Sử dụng mô hình định giá tài sản vốn (CAPM) và hệ số lợi nhuận trên vốn có hiệu chỉnh rủi ro (RAROC) để xác định giá bán lẻ điện trên địa bàn thành phố Hồ Chí Minh (Xét góc độ nhà nước)

Về mặt thực tiễn, đứng về phía góc độ Nhà nước, cơ quan điều tiết Điện lực có thêm một phương pháp, công cụ tin cậy để thâm định giá bán lẻ do các công ty bán điện đề xuất trong bối cảnh

TRUONG DAI HOC MO THANH PHO HO CHI MINH

NGUYEN DUY HOANG

SU DUNG MO HINH DINH GIA TAI SAN VON (CAPM) VA HE SO LOI NHUAN TREN VON CO HIEU CHINH RUI RO (RAROC)

BE XAC DINH GIA BAN LE DIEN TREN DIA BAN

THANH PHO HO CHi MINH (XET GOC ĐỘ NHÀ NƯỚC)

LUẬN VĂN THẠC SỸ TÀI CHÍNH - NGÂN HÀNG

TP Hồ Chí Minh, Năm 2013

LOI CAM DOAN

Tôi cam đoan rằng luận văn “Sử đụng mô hình định giá tai sin van (CAPM) và hệ số lợi nhuận trên vốn có hiệu chỉnh rủi ro (RAROC) để xác định giá bán lẻ điện trên địa bàn TP.HCM” là bài nghiên cứu của chính tôi

Ngoài trừ những tài liệu tham khảo được trích dẫn trong luận văn này, tôi cam đoan rằng toàn phần hay những phần nhỏ của luận văn này chưa từng được công bố hoặc được sử dụng để nhận bằng cấp ở những nơi khác

Không có sản phâm/nghiên cứu nào của người khác được sử dụng trong luận văn này

mà không được trích dẫn theo đúng quy định

Luận văn này chưa bao giờ được nộp để nhận bất kỳ bằng cấp nào tại các trường đại

học hoặc cơ sở đào tạo khác

Thành phố Hồ Chí Minh, 2013

Nguyễn Duy Hoàng

LOI CAM ON

Trước tiên, tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành đến Giảng viên hướng dẫn đề tài của tôi

là Tiến sỹ Nguyễn Minh Hà Thầy đã ủng hộ tôi mạnh dạn nghiên cứu dé tài này ngay

từ giai đoạn lập đề cương nghiên cứu vì đề tài thể hiện tính mới là áp dụng mô hình tài chính vào trong lĩnh vực điện lực Trong quá trình thực hiện luận văn, ngoài việc tiếp thu các kiến thức cần thiết cho luận văn tôi đã học hỏi được từ Thầy tác phong làm việc khoa học nghiêm túc và kỹ lưỡng Luận văn này không thể được hoàn thiện đạt

chất lượng nếu không có sự tận tâm và hướng dẫn của Thầy

Tôi cũng xin cảm ơn tất cả các Quý Thầy, Cô giảng dạy khóa 4 MEB của trường Đại học Mở Thành phố Hồ Chí Minh đã mở ra một chân trời kiến thức mới cho tôi trong suốt 2 năm Cao học 2011 - 2013 vừa qua

Tiếp đến, tôi xin đặc biệt cảm ơn anh William Derbyshire, chuyên gia tư vấn tài chính của Ngân hàng phát triển Châu Á (ADB), đã nhiệt tình đóng góp ý kiến và kinh nghiệm thực tế cho luận văn này Đặc biệt là các kiến thức về việc điều tiết giá điện trong thị trường điện độc quyền và thị trường điện cạnh tranh

Sẽ thật thiếu sót nếu không nhắc đến sự hỗ trợ về tài liệu của anh Pasapong Gamonwet

để tôi hoàn thành luận văn này Anh Gamonwet hiện công tác tại Công ty Điện lực các

tỉnh Thái Lan (PEA) và là tác giả của bài nghiên cứu Electricity Retail Price in Competitive Market using Risk — Adjusted Capital Asset Pricing Model (CAPM): a Case of Thailand Day là bài nghiên cứu đã truyền cảm hứng cho tôi thực hiện luận văn này

Các kết quả tính toán trong luận văn này cũng không thể nào hoàn thành nếu tôi không

nhận được sự giúp đỡ nhiệt tình, vô điều kiện của các đồng nghiệp là bạn Nga, bạn Hải,

bạn Huy, bạn Du, chị Lan, anh Vinh, anh Dũng, anh Hưng công tác tại Tổng Công

ty Điện Lực TP.HCM và Công ty Mua bán điện

Sau cùng, tôi xin gửi lời trI ân đến mẹ tôi là người đã nuôi dưỡng, dạy dỗ cho tôi nhận biết được điều đúng, điều sai và sống có ích cho xã hội

ñ

TOM TAT

Việc thực hiện Đề tài “Sử dụng mô hình định giá tài sản vốn (CAPM) và hệ số lợi

nhuận trên vốn có hiệu chỉnh rủi ro (RAROC) để xác định giá bán lẻ điện trên địa bàn TP.HCM” là một nghiên cứu đùng mô hình tài chính CAPM để tính toán được mức tỷ suất lợi nhuận kỳ vọng tương ứng với biểu giá bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện ở TP.HCM, với đối tượng nghiên cứu là Tổng công ty Điện lực TP.HCM (EVNHCMC) trong 1.464 giờ khảo sát Ngoài ra, tính toán hệ số RAROC sẽ định lượng rủi ro trong doanh thu của Tổng công ty Điện lực TP.HCM ứng với mỗi mức giá bán lẻ điện cho khách hàng Ứng dụng của đề tài này chính là đề xuất mô hình tính toán giá bán điện cho cơ quan quản lý nhà nước có thêm một công cụ đề điều tiết giá

