразі ми готуємо позов до «Укренерго», адже вони не розраховуються перед нами за позитивні небаланси з серпня 2020р. «Укренерго» пояснює ще, є першочергові задачі, що потрібно виплачувати кошти виробникам з ВДЕ та державній генерації.
Наскільки нам пояснили, це системна проблема і вони вже мають більше 1,5 млрд грн заборгованості в частині виплат небалансів. Всі кошти, що їм надходять на дані рахунки, одразу роздаються пропорційно учасникам балансуючого ринку. Тобто деякі учасники не відшкодували небаланс дефіциту, і відповідно Укренерго не має коштів для сплати небаланса профіциту.
Які рішення НКРЕКП наразі стримують торгівлю на ринку, можливо, прайс-кепи? Чи навпаки, всі рішення є правильними ?
Регулятор має переслідувати такі цілі як системність ринку, а вона не будується за один рік, а тому стримуючі фактори запроваджуються більше для навчання учасників ринку. Відпусти наразі ринок у повну свободу – це буде хаос. Враховуючи, що електроенергія – це ресурс, який закладений у собівартості різної продукції, ми можемо отримати просідання в багатьох енергоємних галузях економіки через ріст ціни на е/е.
Методи регулювання потрібні і важливі на початковому етапі, коли в ринку дуже багато не системних гравців, які не розуміють, що роблять і не мають довгострокової стратегії. Швидка дерегуляція ринку, призведе до моментального зростання цін та спекуляцій на ринку серед усіх учасників. Всі будуть намагатись заробити тут і зараз. Але для того щоб сповна оцінити, чи правильне регулювання на ринку чи ні, у особисто у нас недостатньо інформації, немає детальної статистики ринку та макропоказників. Відповідно, який має бути верхній прайс-кеп? Треба рахувати регулятору.
Що ви можете сказати про нижній прайс-кеп, який має перешкоджати обвалу цін?
Відсутність верхнього прайс-кепу, добре для генерації. Вони зможуть продавати дорожче. А відсутність нижнього – краще для споживачів, які могли б купувати е/е дешево, це було б добре для них, але тоді ми вб’ємо усю генерацію в країні. Тому ці верхні і нижні прайс-кепи є комфортними факторами для тих і інших. І вони, напевно, вираховувались, виходячи з паливної складової усієї генерації в Україні, де ці порогові значення дозволяють не отримувати надприбутків, але і не генерувати збитків.
В Україні, у генерації історично накопичувались проблеми, в тому числі з обіговими коштами у них не так добре. Чому вони мають входити у передплатні відносини з покупцями їх електроенергії? Тому, що немає грошей на вугілля і газ згідно графіку постачання сировини. У наших постійних клієнтів (генерації) (станом на 20 січня 2021р – ред.) вугілля є, бо ми продаючи обсяги електроенергії в передплаті , заплатили кошти генераціям а генерації відповідно постачальникам сировини на початку грудня 2020р., це було стратегічно важливим, з урахуванням святкових та вихідних днів.
Якби «Центренерго» продавало е/е не одному великому гравцю, а багатьом трейдерам за вищою ціною, вони б заробляли більше і у них були б гроші на вугілля?
Так звичайно, те саме і з «Енергоатомом». Коли кажуть, що маленькі трейдери обвалюють ринок, а тому їм не можна продавати – це не так. Все відбувається навпаки: коли великі гравці починають між собою конкурувати великими об’ємами продажу на РДН, саме тоді обвалюється ціна. Коли у одного гравця є обсяги на руках потужністю від 1 ГВт на кожну годину, тоді він має суттєвий вплив на ціну. А хто у нас має такі обсяги?..
Балансуюча група
Що ви можете розповісти про вашу балансуючу групу (БГ)?
На сьогодні в нашій балансуючій групі 20 учасників. Ще 2-3 знаходяться на стадії підписання договору, плануємо у лютому буде 16-17 учасників. Обсяг балансуючої групи був 250-260 тис МВт-год на місяць. У грудні він зменшився до 150 тис МВт-год у листопаді за рахунок того, що ми виключили деяких учасників, за недопустимі, як ми вважаємо, аномальні небаланси по їхнім графікам. В них не вистачало грошей на закупівлю е/е по їх графіку і вони усю закупівлю покривали за рахунок небалансів. Тобто в них формувалось десь 35-40% небалансів плюс вони дуже довго розраховувались перед нами. Ми за цим слідкуємо, бо в низько-маржинальному бізнесі управління ризиками та їх прогнозування дуже важливе. Ми вважаємо, що багато робимо для учасників нашої БГ.
