Практические вопросы деятельности гарантирующих поставщиков Начальник Департамента оперативного управления и организации деятельности субъектов ОРЭ БЕ. - презентация

1 Практические вопросы деятельности гарантирующих поставщиков Начальник Департамента оперативного управления и организации деятельности субъектов ОРЭ БЕ 2 ОАО РАО «ЕЭС России» Т.А. Муромцева

2 2 Основные вехи энергосбытовой деятельности ОАО РАО «ЕЭС России» Структурные преобразования отрасли 1. Разделение АО-энерго по видам деятельности с выделением энергосбытовых компаний – с апреля 2004 г. (Калугаэнерго) по апрель 2007 г. (Тываэнерго). 2. Передача акций энергосбытовых компаний в доверительное управление – с октября 2005 г. по апрель 2006 г. (в т.ч. пилотные проекты) 3. Принятие решения о выходе энергохолдинга из энергосбытового бизнеса – 8 декабря 2006 г. Конкурентная среда в энергосбытовой деятельности Нормативные преобразования отрасли Федеральные законы 35-ФЗ, 36-ФЗ «Об электроэнергетике» Постановления Правительства 529 и 530, утверждающих Правила оптового и розничных рынков

3 3 Текущее место и роль энергосбытовых компаний в электроэнергетике Основные характеристики энергосбытовой деятельности ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России»: статус ГП – социальная функция, обязательство обеспечения энергией любого обратившегося представитель всего субъектного состава отрасли в отношениях с конечным потребителем, единый плательщик для всей инфраструктуры электроэнергетики, от эффективной работы которого зависит стабильность функционирования всех субъектов рынка ЭСК/ГП Население Потребители РСК Инфраструктура Поставщики ОРЭ

4 1. ПРОБЛЕМЫ И РИСКИ ЭНЕРГОСБЫТОВОГО БИЗНЕСА

5 5 100% оплата КПЭ – утвержденный Советом Директоров РАО Требование ПРР % оплата Плата НП АТС/ЦФР списывается ЦФР автоматически в первую очередь 100% оплата 4 раза в месяц Просрочка = 1 день – штрафы Просрочка = 2 недели – начало процедуры лишения статуса субъекта ОРЭ 100%-ый уровень реализации СБЫТ Потребители РСК Поставщики ОРЭ РАО НП АТС / ЦФР 100% уровень реализации – это НЕОБХОДИМОСТЬ Оборачиваемость КЗ Доля просроченной КЗ Текущий коэф. ликвидности Коэф. фин. независ. ТРЕБОВАНИЯ ПРР:

6 6 ЭСК и НОРЭМ (1) Платежи на НОРЭМ Еженедельные платежи поставщикам, при этом Тарифные ставки по привязке не равны Индикативным тарифам ФСТ (по мощности выше ФСТ, по энергии ниже ФСТ). График платежей поставщикам ОРЭ не соответствует начислениям. Все это приводит к кассовым разрывам и дополнительным кредитам. (А по ПРР оплата энергии 50% в текущем месяце и 50% в следующем). Балансовый риск При формировании баланса на год каждая сбытовая компания использовала свою стратегию (увеличение розничного тарифа, либо снижение стоимости покупки на рынке и др.), кроме того происходит увеличение электропотребления силами ФСТ, РАО. Это приводит к отличию плана от факта. Отсюда вытекает риск несоответствия собираемых с розницы средств затратам на покупку. (пример, Волгоградэнергосбыт) Штрафование за отклонения по мощности Данный риск вытекает из предыдущего. Т.к. сбыты штрафуются за отклонения от балансовых значений мощности, то некорректный баланс мощности значительно влияет на экономику предприятия. (пример, Томская ЭСК – невозможность трансляции на одноставочных потребителей). Риск постоянного изменения регламентов Мы ещё не пришли к целевой модели рынка и постоянно вносим изменения в регламенты. Существует множество примеров: штрафование за отклонения мощности от баланса было принято в регламентах уже после того, как утвердили баланс мощности и поправить баланс было невозможно, регламенты АТС на г. не учитывали особенности работы Красноярскэнергосбыта в части КрасГЭС и др.