điện trong thị trường điện đang được hình thành tại Việt Nam

Về mặt khoa học, đề tài gop phan cung cố lý thuyết mô hình định giá CAPM, hệ số RAROC trên thị trường điện tại Việt Nam Trong đó thị trường điện Việt Nam đang ở giai đoạn sơ khai và chưa có nhiều nghiên cứu về việc định giá điện có xem xét đến

các yếu tố điều chỉnh rủi ro của giá điện trên thị trường giao ngay

Về mặt thực tiễn, đứng về phía góc độ Nhà nước, cơ quan điều tiết Điện lực có thêm

một phương pháp, công cụ tin cậy để thâm định giá bán lẻ do các công ty bán điện đề

xuất trong bối cảnh thị trường điện Việt Nam đang dần được hình thành nhằm tạo sự

minh bạch trong việc xây dựng biêu giá điện

Phương pháp nghiên cứu của đề tài chủ yếu dựa trên việc xác định giá cân bằng cung — cầu điện năng trên thị trường điện giao ngay khi công ty điện lực mua điện từ danh mục 21 tổ máy phát điện chào giá trong thị trường Từ đó, tính được ÿ của tổ máy, tỷ suất lợi nhuận thị trường, và tỷ suất sinh lời của công ty điện lực

Nghiên cứu đã đề xuất được biểu giá bán lẻ điện gồm 12 mức giá, với giá bán thấp

nhất là 965 đồng/kWh và cao nhất là 1.675 đồng/kWh Cụ thể, nghiên cứu đề xuất giá bán điện hiện nay, với các giả định cần thiết, là 1.447 đồng/kWh thì EVNHCMC đạt tỷ suất lợi nhuận kỳ vọng cao nhất là 11,7% Kết quả của mô hình CAPM cho thấy tăng giá bán thì tý suất sinh lợi của EVNHCMC tăng và tỷ suất sinh lời cao nhất có khuynh hướng đạt cực đại tại giá bán bằng chỉ phí bình quân sản xuất I kWh điện Tuy nhiên, kèm theo sự tăng lợi nhuận khi tăng giá bán thì kết quả tính toán hệ số RAROC cho thấy công ty vẫn có khả năng vỡ nợ khi mà lợi nhuận kỳ vọng không đủ bù đấp cho mức lỗ vốn do rủi ro giá điện thay đổi

iii

MUC LUC

WATT CTC cscveessscernecorcsesovucesnseeannsessnneegnnnessnesepanneennsusonncnnnsanesnnnanenssshnsaisfiiuenioeanseniass iv DANH MUC HINH VA BO THI eesssessssssseesssssessosvesssssssccscssssececcsstsescesnseceeenneesessinnses vii M.9)800/98:7.9)/ e1 , viii DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮTT -¿-2++++222++2EE++++EEttttErxerrrrrrrrrkrrr ix CHUONG 1 GIO BAUEU scssasessccseanesenscneseareremaarenmmammemnmcirene 1 1.1 LÝ DO NGHIÊN CỨU 2¿-©22¿2222+22EE++22223E22223E22EEE2EEtrtEErvrrrrtrrrrrtrrer 1 1.2 VAN DE NGHIEN CUU ieesccssssesssesssssssesssessssesssecsseccsssccsneccsnecssnecuieesnneesneenseeennees 4 1.3 MUC TIEU VA CAU HOI NGHIEN CUU oiseesscssscsssstscsstccsstsssseessecssseeenneennnecees 10 13:1: TMue Tiểu Nghiễn GÚUaweszrssoaserovessattagitgiiikinetnistooisvekilvisvssgeiaeaoskidsee 10

1,3,2 Cấu ElOI.NBHIGHCHỦ «-~ eseeseesiiieorkirereoirserertesnnsssasesrrnrnaassas LŨ

1.4 ĐỐI TƯỢNG VÀ PHAM VI NGHIÊN CỨU - 10

2.3 THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH .cccccccccccccctrrrrrrrrrrrrrree 19

2.3.1 Các Thành Phần Của Thị Trường Điện ¿ ¿ :-5+22++£x+zcstxvzxsrkxeee 19

2.3.2 Giá Điện Trên Thị Trường Giao Ngay (Spot Market) - 23)

2.3.3 Điều Tiết Biểu Giá Điện ccctEEEiiiiirrrrirrrrrrriiiiirrrrio 22

2.3.4 Lượng Hóa Rủi Ro Của Giá Bán Lẻ Điện Dựa Trên CAPM Và RAROC 25

14, ĐSUNGHIRNHỮHTEUÍGunmeaeentrenrnensereeeessneneneemsmmsmsmon 31

CHƯƠNG 3 TỎNG QUAN VỀ NGÀNH ĐIỆN TẠI VIỆT NAM 35

iv

3.1 ĐẶC ĐIÊM CỦA ĐIỆN NĂNG TRONG THỊ TRƯỜNG . - 35 3.2 TỎNG QUAN VẺ NGÀNH ĐIỆN VIỆT NAM ©-2cccccsccrxesrxeee 36

3.2.1 Cấu Trúc Ngành Điện -¿-+++2+++2E++222X+222EtSEEEEEE2211 2111121 36

399 :Goiần T!Qhữc:EVÑsuansuzennaunnrttrustotranntrdinnarntsoatiimaitoibne 37 3.3 HIỆN TRẠNG HỆ THÓNG ĐIỆN VIỆT NAM -.¿-©cc5cvvccsrrxev 40 3.3.1 Tình Hình Sản Xuất Và Phụ Tải Của Hệ Thống Điện Việt Nam 40

