THIẾT KẾ MÔ HÌNH THỊ TRƯỜNG BÁN LẺ ĐIỆN CẠNH TRANH VIỆT NAM. Tài liệu Xây dựng và phát triên thị trường điện cạnh tranh là chiên lược phát triên quan trọng của ngành điện Việt Nam và đã được cu thê hóa tại các văn ban quy phạm pháp luật: Luật Điện lực, Quyêt đinh sô 632013QĐTTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ.
TỔNG QUAN CHUNG
CƠ SỞ PHÁP LÝ XÂY DỰNG THỊ TRƯỜNG BÁN LẺ ĐIỆN
Xây dựng và phát triển thị trường điện cạnh tranh là chiến lược quan trọng cho ngành điện Việt Nam, được cụ thể hóa qua các văn bản quy phạm pháp luật như Luật Điện lực và Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng.
11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ.
Luật Điện lực được Quốc hội nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam ban hành năm 2004 quy định các nội dung liên quan đến định hướng và nguyên tắc xây dựng thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam.
Điều 4 Luật Điện lực (2004) quy định về xây dựng và phát triển thị trường điện lực với các nguyên tắc: công khai, công bằng, cạnh tranh lành mạnh dưới sự điều tiết của Nhà nước; khuyến khích mọi thành phần kinh tế tham gia vào sản xuất, phân phối điện, bán buôn và bán lẻ điện; và Nhà nước giữ vai trò độc quyền trong hoạt động truyền tải, điều độ hệ thống điện quốc gia, cũng như xây dựng và vận hành các nhà máy điện lớn có ý nghĩa quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng và an ninh.
Theo Điều 17 của Luật Điện lực, thị trường điện lực hoạt động dựa trên các nguyên tắc: công khai, bình đẳng và cạnh tranh lành mạnh, không phân biệt đối xử giữa các bên tham gia Các đối tượng mua bán điện có quyền tự chọn đối tác và hình thức giao dịch phù hợp với mức độ phát triển của thị trường Nhà nước sẽ điều tiết hoạt động của thị trường điện lực để đảm bảo sự phát triển bền vững của hệ thống điện, đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an toàn, ổn định và hiệu quả.
Điều 18 của Luật Điện lực quy định về việc hình thành và phát triển thị trường điện qua ba cấp độ: thi trường phát điện cạnh tranh, thi trường bán buôn điện cạnh tranh, và thi trường bán lẻ điện cạnh tranh Lộ trình phát triển thị trường điện này được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Theo Điều 18 của Luật Điện lực, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg vào ngày 26 tháng 01 năm 2006, sau đó được thay thế bởi Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013, quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện nhằm hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam.
1.1.2 Quyêt đinh sô 63/2013/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ Điều 4 Quyêt đinh sô 63/2013/QĐ-TTg đã quy đinh lộ trình hình thành và phát triên các cấp độ thi trường điện lực tại Việt Nam Theo đó, lộ trình hình thành thi trường bán lẻ điện cạnh tranh (cấp độ 3): i) Từ năm 2021 đên năm2023: Thực hiện thi trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điêm; ii) Từ sau năm 2023:Thực hiện thi trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh.
MỤC TIÊU CỦA ĐỀ ÁN
Mục tiêu chung của Đề án là nghiên cứu và đề xuất mô hình thiết kế thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, nhằm triển khai áp dụng tại Việt Nam theo đúng lộ trình phát triển thị trường điện cạnh tranh đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Xây dựng mô hình thiết kế thị trường bán lẻ điện cạnh tranh phù hợp với thông lệ quốc tế là cần thiết để đáp ứng các yêu cầu đặc thù của ngành điện Việt Nam, nhằm đảm bảo hiệu quả hoạt động, tăng cường tính minh bạch và bảo vệ quyền lợi của người tiêu dùng.
- Đam bao cung cấp điện ổn đinh, liên tuc và chất lượng.
- Cho phép khách hàng sử dung điện lựa chọn, thay đổi đơn vi cung cấp điện.
- Giá bán lẻ điện phan ánh đúng chi phí hợp lý hợp lệ và có tính cạnh tranh.
- Đam bao phát triên ngành điện bền vững.
Để thu hút vốn đầu tư từ các thành phần kinh tế trong và ngoài nước vào lĩnh vực điện lực, cần giảm dần sự phụ thuộc vào nguồn vốn Nhà nước cho ngành điện.
Nâng cao tính cạnh tranh trong lĩnh vực mua bán điện là yếu tố quan trọng để đảm bảo sự công bằng và bình đẳng Điều này không chỉ giúp tăng cường hiệu quả trong các giao dịch mà còn tạo ra môi trường minh bạch cho hoạt động bán lẻ điện.
PHẠM VI ĐỀ ÁN
Đề án này tập trung vào các nội dung chính sau:
- Rà soát, đánh giá cơ sở pháp lý cho việc xây dựng và phát triên thi trường bán lẻ điện cạnh tranh.
- Đánh giá hiện trạng hệ thông điện, tình hình phát triên thi trường điện tại Việt Nam và hiện trạng khâu kinh doanh bán lẻ điện.
- Tổng hợp kinh nghiệm quôc tê về phát triên thi trường bán lẻ điện.
Xây dựng mô hình thiết kế thị trường bán lẻ điện cạnh tranh tại Việt Nam bao gồm việc xác định cấu trúc thị trường, vai trò và trách nhiệm của các đơn vị tham gia, cũng như môi quan hệ giao dịch mua bán điện giữa các bên Mô hình này nhằm tối ưu hóa hiệu quả hoạt động của thị trường, nâng cao tính cạnh tranh và đảm bảo quyền lợi cho người tiêu dùng Các đơn vị cần phối hợp chặt chẽ để tạo ra một môi trường giao dịch minh bạch và công bằng, từ đó thúc đẩy sự phát triển bền vững của ngành điện lực.
- Đề xuất về kê hoạch triên khai xây dựng thi trường bán lẻ điện cạnh tranh theo các giai đoạn.
Kêt qua đầu ra của Đề án là mô hình thiêt kê thi trường bán lẻ điện cạnh tranh và kê hoạch tổng thê đê triên khai thực hiện.
Sau khi Đề án tái cơ cấu ngành điện cho thị trường bán lẻ điện được phê duyệt, các nội dung chuyên sâu và chi tiết về quá trình thực hiện, bao gồm yêu cầu về cơ sở hạ tầng, sẽ được nghiên cứu và đề xuất cụ thể.
CÁC NGUYÊN TẮC, VẤN ĐỀ CẦN XEM XÉT TRONG QUÁ TRÌNH XÂY DỰNG THIẾT KẾ
1.4.1 Các nguyên tắc xây dựng thiêt kê
- Theo Luật Điện lực và Quyêt đinh sô 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng
11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ, thiêt kê thi trường bán lẻ điện cạnh tranh cần tuân thủ theo các nguyên tắc sau:
Điều 17 Luật Điện lực quy định rằng thị trường điện phải đảm bảo công khai, bình đẳng và cạnh tranh lành mạnh, không phân biệt đối xử giữa các đối tượng tham gia Quyền tự chọn đối tác và hình thức giao dịch của các bên mua bán điện được tôn trọng Nhà nước có trách nhiệm điều tiết hoạt động của thị trường điện để duy trì sự công bằng và minh bạch.
Theo Điều 5 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, các đơn vị truyền tải điện và phân phối điện có trách nhiệm cung cấp dịch vụ truyền tải và phân phối điện Đồng thời, các đơn vị điều độ hệ thống điện và thị trường điện phải cung cấp dịch vụ điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch trên thị trường điện Các đối tượng tham gia thị trường điện phải trả phí và giá khi sử dụng các dịch vụ điều độ hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện, truyền tải điện, phân phối điện và các dịch vụ khác trong thị trường điện Cơ quan điều tiết sẽ thực hiện quản lý các hoạt động trong thị trường điện.
Theo Điều 10 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, đơn vị bán lẻ điện có thể mua điện từ đơn vị phát điện, đơn vị bán buôn điện thông qua hợp đồng song phương và từ thị trường điện giao ngay để cung cấp cho khách hàng sử dụng điện Đơn vị bán lẻ điện mới thành lập phải đáp ứng các điều kiện quy định để được phép mua điện từ các đơn vị phát điện và bán buôn Khách hàng sử dụng điện cũng cần đáp ứng đủ các điều kiện theo quy định để mua điện từ các đơn vị phát điện, bán buôn và bán lẻ qua hợp đồng song phương cũng như từ thị trường điện giao ngay.
Thiết kế thị trường bán lẻ điện cạnh tranh tại Việt Nam cần đảm bảo tính đơn giản và khả thi, hạn chế các cơ chế phức tạp có thể gây khó khăn trong quá trình thực hiện Việc rà soát và đánh giá các điều kiện đặc thù của ngành điện Việt Nam là cần thiết để xây dựng một thiết kế phù hợp, đáp ứng yêu cầu thực tiễn của thị trường.
Kê thừa các ưu điểm và khắc phục tồn tại của Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam là rất quan trọng Với vai trò cao nhất trong lộ trình phát triển thị trường điện, Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh cần duy trì và mở rộng các kết quả tích cực từ các cấp độ thị trường VWEM Đồng thời, cần đề xuất các cơ chế phù hợp để xử lý hiệu quả các vấn đề còn tồn tại trong các cấp độ thị trường này.
Thiết kế thị trường bán lẻ điện cạnh tranh tại Việt Nam được xây dựng dựa trên tầm nhìn phát triển dài hạn của ngành điện, nhằm tạo ra một mô hình hoàn chỉnh với đầy đủ cơ chế vận hành cần thiết Mô hình này phản ánh các nguyên tắc của một thị trường cạnh tranh, từ đó đề xuất kế hoạch thực hiện từng bước để chuyển đổi từ cơ chế hiện tại sang thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh.
Để nâng cao tính cạnh tranh trong ngành điện và đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng, cần thiết lập một cấu trúc ngành điện hợp lý, bao gồm nhiều đơn vị mua bán điện như đơn vị mua buôn, bán buôn và bán lẻ Các đơn vị cung cấp dịch vụ như vận hành hệ thống điện và thị trường điện, truyền tải điện, và phân phối điện cần hoạt động độc lập với bên mua và bên bán Hơn nữa, thiết kế thị trường bán lẻ điện cạnh tranh cần chú trọng đến khả năng tài chính của các tổng công ty điện lực, nhằm giúp họ có thể ký hợp đồng mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện.
1.4.2 Các vấn đề cần xem xét a) Lơi ich kinh tế trong các khâu cạnh tranh cua thi trương điên
Thi trường điện cạnh tranh mang lại các lợi ích kinh tê sau:
- Trong khâu bán buôn cạnh tranh: Khuyên khích đầu tư nguồn điện mới và vận hành hiệu qua;
Trong lĩnh vực bán lẻ cạnh tranh, giá bán điện lẻ cần phản ánh chính xác các chi phí cho từng nhóm khách hàng khác nhau, đồng thời nâng cao hiệu quả hoạt động trong khâu bán lẻ.
Kinh nghiệm quốc tế cho thấy lợi ích kinh tế từ thị trường bán lẻ cạnh tranh vượt trội hơn so với thị trường bán buôn Điều này chủ yếu do phần lớn chi phí trong chuỗi sản xuất - kinh doanh - tiêu thụ điện năng tập trung ở khâu phát điện, thuộc phạm vi của thị trường bán buôn điện cạnh tranh Cụ thể, trong những năm gần đây, chi phí phát điện thường chiếm khoảng 75 - 77% giá bán lẻ điện.
Theo ông Franz Gerner, Trưởng nhóm Chuyên gia năng lượng của Ngân hàng Thế giới tại Việt Nam, việc mở rộng cạnh tranh cho tất cả các nhóm khách hàng có thể mang lại lợi ích lớn Tuy nhiên, thời điểm đưa ra thị trường bán lẻ cạnh tranh là rất quan trọng Ngân hàng Thế giới khuyến nghị Chính phủ nên xem xét các kinh nghiệm quốc tế liên quan đến chi phí.
Bảng 1- 1 Tương quan giữa giá khâu phát điện và giá bán lẻ điện
Năm Giá khâu phát điện Giá bán lẻ điện binh quân Ty lệ (%)
Triển khai thị trường bán lẻ không hiệu quả sẽ làm giảm hiệu quả và lợi ích của thị trường bán buôn, đặc biệt khi xảy ra tái tích hợp dọc giữa phát điện và bán lẻ điện, dẫn đến giảm cạnh tranh trong phát điện và cản trở đầu tư vào các nhà máy điện mới Kinh nghiệm từ các quốc gia cho thấy việc triển khai thị trường bán lẻ điện không tốt sẽ gây ra những hậu quả tiêu cực Do đó, cần thực hiện triển khai thị trường bán lẻ điện theo lộ trình từng bước, đảm bảo không ảnh hưởng đến hoạt động của thị trường bán buôn điện Hơn nữa, việc phát triển nguồn điện mới và năng lực tài chính của các thành viên tham gia thị trường cũng rất quan trọng.
Một trong những yếu tố quan trọng để phát triển thị trường bán buôn điện cạnh tranh tại Việt Nam là thu hút đầu tư vào các nguồn điện mới, đặc biệt trong bối cảnh tăng trưởng nhu cầu điện đang ở mức cao Để đảm bảo dòng tiền cho các dự án, các nhà đầu tư cần có hợp đồng tài chính dài hạn (CfD) với các bên mua điện nhằm ổn định doanh thu và giảm thiểu rủi ro Điều này đòi hỏi các đơn vị bán lẻ điện phải có năng lực tài chính mạnh mẽ để tạo sự tin cậy với nhà đầu tư Hiện nay, năm Tổng công ty điện lực lớn nhất cần có cơ chế phù hợp để nâng cao năng lực tài chính, bao gồm việc tách bạch các đơn vị phân phối và bán lẻ thành các công ty độc lập Đồng thời, cơ chế giá bán lẻ cần được điều chỉnh để phản ánh đúng chi phí mua điện và đảm bảo lợi nhuận hợp lý, hạn chế tình trạng tái tích hợp giữa đơn vị phát điện và công ty bán lẻ.
Theo kinh nghiệm quốc tế tại Úc và New Zealand, một vấn đề lớn trong thị trường bán buôn và bán lẻ điện là sự tích hợp dọc giữa các đơn vị phát điện và bán lẻ Nguyên nhân là do sự tách bạch hoàn toàn giữa phân phối và bán lẻ, dẫn đến việc các đơn vị bán lẻ độc lập bị thâu tóm bởi các đơn vị phát điện Hậu quả là sự độc quyền trong từng khu vực, làm giảm cạnh tranh và lợi ích của các đơn vị bán lẻ Do đó, khi thiết kế thị trường bán lẻ điện, cần tránh tình trạng tái tích hợp dọc giữa đơn vị phát điện và đơn vị bán lẻ điện.
Trong thị trường bán lẻ điện của Úc, tỷ lệ khách hàng chuyển đổi nhà cung cấp cao, nhưng điều này không mang lại lợi ích cho người tiêu dùng Các đơn vị bán lẻ thường đưa ra hợp đồng mới với giá thấp để thu hút khách hàng, nhưng lại áp dụng mức phí cao đối với những khách hàng hiện tại Hệ quả là chi phí chung của ngành điện gia tăng do các khoản chi cho quảng cáo và giảm giá cho hợp đồng mới, mà không tạo ra lợi ích thực sự cho toàn bộ khách hàng.