7 7 ЭСК и НОРЭМ (2) Риск неадекватного понимания регламентов участниками рынка и инфраструктурными организациями В связи с постоянными изменениями регламентов и нехваткой времени на согласование трактования тех или иных пунктов, возникает различное восприятие регламентов участниками. Отсюда вытекают постоянные конфликты в связке АТС-участник, участник-ФСК, участник- СО, ФСК-АТС и др. Риск оперативной деятельности – планирование собственного ППП Не все ЭСК находятся в равных условиях по объёмам потребления, следовательно точность планирования у всех разная, так же не все имеют необходимою статистику, связанную с наличием приборов коммерческого учёта. Данный риск влияет на покупку на БР по более дорогой цене, либо продажу по более дешевой. Риск нехватки квалифицированных кадров В связи с тем, что заработная плата сотрудников ограничена энергосбытовой надбавкой ЭСК/ГП не в состоянии удержать квалифицированного сотрудника от ухода к независимому участнику рынка, у которого нет данного ограничения. Данный риск приобрёл в текущем году грандиозные масштабы и является одним из основных рисков ГП. Риск высоких цен РСВ и БР В связи с тем, что модель рынка предусматривает заключение РД со ступенчатым профилем типовых периодов, ЭСК может оказывается в ситуации, когда по независящим от неё причинам вынуждена покупать/продавать электроэнергию во исполнение обязательств по РД. Причём экономический эффект компании зависит от цены в тот час, когда возникает необходимость данной сделки. А эффект от продажи РД в розницу не транслируется.

8 8 ЭСК и НОРЭМ (3) Риск получения небаланса рынка Небаланс рынка расписывается на участников в зависимости от ППП и степени отклонения от факта, тем не менее, даже в случае удовлетворительного планирования ППП существует риск увеличения общего объёма небаланса (не зависит от деятельности компании). Данный риск практически не подлежит трансляции на розницу. Риск отношений с Системным оператором По действующим регламентам в случае несовпадения прогноза ЭСК с прогнозом СО на 10% вверх и 15% вниз – принимается прогноз СО. Тем не менее прогноз СО не всегда может оказаться корректным, а ЭСК не может повлиять на изменение ситуации и «вылетает» на БР с соответствующим отрицательным эффектом. Риск взаимоотношений с сетями Так как владельцами приборов коммерческого учёта являются сети, то ЭСК должна заключать соглашения об информационном обмене и согласовывать с сетями почасовой объём перетоков. В связи с тем, что не везде приборы коммерческого учёта соответствуют требованиям регламентов – применяется замещающая информация. Так же риск несогласования с сетями актов перетоков, справедливых по оценке ЭСК. Риск нахождения ЭСК в ДУ у другого участника рынка Влияние доверительного управляющего на экономику ЭСК и использование ЭСК для максимизации собственной прибыли.

9 9 Нагрузочные потери (1) По итогам торгов на РСВ рассчитываются фактические нагрузочные потери. Во избежание двойной оплаты за величину нагрузочных потерь из стоимости услуг по передаче э/э вычитается величина фактических нагрузочных потерь, полученных по результатам торгов. Участники оптового рынка - потребители электроэнергии на весь свой объем покупки электроэнергии оплачивают нагрузочные потери. В рамках РД участники ОРЭ оплачивают плановые нагрузочные потери в размере 3% от объема балансового. Эти средства хеджируют покупателей от непредсказуемой разницы узловых цен, которая может сложиться на РСВ. На сегодняшний день в тарифы на передачу электроэнергии включен полный норматив потерь электроэнергии, включающий нагрузочные потери. Т.о. конечные потребители оплачивают в составе конечного тарифа нагрузочные потери включенные в норматив потерь. Стоимость разницы фактических нагрузочных потерь от плановых (3%) остается у ЭСК.