3.4 HIỆN TRẠNG MUA BÁN ĐIỆN CỦA EVN :552ccs2cvecrsrrrrrree 4I

SAL Hinh Thức Bán ĐIỆH -ss-c-ssrssosskE46/63/0012358958925/4GE4đ80 4I

3.4.4 Điều Tiết Biểu Giá Điện Và Những Tồn Tại Về Cơ Chế Xây Dựng Giá

21.090 †3) 0

3.5 HIEN TRANG THI TRUONG ĐIỆN VIỆT NAM

3.5.1 Hinh Thanh Va Van Hanh Thi Trường Điện Tại Việt Nam 47

3.5.2 Giá Điện Năng Thị Trường Giao Ngay SMP -c-cccccceree 48

3.5.3 Thị Trường Phát Điện Cạnh Tranh — Thi ĐiỂm các cctccxcrercreersree 49 3.5.4 Thị Trường Phát Điện Cạnh Tranh — Chính thức -‹ ‹ 50

3.6 TONG QUAN VỀ TỎNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC TP.HCM - 51 CHUONG 4 PHUONG PHAP NGHIEN CUU woscccssssssssessssssssssosssssnsssssnsecsossesensnees 54 4.1 QUY TRÌNH NGHIÊN CỨU - 2¿222+++222++t2ES+tEEE+tetExrrsrrrrrrrrrkev 54

43.1 Dữ Liệu Phụ Tải Hệ Thống và Công Suất Huy Động của Tổ Máy Phát 56 4.3.2 Xác Định Giá Cân Bằng -2¿22222 2222211221221 1 ctrree 60

CHUONGS KET QUÁ NGHIÊN CỬU -.::csniocstngiigigggittgggăHgT ông tin Hang girgai4 62 5.1 XÁC ĐỊNH GIÁ BẢN LẺ ĐIỆN DÙNG MÔ HÌNH CAPM 62 5.2 DO LƯỜNG RỦI RO CỦA GIÁ BÁN LẺ ĐIỆN DÙNG HỆ SÓ RAROC 77 5.3 NHẬN XÉT KÉT QUÁ TÍNH TOÁN -2-222222212221122211221122212 xe, 81 5.3.1 Tóm Tắt Kết Quả Tính Toán -22-©2+222222+2E222232223221222122E 81

5.3.2 So Sánh Cách Xác Định Giá Điện Hiện Tại Với Cách Định Giá Điện Dùng

CHƯƠNG 6 KÉT LUẬN VÀ KIÊN NGHỊ ` ghynrnaesdzzamaiBÐ 6.1 ĐIÊU KIỆN ĐẺ ÁP DỤNG CAPM, RAROC TÍNH GIÁ BÁN LẺ ĐIỆN 88

6.1.1 _ Hình Thành Thị Trường Điện Cạnh Tranh Và Tái Cấu Trúc Ngành Điện §§ 6.1.2 Tính Giá Điện Cho Các Năm Tiếp Theo Sử Dụng CAPM, RAROC 90

6.3 HƯỚNG PHÁT TRIÊN TIẾP THEO CỦA ĐÈ TÀI -ssccc-+ 94

IV )00i9089:7 0.04 96

Phụ lục 1: Giá bán điện theo Thông tư số 19/2013/TT-BCT ngày 31/07/2013 của Bộ Công Thương 101 Phụ lục 2: Sơ đồ tổ chức của Tập đoàn Điện lực Việt Nam -cccccs 22t nhe 107

Phụ lục 3: Phụ tải 24 giờ trong tháng 5&6/2013 của khu vực TP.HCM

Phụ lục 4: Trình tự huy động các tổ máy trong 1.464 giờ khảo sát để xác định giá cân bằng MCP 109

Phụ lục 5: Giá cân bằng của cung — cầu điện năng trong 1.464 giờ khảo sát của tháng S&6/2013 119

Phu luc 6: Lợi nhuận của các tổ máy trong 1.464 giờ khảo sát của tháng 5&6/2013 - . -+ 128 Phụ lục 7: Beta của từng tổ máy ứng với giá bán lẻ bằng 965 VNĐ/KWh 555cc cctcrreierrrirrrrerrriee 136 Phụ lục 8: Lợi nhuận kỳ vọng thị trường của từng tổ máy ứng với giá bán lẻ bằng 965 VNĐ/kWh 143

Phụ lục 9: Beta và tỷ suất lợi nhuận kỳ vọng thị trường cho từng tổ máy ứng với các mức giá bán lẻ 151

Phụ lục 10: Tỷ suất lợi nhuận kỳ vọng của tổ máy ứng với các mức giá bán lẻ -©ccseccxscrrrrrcee 152

Phụ lục 12: Hệ số RAROC ứng với các mức giá bán lẻ với rr= 6%, 8%, 10%, 12% -: .crcxrceee 159

vi

Các kỳ điều chỉnh giá điện tại Việt Nam giai đoạn 2007 — 2013 +

Mô hình mua bán điện ở Việt Nam trước khi có thị trường phát điện >

Lộ trình xây dựng thị trường điện Việt Nam 5: 5+ c+c+x+xsxsecee 6 NIô hình thị trường bản buốn Gin phat den ncccccersvesssesgecersorewresesveswevevssseveees 7 Tối đa hóa lợi nhuận trong thị trường độc quyền . - -.-: - 16 Điều tiết theo giá cận biên trong thị trường độc quyền - 18 Quá trình xác định giá điện cân bằng tại các thời điểm

Hình 3.1 Cấu trúc ngành Điện Việt Nam

Hình 3.2 Mô hình liên kết dọc truyền thống của ngành điện - -: - 38

Hình 3.3 Cơ cấu tổ chức EVN ccccccc E0 rerrreree 39

Hình 3.4 Phân loại co cấu nguồn điện theo chủ sở hữu ¿c5+ce555ccze 40 Hình 3.5 Cơ cấu công suất lắp đặt các nguồn điện năm 2012 - -:-: 4] Hình 3.6 Cơ cấu các loại chỉ phí của EVNHCMC -.:¿-555+25cxvssrrrxrrrre 43 Hình 3.7 Các thành viên tham gia thị trường phát điện cạnh tranh 48