Có thê giam thiêu tình trạng trên bằng các biện pháp sau:
Các đơn vị bán lẻ điện cần cung cấp thông tin hợp đồng một cách đầy đủ, giúp khách hàng dễ dàng so sánh các đề nghị từ các đơn vị bán lẻ khác nhau.
HIỆN TRẠNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VÀ HOẠT ĐỘNG
TÌNH HÌNH CÂN BẰNG CUNG CẦU ĐIỆN ĐẾN NĂM 2025
Giai đoạn 2012-2018, từ khi thị trường phát điện cạnh tranh chính thức hoạt động vào tháng 7/2012, công suất và sản lượng toàn hệ thống điện Quốc gia đã tăng trưởng mạnh mẽ, duy trì sự cân bằng cung cầu và hỗ trợ phát triển kinh tế xã hội Tăng trưởng bình quân trong giai đoạn này đạt 11,4% về công suất và 10,8% về sản lượng Mặc dù năm 2016-2017 ghi nhận sự suy giảm trong tăng trưởng so với các năm trước, nhưng tổng thể vẫn cho thấy sự phát triển bền vững của hệ thống điện.
2018 cho thấy nhìn chung phu tai có xu hướng phuc hồi mức tăng trưởng cao.
Do vậy kha năng các năm tiêp theo đên năm 2025 diên biên phu tai vẫn có kha năng tiêp tuc duy trì tăng trưởng ở mức cao.
Bảng 2- 1 Phu tải hệ thông điện quôc gia giai đoạn 2012-2018
Tăng trưởng phu tải đỉnh (%) 12.82 7.56 10.99 16.21 8.91 10.04 13.56
Giai đoạn 2012-2018, tổng công suất đặt hệ thống điện tăng trưởng mạnh mẽ với bình quân 3.697MW/năm, trong khi nguồn điện chủ yếu chuyển từ thủy điện sang nhiệt điện và năng lượng tái tạo Chênh lệch giữa tổng công suất đặt và phụ tải tăng từ 7.872MW năm 2012 lên 14.284MW năm 2018 Tuy nhiên, dự phòng công suất thực tế không đạt yêu cầu, dẫn đến tình trạng thiếu dự phòng do nhiều nguyên nhân, bao gồm sự cô lập nguồn điện, bảo trì các tổ máy, suy giảm công suất thủy điện vào cuối mùa khô, và thiếu hụt nước/nhiên liệu Thêm vào đó, tiến độ triển khai các công trình điện mới thường xuyên bị chậm trễ.
Hinh 2- 1 Tương quan phu tải hệ thông điện và công suất nguồn điện giai đoạn 2012-2018
Bảng 2- 2 Công suất các nguồn mới trên 30MW vào vận hành giai đoạn 2012-2018 (MW)
Giai đoạn 2019-2020, hệ thống điện có khả năng đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội, tuy nhiên phải huy động các nguồn điện chạy dầu có chi phí sản xuất cao, với sản lượng khoảng 2,4 tỷ kWh cho năm 2019 và 4,5 tỷ kWh cho năm 2020 Mặc dù vậy, tình trạng bổ sung nguồn điện mới trong năm 2020 không đáng kể.
Năm 2020, dự phòng năng lượng vẫn còn thấp, đồng thời có khả năng nguồn cung không đáp ứng được nhu cầu trong một số tình huống cực đoan, bao gồm: (i) Phụ tải cao hơn dự báo; (ii) Lưu lượng nước về các hồ thủy điện thấp; (iii) Nhu cầu nhiên liệu than và khí cho phát điện tăng cao; và (iv) Sai lệch trong dự báo khả năng phát điện của các nguồn năng lượng tái tạo.
Trong giai đoạn 2021-2025, theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, nhu cầu điện dự kiến tăng trưởng bình quân 8.6% mỗi năm, tương đương với việc cần bổ sung 26.5 tỷ kWh/năm và khoảng 4.500-5.000MW nguồn điện mỗi năm Tuy nhiên, nhiều dự án điện lớn, đặc biệt là các nguồn điện BOT, nhiệt điện than, và chuỗi dự án khí Lô B và khí Cá Voi Xanh, đang chậm tiến độ, dẫn đến khả năng không đáp ứng nhu cầu hệ thống điện Sản lượng điện thiếu hụt ước đạt 6.6 tỷ kWh cho năm 2021 và sẽ tăng lên 15 tỷ kWh vào năm 2023 Sau năm 2024, tình hình thiếu hụt có thể giảm nếu các nguồn điện khí Lô B và khí Cá Voi Xanh được bổ sung đúng tiến độ.
Bảng 2- 3 Cân đôi nhu cầu phu tải và khả năng đáp ứng hệ thông điện giai đoạn 2021-2025 (ty kWh)
Tổng điện sản suất hệ thông 277,3 296,5 319,7 357,0 392,6
Công tác phát triên nguồn các năm trong giai đoạn từ năm 2012 đên tháng
Từ năm 2019, theo Quy hoạch điện VII, các nguồn điện chủ yếu tại Việt Nam bao gồm thủy điện và nhiệt điện than Tuy nhiên, từ cuối năm 2018 đến nay, thị trường năng lượng đã chứng kiến sự chuyển mình mạnh mẽ với sự gia tăng đáng kể công suất của các nhà máy điện mặt trời Chỉ trong năm 2018, Việt Nam có 2 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất 84MW, nhưng đến cuối tháng 6 năm 2019, số lượng đã tăng lên 82 nhà máy với tổng công suất đạt 4.440MW Nguyên nhân chính là do chính sách giá điện hấp dẫn cho điện mặt trời, cụ thể là 9,35 Uscents/kWh, theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ Bên cạnh đó, chính sách giá điện cho các dự án điện gió cũng rất thu hút, với mức giá 8,5 Uscents/kWh cho điện gió trên đất liền và 9,8 Uscents/kWh cho điện gió ngoài khơi, theo Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg Dự báo trong những năm tới, số lượng nhà máy điện gió sẽ tiếp tục tăng lên.
Bảng 2- 4 Thông kê công suất đặt các nguồn năng lượng tái tạo giai đoạn năm 2012 đên tháng 6/2019
Năm 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 T6/2019 Điện gió 30 30 30 30 54 84 301 301 Điện mặt trời 84 4440 Điện sinh khôi 20 20 20 133 133 163 278 273
Hinh 2- 2 Thông kê công tác đóng điện các nhà máy điện mặt trời
Dựa trên các đánh giá về hiện trạng và dự báo tình hình cân bằng cung cầu điện đến năm 2025, quá trình nghiên cứu và xây dựng thị trường bán lẻ điện cạnh tranh cần chú trọng đến những vấn đề quan trọng sau đây.
Tốc độ tăng trưởng phụ tải điện tiếp tục duy trì ở mức cao, đặt ra yêu cầu lớn về phát triển các nguồn điện mới nhằm tránh nguy cơ thiếu điện Do đó, khi thiết kế mô hình và lập kế hoạch triển khai thị trường bán lẻ điện, cần đặc biệt chú ý đến vấn đề này Việc kết hợp với các cơ chế khác như quy hoạch phát triển nguồn điện, khuyến khích đầu tư nguồn điện, các chương trình điều chỉnh phụ tải điện, và sử dụng điện tiết kiệm hiệu quả là rất quan trọng để đảm bảo đáp ứng đủ nhu cầu tiêu thụ điện trong tương lai.
Cơ chế giá điện hợp lý sẽ khuyến khích các nhà đầu tư tư nhân tham gia vào việc phát triển nguồn điện mới, như đã thấy từ sự phát triển nhanh chóng của các nhà máy điện mặt trời trong nửa đầu năm 2019.
TÌNH HÌNH PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Bộ Công Thương đã triển khai lộ trình phát triển thị trường điện, chính thức đưa vào vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) từ năm 2012 và chuyển sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM) từ năm 2019.
2.2.1 Thi trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 2012 - 2018) a) Quá trình xây dưng thi trương phát điên cạnh tranh va hoan thiên khung pháp lý
Thị trường phát điện cạnh tranh đã chính thức hoạt động từ ngày 01 tháng 7 năm 2012 sau giai đoạn thí điểm từ năm 2011 và kéo dài đến hết năm 2018 Bộ Công Thương đã hoàn thiện và ban hành các văn bản pháp lý cần thiết để đảm bảo sự vận hành hiệu quả của thị trường này.
Bộ Công Thương đã ban hành thiết kế cho thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam, quy định chi tiết về mô hình thiết kế, các đối tượng tham gia thị trường và cơ chế giao dịch.
Bộ Công Thương đã ban hành quy định về vận hành thị trường phát điện cạnh tranh dựa trên thiết kế được phê duyệt Để đảm bảo sự ổn định của thị trường điện, các quy định liên quan đến đo đếm điện năng, quy trình giải quyết tranh chấp, giám sát vận hành, và quy trình xây dựng khung giá phát điện cũng đã được ban hành Thêm vào đó, quy định về phê duyệt hợp đồng mua bán điện cũng là một phần quan trọng trong việc quản lý và điều hành thị trường điện.
Trong quá trình vận hành thị trường điện, đã phát sinh nhiều vấn đề như cơ chế huy động, thanh toán và giá trần tổ máy nhiệt điện, khiến các quy định trước đó không còn phù hợp Bộ Công Thương đã thực hiện 6 lần sửa đổi, bổ sung quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh để đảm bảo tính khả thi Thị trường phát điện cạnh tranh bao gồm các bên tham gia như đơn vị phát điện đủ điều kiện, Công ty Mua bán điện đại diện EVN mua điện từ các đơn vị phát điện và bán cho các TCTĐL, cùng với các đơn vị cung cấp dịch vụ như Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.
Hinh 2- 3 Cấu trúc thi trường Phát điện cạnh tranh Việt Nam
Thị trường phát điện cạnh tranh áp dụng mô hình thị trường điện tập trung toàn phần, trong đó toàn bộ điện năng từ các nhà máy điện được chào bán cho một đơn vị mua buôn duy nhất trên thị trường giao ngay.
Thị trường điện giao ngay có chu kỳ giao dịch là 01 giờ và chu kỳ thanh toán là 01 tháng Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chịu trách nhiệm tính toán và công bố các khoản thanh toán trong thị trường điện giao ngay Dựa trên số liệu thanh toán được công bố và hợp đồng mua bán điện đã ký với EVN/EPTC, đơn vị phát điện sẽ tính toán và phát hành hóa đơn cho chu kỳ thanh toán Cơ cấu ngành điện trong thị trường phát điện cạnh tranh cũng đóng vai trò quan trọng trong quy trình này.
Thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam được thiết kế để đảm bảo sự ổn định trong giai đoạn đầu của quá trình cải tổ ngành điện Ở giai đoạn này, cơ chế cạnh tranh được áp dụng chủ yếu cho khâu phát điện trong chuỗi sản xuất điện năng Vì vậy, cơ cấu ngành điện không thay đổi lớn về mặt cấu trúc, mà chỉ điều chỉnh cách bố trí và sắp xếp chức năng, nhiệm vụ của các đơn vị trong ngành.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã thành lập Công ty Mua bán điện vào năm 2007, với chức năng đại diện EVN mua buôn toàn bộ điện năng từ các đơn vị phát điện và bán buôn cho các Công ty phân phối điện, đánh dấu một bước quan trọng trong thiết kế thị trường điện lực.
Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được thành lập vào năm 2008, hoạt động theo mô hình công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam Công ty có nhiệm vụ đảm bảo truyền tải điện an toàn, liên tục và ổn định, phục vụ cho các hoạt động kinh tế, chính trị, xã hội, an ninh, quốc phòng và thị trường điện Việt Nam, với cam kết không phân biệt đối xử giữa các thành viên tham gia thị trường điện.
Việc thành lập các Tổng công ty Phát điện nhằm đảm bảo không có đơn vị nào chiếm lĩnh thị trường phát điện cạnh tranh Từ năm 2012, các đơn vị phát điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) được tổ chức thành 03 Tổng công ty Phát điện: Tổng công ty Phát điện 1, Tổng công ty Phát điện 2 và Tổng công ty Phát điện 3 Ngoài 03 Tổng công ty này, còn có 02 Tổng công ty điện lực khác: Tổng công ty Điện lực Than – Khoáng sản (thành lập năm 2009) thuộc Tập đoàn Công nghiệp Than và Khoáng sản Việt Nam, và Tổng công ty Điện lực Dầu khí (thành lập năm 2007) thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam.
Vào năm 2010, EVN đã thành lập 05 Tổng công ty Điện lực bao gồm miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Tp Hà Nội và Tp Hồ Chí Minh, nhằm phân tách khâu phân phối và bán lẻ điện Đây là bước khởi đầu quan trọng, tạo nền tảng cho sự phát triển của thị trường bán buôn và bán lẻ điện cạnh tranh trong tương lai.
Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia là đơn vị hạch toán thuộc EVN, có nhiệm vụ điều độ hệ thống điện quốc gia, vận hành thị trường điện và quản lý số liệu đo đếm trong thị trường điện Một số kết quả chính đạt được trong vận hành thị trường phát điện cạnh tranh bao gồm việc tối ưu hóa nguồn năng lượng, nâng cao hiệu quả kinh tế và cải thiện độ tin cậy của hệ thống điện.
Qua hơn 06 năm vận hành, Thi trường phát điện cạnh tranh đã đạt được các kêt qua tích cực, cu thê:
Tính đến ngày 31 tháng 12 năm 2018, số lượng nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh đã tăng lên 90 nhà máy với tổng công suất đặt đạt 22.870,5 MW, gấp gần 3 lần so với năm 2012 khi chỉ có 32 nhà máy với tổng công suất 9.523 MW Sự tăng trưởng này cho thấy sự phát triển mạnh mẽ của thị trường điện tại Việt Nam trong những năm qua.
Hinh 2- 4 Tăng trưởng sô lượng các đơn vi phát điện tham gia
Thi trường phát điện cạnh tranh
Kể từ khi thị trường điện được vận hành, hệ thống điện đã hoạt động an toàn và tin cậy, đảm bảo cung cấp đủ điện năng cho sự phát triển kinh tế - xã hội Không có sự cố nào do việc vận hành thị trường điện gây ra ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện.
Hiện trạng hoạt động kinh doanh bán lẻ điện tại Việt Nam
2.3.1 Tổng quan chung về hoạt động kinh doanh bán lẻ điện
Hiện nay, Việt Nam có hơn 8000 đơn vị tham gia vào hoạt động bán lẻ điện, trong đó 5 Tổng công ty Điện lực lớn nhất bao gồm Hà Nội, Hồ Chí Minh, miền Bắc, miền Trung và miền Nam, chiếm khoảng 94% tổng sản lượng điện thương phẩm và hoạt động trên hầu hết các tỉnh thành cả nước Các đơn vị bán lẻ điện quy mô nhỏ, như công ty TNHH, công ty cổ phần và hợp tác xã, chỉ chiếm 6% tổng sản lượng thương phẩm, chủ yếu hoạt động tại các khu công nghiệp, đô thị và nông thôn.