10 10 Нагрузочные потери (2) Если разница положительная, то это дополнительный доход ЭСК и если отрицательная, то это прямые убытки ЭСК. У некоторых ЭСК (особенно в Сибири) убытки от оплаты нагрузочных потерь по действующей модели очень значительные и достигают 17% годовой НВВ ЭСК. Это проблема только переходного периода, т.к. с увеличением доли плановой либерализации и оснащением сетей приборами учета она исчезнет. Пример: Vрд=1000 кBтч, Нагрузочные потери 3% от РД=30 кВтч Оплачивается по РД с учетом нагрузочных потерь = 1030 кBтч ППП=900 кBтч Продажа на РСВ 103 кВтч Оплачено нагрузочных потерь 30-3=27 кBтч Фактические нагрузочные потери получились 2% от ППП = 18 кBтч Убыток ГП = (27-18)*Т э/э ФСТ ЭСК январ ь феврал ьмарт апрел ьмайиюньсредний Владимирская ЭСК2,7 2,52,63,03,12,8 Ивановская ЭСК2,72,62,52,83,1 2,8 Нижегородская ЭСК2,42,93,03,33,7 3,1 Мордовская ЭСК2,5 2,93,52,72,8 Пензенская ЭСК2,93,23,03,24,24,43,5 Самараэнерго2,6 2,52,62,93,42,8 Саратовэнерго1,52,11,92,22,32,62,1 Ульяновскэнерго2,73,33,03,23,4 3,1 Курганская ЭСК2,92,52,62,52,6 Тюменская ЭСК2,2 2,32,6 2,3 Челябэнергосбыт2,52,4 2,62,82,92,6 Алтайэнергосбыт2,62,52,42,52,62,92,6 Красноярскэнергосб ыт1,31,7 1,92,01,7 Омская ЭСК1,91,71,8 2,12,21,9 Томская ЭСК1,91,8 1,92,02,21,9 Тываэнергосбыт1,51,3 2,13,84,12,4 Хакасэнергосбыт1,41,3 1,41,51,71,4 В связи с этим необходимо в следующем периоде регулирования учесть стоимость разницы фактических нагрузочных потерь от плановых(3%).

11 11 Неравенство Цены АТС на сайте и средневзвешенной стоимости РСВ+БР, которую ЭСК оплачивает на НОРЭМ !!! НЕ ТРЕБУЙТЕ ОТ СБЫТОВЫХ КОМПАНИЙ РАВЕНСТВА СЛЕДУЮЩИХ ВЕЛИЧИН: Предельная нерегулируемая цена, рассчитываемая на основании покупки электроэнергии ЭСК на РСВ+БР и публикуемая НП АТС на сайте Средневзвешенная цена покупки электроэнергии ЭСК, рассчитанная на основании счетов- фактуры, выставляемых НП АТС данной ЭСК РАЗНИЦА ОБУСЛОВЛЕНА: Нагрузочными потерями Объемом отклонений на БР (в расчете цены АТС берется объем отклонений на основании статистики гг., а не факта как в счетах) Разница может составит ± 4 коп./кВтч.

12 12 Трансляция цен НОРЭМ на РРЭ (1)

13 13 Трансляция цен НОРЭМ на РРЭ (2)

14 14 Трансляция цен НОРЭМ на РРЭ (3) Причины различной доли нерегулируемых объемов: Привязка в договорам РД сделана на помесячный баланс ФСТ России, Погодные условия («теплые» январь, февраль 2007г. – снижение доли нерег. объемов), Снижение/увеличение объемов крупных потребителей относительно заявленных (САЗ, ХАЗ существенно снизили потребление от заявленного). сентябрь 2006г. – максимум 15% (Оренбургэнергосбыт), в среднем 3%. январь 2007г. – максимум 13% (Мариэнергосбыт, Ставропольэнергосбыт), в среднем 2% июль 2007г. – максимум 26%-25% (Энергосбыт Ростовэнерго, Кубанская ЭСК), в среднем 11%.