Hình 3.8 Mô hình thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm .c c c¿

Hình 3.9 Mô hình thị trường phát điện cạnh tranh chính thức " “

Hình 3.10 So sánh cơ cấu phụ tải giữa EVN và EVNHCMC : sc-©c++ Hnh41: Quy trình nghiÊn CỨNszztssi:2á0850216S0 B950 ISk00)EXLESRDSEISSEIRGESEMSLRNSSiD383588 54 Hình 4.2 Đồ thị phụ tải 1.464 giờ trong tháng 5&6/2013 của TP.HCM 56 Hình 4.3 Bảng đồ phân bổ nhà máy điện trên toàn quốc -.-: cc:++2-xxe+ Sth Hình 4.4 Hệ thống điện Việt Nam phân theo 3 miền Bắc, Trung, Nam 58 Hình 4.5 Trình tự huy động các tổ máy phát trong giờ thứ I - 60 Hình 4.6 Giá mua điện cân bằng trong 1.464 giờ -¿-©2cc2cccccvxrerxvrsrrrrerrvee 61 Hình 5.1 So sánh giá điện bình quân tính toán với giá điện bình quân nam 2011 67

Hình 5.2 Giá trị B của các tổ máy

Hình 5.3 Giá trị B của các tổ máy (không gồm tổ máy G13, G14, G16, G20, G21) 68

Hình 5.4 Tỷ suất lợi nhuận thị trƯỜN ETinstcssiiisitiisiso 3550003113 590ĐNG4554624331550130555 8386 70

Hình 5.5 Tỷ suất lợi nhuận của EVNHCMC -2-©2¿©22++22S+t2EE+etErrerxrerrrrrrrrk 72

Hình 5.6 RAROC ứng với các mức giá bán lẻ khác nhau với rr = 6⁄% 80

Hinh:6:1 Thitrvonge di¢n Vict Nam sesesesnasannvmemneemeenavases emma 88

DANH MUC BANG

Bang 3.1 Co cau doanh thu va chi phi ca EVNHCMC giai doan 2006 — 2010 43 Bang 3.2 Giá bán lẻ điện sinh hoạt bậc thang giai đoạn 2009 — 2012 44 Bảng 3.3 So sánh giá điện bán lẻ bình quân giai đoạn 2009 — 2012 - 45 Bảng 3.4 So sánh EVNHCMC với các Điện lực trong nước -:-:-‹‹ -+-+ S2 Bảng 4.1 Danh mục đầu tư các tổ máy phát cấp điện cho khu vực TP.HCM 59 Bảng 5.1 Khung giá bán lẻ điện để tính toán lợi nhuận kỳ vọng của EVNHCMC 64 Bảng 5.2 Lợi nhuận của G1 và EVNHCMC giờ thứ I với giá bán 965 VNĐ/kWh .64 Bang 5.3 Giá trị B của 21 tổ máy . ¿-555: 52+ 2222 rrttrrrtrrirriiiie 66

Bảng 5.4 Tỷ suất lợi nhuận thị trường Erm của các tổ "Tà 69

Bảng 5.5 Tỷ suất LNKV của các tổ máy & tỷ suất sinh lời EVNHCMC, ry= 6% 71 Bảng 5.6 Tỷ suất LNKV của các tổ máy & tỷ suất sinh lời EVNHCMC, rr= 8% 74 Bảng 5.7 Tỷ suất LNKV của các tổ máy & tỷ suất sinh lời EVNHCMC, rr= 10% 75 Bảng 5.8 Tỷ suất LNKV của các tổ máy & tỷ suất sinh lời EVNHCMC, rr= 12% 76 Bảng 5.9 RAROC ứng với các mức giá bán lẻ khác nhau với rr = Ó% 78 Bảng 5.10 RAROC ứng với các mức giá bán lẻ khác nhau và r; khác nhau 79 Bảng 5.11 Phân tích độ nhạy Erevnncwc, RAROC theo các giá trị rf khác nhau 80 Bảng 5.12 Giá bán lẻ điện của EVNHCMC và của cả nước giai đoạn 2011 — 2015 83 Bang 5.13 Gia bán điện thực tế của EVNHCMC và giá bán tính todn theo CAPM .84 Bảng 5.14 Giá bán điện tính toán của cả nước và giá bán tính toán theo CAPM 86

viii

DANH MUC CAC CHU VIET TAT

Electricity Regulatory Authority of Vietnam Vietnam Electricity

Ho Chi Minh City Power Corporation

Ha Noi Power Corporation Generation Company

General Directorate of Energy

Independent Power Plant

Independent System Operator

Marginal Cost Market Clearing Price Market Operator

Marginal Revenue

National Load Dispatch Center

Northern Power Corporation National Power Transmission Corporation Performance-Based Regulation

Petrovietnam

Mô hình định giá tài sản vốn Tổng công ty Điện lực miền Trung Công ty mua bán điện

Cục Điều tiết Điện lực Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Cơ quan vận hành thị trường điện

Doanh thu biên

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện

Quốc gia Tổng công ty Điện lực miền Bắc

Tổng công ty truyền tải điện quốc gia

Điều tiết theo hiệu quả hoạt động

Tập đoàn dầu khí Việt Nam

1X

Return on equity Return on Investment Rate of Return

Vietnam Competitive Generation Market Vietnam National Coal and Mineral Industries Group