Hinh 2- 6 Quan hệ giữa các đơn vi tham gia hoạt động kinh doanh bán lẻ điện hiện tại
Các TCTĐL mua điện đầu nguồn từ EVN theo giá bán buôn điện nội bộ (giá BST) và từ thị trường điện theo quy định Sau đó, họ bán buôn điện cho các công ty bán lẻ điện khác (khách hàng mua buôn) theo giá bán buôn, đồng thời bán lẻ điện cho các khách hàng sử dụng điện theo giá mua điện đã được Bộ Công Thương quy định.
Các đơn vị bán lẻ điện mua điện từ các Tổng Công ty Điện lực (TCTĐL) và cung cấp điện cho khách hàng sử dụng theo mức giá được Bộ Công Thương quy định.
2.3.2 Hiện trạng các đơn vi tham gia hoạt động kinh doanh bán lẻ điện a) Các Tông công ty Điên lưc
Mô hình tổ chức của các Tổng công ty Điện lực (TCTĐL) tại Việt Nam chủ yếu giống nhau, được thành lập dưới hình thức công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên (TNHH MTV) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sở hữu 100% vốn điều lệ Các TCTĐL hoạt động độc lập với EVN và được tổ chức theo mô hình công ty mẹ và các công ty con.
Các công ty con trực thuộc TCTĐL gồm 3 loại hình công ty:
Các công ty hạch toán phụ thuộc bao gồm: các công ty điện lực tỉnh/thành phố trực thuộc trung ương, quận/huyện, Công ty lưới điện cao thế, Công ty dịch vụ điện lực, Công ty công nghệ thông tin, và Trung tâm Chăm sóc khách hàng.
Công ty TNHH MTV được sở hữu hoàn toàn bởi các TCTĐL, với 100% vốn điều lệ Các TCTĐL này bao gồm 05 công ty tại các tỉnh/thành phố như Hải Phòng, Hải Dương, Ninh Bình, Đà Nẵng và Đồng Nai, cùng với các công ty thí nghiệm điện, tư vấn điện và phát điện.
- Công ty cổ phần mà TCTĐL có vôn góp chi phôi hoặc quyền chi phôi khác.
Hiện nay, các TCTĐL chủ yếu thực hiện hai hoạt động chính là phân phối điện và kinh doanh bán lẻ điện Ngoài ra, họ còn tham gia vào các hoạt động hỗ trợ như khảo sát, thiết kế, tư vấn xây dựng điện, xây lắp và giám sát công trình lưới điện Hoạt động phân phối điện bao gồm cung cấp dịch vụ cho khách hàng, đầu tư và phát triển lưới điện, quản lý và vận hành, bảo dưỡng và sửa chữa, cùng với việc quản lý công tơ và thiết bị bảo vệ Trong khi đó, hoạt động kinh doanh bán lẻ điện liên quan đến mua bán điện năng, phát triển khách hàng mới, ghi chỉ số công tơ, phát hành hóa đơn và thu tiền điện.
Các Tổng công ty Điện lực (TCTĐL) quản lý và vận hành hầu hết lưới điện phân phối với điện áp từ 110 kV trở xuống, ngoại trừ một số đường dây 110 kV thuộc Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (NPT) Đồng thời, các TCTĐL cũng cung cấp dịch vụ kinh doanh bán lẻ điện cho khách hàng trong khu vực quản lý của mình.
Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC) quản lý 24 công ty điện lực tỉnh và 3 công ty TNHH MTV Điện lực (tại Hải Phòng, Hải Dương, Ninh Bình), chịu trách nhiệm vận hành lưới điện trung và hạ áp (dưới 110kV) cùng với việc kinh doanh bán lẻ điện EVNNPC cung cấp dịch vụ điện cho 27 tỉnh và thành phố thuộc miền Bắc Việt Nam, ngoại trừ Thành phố Hà Nội.
Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) quản lý 11 công ty điện lực tỉnh, 01 công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng và 01 công ty cổ phần Điện lực Khánh Hòa EVNCPC chịu trách nhiệm vận hành lưới điện trung, hạ áp và thực hiện kinh doanh bán lẻ điện tại 13 tỉnh và thành phố thuộc miền Trung Việt Nam.
Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) quản lý 20 công ty điện lực tỉnh và 01 công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai, chịu trách nhiệm vận hành lưới điện trung, hạ áp và kinh doanh bán lẻ điện tại 21 tỉnh và thành phố thuộc miền Nam Việt Nam, ngoại trừ Thành phố Hồ Chí Minh.
Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội (EVNHN) quản lý 30 công ty điện lực quận/huyện, chịu trách nhiệm vận hành lưới điện trung, hạ áp và kinh doanh bán lẻ điện tại các khu vực thuộc Thành phố Hà Nội.
Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh (EVNHCM) quản lý 16 công ty điện lực quận/huyện, thực hiện nhiệm vụ vận hành lưới điện trung và hạ áp, cũng như kinh doanh bán lẻ điện tại các khu vực trong thành phố.
Các Điện lực tại các quận, huyện, thành phố và thị xã thuộc tỉnh/thành phố trực thuộc Trung ương có trách nhiệm quản lý và vận hành lưới điện trung, hạ áp, đồng thời thực hiện kinh doanh bán lẻ điện trong khu vực quản lý Ngoài ra, còn có các đơn vị bán lẻ khác tham gia vào hoạt động này.
Tính đến cuối năm 2018, Việt Nam có 8.558 đơn vị bán lẻ điện, bao gồm các công ty TNHH, công ty cổ phần và tổ chức bán lẻ điện nông thôn Tổng sản lượng điện thương phẩm đạt gần 12 tỷ kWh, chiếm 6% tổng sản lượng điện thương phẩm của tất cả các Tổng công ty Điện lực.
KINH NGHIỆM QUỐC TẾ VỀ PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG BÁN LẺ ĐIỆN
Kinh nghiệm tại Singapore
Năm 2018, san lượng điện tiêu thu toàn hệ thông đạt 49,643GWh (tăng 2,1% so với năm 2017) Cơ cấu phu tai: công nghiệp chiêm 43,3%; thương mại
- dich vu 35,9%; giao thông 5,5%; tiêu dùng dân cư 14,7% và các hoạt động khác 0,6% Tổng phu tai hệ thông cực đại đạt 7.370MW (tăng 3.1% so với năm
2017 - 7149MW) Tổng công suất đặt hệ thông điện Singapore là 13.614,4MW, trong đó chiêm phần lớn là các nhà máy Tuabin khí (chiêm trên 95%).
Thị trường điện bán lẻ tại Singapore đã phát triển hoàn thiện, cho phép mọi khách hàng tự do lựa chọn đơn vị cung cấp điện hoặc mua điện theo giá bán lẻ được điều tiết.
3.1.2 Quá trinh cải cách và tái cơ cấu ngành điện
Trước năm 1995, ngành điện tại Singapore hoạt động theo mô hình liên kết dọc và thuộc sở hữu nhà nước Năm 1995, Singapore đã thành lập Ủy ban quản lý ngành điện và khí để chuẩn bị cho việc xây dựng thị trường điện.
Năm 1998, thị trường điện bán buôn chính thức đi vào hoạt động, với vai trò của Công ty lưới điện quốc gia trong việc vận hành thị trường và hệ thống điện.
Năm 2001, Cơ quan Điều tiết Năng lượng (Energy Market Authority - EMA) được thành lập, đánh dấu bước đầu trong việc vận hành thị trường bán lẻ điện Đến tháng 01/2003, Cơ quan Vận hành Thị trường Điện (National Electricity Market of Singapore - NEMS) ra đời, đảm nhận vai trò vận hành thị trường bán buôn điện Năm 2008, phần vốn nhà nước tại Tuas Power do Tập đoàn Temasek quản lý được bán cho Tập đoàn Huaneng (Trung Quốc), trong khi Senoko Power được chuyển nhượng cho Lion Consortium và PowerSeraya cho YTL Power.
Tháng 07/2001, bắt đầu tự do hoá trong cạnh tranh bán lẻ điện.
3.1.3 Cấu trúc thi trường điện
Cấu trúc thi trường bán buôn - bán lẻ điện Singapore được mô ta trong hình dưới đây:
Hinh 3- 1 Cấu trúc thi trường điện Singapore
Cơ quan Điều tiết năng lượng (EMA) là cơ quan nhà nước trực thuộc Bộ Công Thương của Singapore, có nhiệm vụ chính là cấp phép hoạt động điện lực EMA cũng quản lý đơn vị vận hành hệ thống điện (PSO) và điều tiết ngành năng lượng, bao gồm thị trường điện và khí đốt.
Công ty Vận hành Thị trường Điện (EMC) là một công ty cổ phần, trong đó Cơ quan Điều tiết Điện lực (EMA) nắm giữ 51% cổ phần và các đơn vị tham gia thị trường sở hữu 49% EMC được cấp giấy phép hoạt động trong 10 năm, chịu trách nhiệm điều hành giao dịch trên thị trường điện, lập lịch huy động và thực hiện thanh toán.
Công ty vận hành hệ thống điện (PSO) là đơn vị thuộc sự quản lý của chính phủ, có nhiệm vụ đảm bảo cung cấp điện năng ổn định và an toàn cho hệ thống điện quốc gia.
Công ty lưới điện quốc gia Singapore (SP Power Assets) quản lý và vận hành toàn bộ lưới điện của đất nước Đơn vị này cung cấp nhiều dịch vụ cho thị trường cung cấp điện (MSSL), bao gồm thanh toán với khách hàng, đọc công tơ và quản lý dữ liệu đo đếm, hỗ trợ khách hàng mới, lập hóa đơn và thu phí truyền tải, cũng như bán điện cho khách hàng nhỏ và gián tiếp cho khách hàng lớn.
3.1.4 Thi trường bán buôn điện Singapore
Mô hình thị trường điện tập trung bắt buộc với chu kỳ điều độ 30 phút yêu cầu các đơn vị phát điện trên thị trường điện giao ngay chào giá để bán điện năng và các dịch vụ phụ trợ Thuật toán đồng tối ưu được sử dụng để xác định thứ tự huy động và giá thanh toán áp dụng cho các đơn vị phát điện, nhằm tối ưu hóa việc cung cấp điện năng và dịch vụ hỗ trợ.
Giá điện áp dung cho các đơn vị phát điện được xác định là các giá nút, trong khi giá điện áp dung cho các đơn vị mua điện từ thị trường điện giao ngay là giá thị trường năng lượng thống nhất (USEP) Bên cạnh đó, còn tồn tại các loại giá dịch vụ phụ trợ và điều tần.
Thị trường phát điện có sự tham gia của 7 công ty lớn, bao gồm PowerSeraya (16,9%), Senoko Energy (17,4%), Tuas Power Generation (21,4%), SembCorp Cogen (9,6%), Keppel Merlimau Cogen (11,8%), PacificLight Power (9,0%) và Tuaspring (3,6%), cùng với một số đơn vị phát điện nhỏ khác (10%) Để ngăn chặn khả năng lũng đoạn thị trường và ổn định giá bán điện, cơ chế hợp đồng Vesting được áp dụng Tương tự như tại Úc và New Zealand, các công ty phát điện sau khi tách khỏi khâu quản lý lưới điện được phép tích hợp chức năng bán lẻ (Gentailer).
Vào năm 2015, Sàn Chứng khoán Singapore (SGX) và EMA đã khởi động thị trường điện tương lai, một phần của thị trường chứng khoán Singapore, nhằm thúc đẩy cạnh tranh và mang lại lợi ích cho khách hàng Đến năm 2016, sau khi cơ chế này được triển khai, đã có 6 đơn vị bán lẻ điện mới tham gia thị trường.
Thị trường điện NEMS hiện tại không có cơ chế thanh toán riêng cho chi phí công suất Để thu hút đầu tư vào nguồn điện mới, Singapore đang xem xét xây dựng Chế độ Đảm bảo Công suất (Capacity Adequacy Scheme), trong đó sẽ bao gồm việc thanh toán chi phí cho thành phần công suất.
3.1.5 Thi trường bán lẻ điện Singapore
Các đơn vị bán lẻ điện lớn tại Singapore bao gồm Senoko Energy Supply, Seraya Energy, Tuas Power Supply, SembCorp Power, Keppel Electric và PacificLight Power Giống như Úc và New Zealand, các công ty phát điện sau khi tách khỏi khâu quản lý lưới điện đều được phép tích hợp hoặc thực hiện chức năng bán lẻ Đến cuối năm 2017, có khoảng 22 đơn vị kinh doanh bán lẻ điện hoạt động tại Singapore, trong đó công ty MSSL là đơn vị bán lẻ mặc định, chỉ cung cấp điện cho các khách hàng không tham gia thị trường bán lẻ điện theo biểu giá do nhà nước quy định và không cạnh tranh với các đơn vị bán lẻ khác.
Các đơn vị bán lẻ điện được chia thành hai nhóm: Đơn vị bán lẻ trực tiếp tham gia thị trường bán buôn điện (MPRs) và Đơn vị bán lẻ không tham gia thị trường bán buôn điện (NMPRs) Các MPR phải đăng ký với EMA để tham gia mua buôn điện trên thị trường NEMS và sau đó bán lượng điện này cho khách hàng sử dụng Trong khi đó, các NMPR mua điện một cách gián tiếp thông qua MSSL để bán lại cho khách hàng.
Kinh nghiệm tại Philippines
Năm 2018, san lượng điện tiêu thu toàn hệ thông đạt 82,617GWh (tăng6,2% so với năm 2017 - 77,793GWh; giai đoạn 2014-2018 tăng trung bình
Đến cuối năm 2018, tổng phụ tải hệ thống điện Philippines đạt 14.782 MW, tăng 7,2% so với năm 2017 Cơ cấu phụ tải gồm công nghiệp chiếm 33,39%, thương mại-dịch vụ 29,07%, tiêu dùng dân cư 34,21%, và các hoạt động khác 3,33% Trong giai đoạn 2014-2018, phụ tải điện tăng trung bình 6,06% mỗi năm, trong khi tổng công suất đặt của hệ thống điện đạt 23.815 MW.
Hinh 3- 4 Cơ cấu công suất nguồn điện tại Philippine
Hệ thống điện của Philippines chịu ảnh hưởng rõ rệt từ điều kiện địa lý tự nhiên, được chia thành ba nhóm đảo chính: Luzon, Visayas và Mindanao Hai nhóm đảo Luzon và Mindanao được kết nối thông qua mạng cáp điện ngầm dưới biển, trong khi hệ thống điện tại Mindanao lại tương đối tách biệt và chưa kết nối vào hệ thống điện quốc gia Các nhà máy điện chủ yếu tập trung trên đảo Luzon.
Thị trường bán lẻ điện tại Philippines chính thức hoạt động từ ngày 26 tháng 6 năm 2013 Hiện tại, các khách hàng có mức tiêu thụ điện trung bình tháng từ 750 kW trở lên có quyền tham gia trực tiếp vào thị trường điện Tổng sản lượng điện tiêu thụ của các khách hàng tham gia thị trường điện chiếm 23% tổng sản lượng toàn quốc.