Ми своєчасно проводимо врегулювання небалансів. І це відбувається за другою версією розрахунку небалансів від НЕК «Укренерго», тобто 15 числа місяця наступного за розрахунковий період, до цього ми кредитуємо групу повністю за рахунок своїх коштів.
Друге, не дивлячись на те, що «Укренерго» не сплачує нам позитивні небаланси, ми позитивні небаланси своїм учасникам сплачуємо своєчасно, тобто беремо повністю на себе тягар з врегулювання заборгованості НЕК «Укренерго» перед ТОВ «Мегатрейдінг».
Це є одна з ключових переваг вашої Балансуючої Групи?
Загальний обсяг Балансуючої Групи «Мегатрейдінг» – 20 учасників, з яких 3 компанії – це генерація. Отже за статистичними даними Укренерго ми входимо до ТОП 5 Балансуючих груп, що створені на ринку.
Взагалі, перша наша перевага – це швидкі зрозумілі розрахунки в межах групи. Ми усім компаніям одночасно даємо один файл, в якому вони мають можливість перевіряти свої дані та інших учасників. Звичайно, там зашифровані назви інших учасників, але графіки доступні для перевірки всіма учасниками. Ми даємо розрахунки в частині того, скільки б у компанії було небалансів без нашої БГ і які були б витрати. Після цього даємо розрахунки, скільки небалансів вдалось компенсувати за рахунок нашої групи і економію коштів відповідно. Потім, ми кожному учаснику даємо рекомендації, яка маржа для нього є критичною. Тобто ми бачимо скільки відсотків у маржі втрачає контрагент на небалансах, а тому ми даємо їм безкоштовний консалтинг в частині розрахунку рівня беззбитковості по їхнім торговим операціям та договорам.
Наприклад, у вас не повинна бути маржа менше ніж 0,68% тому. що саме такий відсоток у вас втрат по небалансам. А тому продаючи споживачу з маржею 0,5% від РДН, клієнт отримує дуже незначний маржинальний прибуток 0,18% на весь графік, якого може не вистачити для покриття операційних витрат компанії постачальника.
Друга перевага нашої балансуючої групи – ми даємо свою фінансову гарантію за бажанням. Якщо компанія входить у групу і їм потрібна фінгарантія, ми надаємо її під 2% річних, за тією ж ставкою, що ми отримуємо її для себе у банку. Адже ми на собі відчули, що поки компанія не отримала фінансову звітність за перший рік роботи, отримати в банку фінгарантію дуже проблематично.
А тому у нас є ряд молодих компаній, що працюють за нашою фінгарантією, бо самі вони її отримати поки не можуть. Об’єм нашої, вже працюючої фінгарантії наразі – 45 млн грн і ще підписана угода про додаткові 100 млн грн, за якими ми можемо звертатись у банк на будь-якому етапі. Тобто загалом, 150 млн грн – це розрахункова сума для покриття приблизно 750 МВт на годину продажів е/е на ринку двосторонніх договорів.
І третє – це прозорі розрахунки, де наша компанія «Мегатрейдінг» нічим не краще за інших учасників БГ та не має ніяких привілеїв. Там стандартна формула, будь-який профіцит, що з’являється у учасників, віддається усім у кого дефіцит – пропорційно створеним обсягам дефіциту і навпаки, тобто немає ніяких коефіцієнтів «покращення» розрахунків для жодного окремого учасника.
Ми взагалі кожного місяця тренуємось з розрахунками, щоб покращити ефект від компенсації небалансів учасників. Так, якщо на початку ми мали до 50% економії на небалансах, то сьогодні у нас цей показник досягає 80% економії.
Чесно кажучи, ми обираємо кого брати у балансуючу групу, а кого краще не включати в неї, адже їх графіки можуть вносити деструктив у роботу групи, їх присутність зменшила б економію на небалансах у всіх учасників. Ми також виключаємо тих, у кого погана ситуація з фінансовими розрахунками, адже це також впливає на роботу всієї БГ.