Weighted Average Cost

Of Capital

Trung tâm giao dịch điện năng

Thước đo hiệu quả hoạt động có

điều chỉnh rủi ro

Hệ số lợi nhuận trên vốn có hiệu chỉnh rủi ro

Lợi nhuận trên vôn cô phân

Lợi nhuận trên vôn đâu tư

Hệ sô hoàn vôn

Đơn vị mua buôn duy nhât

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

Giá điện năng thị trường giao ngay

Cơ quan vận hành hệ thống điện

Tổng công ty Điện lực miền Nam Công ty truyền tải

Thị trường phát điện cạnh tranh

Tập đoàn công nghiệp Than và Khoáng sản Việt Nam —- TK Chỉ phí sử dụng vốn bình quân trọng sô

CHUONG 1 GIOI THIEU

1.1 LY DO NGHIEN CUU

Điện năng là một loại hàng hóa đặc biệt vì nó không thể lưu trữ được Điện năng được sản xuất ra và truyền tải đến nơi tiêu thụ để sử dụng ngay lập tức thông qua hệ thống lưới điện (Chance và Brooks, 2012) Điện năng được sản xuất ra khi đủ khả năng tiêu thụ vì đặc điểm của hệ thống điện là ở bất kỳ thời điểm nào cũng có sự cân bằng giữa công suất phát ra và công suất tiêu thụ Đặc thù này dẫn đến những đặc điểm riêng của hoạt động sản xuất kinh đoanh điện Do các hoạt động điện lực có mối quan hệ chặt

chẽ với nhau trong một hệ thống điện nên mang tính độc quyền tự nhiên trong một

phạm vi và trên địa bàn nhất định Điều đó đòi hỏi cần phải có sự quản lý, kiểm soát chặt chẽ (Đặng Văn Chiến và ctg, 2005)

Trong bối cảnh độc quyền của ngành điện của các nước nói chung và tại Việt Nam nói riêng, cơ quan quản lý cần kiểm soát hoạt động của ngành điện bằng cơ chế kiểm soát giá, điều tiết lợi nhuận, đồng thời chuẩn bị các điều kiện cần thiết để tiến tới thị trường điện cạnh tranh (Rothwell và Gómez, 2003) Nhà nước cần phải quyết định giá bán lẻ điện, xây dựng chính sách điều tiết giá điện Giá bán lẻ điện phải bù đắp được chỉ phí hợp lý của doanh nghiệp điện và tạo lợi nhuận hợp lý để doanh nghiệp tái sản xuất Nếu định giá điện quá thấp, doanh nghiệp điện lỗ, Nhà nước lại phải bù lỗ bằng ngân sách; ngoài ra, không khuyến khích sử dụng điện tiết kiệm, dẫn đến tình trạng sử dụng công nghệ lạc hậu Ngược lại, nếu định giá điện quá cao, sẽ gây tổn thất cho doanh nghiệp và người tiêu dùng, làm mất khả năng cạnh tranh của doanh nghiệp Theo

nghiên cứu của Cục Điều tiết Điện lực (ERAV, 2012) hiện nay, tại các nước có thị

trường điện độc quyền đang sử dụng các hình thức điều tiết các công ty phân phối điện trong thị trường điện độc quyền theo các phương pháp phổ biến như sau: Điều tiết theo phương pháp Hệ số thu hồi vốn (Rate of Return), phương pháp Cộng chỉ phí (Cost plus), phương pháp điều tiết theo Hiệu quả hoạt động (PBR); trong đó, điều tiết theo Hiệu quả hoạt động có 2 hình thức điều tiết chính là Giá trần (Price Cap) và Doanh thu trần (Revenue Cap)

Như đã đề cập ở phan trên, vai trò của việc điều tiết nhằm khuyến khích hoạt động đầu

tư vừa đủ để đáp ứng nhu cầu và bù đắp cho nhà đầu tư tỷ suất sinh lợi hợp lý Rothwell và Gómez (2003) cho rằng mặc dù các mục tiêu điều tiết khác nhau ở các nước và trong các ngành nhưng mục tiêu quan trọng nhất là bảo vệ lợi ích của người tiêu dùng bằng cách thúc đẩy hiệu quả kinh tế thông qua việc hình thành thị trường

cạnh tranh Vì vậy, trong suốt những năm đầu thập niên 90, ngành công nghiệp điện ở

nhiều nước trên thế giới đã trải qua sự thay đổi đáng kể (Rothwell và Gómez, 2003)

Đó chính là sự dịch chuyển từ cấu trúc độc quyền của ngành điện sang một cấu trúc có

sự cạnh tranh trong ngành, điều tương tự đã diễn ra đối với ngành viễn thông Khởi phát của quá trình thay đổi của ngành điện nêu trên là tại Chile vào đầu những năm 80 với việc huy động nguồn phát điện dựa trên giá biên Vào năm 1992, Argentina tiến

hành tư hữu hóa ngành điện đang làm ăn kém hiệu quả, và chia ngành điện thành 3

khâu gồm các công ty phát điện, các công ty truyền tải điện và các công ty phân phối

điện Quá trình này tiếp tục điễn ra tại các nước thuộc khu vực Châu Mỹ Latin

Trong thời gian này tại Châu Âu, Scotland và Bắc Ireland da hoc tập kinh nghiệm để hình thành thị trường điện từ nước Anh và xứ Wales Các nước Bắc Âu cũng đã hình

thành thị trường điện bán buôn (Rothwell và Gómez, 2003) Năm 1996, liên minh

Châu Âu đã ban hành hướng dẫn gồm các mục tiêu nhằm dần tạo lập thị trường điện cho các nước thành viên Tây Ban Nha và Hà Lan đã xây dựng thành công thị trường phát điện cạnh tranh lần lượt vào các năm 1998, 1999 Ở New Zealand, Úc và một số

tỉnh của Canada việc thực hiện phi điều tiết ngành điện được thực hiện như là một giải

pháp để tăng hiệu quả và giảm giá bán điện Tại Mỹ, quá trình tạo lập thị trường điện bắt đầu tại các tiểu bang California, Pennsylvania, New Jersey và Maryland Tại Anh, khu vực Bắc Âu, New Zealand, Úc và một số tiểu bang của Mỹ đã hình thành và vận

hành thị trường bán lẻ cạnh tranh là bước phát triển cao nhất của thị trường điện