3.2.2 Quá trinh cải cách và tái cơ cấu ngành điện
Trước đây, Tập đoàn Điện lực quốc gia Philippines (National Power Corp - NPC) nắm giữ và vận hành các nhà máy phát điện cùng hệ thống lưới truyền tải theo mô hình liên kết dọc Quá trình tư nhân hóa ngành điện bắt đầu từ năm 1988, và đến năm 2001, NPC chiếm 59% tổng công suất đặt, trong khi các công ty độc lập thuộc NPC (NPC’s IPP) chiếm 31% và các nhà máy điện tư nhân chiếm 10% Cũng trong năm 2001, Đạo luật Cải tổ Điện lực (EPIRA/RA 9136) được ban hành nhằm tổ chức lại cơ cấu ngành điện thành bốn lĩnh vực độc lập: phát điện, truyền tải, phân phối và cung cấp điện, đồng thời thiết lập lộ trình xây dựng thị trường bán buôn/bán lẻ điện dựa trên cạnh tranh bình đẳng, hiệu quả, minh bạch và tin cậy.
3.2.3 Cấu trúc thi trường điện Philippine
Cấu trúc thi trường bán buôn - bán lẻ điện Philippine được mô ta trong hình dưới đây:
Hinh 3- 5 Cấu trúc thi trường điện Philippine
Bên bán điện (các Công ty phát điện) bao gồm 68 công ty phát điện trên
02 quần đao Luzon và Visayas tham gia thi trường điện, trong đó có 4 đơn vi lớn (SMC, Aboitiz, First Gen, PSALM) chiêm 64% tổng công suất đăng ký và
10 đơn vi lớn tiêp theo chiêm 31.9%.
Bên mua điện bao gồm:
- Các đơn vi phân phôi điện/bán lẻ điện (gồm các công ty tư nhân và các hợp tác xã điện lực);
- Các đơn vi cung cấp/bán lẻ điện: 30 đơn vi cung cấp điện (Retail Electricity Supplier - RES); 14 đơn vi cung cấp điện đia phương (Local RES);
24 đơn vi cung cấp điện mặc đinh (Supplier of Last Resort).
Các đơn vi cung cấp dich vu trong thi trường bán buôn bao gồm:
- Tổng Công ty truyền tai điện (TRANSCO): Đóng vai trò đơn vi quan lý lưới điện truyền tai và vận hành hệ thông điện (mô hình TSO);
- Công ty Vận hành thi trường điện – PEMC: là đơn vi vận hành thi trường bán buôn điện Philippines.
3.2.4 Thi trường bán buôn điện Philippines (WESM)
WESM chính thức vận hành trên khu vực Luzon từ ngày 26 tháng 6 năm
2006 và mở rộng phạm vi sang đao Visayas vào ngày 26 tháng 12 năm 2010, bao gồm các đặc trưng:
Thị trường WESM hoạt động theo mô hình tập trung chào giá tự do (Price-based Gross Pool), không có cơ chế thanh toán phí công suất cho các đơn vị phát điện Giá thị trường được xác định dựa trên nguyên tắc tối thiểu chi phí, dựa vào bảng chào giá của các đơn vị phát điện Giá được tính theo từng nút vị trí (Locational Marginal Price), hiện tại WESM áp dụng cho khoảng 500 nút trên toàn hệ thống Thị trường áp dụng cả hai cơ chế định giá: trước giờ giao dịch (ex-ante) dựa trên dự báo và sau giờ giao dịch (ex-post) dựa trên thực tế WESM cũng áp dụng giá trần cho bảng chào, nhưng không có giá trần cho thị trường.
Các đơn vị phát điện thực hiện đàm phán và ký kết hợp đồng mua bán điện trực tiếp với các đơn vị mua buôn như công ty phân phối, hợp tác xã điện lực và khách hàng lớn Việc thanh toán hợp đồng diễn ra giữa bên mua và bên bán mà không cần sự tham gia của PEMC PEMC chỉ đảm nhận việc tính toán và thực hiện thanh toán cho lượng điện năng giao dịch trên thị trường giao ngay Trên thị trường này, các đơn vị phát điện được thanh toán cho sản lượng lập lịch theo giá ex-ante và cho phần chênh lệch giữa sản lượng thực phát và sản lượng lập lịch theo giá ex-post Các đơn vị mua buôn điện sẽ thanh toán theo giá thị trường bình quân, được tính từ các giá nút theo trọng số.
3.2.5 Thi trường bán lẻ điện Philippines
Thi trường bán lẻ điện cạnh tranh Philippines vận hành thí điêm từ ngày
Thi trường bán lẻ điện Philippines chính thức vận hành từ ngày 26 tháng 6 năm 2013, nhằm mục đích cho phép khách hàng đủ điều kiện có quyền lựa chọn và thay đổi đơn vị cung cấp điện hàng tháng Ban đầu, chỉ những khách hàng có phu tai đỉnh trung bình tháng từ 01 MW trở lên mới được tham gia Hiện tại, trong giai đoạn 2, các khách hàng có phu tai đỉnh trung bình tháng từ 750 kW trở lên cũng có thể tham gia Dự kiến, trong tương lai, thị trường sẽ tiếp tục mở rộng, cho phép các khách hàng có phu tai từ 500 kW trở lên tham gia.
Bên cạnh việc cho phép khách hàng sử dụng điện lớn tham gia thị trường, Philippines cũng đẩy mạnh thực hiện cơ chế tự do đấu nối (open-access) trên lưới phân phối và tách bạch hoạt động phân phối điện với hoạt động kinh doanh bán lẻ điện Cơ chế này đảm bảo quyền bình đẳng giữa các thành viên thị trường khi đấu nối vào lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối Giá truyền tải điện và giá phân phối điện được Ủy ban điều tiết năng lượng Philippines phê duyệt, giúp các đơn vị bán lẻ điện cạnh tranh bán điện và cung cấp điện cho khách hàng lớn thông qua lưới điện phân phối.
Khách hàng sử dụng điện không tham gia thị trường bán lẻ điện cạnh tranh sẽ mua điện từ các công ty phân phối bán lẻ theo biểu giá riêng của từng công ty, dưới sự điều tiết của Ủy ban Điều tiết năng lượng Philippines Biểu giá bán lẻ bao gồm các hạng mục chi phí như chi phí phân phối/cung cấp điện và chi phí đo đếm điện năng Ngoài ra, các chi phí khác như chi phí phát điện, truyền tải, tổn thất hệ thống, trợ giá và thuê sẽ được áp dụng cơ chế chuyên qua vào biểu giá bán lẻ.
Thi trường bán lẻ điện Philippines hiện tại bao gồm:
30 đơn vi cung cấp điện (Retail Electricity Supplier - RES),
14 đơn vi cung cấp điện đia phương (Local RES),
24 đơn vi cung cấp điện mặc đinh (Supplier of Last Resort),
1198 khách hàng sử dung điện đăng ký tham gia thi trường.
Kết quả vận hanh thi trương bán le điên Philippine
Sau khi EPIRA được thực hiện, sự độc quyền quốc gia trong lĩnh vực phát điện đã bị phá vỡ, dẫn đến việc thị trường không còn phụ thuộc vào sự thông tri của Tập đoàn Điện lực quốc gia.
Năm 2018, 89,7% sản lượng điện tiêu thụ tại Philippines được cung cấp bởi các nhà máy không thuộc Tập đoàn Điện lực Quốc gia (NPC), trong khi NPC chỉ cung cấp 3% tập trung chủ yếu ở Mindanao Các nhà máy Independent Power Producer (IPP) có hợp đồng với NPC chiếm 6,8%, trong khi nhóm NPC-SPUG (Small Power Utilities Group) chỉ chiếm 0,4% thị phần.
Trong hơn năm năm hoạt động của thị trường bán lẻ điện, số lượng khách hàng tham gia trực tiếp đã tăng từ 240 lên 1.198 vào tháng 12 năm 2018 Trong số này, 19% khách hàng có mức tiêu thụ điện trung bình hàng tháng từ 750kW đến 999kW, trong khi 81% có nhu cầu trên 1MW, chiếm 77% tổng sản lượng điện tiêu thụ toàn quốc Tỷ lệ sản lượng điện của các khách hàng lớn luôn duy trì ở mức cao, từ 77% đến 90% trong suốt 5 năm qua, cho thấy mức độ sử dụng điện hiệu quả và hợp lý của họ.
Hinh 3- 6 Diễn biên thi phần sản lượng điện tiêu thu theo loại hinh khách hàng tại Philippine
Tập đoàn MERALCO là đơn vị bán lẻ điện lớn nhất, chiếm 33% thị phần tiêu thụ của khách hàng vào năm 2018 Tuy nhiên, trong những năm gần đây, thị phần của MERALCO đã liên tục giảm, từ 37% vào năm 2017 và 57% vào năm 2013, cho thấy sự gia tăng cạnh tranh từ các đơn vị bán lẻ nhỏ hơn trên thị trường điện.
Hinh 3- 7 Diễn biên thi phần sản lượng điện của các đơn vi bán lẻ Philippine
Tỷ lệ chuyển đổi cao nhất trong thị trường bán lẻ từ khi bắt đầu hoạt động vào năm 2013 chỉ đạt 4,15%, được ghi nhận vào tháng 02/2018, khi có 40 khách hàng hết hạn hợp đồng trong tổng số 50 khách hàng tham gia Đây là mức tỷ lệ rất thấp.
Kinh nghiệm tại Ireland
Năm 2018, sản lượng điện tiêu thụ toàn thị trường điện Ireland đạt 27,131 GWh, tăng 4.4% so với năm 2017 Tổng phụ tải hệ thống cực đại đạt 6878 MW, với mức tăng trung bình 2% mỗi năm trong 5 năm qua Tổng công suất đặt của hệ thống điện Ireland là 11617 MW, trong đó các nhà máy nhiệt điện và thủy điện lớn chiếm 7913 MW, còn năng lượng tái tạo đạt 3704 MW, chủ yếu từ điện gió với 3500 MW Hệ thống điện Ireland cũng kết nối với hệ thống điện của Anh qua đường cáp ngầm, cho phép công suất mua tối đa lên tới 500 MW.
Thị trường điện thống nhất cho Cộng hòa Ireland và Bắc Ireland đã chính thức hoạt động từ năm 2005, với tất cả các khâu trong thị trường đều được mở cửa cho cạnh tranh.
3.3.2 Quá trinh cải cách và tái cơ cấu ngành điện
Trai qua quá trình tái cơ cấu và phát triên thi trường điện bắt đầu từ năm
Vào năm 1999, Tập đoàn Điện lực Ireland (ESB), một công ty nhà nước, đã chuyển đổi từ mô hình liên kết dọc sang cơ cấu mới, hiện chỉ còn là một trong các đơn vị phát điện và bán lẻ điện (Electric Ireland), đồng thời tiếp tục quản lý lưới điện truyền tải và phân phối.
Thị trường điện Ireland được thiết lập và vận hành lần đầu vào năm 2001 theo mô hình thị trường song phương phi tập trung, trong đó các nhà máy điện và công ty bán lẻ tự thỏa thuận mua bán điện EirGrid, công ty vận hành hệ thống điện, chỉ chịu trách nhiệm về thị trường cân bằng Tuy nhiên, thị trường điện này không đạt được các mục tiêu đề ra, khi các đơn vị phát điện, đặc biệt là các nhà máy điện nhỏ, không sẵn sàng đầu tư và tham gia do khó khăn trong việc tìm kiếm và thỏa thuận với đối tác mua điện Sau hai năm vận hành, không có đầu tư mới trong lĩnh vực phát điện.
Vào năm 2005, Cộng hòa Ireland và Bắc Ireland đã hợp tác để xây dựng mô hình thị trường điện mới mang tên All-Island Single Electricity Market (SEM), áp dụng cho toàn bộ Ireland Quá trình thiết kế và vận hành thị trường đã hoàn tất trong giai đoạn 2005-2007, và thị trường điện SEM chính thức đi vào hoạt động từ ngày 01 tháng 11 năm 2007.
3.3.3 Cấu trúc thi trường điện Ireland
Ngành điện Ireland hiện tại vận hành theo cơ chê thi trường với cấu trúc ngành được thê hiện trong hình vẽ sau.
Hinh 3- 8 Cấu trúc tổng thê thi trường điện Ireland
Hoạt động điều tiết điện lực tại Cộng hòa Ireland được thực hiện bởi Ủy ban Điều tiết năng lượng (CER), trong khi Bắc Ireland có NIAUR (Northern Ireland Authority for Utility Regulation) đảm nhiệm chức năng tương tự Để quản lý thị trường điện SEM chung giữa hai vùng, CER và NIAUR đã thành lập SEM Committee, bao gồm các thành viên từ cả hai cơ quan và một thành viên độc lập SEM Committee chịu trách nhiệm điều hành các phân ban về quy định, giám sát và mô phỏng thị trường CER có quyền thu khoản phí điều tiết từ các thành viên tham gia thị trường điện để đảm bảo các hoạt động thường xuyên.
Khâu bán buôn điện tại Ireland bao gồm các đơn vị phát điện thực hiện giao dịch bán buôn với các nhà cung cấp bán lẻ trên thị trường điện SEM Hiện nay, có 7 đơn vị phát điện lớn chiếm 99.2% thị phần, trong đó Electric Ireland chiếm 48.7%, cùng với một số đơn vị nhỏ khác chỉ chiếm 0.8% Khoảng 30% sản lượng điện tại Ireland được sản xuất từ năng lượng tái tạo.
Khâu bán lẻ điện: 12 đơn vi bán lẻ điện (suppliers) cạnh tranh bán điện cho khách hàng sử dung điện (end-users).
Các đơn vi cung cấp dich vu cho thi trường điện:
Công ty EirGrid chịu trách nhiệm vận hành hệ thống điện, bao gồm lưới truyền tải, tại Cộng hòa Ireland, trong khi công ty SONI đảm nhiệm vai trò tương tự tại Bắc Ireland.
Công ty SEMO, một liên doanh giữa EirGrid và SONI, đảm nhận vai trò vận hành thị trường bán buôn điện SEM Nhiệm vụ của SEMO bao gồm điều hành giao dịch hàng ngày, như chào giá và lập lịch, cũng như thực hiện thanh toán cho các giao dịch thông qua thị trường.
Công ty ESB Network, thuộc Tập đoàn điện lực ESB, là đơn vị quản lý lưới điện tại Ireland, có trách nhiệm đầu tư và quản lý hệ thống lưới điện bao gồm cả truyền tải và phân phối.
3.3.4 Thi trường bán buôn điện Ireland
Thị trường điện SEM là một thị trường toàn phần bắt buộc, nơi chi phí công suất được thanh toán cho các tổ máy khả dụng trong chu kỳ giao dịch Giá thị trường SMP chủ yếu phụ thuộc vào giá khí.
Hợp đồng trực tiếp (hợp đồng CfD) được áp dụng cho hầu hết các đơn vị phát điện và bán lẻ Đối với các đơn vị phát điện lớn có khả năng lũng đoạn thị trường, như ESB Power Generation ở Cộng hòa Ireland và NIE PPB ở Bắc Ireland, hợp đồng sẽ được CER chỉ định với sản lượng và giá cả được xác định hàng quý.
3.3.5 Thi trường bán lẻ điện Ireland
Tất cả khách hàng sử dụng điện đều có quyền ký hợp đồng mua bán điện với các đơn vị bán lẻ khác nhau Thời gian chuyển đổi đơn vị bán lẻ chỉ mất một tuần làm việc ESB Electric Ireland là nhà cung cấp điện mặc định cho những khách hàng không chọn nhà bán lẻ.