15 15 ЭСК и Сетевые компании Проблемы с Сетевыми компаниями: 1.фактические потери ниже нормативных, принятых в тарифе – недобор перекрестки 2.сетевые компании (не ДЗО РАО) до настоящего времени не прошли сертификацию – невозможность получения лицензии ЭСК 3.сетевые компании отвечают за коммерческий учет – «игра» сетей с полезным отпуском и величиной потерь – недостоверность и наличие значительных разногласий в фактических данных 4.желание РСК «дойти до потребителя», т.е. переход на прямые договоры с потребителя по услугам на передачу электроэнергии в отсутствии утвержденных РЭКами тарифов купли/продажи для ЭСК. 2006г. Уровень оплаты за услуги по передаче = 99,2%. Задолженность ЭСК перед РСК за услуги по передаче на конец года составила 6,4 млрд. руб. Уровень оплаты за компенсацию потерь = 101,0%. Задолженность РСК Холдинга перед ЭСК = 0,9 млрд. руб. 2007г. Ввод Правлением РАО ежеквартального КПЭ - «Уровень оплаты услуг по передаче» = 100%

16 16 Межтерриториальное перекрестное субсидирование Постановлением Правительства РФ от г. 465 было принято решение О предоставлении субсидий бюджетам субъектов РФ на ликвидацию межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике. РегионОбъем 1. Республика Дагестан2381,6 2. Карачаево-Черкесская Республика366,3 3. Республика Карелия883,9 4. Республика Коми247,9 5. Республика Саха (Якутия)334,5 6. Чувашская Республика917,5 7. Приморский край110,7 8. Амурская область2113,6 9. Архангельская область1972,0 10. Калининградская область296,3 11. Мурманская область2710,4 12. Чукотский автономный округ978,7 Итого:13313,4 «Спасение» данных ЭСК сейчас осуществляется силами других ДЗО РАО, которые кредитуют эти ЭСК, разрешая им недоплачивать на покупку и передачу энергии в 2007г. Данное решение является временным, т.к. по мере «продажи» ОГК/ТГК новые собственники будут отказываться от такого «беспроцентного кредитования» Проблемы ЭСК – получателей субсидий: - отсутствие в течение всего времени денежных средств на оплату покупной энергии и услуг по передаче - в настоящий момент нет гарантии подписания соглашений, необходимых для получения субсидий Выход: ускорение процесса согласования и подписания соглашений между Минпромэнерго, ФСТ России и Администрацией субъектов РФ О поэтапном доведении цен (тарифов) на розничных рынках до экономически обоснованного уровня.

17 17 ЧИСЛО ЧАСОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ Дифференциация одноставочных тарифов по ЧЧИ необходима для стимулирования каждого из потребителей, отнесенных к группе «прочие», к выравниваю графика потребления электроэнергии (для населения тарифы не дифференцируются по ЧЧИ, к базовым относятся потребители с ЧЧИ выше 7500 и заявленной мощностью более 20 МВт). Отказ от данного способа дифференциации и установление единого тарифа для всех потребителей приведет к несправедливому распределению расходов на мощность между потребителями. ПП РФ 109 и Методикой ФСТ 20-э/2 предусмотрена дифференциация одноставочных тарифов по степени использования мощности. Всего 7 уровней такой дифференциации, каждому из которых соответствует определенное среднее число часов использования мощности (ЧЧИ): 1000, 2500, 3500 и так далее с шагом в 1000 часов до 7500.

18 18 ЧИСЛО ЧАСОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ (Пример) При цене мощности в 200 тыс. руб./МВт в месяц, дифференцированная по ЧЧИ составляющая мощности в одноставочном тарифе будет варьироваться от 32 до 240 коп./кВт-ч (см. строку 1.1. в таблице). Если в среднем по группе потребителей «прочие» ЧЧИ равно 4500, то в одноставочном недифференцированном тарифе составляющая мощности равна 53 коп./кВт-ч. Т.о., при установлении недифференцированного тарифа потребители с самым высоким ЧЧИ будут переплачивать 53–32=21 коп. с каждого потребленного кВт-ч, а потребители с самым низким ЧЧИ – недоплачивать 240–53=187 коп. с каждого кВт-ч. Несправедливое распределение расходов на мощность между одноставочными потребителями при отсутствии дифференциации по ЧЧИ, скорее всего, усугубится в связи с переходом в 2008 году к постепенной либерализации рынка мощности и ожидаемым превышением нерегулируемой цены мощности над регулируемой. При нерегулируемой цене мощности в 250 тыс. руб./МВт в месяц среднее увеличение составляющей мощности в одноставочном тарифе составит 67–53=14 коп./кВт-ч (см. строки 1.2. и 2 в таблице). При этом честное увеличение составляющей мощности для потребителей с низким ЧЧИ составит 300–240=60 коп./кВт-ч, с высоким ЧЧИ – 40–32=8 коп./кВт-ч. Показатели Средние ЧЧИ по уровням дифференциации одноставочного тарифа Составляющая мощности в одноставочном тарифе, коп./кВтч: 1.1.при цене мощности 200 тыс. руб./МВт в мес при цене мощности 250 тыс. руб./МВт в мес Разность п п.1.1., коп. кВтч