(ERAV, 2011)

Như vậy, tiến trình tái cấu trúc và phi điều tiết ngành điện đã được khởi xướng cách đây 3 thập kỷ và đang có xu hướng mở rộng trên phạm vi toàn cầu Mục tiêu của việc tái cấu trúc và phi điều tiết ngành điện nhằm thay thế các công ty quan trọng thuộc nhà

nước đang hoạt động trong lĩnh vực điện lực theo cơ chế điều tiết bằng một thị trường

2

điện cạnh tranh hoàn toàn Trong thị trường điện thì các khâu nguồn phát, truyền tải, phân phối và bán lẻ điện được nâng cao hiệu suất hoạt động, khách hàng sử dụng điện cũng nhờ đó mà có thể hưởng lợi Khi thị trường điện hình thành thì các khâu nguồn phát, truyền tải, phân phối và bán lẻ điện được vận hành bởi các công ty hoạt động điện lực không chịu sự điều tiết Hơn nữa, sự cạnh tranh trong thị trường sẽ giúp cho khách hàng có nhiều sự lựa chọn trong dịch vụ cung cấp điện, cũng như tạo động lực

cho các công ty ngành điện đầu tư xây dựng hệ thống điện, nâng cao năng lực, cắt

giảm chi phí để giảm giá thành bán điện, giảm bớt các rào cản tham gia thị trường điện

Tuy nhiên, trong quá trình chuyển đổi hoạt động điện lực từ thị trường độc quyền sang thị trường cạnh tranh thì vẫn luôn hiện hữu sự điều tiết của cơ quan Nhà nước nhằm bảo đảm phát triển hệ thống điện bền vững, đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an toàn, én

định, hiệu quả phù hợp với đặc điểm của ngành điện là tính phức tạp, đan xen giữa yếu

tố kinh tế và kỹ thuật (Đặng Văn Chiến và ctg., 2005) Do đó, vấn đề đặt ra là các phương pháp để điều tiết lợi nhuận các công ty ngành điện thông qua giá điện trong thị

trường điện độc quyền có còn vận dụng được trong trường hợp thị trường điện đang

hình thành như vừa nêu ở trên; hay nói cách khác trong trường hợp này giá bán điện được thực hiện theo cơ chế thị trường và có sự điều tiết của nhà nước Trường hợp vẫn còn áp dụng được thì có hay không việc điều chỉnh để phù hợp với thị trường điện, còn nếu không còn áp dụng được các phương pháp cũ thì kinh nghiệm của các nước dùng công cụ gì đề điêu tiệt ngành điện

Những vướng mắc vừa nêu càng đặt ra nhu cầu cấp thiết hơn đặt trong bối cảnh Việt

Nam khi mà ngành điện vẫn hoạt động theo mô hình Tập đoàn độc quyền liên kết dọc

truyền thống và đang trong lộ trình xây dựng thị trường điện Đứng trên góc độ của cơ quan quản lý nhà nước thì họ cần phải có một công cụ tin cậy để xác định giá bán điện phù hợp nhằm điều tiết thị trường, cân bằng lợi ích giữa công ty bán điện và khách hàng sử dụng điện Do đó, việc nghiên cứu, đề xuất phương pháp tin cậy để định giá

bán điện nhằm làm công cụ điều tiết giá điện đặt trong bối cảnh ngành điện Việt Nam

đang thực hiện chuyển đổi sang thị trường điện như hiện nay là phù hợp với thực tế và

cần thiết

1.2 VAN DE NGHIEN CUU

Hiện nay, tại Việt Nam biểu giá điện bán lẻ thống nhất toàn quốc do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt dựa trên kết quả thấm định giá của Bộ Công thương đối với giá điện đề xuất của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) Trong cơ cấu biểu giá điện bán lẻ, cơ quan nhà nước đã điều tiết theo các mục tiêu kinh đoanh và an sinh xã hội thể hiện qua một số đặc điểm như sau: (1) giá bán điện cho sản xuất cao hơn giá bán điện sinh hoạt; (1) hỗ trợ giá điện cho hộ thu nhập thấp, hộ nghèo (50 kWh đầu tiên); (ii) áp dụng biểu giá điện bậc thang cho khách hàng sinh hoạt (chỉ tiết về các đặc điểm của biểu giá điện sẽ được trình bày trong chương 2) Tất cả những đặc điểm nêu trên cho thấy tồn tại của việc điều tiết thông qua điều giá điện hiện nay là sự “bù chéo” giữa các khách hàng sử dụng điện hay còn gọi là sự điều tiết doanh thu giữa các nhóm khách hàng thông qua giá; theo đó, mỗi nhóm khách hàng sẽ phải trả theo các mức giá khác nhau

và khác với giá cân bằng (Đàm Xuân Hiệp, 2012)

Hình 1.1 Các kỳ điều chỉnh giá điện tại Việt Nam giai đoạn 2007 — 2013

chủ yếu dựa trên chỉ phí thống kê hạch toán giá thành của EVN, với mục đích bù lỗ

mà không tính đến nguyên nhân và các biện pháp giảm chỉ phí, chưa áp dụng phương pháp phổ biến và hiện đại theo chỉ phí biên dài hạn, điều chỉnh giá điện mới chú ý đến làm tăng giá điện mà chưa quan tâm đến giảm giá điện Do đó, các kỳ điều chỉnh giá điện của EVN chưa có cơ sở khoa học vững chắc, thiếu minh bạch nên khó thuyết phục được sự đồng thuận của xã hội

Hình 1.2 Mô hình mua bán điện ở Việt Nam trước khi hình thành thị trường phát điện