Ireland hiện có 12 đơn vị bán lẻ điện, bao gồm 7 đơn vị lớn với thị phần trên 1% và 5 đơn vị nhỏ với thị phần dưới 1% Trong quý IV năm 2018, Electric Ireland chiếm 48,2% thị phần sản lượng điện, giảm 1,37% so với năm 2017 Các đơn vị bán lẻ lớn tiếp theo là Bord Gáis Energy (18,43%), SSE Airtricity (13,58%), Energia (8,91%), PrePayPower (6,46%), Panda (2,31%) và Pinergy (1,39%) Thời gian gần đây, nhiều đơn vị bán lẻ nhỏ đã tham gia thị trường và gia tăng thị phần, cho thấy sự cạnh tranh trong lĩnh vực bán lẻ điện tại Ireland Giá bán lẻ điện tại Ireland do các nhà cung cấp tự do quy định, trong khi Ủy ban điều tiết các tiện ích (CRU) giám sát thị trường CRU cũng đã thiết lập hai trang web là bonkers và switcher để người tiêu dùng có thể lựa chọn và chuyển đổi giữa các nhà bán lẻ Giá điện tại Ireland bao gồm 4 thành phần chính.
- Chi phí phát điện (chiêm khoang 55-60%);
- Phí truyền tai và phân phôi (chiêm khoang 30%) do CER quy đinh;
Phí dịch vụ công (Public Service Obligation - PSO) là khoản chi phí đảm bảo an ninh cho hệ thống điện, nhằm đáp ứng các chi phí phát sinh liên quan đến việc vận hành các nhà máy nhiệt điện than bùn và điện gió.
Kinh nghiệm tại Na Uy
Năm 2017, tổng sản lượng điện năng tiêu thụ của Nauy đạt 134,1 TWh, tăng 0,7% so với năm 2016 Tổng điện năng sản xuất tại đầu nguồn đạt 149,3 TWh, chủ yếu từ thủy điện với 143 TWh (chiếm 95,78%), cùng với điện gió 2,1 TWh, điện sinh khối 0,2 TWh và nhiệt điện 3,2 TWh Tổng công suất đặt hệ thống điện Nauy đạt 33.814 MW, bao gồm hơn 1.600 nhà máy thủy điện Đỉnh công suất toàn hệ thống ghi nhận vào tháng 01 năm 2016 là 24.485 MW, trong khi đỉnh công suất năm 2017 là 23.246 MW.
Hiện nay, các quốc gia Bắc Âu đã thiết lập một thị trường bán buôn chung, kết hợp với các nước Baltic và kết nối với thị trường châu Âu cũng như Nga Thị trường bán lẻ đã được phát triển từ năm 1991 và hiện đã đạt đến mức hoàn chỉnh.
3.4.2 Quá trinh cải cách và tái cơ cấu ngành điện
Trước năm 1991, Na Uy có 380 công ty điện lực hoạt động độc quyền trong từng vùng Đạo luật Năng lượng năm 1991 đã chấm dứt tình trạng độc quyền này, mở đường cho cải cách ngành điện Ngành điện được phân chia thành các khâu riêng biệt như phát điện, truyền tải và phân phối, cùng với việc thành lập cơ quan điều tiết trung ương Thị trường điện được mở cửa mà không cần biện pháp bảo hộ, và giá bán lẻ điện cho hộ gia đình được xác định dựa trên chi phí thực tế Mô hình bán lẻ điện chủ yếu là tích hợp dọc, với các công ty điện lực thuộc sở hữu địa phương Cạnh tranh trong ngành điện đã có hiệu quả rõ rệt đối với khách hàng công nghiệp, trong khi khách hàng dân dụng chỉ thực sự hưởng lợi khi các quy định mới được áp dụng vào năm 1997-1998 Giá điện giảm mạnh là minh chứng cho hiệu quả của quá trình cải cách không tư nhân hóa tại Na Uy.
3.4.3 Cấu trúc quản lý ngành điện điện Na Uy
Ngành điện Na Uy trước đây hoạt động theo mô hình độc quyền liên kết dọc do Stakraft kiểm soát, bao gồm các khâu phát điện, truyền tải và phân phối Hiện tại, khâu truyền tải đã được tách ra thành công ty Statnett, hoạt động theo mô hình TSO, trong khi khâu phát điện và phân phối đã được đa dạng hóa sở hữu thông qua nhiều hình thức khác nhau.
Trong khâu phát điện, thủy điện chiêm khoang 98% tổng công suất đặt.
Sở hữu công chiếm 89% tổng công suất các nhà máy thủy điện, trong đó Statkraft chiếm 34% và các tỉnh/thành phố chiếm 55% Ngược lại, sở hữu tư nhân chỉ chiếm 11% tổng công suất Để đảm bảo tránh xung đột lợi ích, Statnett thuộc Bộ Năng lượng và Dầu khí, trong khi Statkraft thuộc Bộ Công Thương.
Cuc Năng lượng và Tài nguyên nước (NVE) là cơ quan quản lý điện lực và tài nguyên nước tại Na Uy, nơi mà phần lớn điện năng được sản xuất từ thủy điện NVE có nhiệm vụ chính là đảm bảo khai thác bền vững và đồng bộ tài nguyên nước, đồng thời thúc đẩy sự phát triển của thị trường điện và hệ thống điện một cách hiệu quả về kinh tế.
3.4.4 Thi trường bán buôn điện Na Uy
Thị trường điện bán buôn Na Uy, từ giữa những năm 1990, đã trở thành một phần quan trọng trong thị trường Bắc Âu và từ năm 2014, đã kết nối với thị trường châu Âu Nord Pool (NP) là sàn giao dịch điện Bắc Âu, tổ chức và vận hành các thị trường điện theo cơ chế đấu thầu cho cả thị trường ngày tới và thị trường trong ngày.
Giao dịch mua bán buôn điện tại Nauy diễn ra dưới hai hình thức chính: giao dịch điện năng (vật lý) và giao dịch tài chính Giao dịch vật lý bao gồm ba loại: thị trường ngày tới (Nord-Pool spot market), thị trường trong ngày (Delivery Day market) và thị trường cân bằng thời gian thực (Balancing market) Ngược lại, giao dịch tài chính hoạt động độc lập với giao dịch điện năng vật lý và bao gồm các thị trường song phương (Bilateral Market), thị trường kỳ hạn (Forward Market) và thị trường tương lai (Future Market) cho các khung thời gian năm tới, tháng tới và tuần tới.
Các đơn vị quản lý điều hành giao dịch thị trường bao gồm Nord-Pool Spot cho thị trường ngày tới, Statnett cho thị trường cân bằng và Nord-Pool ASA cho thị trường tài chính.
3.4.5 Thi trường bán lẻ điện Na Uy
Khách hàng tại Na Uy có quyền tự do lựa chọn nhà cung cấp điện từ các công ty phân phối hoặc mua trực tiếp trên thị trường bán buôn Spot Market.
Tại Na Uy, khách hàng phải thanh toán hai loại chi phí: chi phí điện và chi phí sử dụng lưới điện truyền tải Hai khoản này được tách biệt, với chi phí điện được trả cho công ty phân phối và chi phí sử dụng lưới điện được thanh toán cho đơn vị quản lý lưới điện Chi phí sử dụng lưới điện được xác định dựa trên vị trí đấu nối, không phụ thuộc vào các yếu tố như người mua hoặc bán điện và cơ chế mua bán.
Khách hàng có thể chuyển đổi đơn vị cung cấp điện miễn phí từ năm 1997 và thực hiện vào bất kỳ thời điểm nào kể từ năm 1998 Các công ty bán lẻ điện và phân phối điện phải hoàn tất yêu cầu chuyển đổi của khách hàng trong thời gian tối đa 02 tuần.
Vào năm 1998, hệ thống tính toán biểu đồ tiêu thụ điện hàng giờ cho khách hàng đã được đưa vào sử dụng, cùng với việc số hóa dữ liệu giữa công ty bán lẻ điện và công ty phân phối điện Khoản phí mà đơn vị bán lẻ điện phải trả cho đơn vị phân phối điện được quy định trong mức trần, với mức phí năm 2008 là 4.000 NOK/năm, không phụ thuộc vào số lượng khách hàng Mặc dù không yêu cầu tách biệt hoạt động phân phối và bán lẻ điện, vẫn có quy định bắt buộc về việc không phân biệt đối xử giữa các công ty bán lẻ điện và phải đảm bảo tách biệt rõ ràng giữa hoạt động phân phối điện và các hoạt động kinh doanh khác trong cùng một công ty.
Kể từ năm 1996, Na Uy đã triển khai Hợp đồng cung cấp điện mẫu (Standard Agreement for Power Supply) với sự tham gia của các hiệp hội bảo vệ người tiêu dùng và hỗ trợ từ NVE Hợp đồng này quy định các điều khoản như thời hạn hợp đồng, đo đếm, định giá và trao đổi thông tin Các đơn vị bán lẻ điện có thể đề nghị khách hàng bổ sung hoặc sửa đổi các điều khoản của hợp đồng mẫu, tuy nhiên, phần lớn khách hàng vẫn chọn ký hợp đồng mua điện theo mẫu đã được quy định.
Theo hợp đồng mẫu, các công ty bán lẻ điện có thể cung cấp điện cho khách hàng thông qua ba gói sản phẩm chính: i) Mua điện theo giá điều chỉnh (variable-price); ii) Mua điện theo giá thị trường giao ngay (spot-price); iii) Mua điện theo giá cố định (fixed-price).
KINH NGHIỆM TẠI BRASIL
Thị trường điện ở Brazil là lớn nhất Mỹ Latinh, đóng góp khoảng 3% vào GDP quốc gia và hỗ trợ các ngành kinh tế quan trọng khác Hiện tại, tổng công suất lắp đặt của hệ thống điện Brazil đạt khoảng 172,9GW, với khoảng 7440 nhà máy điện, trong đó thủy điện chiếm 60,8%, nhiệt điện 14,8%, điện gió 8,7%, điện sinh khối 8,6%, điện mặt trời 1,2% và điện hạt nhân 1,1% Công suất phát điện tối đa của toàn hệ thống là khoảng 109,4GW, với mức tiêu thụ điện tăng trung bình 5,27% mỗi năm trong 10 năm qua.
Lưới truyền tải điện chủ yếu được quản lý và vận hành bởi các nhà đầu tư tư nhân, với 78 công ty tham gia, bao gồm cả lưới một chiều và xoay chiều, cũng như hệ thống back to back Hệ thống này còn có kết nối với các nước như Argentina, Paraguay, Uruguay và Venezuela.
Lưới phân phôi: Phần lớn do tư nhân quan lý và vận hành với 86 chủ đầu tư, tôc độ tăng trưởng 8,3% năm.
Thị trường điện bán lẻ tại Brasil hiện nay bao gồm hai phân khúc chính: thị trường điện được điều tiết, chủ yếu phục vụ các công ty phân phối và khách hàng nhỏ (khách hàng captive), và thị trường điện tự do, nơi các đơn vị phát điện, công ty thương mại và khách hàng lớn (khách hàng free) có quyền tự do thương thảo về lượng điện tiêu thụ và giá điện.
3.5.2 Quá trinh cải cách và tái cơ cấu ngành điện
Quá trình cải cách ngành điện Brasil giai đoạn 1 khởi đầu từ năm 1995 với sự ban hành của Luật số 9074/1995, quy định về nhượng quyền, tạo nền tảng cho những thay đổi sâu rộng trong cấu trúc quản lý ngành điện.
- Xóa bo biêu giá điện thông nhất quôc gia và bù chéo giữa các công ty, từng bước hướng tới biêu giá phan ánh chi phí;
- Truy cập mở (Open access) được thiêt lập cho các hệ thông truyền tai và phân phôi;
- Khách hàng sử dung điện có phu tai từ 3MW trở lên (Free Customer) được tự do lựa chọn nhà cung cấp điện độc lập;
- Khuyên khích tư nhân hóa các khâu của ngành điện: phát điện, truyền tai, phân phôi.
Năm 1996, thành lập Cuc điều tiêt năng lượng Brazil (ANEEL).
Năm 1998, thành lập Đơn vi điều hành hệ thông điện quôc gia (ONS) và Thi trường điện bán buôn (MAE).
Kết quả của quá trình cải cách giai đoạn 1 cho thấy các khâu phát điện, truyền tải và phân phối đã được cổ phần hóa Hiệu quả đầu tư vào nguồn điện tăng lên nhờ chi phí xây dựng giảm 30% cho hơn 10GW mới được cấp phép, thời gian xây dựng cũng rút ngắn từ 6-8 năm xuống còn 4 năm Tuy nhiên, tốc độ đầu tư vẫn chậm so với nhu cầu của Brazil, trong khi giá giao ngay và hợp đồng tự do đàm phán trên thị trường chỉ là tín hiệu duy nhất để thu hút đầu tư vào nguồn điện.
Giai đoạn từ tháng 6 năm 2001 đến tháng 2 năm 2002, Brazil trải qua một cuộc khủng hoảng kinh tế nghiêm trọng do hạn hán, dẫn đến việc tiêu thụ điện giảm khoảng 20% và thiệt hại kinh tế trực tiếp lên đến 15 tỷ USD, làm giảm tốc độ tăng trưởng GDP trong ba năm Quá trình cải cách giai đoạn 2 bắt đầu từ năm 2004, tập trung vào việc thu hút đầu tư cho nguồn điện mới thông qua cơ chế đấu giá các hợp đồng phát điện dài hạn Kết quả là đã thu hút được nhiều nhà đầu tư trong và ngoài nước, đảm bảo an ninh năng lượng, mặc dù giá điện vẫn ở mức cao.
3.5.3 Cấu trúc thi trường điện Brasil
Các đơn vi quan lý nhà nước chính:
Cục Điều tiết điện lực Quốc gia (ANEEL) có nhiệm vụ điều tiết các hoạt động phát điện, truyền tải và phân phối điện, đảm bảo tuân thủ các quy định pháp luật hiện hành và chính sách của Chính phủ.
Ủy ban quốc gia về năng lượng (CNPE) là cơ quan tư vấn cho Bộ Năng lượng, có trách nhiệm phê duyệt các tiêu chí cung cấp điện cũng như cơ cấu dự án.
- Cuc Thương mại Điện lực (CCEE) chiu trách nhiệm về vận hành hệ thông điện an toàn với chi phí thấp nhất.
Một sô công ty điện lực tại Brazil:
Công ty Vận hành Hệ thống điện quốc gia ONS chịu trách nhiệm điều hành hệ thống điện toàn quốc qua bốn trung tâm Tất cả các thành phần phát điện, truyền tải, phân phối và khách hàng đều tham gia vào ONS Chi phí hoạt động của ONS được đảm bảo 90% từ phí truyền tải điện và 10% từ sự hỗ trợ của các thành viên khác.
- Các công ty Điện lực lớn: CEMIG, CPFL, AMPLA
Hinh 3- 9 Cấu trúc thi trường điện Brasil
3.5.4 Thi trường bán buôn điện Brasil
Các công ty và doanh nghiệp có nhu cầu mua lớn sẽ tham gia vào thị trường điện năng dựa trên các yếu tố như chi phí, chi phí cơ hội, và nguyên tắc mua bán từ giá thấp đến cao, cùng với cơ chế hợp đồng song phương Đối với cơ quan vận hành lưới điện, phí được tính hàng năm Các công ty bán lẻ cạnh tranh với nhau nhưng bị giới hạn thị phần không vượt quá 25% và phạm vi cung cấp theo địa lý.