19 2. КОНТРОЛЬ ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ» НАД ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ ЭНЕРГОСБЫТОВЫХ КОМПАНИЙ

20 20 Стратегия ОАО РАО «ЕЭС России» Розничный рынок: уровень реализации (селектора, ИАС Энергосбыт, ежемесячный мониторинг); уровень трансляции (паспорт готовности, Штабы)… Оптовый рынок: точность планирования (отчеты НП «АТС»); трейдинг, подача заявок (отчетность ДЗО, рекомендации)… Кредитование: размеры (Лимиты долговой позиции); стоимость (Стоимостные параметры заимствований)… Расчеты с контрагентами: уровень начислений (бизнес-план); уровень расчетов с поставщиками, РСК, инфраструктурой (ДПН, отчеты ДУ, ФСК, ЗАО «ЦФР», Комиссия по платежам)… Итоговый финансовый результат: оперативное исполнение КПЭ; итоговое исполнение КПЭ (отчеты по бизнес-планам)… Оптимизация расходных и увеличение доходных статей компаний Жесткий контроль за сохранением капитализации ЭСК до момента продажи: Клиентоориентированный подход при 100% собираемости

21 21 Действующие условия обслуживания потребителей в ЭСК-ГП-ДЗО РАО широкоразветвленная сеть подразделений по всему региону, наличие региональных отделений в районных центрах и городах (поселков) районного подчинения; большое число пунктов приема платежей на тыс. абонентов–физических лиц; большая численность пунктов приема платежей по территории региона; плотность покрытия пунктами приема платежей; различные способы оплаты за электроэнергию (в кассах, банках, через платежные терминалы, Интернет–платежи, на дому и т.д. с подробным приведением полного перечня); возможность оплаты в приемных пунктах за электроэнергию прочих коммунальных платежей; множество организаций, с которыми заключены агентские договора на прием платежей за электроэнергию; наличие клиентских залов–центров по обслуживанию населения (с указанием перечня предоставляемых услуг); наличие специального программного обеспечения позволяющего осуществлять комплекс работ с потребителями; наличие регионального штаба по работе с потребителями; возможность прогнозирования электропотребления с большой точностью (указать за счет чего); наличие лицензии на продажу электроэнергии гражданам (а так же, при наличии, на ремонт средств измерений и прочие виды услуг); наличие высококвалифицированных сотрудников с большим опытом работы в энергетике (количество сотрудников по категориям, стаж работы в энергетике).