- Dự báo nhu cầu điện

- Thời gian điêu độ thực tê

- Do đếm và hạch toán

———» Đông công suất, điện năng tonnes > Hợp đồng có thời hạn

—_ Giao dịch giá hạch toán và cấp kimhphí — ——— »_ Nộp hoặc thanh toán tiên

Nguồn: EVN (2005)

Giải pháp hữu hiệu nhất để giải bài toán minh bạch giá điện chính là hình thành và phát triển thị trường điện cạnh tranh Theo Rothwell và Gómez (2003) việc thực hiện tái cấu trúc và phi điều tiết ngành điện là hoạt động nhằm kéo giảm giá điện thông qua

tiết kiệm chỉ phí Chính phủ đã nhận thức được hình thành và phát triển thị trường điện

cạnh tranh là chiến lược phát triển dài hạn của ngành điện Việt Nam, điều này đã thể

hiện trong Luật Điện lực (2004) và được cụ thể hóa trong Quyết định số

26/2006/QD-TTg ngày 26/01/2006 của Thủ tướng Chính phủ về lộ trình và các điều kiện hình thành phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam Theo quyết định 26, thị trường điện Việt Nam sẽ hình thành và phát triển theo 3 cấp độ như sau (hình 1.3):

e_ Thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 2005 — 2014);

e_ Thị trường bán buôn cạnh tranh (giai đoạn 2014 — 2022);

e_ Thị trường bán lẻ cạnh tranh (giai đoạn sau 2022)

Hình 1.3 Lộ trình xây dựng thị trường điện Việt Nam

quả sang cơ chế thị trường điện cạnh tranh hiện đại (Gamonwet và Marpaung, 2011)

Theo lộ trình phát triển thị trường điện thì vào năm 2014 thị trường bán buôn điện (hay còn gọi là thị trường bán buôn điện cho nhiều người mua điện) được thành lập (hình

1.4) Khác với thị trường phát điện cạnh tranh đã vận hành chính thức vào tháng

07/2012 (thị trường bán buôn điện cho một người mua duy nhất), trong thị trường bán buôn các đơn vị phân phối điện cạnh tranh mua điện trực tiếp từ các nhà máy phát điện

và ngược lại các nhà máy phát điện cũng cạnh tranh để bán điện cho các đơn vị phân phối điện Như vậy, kể từ năm 2014 sẽ có sự cạnh tranh trong thị trường điện

Từ các tồn tai trong việc điều tiết thông qua định giá điện bán lẻ đã nêu ở trên cùng với việc thị trường điện tại Việt Nam đang dần được hình thành theo lộ trình đã làm nảy sinh vấn đề nghiên cứu của đề tài là đề xuất cho cơ quan quản lý nhà nước một công

cụ để định giá điện bán lẻ với mục tiêu điều tiết các công ty phân phối điện đặt trong

bối cảnh thị trường điện tại Việt Nam đang dần được hình thành

Hình 1.4 Mô hình thị trường bán buôn điện phát điện (Thị trường bán buôn điện cho nhiêu người mua điện)

Mua, bán

Chào giá cạnh tranh Hợp đồng có thời hạn

— Tác động của cơ quan điều tiết điện lực

Tổng Công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh Ví dụ, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh (EVNHCMC) chịu trách nhiệm phân phối và bán lẻ điện đến các khách hàng trong 24 quận, huyện của thành phố

Khi thị trường điện đang được xây dựng theo lộ trình thì 5 Tổng công ty phân phối vẫn chịu sự điều tiết của Nhà nước Ở giai đoạn này, 5 Tống công ty Điện lực được tổ chức lại để trở thành 5 đơn vị vừa cung cấp dịch vụ phân phối điện, vừa bán buôn, bán lẻ điện (Đặng Văn Chiến và ctg, 2005) Hình 1.4 cho thấy trong thị trường điện bán buôn, các Tổng công ty sẽ mua điện từ thị trường mua bán điện giao ngay (spot market) với mức giá luôn biến động P\ (hay còn gọi là giá điện trên thị trường giao ngay MCP, sẽ được trình bày chỉ tiết trong chương 2) Sau đó, các Tổng công ty sẽ bán lẻ điện cho

khách hàng với mức giá P; đã ký trong hợp đồng mua bán điện Như vậy, việc mua

điện từ thị trường bán buôn cạnh tranh của các Tổng công ty khó tránh khỏi rủi ro do giá điện trong thị trường giao ngay dao động liên tục phụ thuộc vào hành vi của các

bên tham gia thị trường, sự ràng buộc của hệ thống điện và nhu cầu sử dụng điện Dựa

vào sự rủi ro về giá điện trong thị trường giao ngay và mục tiêu điều tiết lợi nhuận giữa các công ty phân phối điện mà đề tài này đặt ra vấn đề nghiên cứu là sử dụng mô

hình mô hình định giá tài sản vốn (CAPM) và hệ số lợi nhuận trên vốn có hiệu chỉnh

rủi ro (RAROC) để định giá điện bán lẻ trong thị trường

Việc thực hiện Đề tài “Sử dụng mô hình định giá tài sản vốn (CAPM) và hệ số lợi

nhuận trên vốn có hiệu chỉnh rủi ro (RAROC) để xác định giá bán lẻ điện trên địa bàn

TP.HCM” là một nghiên cứu dùng mô hình tài chính CAPM để tính toán được mức tỷ suất lợi nhuận kỳ vọng tương ứng với biểu giá bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện ở khu vực được chọn khảo sát là TP.HCM, với đối tượng nghiên cứu là Tổng công ty Điện lực TP.HCM Ngoài ra, tính toán hệ số RAROC sẽ xác định được rủi ro trong doanh thu của công ty bán điện ứng với mỗi mức giá bán lẻ điện cho khách hàng Ứng dụng của đề tài này chính là đề xuất mô hình tính toán giá bán điện cho cơ quan

quản lý nhà nước (cụ thể tại Việt Nam là Cục Điều tiết Điện lực ERAV) có thêm một

công cụ để điều tiết giá điện trong thị trường điện đang được hình thành tại Việt Nam