3.5.5 Thi trường bán lẻ điện Brasil
Trong thị trường bán lẻ điện tại Brasil hiện nay, có hai loại khách hàng chính: Khách hàng tự do (Free Customer) có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện và kiểm tra mức giá sử dụng hệ thống phân phối, trong khi Khách hàng bị giới hạn (Captive Customer) nhận điện từ công ty phân phối trong khu vực nhượng quyền, với mức giá được điều tiết bởi ANEEL.
Theo mô hình cạnh tranh bán lẻ tại Brazil, được phê duyệt theo Luật số 9074/1995, quá trình tự do hóa lựa chọn đơn vị cung cấp điện sẽ được triển khai dần dần trong vòng 5 năm.
Giai đoạn 1, từ tháng 07 năm 1995 đến tháng 07 năm 2000, đánh dấu thời kỳ khách hàng được tự do lựa chọn nguồn cung cấp điện với mức phụ tải từ 10MW trở lên, được cấp điện với điện áp từ 69kV trở lên.
- Giai đoạn 2: Từ tháng 07 năm 2000 đên nay, khách hàng được tự do với mức tai từ 3MW trở lên tại bất kỳ cấp điện áp nào.
Giai đoạn 3 đánh dấu sự xuất hiện của thị trường cạnh tranh đầy đủ, nơi tất cả người tiêu dùng dân cư trở thành khách hàng tự do trong việc lựa chọn nhà cung cấp Dự kiến giai đoạn này sẽ được thực hiện vào năm 2005, nhưng đã bị hoãn lại do sự kháng cự mạnh mẽ từ các công ty phân phối điện Mặc dù vậy, áp lực xã hội gia tăng và quy định trở nên phân tán hơn, nhằm đảm bảo quyền tự do cho người tiêu dùng.
Năm 2010, thị trường bị giới hạn (captive market) chiếm 75% lượng điện tiêu thụ tại Brazil, chủ yếu bao gồm các hộ gia đình, khách hàng công nghiệp và thương mại nhỏ Trong khi đó, khách hàng tự do chỉ chiếm 25% tổng lượng điện tiêu thụ, với phần lớn là khách hàng công nghiệp.
Bảng 3- 2 Cơ cấu khách hàng sử dung điện tại Brasil
Khách hàng không tham gia thi trường điện 58.978.724 61.070.959 63.366.312 65.527.245 67.905.332 Khách hàng tham gia thi trường điện 974 1.107 1.140 1.196 1.632
Sản lượng tiêu thu (GWh)
Khách hàng không tham gia thi trường điện 262.616 273.441 289.210 295.295 309.962 Khách hàng tham gia thi trường điện 93.513 103.589 99.262 89.012 105.315
KINH NGHIỆM TẠI ÚC
Trong giai đoạn 2016-2017, sản lượng điện ở Úc tăng 0,2%, sau khi ghi nhận mức tăng 2% và 1% trong hai năm trước đó, chấm dứt ba năm giảm liên tiếp Tổng sản lượng điện đạt 258 TWh, với cơ cấu nguồn năng lượng bao gồm: nhiệt điện than đen 45,8%, than nâu 16,9%, khí 19,6%, dầu 2% và năng lượng tái tạo 15,7% Số liệu này phản ánh toàn bộ các hình thức sản xuất điện tại Úc, bao gồm cả điện mặt trời áp mái và lĩnh vực công nghiệp khai thác, sản xuất ngoài lưới Khoảng 12% sản lượng điện của Australia được tạo ra từ ngành công nghiệp và hộ gia đình.
Tổng công suất đặt của thi trường điện Quôc gia (National Electricity
Market- NEM) năm 2018-2019 đạt 48,247 MW, tăng 8,03% so với 2017-2018. Phu tai cực đại của 2018-2019 đạt 33,941MW, tăng 4,53% so với 2017-2018.
Hệ thông điện và thi trường điện Úc được phân chia thành các bang với các đặc trưng khác nhau về nguồn điện, phu tai tại mỗi bang.
Từ tháng 07 năm 2014, toàn bộ các bang tại Úc đều đã có thi trường bán lẻ điện hoàn chỉnh.
3.6.2 Quá trinh cải cách và tái cơ cấu ngành điện
Trước năm 1990, ngành điện tại Úc hoạt động theo mô hình độc quyền nhà nước Năm 1990, Chính phủ Úc đã thành lập Hội đồng quản lý lưới điện quốc gia (NGMC) nhằm xây dựng khung pháp lý và quy định cho việc điều tiết và vận hành thị trường điện.
Từ năm 1991 đên 1994: Thi trường điện được thí điêm vận hành ở các bang Victoria (VIC) và New South Wales (NSW).
Năm 1995, Ủy ban Quản lý Cạnh tranh và Bảo vệ Khách hàng Liên bang (ACCC) được thành lập tại Australia ACCC có nhiệm vụ giám sát và điều tiết ngành điện, đảm bảo sự cạnh tranh công bằng và bảo vệ quyền lợi của người tiêu dùng.
Năm 1996: Thành lập Công ty vận hành hệ thông điện và thi trường điện (NEMMCO) và Cơ quan quan lý Quy đinh điện lực quôc gia (NECA).
Tháng 12 năm 1998: Thi trường bán buôn điện quôc gia (National Electricity Market - NEM), ban đầu bao gồm bôn bang NSW, Victoria, ACT (thủ phủ Canberra), South Australia Queensland và Tasmania lần lượt tham gia thi trường bán buôn điện Úc (NEM) năm 1999 và năm 2005 Trong giai đoạn này, chỉ khách hàng lớn được mua điện với giá cạnh tranh.
Vào năm 2002, thị trường bán lẻ hoàn chỉnh đã được triển khai tại các bang Victoria, NSW và Canberra Đến năm 2003, bang Nam Úc cũng gia nhập thị trường bán lẻ Đến năm 2014, tất cả các bang đều đã có thị trường bán lẻ hoàn chỉnh, trong đó Tasmania bắt đầu thực hiện từ ngày 01/07/2014.
3.6.3 Thi trường bán buôn điện Australia (WEM)
Mô hinh thị trường giao ngay: Chào giá tập trung toàn phần bắt buộc
Thị trường WEM chuyên giao dịch năng lượng không có cơ chế thanh toán phí công suất riêng Giá thị trường giao ngay được xác định trước khi vận hành cho từng 05 phút (ex-ante) Giá sử dụng để thanh toán là giá vùng tính cho từng bang (Zonal Pricing).
Giá sàn và giá trần thị trường năng lượng ở Úc quy định rằng giá thị trường giao ngay dao động trong khoảng từ giá sàn -1.000 AUD/MWh đến giá trần do Ủy ban thị trường năng lượng Úc (AEMC) xác định Giá trần được điều chỉnh hàng năm để phản ánh sự biến đổi của chỉ số giá tiêu dùng (CPI).
Bên bán điện: bao gồm khoang 150 đơn vi phát điện (bao gồm 240 tổ máy phát điện) đăng ký bán điện vào thi trường giao ngay.
Đến tháng 07 năm 2018, thị trường bán lẻ điện đã có 71 đơn vị được cấp phép hoạt động, trong đó 15 nhà bán lẻ mới gia nhập từ năm 2017 Các yếu tố quan trọng mà nhà bán lẻ cần xem xét khi lựa chọn thị trường tham gia bao gồm giá điều tiết, quy mô và tính cạnh tranh của thị trường, cùng khả năng quản lý rủi ro hợp đồng.
Các đơn vi cung cấp dich vu:
There are five companies operating within the National Electricity Market (NEM) in Australia: TransGrid in New South Wales, PowerLink in Queensland, SP Ausnet in Victoria, Electranet in South Australia, and Transend in Tasmania.
- AEMO: Đơn vi vận hành hệ thông điện và thi trường điện Australia.
3.6.4 Thi trường bán lẻ điện Úc
Từ ngày 01 tháng 7 năm 2014, tất cả các bang tham gia NEM đã triển khai thị trường bán lẻ điện hoàn chỉnh, cho phép các đơn vị bán lẻ mua điện từ thị trường giao ngay và thu phí dịch vụ truyền tải, phân phối điện Điều này tạo điều kiện cho việc cạnh tranh trong việc cung cấp điện cho khách hàng cuối, bao gồm cả khách hàng công nghiệp lớn, doanh nghiệp và hộ gia đình Công nghệ đồng hồ thông minh giúp khách hàng theo dõi việc sử dụng điện dễ dàng hơn, đồng thời hỗ trợ các chương trình khuyến mại từ nhà bán lẻ và cho phép họ bán điện dư thừa từ hệ thống điện mặt trời áp mái vào thị trường.
Giá bán lẻ điện và giao dịch giữa đơn vị bán lẻ và khách hàng sử dụng điện trong thị trường bán lẻ điện được điều chỉnh theo từng giai đoạn phát triển.
Trong giai đoạn đầu của thị trường bán lẻ điện, khi tính cạnh tranh chưa hoàn thiện, mức giá trần đã được áp dụng cho các biểu giá mà đơn vị bán lẻ điện cung cấp cho khách hàng Giai đoạn này diễn ra từ năm 2002 đến năm 2014 tại bang NSW và từ năm 2002 đến năm 2009 tại bang Victoria.
Trong giai đoạn phát triển hoàn chỉnh của thị trường bán lẻ, quy định về mức giá trần cho các biểu giá mà đơn vị bán lẻ điện chào bán đã được áp dụng tại bang NSW từ năm 2014 và bang Victoria từ năm 2009 Đối với khách hàng không chuyên đổi, cơ chế giá mặc định (standing offer) do các đơn vị bán lẻ quy định hiện đang được áp dụng, với tỷ lệ khách hàng sử dụng standing offer trung bình là 20%, tùy thuộc vào từng bang Từ ngày 01 tháng 7 năm 2019, theo khuyến nghị của ACCC, AER đã áp dụng mức giá trần cho các biểu giá mặc định, và cơ chế này đang trong giai đoạn thử nghiệm ban đầu, dự kiến sẽ được hoàn thiện trong giai đoạn 2020 – 2021.
Cơ chế ưu đãi cho các vùng chưa có cạnh tranh bao gồm việc điều tiết giá cả Đối với khách hàng nhỏ, có sự hỗ trợ từ Chính phủ, với nguồn hỗ trợ khác nhau tùy theo từng tiểu bang Nhiều tiểu bang sử dụng ngân sách để cung cấp sự hỗ trợ này.
Khâu bán buôn và bán lẻ điện chiếm từ 36% đến 56%, trong khi chi phí truyền tải và phân phối chiếm từ 38% đến 60% Năng lượng tái tạo và tiết kiệm năng lượng đóng góp từ 4% đến 14% vào giá thành bán lẻ điện Úc đang tiến tới việc phi điều tiết giá bán lẻ điện khi thị trường điện cạnh tranh trở nên hiệu quả hơn Hiện tại, giá bán lẻ điện không còn bị điều tiết tại các bang Victoria (từ năm 2009), South Australia (từ năm 2013) và NSW (từ năm 2014) Tuy nhiên, các đơn vị bán lẻ điện tại các bang này vẫn phải công bố biểu giá bán điện chuẩn của đơn vị mình.
Hinh 3- 10 Diễn biên giá bán lẻ binh quân các thành phô lớn Australia
AER đã xây dựng website www.energymadeeasy.gov.au nhằm hỗ trợ khách hàng nho so sánh giá và thay đổi nhà cung cấp.
BAI HOC KINH NGHIỆM CHO VIỆT NAM
MÔ HÌNH TỔNG THỂ THỊ TRƯỜNG BÁN LẺ ĐIỆN
4.1 TỔNG QUAN VỀ CẤU TRÚC THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Sơ đồ mô tả cấu trúc và giao dịch mua bán trong thị trường điện được phân chia thành hai phân khúc chính: thị trường bán buôn điện và thị trường bán lẻ điện, như thể hiện trong hình dưới đây.
Hinh 4- 1 Cấu trúc thi trường điện theo các phân khúc cạnh tranh bán buôn, bán lẻ điện
Dựa trên đặc điểm vật lý của dây chuyền sản xuất và tiêu thụ điện năng, bao gồm phát điện, truyền tải điện, phân phối điện đến người tiêu dùng, cũng như các đặc điểm vận hành riêng của hệ thống điện, các giao dịch mua bán điện trên hệ thống được chia thành hai phân khúc chính: bán buôn điện và bán lẻ điện Trong đó, bán buôn điện được thực hiện trong môi trường cạnh tranh, với phạm vi và đặc điểm riêng biệt.
Các hoạt động giao nhận và mua bán điện được thực hiện qua lưới truyền tải điện với các cấp điện áp 500 kV, 220 kV và một số đường dây 110 kV có nhà máy điện đấu nối Giao dịch bán điện trong thị trường bán buôn diễn ra tại các điểm đấu nối của nhà máy điện vào lưới truyền tải, trong khi giao dịch mua điện được thực hiện tại các điểm giao nhận giữa lưới truyền tải và lưới phân phối.
- Cạnh tranh giữa đơn vi phát điện đê bán điện cho các đơn vi bán lẻ điện
MÔ HÌNH TỔNG THỂ THỊ TRƯỜNG BÁN LẺ ĐIỆN
TỔNG QUAN VỀ CẤU TRÚC THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Sơ đồ mô tả cấu trúc và giao dịch mua bán trong thị trường điện được phân chia thành hai phân khúc chính: thị trường bán buôn điện và thị trường bán lẻ điện, như thể hiện trong hình dưới đây.
Hinh 4- 1 Cấu trúc thi trường điện theo các phân khúc cạnh tranh bán buôn, bán lẻ điện
Dựa trên đặc điểm vật lý của dây chuyền sản xuất và tiêu thụ điện năng, bao gồm phát điện, truyền tải điện, phân phối điện đến người tiêu thụ, cũng như các đặc điểm vận hành của hệ thống điện, các giao dịch mua bán điện được chia thành hai phân khúc chính: bán buôn điện và bán lẻ điện Trong đó, bán buôn điện cạnh tranh đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo hiệu quả và sự linh hoạt của thị trường điện.
Các hoạt động giao nhận và mua bán điện được thực hiện qua lưới truyền tải điện với các cấp điện áp 500 kV, 220 kV, và một số đường dây 110 kV có nhà máy điện đấu nối Giao dịch bán điện năng trong thị trường bán buôn điện diễn ra tại các điểm đấu nối của nhà máy điện vào lưới truyền tải, trong khi giao dịch mua điện được thực hiện tại các điểm giao nhận giữa lưới truyền tải và lưới phân phối.
- Cạnh tranh giữa đơn vi phát điện đê bán điện cho các đơn vi bán lẻ điện
MÔ HÌNH 1 - KHÁCH HANG LỚN MUA ĐIỆN TRÊN THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH
b) Bán le điên cạnh tranh
Về mặt vật lý, hoạt động giao nhận và mua bán điện diễn ra trên lưới phân phối điện với điện áp từ 110 kV trở xuống Các đơn vị bán lẻ điện sẽ mua điện tại các điểm giao nhận đầu nguồn, nằm ở ranh giới giữa lưới 220 kV và 110 kV, sau đó cung cấp điện cho khách hàng thông qua lưới phân phối điện.