Крім того, учасники нашої балансуючої групи мають можливість купляти електричну енергію зі знижкою від РДН. Ми ці обсяги попередньо обов’язково погоджуємо, і закриваємо потім за рахунок партнерських генерацій, якщо їх раптом не вдалось придбати на ринку у інших трейдерів, рахуйте це така собі гарантія того, що в постачальника не буде раптом скоригований об’єм.
Хто є вашими партнерами з генерації?
Ми маємо контракти з декількома малими генераціями у різних регіонах з робочим графіком до 120 МВт/годину. Саме ці генерації, ми запросили вступити у нашу Балансуючу групу, вони дуже впливають на результати балансування, адже генерація може завантажувати один торговий графік, а фізично видавати трохи інший, але ми за рахунок групи нівелюємо ці об’єми дуже легко, бо логіка планування графіка виробництва на 180% відрізняється від логіки планування графіків постачальників чи споживачів. Отже ми покриваємо їхні небаланси, надаючи їм економію приблизно до 0,5 млн грн на місяць.
Також ми з них повністю зняли питання продажу виробленого об’єму. Кошти для передоплати генерації, у нас є завжди, ця передоплата коливається приблизно до 30 млн грн, відповідно вони мають можливість збалансувати себе по вугіллю та не працювати «з коліс».
Також маємо контракти з двома великими генераціями, і маємо непостійні контракти з декількома малими генераціями з обсягом виробництва від 5 до15 МВт на годину. Решту об’єму іноді ми докуповуємо у інших великих трейдерів. Як я казав раніше наш графік купівлі на 90% складений на ринку двосторонніх договорів.
Про сервіси
Які сервіси ви надаєте своїм клієнтам?
Ми завжди готові надавати гнучкий графік платежів. Ми погоджуємо ці графіки, щоб вони були зрозумілі. Є випадки, коли ми підписуємо графік попередньої оплати, але, за замовчуванням, допускаємо, що клієнт може в будь-який час звернутися до нас про неможливість оплати. Ми можемо керувати дебіторською заборгованістю в рамках одного місяця, у нас немає за це штрафних санкцій.
По-друге, у нас немає на меті мати високу маржинальність та і ринок сьогодні не дає такого потенціалу.
Середня маржинальність нашого портфелю кінцевих споживачів – це 2%. Ми не даємо кінцевим споживачам знижку від РДН, я вважаю, що це повним абсурдом. Досить ризиковано для компаній постачальників, вести продажі з таким ціноутворенням невеликим кінцевим споживачам.
Знижка від РДН – це преференція трейдера і ми працюємо з кінцевими споживачами лише з плюсовою маржею. У торговому графіку за двосторонніми договорами з іншими постачальниками знижка звичайно є знижка, вона коливається від 1 до 2% від РДН.
У нас є особистий кабінет. Обмін інформацією, подача графіків, рахунків, актів – це все можна зробити в особистому кабінеті. Він ще не повністю автоматизований, завантаження даних робиться в ручну. Для ефективності клієнтського обслуговування та продажів є CRM-система, IP-телефонія, все це інтегроване з сайтом компанії та корпоративними сторінками у Фейсбук та Лінкедін. Отже ми завжди на багатоканальному зв’язку з нашим діючим та потенційним клієнтом.
Трохи з стратегічних кроків по автоматизації. На сьогодні, ми співпрацюємо з однією компанією та розробляємо інтерфейс програмного забезпеченням, яке дозволить автоматизувати операційні процеси постачальника і трейдера, а саме договірний процес, планування та операційні розрахунки (собівартість, небаланси та виставлення актів і рахунків). Така система вже зможе автоматично приймати графік клієнта, сама віддавати розрахунки контрагенту на визначену ним дату видавати повний аналіз відносин з нашою компанією, та передавати ці данні в особистий кабінет споживача.
Ми ставимо собі за мету розпочати пілотну експлуатацію цієї програми у квітні, поєднати її з 1С, CRM, XMTrade (програмний комплекс «Оператора ринку» – ред.) і MMS (софт НЕК «Укренерго» – ред.). Тоді буде досягнутий ефект повної автоматизації і у особистому кабінеті з’являться всі статистичні дані щодо клієнта. На меті доробити це програмне забезпечення і стати провайдером з його продажу, ми вкладаємо в цей проект свої напрацювання та експертизу.