22 22 Улучшение условий обслуживания потребителей 1.Внедрение в компании стандарта организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Стандарт обслуживания потребителей» (пока не утвержден Правлением ОАО РАО «ЕЭС России»); 2.Увеличение числа пунктов приема платежей и расширение возможностей приема платежей (Интернет–платежи, электронные платежные терминалы…); 3.Организация выездных приемных пунктов платежей в отдаленные населенные пункты, где отсутствует возможность оплаты э/э (нет отделений почты, банков); 4.Внедрение новых подходов к обслуживанию абонентов («клиентоориентированный подход» и т.п.); 5.Обеспечение наличия клиентских залов–центров обслуживания населения (организация клиентского обслуживания; прием, обработка и анализ обращений клиентов; работа с жалобами клиентов; мониторинг степени удовлетворенности; сбор и представление руководству компании отчетов по взаимодействию с клиентами); 6.Возможность выбора клиентом любого из 3–х типов взаимодействия: очного (в офисе); заочного (почта, телефон); виртуального (Интернет–приемная); 7.Информационное обеспечение клиентов (в отношении предоставляемых услуг, их стоимости, объемах потребления, методиках расчета, сроках и порядке оплаты, возможностей получения льгот и субсидий в органах социальной защиты населения; повышение эффективности информирования о возможностях урегулирования спорных ситуаций и конфликтных ситуаций; реализация просветительских программ по вопросам энергоэффективности, предотвращения хищений; полезная информация и т.п.); 8.Проведение образовательных мероприятий с сотрудниками по теме «Этика обслуживания клиентов» и т.п.; 9.Внедрение принципа «Единого окна» (т.е. помощь абонентам по оформлению полного пакета документов начиная от технологического присоединения к электрической сети: рассмотрение заявления, хождение по инстанциям, сбор согласующих виз и подписей до финального заключения договора электроснабжения); 10.Предоставление агентских услуг по оплате коммунальных платежей; 11.Внедрение стандарта ИСО Р 9001:2001 менеджмента качества; 12.Прогнозирование электропотребление с большой точностью (за счет внедрения специализированных программных комплексов); 13.Наличие Call–центра; «горячей линии»; автоинформатора; службы обработки телефонных звонков; 14.PR–мероприятия, направленные на информирование широкой общественности о деятельности компании, возможных делах связи; организацию работы со СМИ; проведение презентаций, пресс–конференций; издание информационных каталогов и буклетов для абонентов; распространение периодических клиентских изданий; 15.Проведение периодической работы с абонентами с целью мониторинга их удовлетворенности; построение эффективной «обратной связи».

23 23 Нематериальные активы ЭСК ОАО РАО «ЕЭС России» база данных (информации о потребителях); работа с конечным потребителем (прямой контакт); квалифицированные кадры; развитая инфраструктура обслуживания; отработанные технологии; бренд, имидж, репутация, история компании 1. Расширение ассортимента предоставляемых услуг для повышения выручки, получаемой с одного клиента расчетно-кассовый центр (комплексный биллинг и сбор платежей за широкий спектр предоставляемых услуг, востребованных у клиентов); оказание юридических услуг в сфере энергоснабжения энергоаудит (экспертиза, модернизация, внедрение новых технологий…), энергоучет (установка/обслуживание/ремонт средств учета), энергосбережение (планирование, оптимизация потребления…), 2. Предоставление энергетических услуг сторонним организациям: прогнозирование потребления и развития энергорынков для генерации ОРЭ и РРЭ, РСК, РДУ, органам власти…; услуги прочим субъекта ОРЭ (планирование, диспетчирование, трейдинг на НОРЭМ)… 3. Предоставление иных услуг: оказание директ-маркетинговых услуг банковским и кредитным организациям, страховым компаниям, крупным сетевым операторам, операторам связи, интернет- провайдерам… Деятельность ЭСК обладает широкими возможностями по развитию смежных областей бизнеса

24 24 Предварительный график продаж ЭСК-ДЗО РАО Сентябрь 2007г.Март 2008г.Май 2008г.Ноябрь 2007г. Курганская ЭСКБурятэнергосбытАрхангельская ЭСККрасноярскэнергосбы т Энергосбыт Ростовэнерго Владимирская ЭСКВолгоградэнергосбытМосэнергосбыт СтавропольэнергосбытКировэнергосбытИвановская ЭСКПензенская ЭСК ХакасэнергосбытКостромская ЭСККурская ЭСКПетербургская ЭСК Брянская ЭСКЛипецкая ЭСКМордовская ЭСКТамбовская ЭСК Воронежская ЭСКМариэнергосбытПсковэнергосбытТюменская ЭСК Карельская ЭСК Новгородская ЭСКРязанская ЭСКЧелябэнергосбыт Коми ЭСК Омская ЭСКСамараэнерго Тверская ЭСК Орловская ЭСКСаратовэнерго Удмуртская ЭСК Пермская ЭСКСмоленскэнергосбыт Астраханская ЭСКТомская ЭСКУльяновскэнерго Тульская ЭСКЧитинская ЭСК Чувашская ЭСК

25 25 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!