Cạnh tranh giữa các đơn vị bán lẻ điện nhằm cung cấp dịch vụ điện cho khách hàng sử dụng điện cuối cùng ngày càng gia tăng Các trường hợp giao thoa giữa bán buôn và bán lẻ điện cạnh tranh đang trở nên phổ biến, tạo ra nhiều cơ hội và thách thức cho các doanh nghiệp trong ngành.
Một sô khách hàng lớn đủ điều kiện có thê tham gia thi trường bán buôn điện theo 02 hình thức:
- Trực tiêp tham gia mua điện trên thi trường giao ngay (tự thực hiện các giao dich mua bán điện hàng ngày);
Khách hàng có thể tham gia thị trường giao ngay thông qua một đơn vị đại diện giao dịch Đơn vị này sẽ đóng vai trò đại diện cho khách hàng, thực hiện các giao dịch hàng ngày trên thị trường.
Khâu bán lẻ điện được xem là hoạt động theo cơ chế thị trường, cho phép khách hàng có quyền lựa chọn và thay đổi đơn vị cung cấp điện Khách hàng có thể mua điện từ thị trường bán buôn, trực tiếp tham gia hoặc thông qua một đơn vị bán lẻ được ủy quyền, hoặc lựa chọn bất kỳ đơn vị bán lẻ điện nào Tùy vào từng trường hợp cụ thể, mô hình thị trường điện sẽ được tổ chức thành hai hình thức: (i) Mô hình 1 - Khách hàng lớn mua điện từ thị trường bán buôn điện cạnh tranh; (ii) Mô hình 2 - Khách hàng chọn lựa đơn vị bán lẻ điện.
4.2 MÔ HÌNH 1 - KHÁCH HÀNG LỚN MUA ĐIỆN TRÊN THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH
Theo Quyết định số 8266/QĐ-BCT ngày 10 tháng 8 năm 2015 của Bộ Công Thương, các khách hàng lớn có quyền tham gia mua điện trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh Khách hàng lớn có hai phương án lựa chọn về hình thức mua điện trong thị trường này.
- Mua điện trực tiêp từ thi trường điện giao ngay;
- Mua điện thông qua một đơn vi đại diện giao dich trên thi trường điện giao ngay.
Chi tiêt về 02 hình thức mua điện của khách hàng lớn được trình bày cu thê dưới đây.
4.2.1 Phương án khách hàng lớn mua điện trực tiêp từ thi trường điện giao ngay a) Các hình thức giao dich
Khi tham gia trực tiêp mua điện trên thi trường, khách hàng lớn có các hình thức giao dich sau:
- Tham gia mua điện trực tiêp trên thi trường điện giao ngay:
San lượng điện năng trong mỗi chu kỳ giao dịch 30 phút được ghi nhận tại trạm khách hàng thông qua hệ thống đo đêm từ xa, do đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập và công bố Mỗi khách hàng lớn sẽ được gán với một điểm đo đêm tại trạm biến áp và một điểm đo đêm ranh giới truyền tải phân phối Tỷ lệ tổn thất giữa hai điểm này được sử dụng để quy đổi mức giá thị trường điện từ điểm đo đêm ranh giới về điểm đo đêm của khách hàng Nếu khách hàng chia sẻ một điểm đo đêm ranh giới với một đơn vị bán lẻ điện khác, san lượng điện năng giao dịch của đơn vị bán lẻ sẽ được tính toán dựa trên tỷ lệ tổn thất và các thông số liên quan.
Qr(t): Là lượng điện năng mà đơn vị bán lẻ mua từ thị trường giao ngay tại điểm đo ranh giới truyền tải phân phối trong chu kỳ giao dịch t (kWh).
Qm(t): San lượng điện năng đo đêm tại điêm tại điêm đo đêm ranh giới truyền tai phân phôi trong chu kỳ giao dich t (kWh);
Qkh(t) đại diện cho lượng điện năng tiêu thụ của khách hàng lớn trong chu kỳ giao dịch t tại điểm đo đếm trong trạm khách hàng (kWh) Hệ số k thể hiểu là tỷ lệ tổn thất điện năng từ điểm đo đếm ranh giới truyền tải phân phối đến điểm đo đếm của khách hàng sử dụng điện.
Giá thị trường điện được tính toán theo từng chu kỳ giao dịch 30 phút, quy đổi theo tổn thất từ điểm ranh giới giao nhận đến điểm đo tại trạm khách hàng Giá này bao gồm các thành phần chi phí sử dụng dịch vụ phụ trợ và các khoản chi phí khác được phân bổ cho các đơn vị mua điện trên thị trường theo quy định.
Hàng ngày, các khách hàng lớn tiến hành kiểm tra và xác nhận bảng kê về sản lượng và chi phí mua điện theo từng chu kỳ giao dịch 30 phút, đồng thời thực hiện các nhiệm vụ khác theo quy định của thị trường điện.
Ký kết hợp đồng song phương giữa khách hàng lớn và đơn vị phát điện là quá trình tự đàm phán trực tiếp, trong đó hai bên thống nhất về giá cả và sản lượng cam kết dựa trên nguyên tắc tự nguyện Trong thị trường điện, hợp đồng song phương thường mang hình thức hợp đồng tài chính dạng sai khác (CfD), nhằm quản lý rủi ro cho cả bên bán và bên mua điện trước những biến động của giá thị trường.
Quan hệ mua bán điện của khách hàng lớn trực tiêp mua điện trên thi trường giao ngay được minh họa theo hình dưới đây.
Hinh 4- 3 Quan hệ mua bán điện của khách hàng lớn trực tiêp mua điện trên thi trường điện giao ngay b) Các hơp đông sử dụng dich vụ độc quyền trong thi trương bán buôn điên
Khách hàng lớn thực hiện ký kêt các hợp đồng cung cấp dich vu sau:
- Hợp đồng cung cấp dich vu truyền tai điện đê sử dung lưới truyền tai:
Ký kêt hợp đồng với Tổng công ty Truyền tai điện quôc gia;
Hợp đồng cung cấp dịch vụ phân phối điện là bước quan trọng để sử dụng lưới điện phân phối Để thực hiện điều này, cần ký kết hợp đồng với Tổng công ty Điện lực hoặc đơn vị phân phối điện.
- Hợp đồng cung cấp dich vu vận hành hệ thông điện và thi trường điện:
Ký hợp đồng với Đơn vi vận hành hệ thông điện và thi trường điện. c) Các khoản thanh toán
Thanh toán giữa khách hàng lớn và các đơn vi liên quan được mô ta tại bang sau.
Bảng 4- 1 Các khoản thanh toán giữa khách hàng lớn và các đơn vi có liên quan
Các khoản chi phí Mô tả Bên nhận
Khoan chi phí mua trên Thi trường điện giao ngay
- Theo san lượng đo đêm và giá thi trường điện (quy đổi tổn thất từ điêm ranh giới 220/110kV về trạm khách hàng)
Thành phần thanh toán Uplift bao gồm tất cả các chi phí dịch vụ phụ trợ và các chi phí thanh toán khác được phân bổ cho các thành viên mua điện tham gia thị trường điện, theo tỷ lệ điện năng mua bán.
SMO (thu tiền đê thanh toán cho đơn vi phát điện và đơn vi cung cấp dich vu phu trợ)
Khoan chi phí hợp đồng song phương
Theo san lượng Qc cam kêt và chênh lệch giữa giá TTĐ và giá hợp đồng Đơn vi phát điện
Khoan chi phí hợp đồng truyền tải được xác định theo mức giá truyền tải do Bộ Công Thương quy định cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia Trong khi đó, khoan chi phí hợp đồng phân phối được tính toán dựa trên giá phân phối và chi phí phân phối, được phân bổ theo các quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
Tổng công ty Điện lực/Đơn vi phân phôi
Khoan chi phí hợp đồng SMO Theo mức phí SMO do Bộ Công
Thương quy đinh Đơn vi vận hành hệ thông điện và thi trường điện
Hinh 4- 4 Dòng tiền thanh toán khi khách hàng lớn trực tiêp tham gia thi trường bán buôn điện
4.2.2 Phương án khách hàng lớn mua điện thông qua một đơn vi đại diện giao dich tham gia thi trường điện a) Các hình thức giao dich
MÔ HÌNH 2 - KHÁCH HANG LỰA CHON ĐƠN VỊ BÁN LẺ ĐIỆN74 1 Các thành viên tham gia
4.3.2 Các cơ chê giao dich mua bán điện
4.3.2.1 Các hình thức giao dich mua bán điên
Trong thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, giao dịch mua bán điện giữa khách hàng và đơn vị bán lẻ sẽ được thực hiện qua hợp đồng mua bán điện giữa hai bên.
Hinh 4- 6 Quan hệ mua bán điện giữa đơn vi bán lẻ điện và khách hàng sử dung điện
Tùy thuộc vào đối tượng khách hàng tham gia và không tham gia thị trường điện, có những điểm khác biệt rõ rệt Đặc biệt, đối với khách hàng tham gia thị trường bán lẻ điện, họ sẽ trải nghiệm các lợi ích và quyền lợi riêng biệt, ảnh hưởng đến quyết định tiêu thụ và chi phí điện năng của họ.
Khách hàng tham gia thị trường điện bán lẻ có quyền lựa chọn đơn vị bán lẻ điện phù hợp với nhu cầu của mình để ký kết hợp đồng mua bán điện.
- Điêm giao dich mua bán điện: Tại vi trí lắp đặt công-tơ đo đêm san lượng điện năng tiêu thu của khách hàng sử dung điện;
- San lượng điện năng mua bán: Theo sô liệu san lượng điện năng đo đêm của công-tơ trong chu kỳ thanh toán;
Mức giá bán lẻ điện được xác định dựa trên thỏa thuận giữa khách hàng sử dụng điện mà không có sự can thiệp của nhà nước Các đơn vị bán lẻ có khả năng cung cấp nhiều gói dịch vụ điện với các hình thức giá khác nhau, chẳng hạn như mức giá cố định, giá theo giờ cao điểm và giờ thấp điểm, hoặc giá theo ngày thường và ngày nghỉ.
- Thời hạn hợp đồng: Trên cơ sở thoa thuận, thông nhất giữa khách hàng sử dung điện.
Hợp đồng sẽ bao gồm các điều khoản và điều kiện không thể thay đổi theo quy định của cơ quan có thẩm quyền về vận hành thị trường bán lẻ điện, trong khi các điều khoản khác có thể được điều chỉnh qua đàm phán giữa các bên Đối với khách hàng không tham gia thị trường bán lẻ điện, các điều khoản sẽ được xem xét và áp dụng theo các quy định hiện hành.
Các khách hàng không tham gia thị trường điện bán lẻ sẽ ký hợp đồng mua điện với đơn vị bán lẻ điện mặc định trong khu vực địa lý của họ Hợp đồng này sẽ đảm bảo cung cấp điện ổn định và đáp ứng nhu cầu sử dụng của khách hàng.
- Điêm giao dich mua bán điện: Tại vi trí lắp đặt công-tơ đo đêm san lượng điện năng tiêu thu của khách hàng sử dung điện;
- San lượng điện năng mua bán: Theo sô liệu san lượng điện năng đo đêm của công-tơ trong chu kỳ thanh toán;
Giá bán lẻ điện sẽ được điều chỉnh bởi cơ quan nhà nước có thẩm quyền, đảm bảo rằng đơn vị bán lẻ điện có thể thu hồi đầy đủ các chi phí hợp lý và hợp lệ.
- Mẫu hợp đồng mua bán điện: Theo mẫu do cơ quan có thẩm quyền ban hành.
Việc phát triển thị trường cạnh tranh bán lẻ điện tại Việt Nam cần tuân thủ lộ trình từng bước được phê duyệt bởi cơ quan nhà nước, dựa trên thực tế sử dụng điện của khách hàng theo công suất và điện năng tiêu thụ Phạm vi khách hàng tham gia thị trường bán lẻ điện sẽ dần được mở rộng theo tiêu chí công suất hoặc sản lượng điện tiêu thụ trung bình hàng tháng/năm Khi cạnh tranh trong lĩnh vực bán lẻ đạt mức hoàn thiện, tất cả khách hàng sử dụng điện trên toàn quốc sẽ có quyền tự do lựa chọn đơn vị bán lẻ cung cấp điện cho mình.
4.3.2.2 Cung cấp va sử dụng dich vụ trong thi trương bán le điên
Theo đặc điểm vật lý của hệ thống điện, để truyền tải mỗi kWh điện đến vị trí của khách hàng tiêu thụ, cần sử dụng các dịch vụ sau:
Truyền tải điện là quá trình sử dụng lưới điện với cấp điện áp từ 220 kV trở lên để chuyển giao điện năng từ các nhà máy điện đến các vùng phụ tải.
- Phân phôi điện: Sử dung lưới phân phôi điện (cấp điện áp từ 0,4 kV đên
Trạm biến áp 110 kV nhận điện năng từ lưới truyền tải điện và cung cấp đến vị trí của khách hàng tiêu thụ Dịch vụ phân phối điện mang tính độc quyền tự nhiên, với mỗi khu vực địa lý chỉ có một đơn vị phân phối điện Khách hàng trong khu vực đó sẽ sử dụng dịch vụ phân phối điện của đơn vị duy nhất này.
Vận hành hệ thống điện và thị trường bán buôn điện bao gồm việc điều độ tập trung các nguồn điện, đảm bảo cân bằng cung - cầu trong thời gian thực, và quản lý các giao dịch cũng như thị trường giao ngay Các dịch vụ này mang tính độc quyền tự nhiên, với mức giá được điều tiết bởi cơ quan nhà nước và tính vào giá bán lẻ điện cho khách hàng Để đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng, các đơn vị bán lẻ cần ký kết các hợp đồng dịch vụ phù hợp.
+ Hợp đồng dich vu truyền tai điện đê sử dung lưới truyền tai: Ký kêt hợp đồng với Tổng công ty Truyền tai điện quôc gia;
+ Hợp đồng dich vu phân phôi điện đê sử dung lưới phân phôi điện: Ký hợp đồng với Tổng công ty Điện lực hoặc Đơn vi phân phôi điện;
Hợp đồng dịch vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện là thỏa thuận giữa các bên liên quan, trong đó Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ký kết hợp đồng với đơn vị bán lẻ điện tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
Các hợp đồng dịch vụ truyền tải điện, vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tuân thủ quy định của thị trường bán buôn điện cạnh tranh Dịch vụ phân phối điện thuộc phạm vi cạnh tranh bán lẻ cho khách hàng sử dụng điện đấu nối lưới phân phối Để đảm bảo tính công bằng, minh bạch và không phân biệt đối xử giữa các đơn vị bán lẻ điện khi tiếp cận dịch vụ phân phối điện, cần tuân thủ các nguyên tắc nhất định.
Ban hành các văn bản pháp lý quy định rõ ràng về tiêu chuẩn kỹ thuật và chất lượng dịch vụ phân phối điện, cùng với trình tự, thủ tục và trách nhiệm của các đơn vị liên quan trong việc cung cấp, tiếp cận và sử dụng dịch vụ này.
TIÊU CHÍ, PHƯƠNG PHÁP LỰA CHON KHÁCH HANG THAM
Để triển khai và mở rộng thị trường bán lẻ điện, việc phân loại nhóm khách hàng là rất quan trọng Đồng thời, cần xây dựng lộ trình cụ thể để từng bước đưa các nhóm khách hàng này tham gia vào thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.