Ми думаємо над тим, щоб коли клієнт заходить в особистий кабінет, там була викладена інформація яка потрібна тут і зараз. Що зазвичай потрібно клієнту? Рахунок, акт щодо вже поставленої електроенергії, приблизний розрахунок його споживання та прогнозний графік, або певна статистика споживання та підтвердження розрахунку собівартості за його торговим графіком, можливість оперативного коригування.
Зараз ви інформацію надаєте у форматі…
Інформацію та розрахунки ми надаємо у форматах власної розробки, які зрозумілі нашім клієнтам. Ми є одними із тих, які щойно у себе в компанії запускають нову розробку, ми одразу ділимося попередніми версіями з усіма в Telegram-групі «Ринок електроенергії України», роблячи невеличкий вклад у формування ринку.
На меті – показати клієнту, як правильно рахувати. Ми багато бачили на ринку комерційних пропозицій, в яких відверто писали неправдиву інформацію.
Наприклад, в пропозиції надана нульова маржа, але ціна вище ніж у нас. Ми надаємо клієнту повний розрахунок собівартості, відкрито говоримо про нашу маржу та інші складові тарифу, відокремлюючи всі компоненти ціни. Клієнт бачить нульову ціну, він бачить скільки заробляє наша компанія. Ці розрахунки легко перевіряються.
Ми відкриваємо всю інформацію спеціально та свідомо, щоб створити чесну конкуренцію. Системний конкурентний ринок може утворитися тільки при наявності зрілих гравців з довгостроковими стратегіями, та безумовно і це важливо, при «деполітизованому» регуляторі і операторі Енергетичного ринку.
Так, ми даємо клієнту можливість перевірити інших постачальників, у нас є багато потенційних клієнтів, які постійно тарифікуються нами. Вони перевіряють, як рахуємо ми, а також поточного постачальника. Ефект від такого підходу є, адже навіть без активного відділу продажів ми отримали непогану кількість контрагентів, які перейшли до нас тільки тому, що їх «обраховував» поточний постачальник.
Чи може клієнт вам повідомити про неочікувану змін потужності роботи його обладнання?
Звичайно, і це стандарт договірних відносин. У нас наступна практика: при споживанні до 500 тис кВт-год на місяць – ми з клієнтами працюємо без небалансів, тобто ціна небалансів не враховується у тариф споживача. Також споживачі за групою «Б» (споживачі без автоматичного обліку електроенергії, який передається до ОСР – ред.) – у нас також без небалансів, тому коригування за зведеним графіком таких споживачів відбувається фахівцями нашої компанії. Решта клієнтів завжди мають можливість на коригування і це є доцільним для обох сторін.
Вся робота щодо планування споживання лежить на плечах технічного відділу, який робить правильний графік за клієнта, ознайомлює його і по ньому ми працюємо. Графік споживачів групи «Б» ми коригуємо раз на 10 днів, а групу «А» (споживачі обладнані автоматичними приладами обліку – ред.) ми коригуємо раз на день.
Пройшовши етап ефективного планування в рамках балансуючої групи, навіть певні відхилення у графіку споживачів, вже не суттєво впливають на загальний графік. Безпосередньо наш графік (без балансуючої групи) ми навчилися прогнозувати так, що ми досягаємо частки втрати маржі від небалансів в межах до 0,5%. Пройшовши через балансуючу групу, ми зменшуємо втрати маржі до 0,02-0,025%. Втрати коштів від небалансів ніколи не досягали більше $1 тис на місяць.
Досягнення цільових показників з управління небалансами ми закладаємо в KPI співробітників, якщо вони досягли економії більше 0,5% втрат в маржі, то 30% від досягнутого ефекту ми віддаємо їм. Вони зацікавлені вивчати графіки споживачів та шукати шляхи їх оптимізації.
Якщо, навіть, певний клієнт випаде зі свого графіку споживання, це не вплине на загальну картину?
Безумовно. Ще одна причина, чому великого впливу не відбудеться – це збалансованість портфелю клієнтів за обсягами споживання, тоді окремі коливання не сильно впливають на загальний графік.
Ми застосовуємо такий принцип додавання клієнтів: кожен наступний клієнт зі своїм максимальним обсягом споживання не має важити більше, ніж 10% від загального обсягу існуючого портфелю споживання.
Десь на початку у нас були переговори з компанією із потужністю 18-20 МВт/годину, та поки ми не укладаємо угоду. Ми віртуально інтегруємо їх торговий графік у наш загальний графік без балансуючої групи і бачимо втрати на небалансах у розмір 450 тис грн/місяць, потім додаємо у балансуючу групу і прораховуємо втрати, вони зменшуються до 250 тис грн/місяць. Ми розуміємо, на разі ми не можемо співпрацювати з таким клієнтом, адже щоб компенсувати 250 тис грн втрат, ми маємо запропонувати маржу РДН +2,5%, що вже не вигідно клієнту.
Наприклад клієнт хоче маржу 1%, але при такому показнику наша компанія отримує приблизно 150 тис грн на місяць збитку за таким договором.
Але, Компанія росте і можливо через квартал ми повернемося до клієнта, адже якщо такі відносини були б не ефективними раніше, можливо вони будуть ефективними у майбутньому. Ми постійно долучаємо до балансуючої групи нових клієнтів та постачальників, графік групи змінюється щомісяця та вже скоро зможе компенсувати графік цього клієнта і ми зробимо гарну пропозицію.
Вашим клієнтам вигідно завжди бути на зв’язку з вами?
Ми так і співпрацюємо, у нас є великий периметр зацікавлених компаній. Що приваблює наших партнерів? Ми завжди допомагаємо щось порахувати, даємо більш свіжу інформацію про ціноутворення, ми навчаємо співробітників наших клієнтів, надаємо технічну підтримку. Тільки за останній місяць ми навчали персонал 3-х різних постачальних компаній.
Коли особисто мені телефонують, я завжди відповідаю, хоча я розумію, що це не мій контрагент, проте даю ту інформацію, яка йому потрібна. Ми ділимося своїми напрацюваннями. Я викладав декілька версій окремих напрацювань нашого софту у публічний доступ, я можу надати програму для розрахунку небалансів, собівартості, можемо поділитися файлом розрахунків фін-гарантій. Ми надаємо цю інформацію, що дозволяє підтримувати ставлення до компанії, як відкритого та фахового учасника ринку.
За який період клієнт має зібрати інформацію про своє споживання, щоб надати вам для оцінки?
За 2 місяці буде достатньо, щоб проаналізувати співвідношення план-факт. Після першого місяця роботи з нами, ми формуємо модель роботи підприємства клієнта і надаємо рекомендації щодо оптимізації планування.
З 1 квітня до 25 грудня 2020р наш ринок був в постійному профіциті і ми давали рекомендували всім нашим клієнтам планувати менші обсяги, адже краще докупити дефіцит (це буде вам коштувати на 5-10% дорожче від РДН), ніж продавати профіцит на балансуючому ринку за ціною РДН мінус 35-40%., оскільки профіцит не потрібен на профіцитному ринку. Клієнти прислуховуються до наших порад.
Ми проходимо перший місяць з клієнтом, пояснюємо як краще зробити, і десь через 3 місяця роботи у енергетика підприємства з’являється елемент довіри, він починає сам готувати якісні замовлення, які ми потім знову пропускаємо через призму своїх коефіцієнтів, здійснюємо мікро-уточнення та адаптацію його графіка в загальному графіку закупівлі і так з’являється торгово-закупівельний графік Компанії.
Всього три етапи прогнозування. Оптимізація небалансів проходить спочатку з клієнтом, потім ми вивчаємо графік без клієнта, потім цей графік додається до всіх інших графіків і тоді він пропускається через загальний графік компанії. Цей рецепт приготування дає хороші результати.
Ми навчаємо наших клієнтів, бо ми зацікавлені у тому, щоб вони росли. Це правильна історія, яка робить в ринку правильні речі
Які типи контрактів ви пропонуєте: з фіксованою ціною, з прив’язкою до ціни на РДН?
Ми не укладаємо договори за фіксованою ціною через питання з прогнозуванням. Хоча й ми намагаємося прогнозувати ціну, проте є політика, яка може різко зламати прогноз, тому ми завжди працюємо з прив’язкою до РДН. Мабуть, якби я купував обсяги за фіксованою ціною на УЕБ, я б пропонував продукт за сталою ціною.