Theo các bài học kinh nghiệm từ việc triển khai thị trường bán lẻ điện tại các quốc gia trên thế giới, có một số tiêu chí quan trọng để xem xét và phân loại khách hàng sử dụng điện.
- San lượng điện năng tiêu thu (hàng năm, hoặc trung bình tháng);
- Công suất phu tai đỉnh;
- Cấp điện áp đấu nôi;
- Loại khách hàng: công nghiệp, thương mại, dân dung…;
- Khu vực đia lý (vùng/miền/khu vực được lựa chọn đê mở thi trường bán lẻ điện cạnh tranh…).
Trong giai đoạn đầu vận hành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, việc đánh giá và xác định khu vực địa lý có tiềm năng là rất quan trọng Các vùng có mật độ hộ tiêu thụ điện cao và hạ tầng thông tin liên lạc ổn định thường là lựa chọn ưu tiên, trong khi hạn chế thực hiện thí điểm ở khu vực nông thôn và vùng sâu Dựa trên kết quả thí điểm, sẽ xem xét khả năng mở rộng phạm vi thị trường cạnh tranh bán lẻ điện ra toàn quốc.
Các đôi tượng khách hàng trong khu vực có cạnh tranh bán lẻ điện sẽ được phân nhóm theo đặc điêm tiêu thu điện, bao gồm:
- San lượng điện năng tiêu thu (hàng năm, hoặc trung bình tháng);
- Công suất phu tai đỉnh;
- Cấp điện áp đấu nôi.
Các nhóm khách hàng có công suất tiêu thụ điện lớn sẽ được ưu tiên tham gia thị trường bán lẻ điện, bắt đầu từ các cấp điện áp cao như 110 kV và 22 kV, sau đó mở rộng đến những khách hàng có công suất thấp hơn ở các cấp điện áp thấp hơn Việc phân nhóm khách hàng sử dụng điện cần chú ý đến số lượng khách hàng trong mỗi nhóm, nhằm đảm bảo rằng khi cho phép thêm một nhóm khách hàng mới tham gia, thị trường bán lẻ điện phải đủ khả năng phục vụ và đáp ứng quyền lựa chọn kịp thời cho tất cả khách hàng Ngoài ra, cần xem xét các tiêu chí khác liên quan.
- Phân loại khách hàng theo ngành/nghề: Công nghiệp, thương mại, hộ gia đình thành thi, hộ gia đình nông thôn ;
- Đia điêm kêt nôi lưới/ tỉnh;
- Loại công-tơ hiện có của khách hàng có phù hợp với yêu cầu của gói cước (công-tơ cơ/công-tơ điện tử).
Trong quá trình xây dựng lộ trình đưa các nhóm khách hàng tham gia thi trường bán lẻ điện cạnh tranh, cần đặc biệt lưu ý các vấn đề sau:
Việc thực hiện chuyển đổi và mở rộng thị trường bán lẻ cần được ưu tiên theo từng bước, nhằm giúp khách hàng làm quen với cơ chế giao dịch mua bán lẻ điện hoàn toàn mới Trong quá trình này, các quy định pháp lý cũng sẽ được hoàn thiện và điều chỉnh cho phù hợp Đây là một kinh nghiệm phổ biến trong việc phát triển thị trường bán lẻ tại nhiều quốc gia trên thế giới.
- Xây dựng lộ trình theo từng bước và theo phân loại khách hàng: khách hàng công nghiệp, khách hàng thương mại và khách hàng dân dung
Hinh 4- 7 Phân bô sô lượng khách hàng sử dung điện lớn cấp điện áp 110 kV trở lên theo vùng/miền và theo sản lượng điện năng tiêu thu trung binh tháng
Hinh 4- 8 Phân bô sô lượng khách hàng sử dung điện lớn cấp điện áp 22k V đên 110 kV theo vùng/miền và theo sản lượng điện năng tiêu thu trung binh tháng
Lộ trình mở rộng số lượng khách hàng tham gia thị trường bán lẻ điện cần đảm bảo phát triển bền vững và ổn định cung cấp điện Việc gia tăng khách hàng lớn sẽ tạo ra sức ép cạnh tranh giữa các đơn vị bán lẻ, thúc đẩy họ nâng cao hiệu quả hoạt động Tuy nhiên, cạnh tranh gia tăng cũng đồng nghĩa với rủi ro mất khách hàng, ảnh hưởng đến năng lực tài chính và doanh thu Đối với các nước phát triển có mức tăng trưởng phụ tải thấp, điều này có thể chấp nhận được Nhưng tại Việt Nam, với tốc độ tăng trưởng phụ tải cao, việc đảm bảo cung cấp đủ điện vẫn là ưu tiên hàng đầu Để thu hút đầu tư cho các nguồn điện mới, các đơn vị bán lẻ điện, đặc biệt là 05 TCTĐL, cần có tiềm lực tài chính ổn định và mạnh mẽ để ký kết hợp đồng dài hạn với nhà đầu tư Đồng thời, họ cần duy trì một lượng khách hàng ổn định trong thời gian dài, rút ra bài học từ các nước Mỹ Latin có tốc độ tăng trưởng phụ tải cao và nhu cầu lớn về đầu tư nguồn điện mới.
Lựa chọn và xây dựng lộ trình phù hợp cho khách hàng tham gia thị trường điện là yếu tố quyết định để triển khai hoạt động của thị trường bán lẻ điện một cách ổn định và hiệu quả Sau khi Đề án được phê duyệt, cần tiến hành các nghiên cứu chi tiết để đánh giá và phân loại các nhóm khách hàng, đồng thời xây dựng lộ trình cụ thể nhằm đưa các nhóm khách hàng này vào tham gia thị trường bán lẻ điện.
KẾ HOẠCH THỰC HIỆN
KẾ HOẠCH TRIỂN KHAI THỰC HIỆN
5.2.1 Tổng quan về các giai đoạn thực hiện
Các bài học kinh nghiệm quốc tế cho thấy việc phát triển thị trường bán lẻ điện cần thực hiện theo lộ trình từng bước và điều chỉnh phù hợp với mục tiêu và điều kiện kinh tế - xã hội của từng quốc gia Chẳng hạn, bang New South Wales (Úc) mất 12 năm để có thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh, trong khi bang South Australia cần 10 năm Singapore đạt được cấp độ cạnh tranh bán lẻ điện hoàn chỉnh sau hơn 18 năm triển khai Việc thị trường bán lẻ điện cạnh tranh đi vào hoạt động sẽ thay đổi cơ bản phương thức giao dịch mua bán điện của khách hàng, đồng thời vẫn phải đảm bảo cung cấp điện ổn định và liên tục cho người tiêu dùng.
Trên cơ sở đó, Đề án đề xuất thực hiện xây dựng và phát triên Thi trường bán lẻ điện cạnh tranh theo các giai đoạn sau đây:
- Giai đoạn 1: Giai đoạn chuẩn bi;
- Giai đoạn 2: Khách hàng lớn tham gia mua điện từ thi trường bán buôn;
- Giai đoạn 3: Khách hàng lớn lựa chọn đơn vi bán lẻ điện;
- Giai đoạn 4 : Phát triên mở rộng Thi trường bán lẻ điện.
Các mô ta cu thê về đặc điêm của từng giai đoạn được tổng hợp tại bang dưới đây.
Bảng 5- 2 Các giai đoạn triên khai thực hiện thi trường bán lẻ điện
(Giai đoạn chuẩn bi) Giai đoạn 2
(Khách hàng lớn tham gia mua điện từ thi trường bán buôn)
Giai đoạn 3 (Khách hàng lớn lựa chọn đơn vi bán lẻ điện)
Giai đoạn 4 (Phát triên mở rộng Thi trường bán lẻ điện)
Các khách hàng sử dung điện tiêp tuc mua điện từ các TCTĐL theo cơ chê hiện nay
Khách hàng lớn với cấp điện áp 110 kV được lựa chọn tham gia thị trường bán buôn điện Đặc biệt, ưu tiên được dành cho các khách hàng lớn khi ký hợp đồng với các nguồn năng lượng tái tạo như điện gió và điện mặt trời.
- Các khách hàng còn lại tiêp tuc mua điện từ các TCTĐL
- Mở rộng đôi tượng khách hàng lớn cấp 110 kV được quyền lựa chọn tham gia thi trường bán buôn điện
- Cho phép một sô khách hàng lớn tại một sô khu vực được quyền lựa chọn, thay đổi đơn vi bán lẻ điện
- Các khách hàng còn lại tiêp tuc mua điện từ các TCTĐL
- Mở rộng đôi tượng khách hàng lớn được tham gia thi trường bán buôn điện
Mở rộng thị trường bán lẻ điện cho phép khách hàng trên toàn quốc có quyền lựa chọn và thay đổi đơn vị bán lẻ điện, phù hợp với lộ trình dựa trên quy mô tiêu thụ điện của từng khách hàng.
- Các khách hàng không tham gia thi trường: mua điện từ các đơn vi bán lẻ điện mặc đinh (các TCTĐL)
- Hoàn thành các công tác chuẩn bi cho Giai đoạn 2 (hệ thông văn ban pháp lý, cơ sở hạ tầng, nhân lực )
- Triên khai các nghiên cứu, đánh giá đê hoàn thiện cơ chê cu thê cho các giai đoạn 3, 4
- Hoàn thành các công tác chuẩn bi cho Giai đoạn 3 (hệ thông văn ban pháp lý, cơ sở hạ tầng, nhân lực )
- Triên khai các nghiên cứu, đánh giá đê hoàn thiện cơ chê cu thê cho giai đoạn 4.
- Hoàn thành các công tác chuẩn bi cho Giai đoạn 4 (hệ thông văn ban pháp lý, cơ sở hạ tầng, nhân lực )
- Theo doi, đánh giá đê tiêp tuc hoàn thiện các cơ chê vận hành của thi trường điện
5.2.2 Giai đoạn 1 - Giai đoạn chuẩn bi Đây là giai đoạn tập trung thực hiện và hoàn thành các công tác chuẩn bi cho Giai đoạn 2 (hệ thông văn ban pháp lý, cơ sở hạ tầng, nhân lực ); song song với đó sẽ triên khai các nghiên cứu, đánh giá đê hoàn thiện cơ chê cu thê cho các giai đoạn tiêp theo (giai đoạn 3 và 4).
Trong đó, việc hoàn thành các các công tác chuẩn bi cho giai đoạn 02 bao gồm: a) Về cơ cấu nganh điên
Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã hoàn thành quá trình chuyển đổi Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia thành Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện, theo đúng quy định tại Quyết định số 168/QĐ-TTg và Quyết định số 852/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã hoàn thành việc tách bạch chi phí phân phôi điện và chi phí kinh doanh bán lẻ điện của các Tổng công ty Điện lực Điều này tạo điều kiện thuận lợi cho việc hoàn thiện các nguyên tắc và phương pháp tính toán cũng như xác định giá phân phôi điện.
Bộ Công Thương đã xây dựng và trình Thủ tướng Chính phủ Đề án Tái cơ cấu ngành điện nhằm phục vụ thị trường bán lẻ điện cạnh tranh Đồng thời, cần chú trọng đến hệ thống văn bản pháp lý để đảm bảo sự minh bạch và hiệu quả trong quá trình tái cơ cấu này.
Bộ Công Thương rà soát, sửa đổi, hoàn thiện các văn ban pháp lý hiện tại đê các khách hàng lớn tham gia mua điện trên thi trường điện:
_ Thông tư quy đinh vận hành thi trường bán buôn điện: cập nhật, sửa đổi, hoàn thiện các nội dung sau:
Cơ chế đăng ký tham gia thị trường điện đóng vai trò quan trọng trong việc vận hành hiệu quả, trong đó khách hàng lớn có trách nhiệm chính trong quá trình này Cơ chế thanh toán theo thị trường giao ngay giúp phân bổ chi phí hợp lý, bao gồm chi phí mua dịch vụ phụ trợ và chi phí điện từ các nhà máy không tham gia thị trường như BOT, nguồn năng lượng tái tạo và nhập khẩu Ngoài ra, cơ chế này cũng đảm bảo bao lãnh thanh toán và giải quyết tranh chấp trong thị trường điện.
+ Cơ chê hợp đồng song phương giữa đơn vi phát điện và hoặc khách hàng lớn tham gia thi trường điện;
+ Cơ chê vận hành các nhà máy điện BOT, các nguồn điện NLTT, nhập khẩu
Hoàn thiện quy định về cung cấp dịch vụ độc quyền tự nhiên trong lĩnh vực điện, bao gồm truyền tải điện, phân phối điện và vận hành hệ thống điện trên thị trường điện, là rất cần thiết Các cơ chế giá và hợp đồng mẫu cũng cần được xây dựng để đảm bảo tính minh bạch và hiệu quả Bên cạnh đó, các công tác khác cũng phải được thực hiện đồng bộ để nâng cao chất lượng dịch vụ và đáp ứng nhu cầu của thị trường.
Bộ Công Thương đang triển khai phân loại khách hàng và lựa chọn nhóm khách hàng lớn tham gia thị trường bán buôn điện để mua điện, thay vì phải mua từ TCTĐL như hiện tại Trên cơ sở đó, Bộ sẽ đưa ra lộ trình phù hợp để các nhóm khách hàng có thể tham gia vào thị trường bán lẻ điện.
Bộ Công Thương đã ban hành hướng dẫn về việc áp dụng chi phí phân phối điện và phí vận hành hệ thống điện đối với các khách hàng lớn đấu nối lưới phân phối (110 kV, 22 kV) tham gia thị trường điện.
Bộ Công Thương phối hợp với các bộ, ngành liên quan để tuyên truyền và phổ biến thông tin cho khách hàng về thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, theo mô hình và kế hoạch đã được phê duyệt.
5.2.3 Giai đoạn 2 - Khách hàng lớn tham gia mua điện từ thi trường bán buôn a) Các cơ chế vận hanh
Trong giai đoạn hiện nay, khách hàng lớn có thể tham gia thị trường bán buôn điện để mua điện, ưu tiên cho các hợp đồng với nguồn điện năng lượng tái tạo (NLTT) Nhu cầu này đang gia tăng, với nhiều khách hàng bày tỏ mong muốn sớm triển khai cơ chế này Cơ chế được thực hiện dựa trên Mô hình 1 Phương án 2, theo đó khách hàng lớn sẽ mua điện qua đơn vị đại diện giao dịch, cụ thể tại Mục 4.2 của Đề án liên quan đến nguồn điện NLTT và khách hàng lớn thông qua cơ chế DPPA.
Các thành viên tham gia cơ chế thí điểm bao gồm các khách hàng công nghiệp lớn kết nối vào lưới điện từ 22kV trở lên và các nguồn năng lượng tái tạo có quy mô đủ lớn Các Tổng công ty Điện lực sẽ đóng vai trò là đơn vị đại diện giao dịch, mua điện từ thị trường giao ngay và bán lại cho các khách hàng lớn tham gia, đồng thời cung cấp dịch vụ phân phối và đo đếm điện năng.
Dự kiến quy mô thực hiện thí điểm sẽ nằm trong khoảng từ 200 đến 400MWp, tương ứng với 15 đến 30% tổng nhu cầu sử dụng của các khách hàng tiềm năng, ước tính khoảng 1,8 tỷ kWh, tương đương với khoảng 1.200 MWp.