Ми продаємо зі знижкою від РДН лише для енергопостачальних компаній, в нас є два варіанти контрактів:
- «Довгий» контракт – це договір на один рік. Ми їх уклали з 10 грудня на загальну потужність 60 МВт/годину. В цьому контракті є гарантований об’єм на весь рік обсяг, є передоплата всього обсягу за 10 днів наперед та знижка 2%, яка не впливає на конфігурацію ринку. Ми плануємо такі контракти укладати й надалі;
- Інший підхід – знижка 1,3-1,6% від РДН (залежить від обсягу та платіжного графіку клієнта) з оплатою Д-1 або Д-2 (за 1 день та за 2 дні до дня поставки – ред.). Для нових клієнтів – це Д-2, для тих, які з нами співпрацюють 3 і більше місяців, – це Д-1.
На сьогодні ми продали за «довгими» контрактами на січень та лютий 60 МВт/годину. Звичайно кошти від цього обсягу спрямовані на передоплату за вугілля з поставкою у лютому для партнерських ТЕЦ.
Крім електроенергії ми плануємо продавати послуги з енергоменеджменту та енергоаудиту, старт цього проекту розпочинається з весни цього року.
Розширення портфелю закупівлі: нова генерація та імпорт
Які подальші плани компанії?
Наша стратегія – це нарощування обсягів продажів е/е трейдерам, вибудовування партнерських відносин з новими генераціями та розвиток портфелю постачання кінцевим споживачам.
Крім цього пошук довгострокових фінансових інструментів, і це важливо, бо цей бізнес потребую значних об’ємів обігових коштів.
Яка формула відносин з генераціями, Ви їм – гроші для купівлі палива, а вони вам – електроенергію?
Так. Ми таким чином допомагали запускати одну із станцій. Ми їй у жовтні давали кошти, коли вона ще не виробляла е/е, потім у них була тестова робота у другій половині жовтня, а в листопаді та грудні ми від них отримували е/е.
Ви шукаєте варіанти співпраці з іншими ТЕЦ?
Звичайно. У них залишається потреба у грошах, адже їм треба вмикатися на початок опалювального сезону. Так, такі станції – це невеликі обсяги (5-15 МВт на годину), але якщо зібрати їх по всій Україні, то сумарно виходить гарні 500 МВт. Ці станції потребують коштів.
Але, вони винні багато грошей «Нафтогазу»…
Так… Досить ризиковано авансувати підприємство, рахунки якого можуть знаходитися під арештом. Але, як правило, в процес включається адміністрація міст, яка не може залишити місто без тепла.
Був і такий випадок – генеруючій компанії тимчасово розблокували рахунки, ми їм заплатили аванс, вони його перерахували «Нафтогазу», а той надав їм ліміти на поставку газу. Да, ризиковано бо на при кінці опалювального сезону ймовірно у них знову буде таж сама ситуація.
Чи плануєте ви імпортувати електроенергію з Білорусі?
Раніше я не вірив, що буде такий дефіцит, щоб виникла потреба в імпорті. А зараз цей напрям для нас цікавий. Ми плануємо у лютому підписати договір з «Беленерго».
Білоруська сторона готова продавати, вони мають значний профіцит?
Так, але все питання в тому, який торговий графік акцептує на міждержавному перетені НЕК «Укренерго». Якщо, наприклад, трейдери придбали перетин на 400 МВт/год, а «Укренерго» обмежило його на 200 МВт/г, значить, «Белєнерго» треба буде перерозподілити ці 200 МВт/г в середині своєї енергосистеми, це як ринок балансування, що не дуже комфортно.
І така «рвана» робота по торговому графіку, через раптові обмеження системного оператора також робить непрогнозованими фінансові результати по таким операціям трейдерів з обох сторін.
Чому «Укренерго» обмежує імпорт?
Для «Укренерго» імпорт – це як ковток свіжого повітря, адже теплова генерація, не дивлячись на запуск газомазутних блоків, постійно перебуває в ремонтах, їх обладнання постійно ламається та на сам перед є значний дефіцит вугілля. Потужностей для виробництва катастрофічно зараз не вистачає. Хоча, імпорт хоча на сьогодні й дуже потрібен, але це ситуативне явище.
Як тільки в Україні зросте виробництво е/е, імпорт одразу обмежують.
Я думаю, питання необхідності імпорту з Білорусі буде також гостро стояти у лютому, ближче до березня – вже не так гостро, бо буде додана сонячна генерація та врегулюється ситуація по вугіллю, а в квітні – скажуть «імпорт вже не потрібен».