Vì vậy, với việc đùng mô hình CAPM, hệ số RAROC để định giá bán lẻ điện, thì cơ quan Nhà nước hoàn toàn có đủ cơ sở đề thẩm định giá bán lẻ đề xuất của doanh nghiệp, kiểm soát việc tăng giá bán của doanh nghiệp, đảm bảo quyền lợi của người tiêu dùng nhưng vẫn điều tiết giá bán phù hợp để doanh nghiệp vẫn hoạt động và đầu

tư lưới điện, nâng cao dịch vụ khách hàng

Do đó, đứng trên quan điểm điều tiết điện lực của Nhà nước thì việc áp dụng mô hình

CAPM, hệ số RAROC (hoặc bat kỳ mô hình có cơ sở khoa học) để làm căn cứ thẩm

định giá điện do công ty bán lẻ định giá mang một ý nghĩa rất quan trọng Dựa trên kết quả thâm định giá bán mà nhà nước sẽ điều tiết giá điện phù hợp với giá thị trường để các công ty phân phối điện có thể thu hồi đủ vốn đầu tư, các chi phí hoạt động và lợi

nhuận hợp lý nhằm đảm bảo cung cấp điện với chất lượng quy định cho khách hàng; đồng thời các khách hàng được sử dụng điện với chất lượng điện và chất lượng dịch vụ

tương ứng với các chi phí họ phải trả

Đối với kinh nghiệm của các nước khi dùng mô hình CAPM để xác định tỷ suất lợi

nhuận yêu cầu cho các công ty trong ngành điện thì theo một khảo sát của ERAV (2012) cho biết tại các nước Chile, Anh, Brasil và Úc có sử đụng mô hình này để điều

tiết lợi nhuận của các công ty với tỷ suất tại các nước lần lượt là 10%; 7%; 9,95% (sau

thuế) và 7% Một số các ngành độc quyền bán khác cũng sử dụng CAPM để xác định suất thu hồi vốn của mình như ngành cấp nước sinh hoạt tại Anh và xứ Wales (Clare

và Apostolou, 2009), hoặc ngành đường sắt ở Mỹ (Quinlan, 2008) Qua đó cho thấy

mô hình CAPM được sử dụng để điều tiết các công ty độc quyền; tuy nhiên đối với ngành điện Việt Nam thì mô hình CAPM chưa được sử dụng (ERAV, 2012)

Đối với việc áp dụng hệ số RAROC để định lượng rủi ro về giá điện, qua tìm hiểu các nghiên cứu người viết đề tài này vẫn chưa thấy RAROC được áp dụng trong thực tế cho đù đã có một số nghiên cứu lý thuyết về việc áp dụng RAROC trong ngành điện (sẽ trình bày trong chương 2)

1.3 MỤC TIÊU VÀ CÂU HỎI NGHIÊN CỨU

1.3.1 Mục Tiêu Nghiên Cứu

Tìm hiểu phương pháp điều tiết lợi nhuận giữa các Tổng công ty phân phối điện thông qua giá bán điện hiện nay của Việt Nam

Ứng dụng mô hình CAPM để xác định giá bán lẻ điện tại khu vực Thành phố Hồ Chí Minh

Tính toán hệ số RAROC để đo lường rủi ro về doanh thu của Tổng công ty Điện lực TP.HCM theo từng mức giá bán lẻ điện

Điều kiện để áp dụng mô hình CAPM, RAROC nhằm định giá bán lẻ điện

1.3.2 Câu Hỏi Nghiên Cứu

Ngành điện hiện đang sử dụng phương pháp nào để điều tiết lợi nhuận thông qua giá điện của các Tổng công ty phân phối điện?

Quy trình định giá bán lẻ điện dựa vào mô hình CAPM tại khu vực Thành phố Hồ Chí Minh được tính toán như thế nào?

Rủi ro về đoanh thu của Tổng công ty Điện lực TP.HCM theo từng mức giá

bán lẻ điện được định lường như thế nào?

Điều kiện nào để có thể áp dụng mô hình CAPM, RAROC nhằm định giá

bán lẻ điện?

1.4 ĐÓI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU

Chọn Tổng công ty Điện lực TP.HCM (là đơn vị phân phối điện trên địa bàn 24 quận,

huyện ở Thành phố Hồ Chí Minh) làm nghiên cứu điển hình để tính toán giá bản lẻ

điện được dựa trên các yếu tế như EVNHCMC có giá bán điện bình quân cao nhất

nước, doanh thu bán điện của EVNHCMC chiếm gần 19% trong tổng số doanh thu bán điện của VN, và đối tượng khách hàng của EVNHCMC khá đa dạng (EVN, Báo cáo tổng kết năm 2012)

Đề tài nghiên cứu có tính ứng dụng cao vì Việt Nam đã chính thức vận hành thị trường phát điện cạnh tranh từ tháng 07/2012 Theo lộ trình đến năm 2014, thị trường điện sẽ

10

có nhiều nhà máy phát điện cạnh tranh phát điện để bán buôn điện cho các đơn vị có chức năng phân phối điện, các đơn vị phân phối điện cũng cạnh tranh để mua điện từ các nhà máy phát, sau đó bán điện lại cho khách hàng theo hợp đồng mua bán điện Thị trường như trên gọi là thị trường bán buôn điện cạnh tranh hay còn gọi là thị trường bán buôn điện cho nhiều người mua điện Lúc này, cơ quan điều tiết có thể sử dụng mô hình CAPM, RAROC từ kết quả nghiên cứu để phục vụ cho mục tiêu điều tiết giá bán lẻ điện

Việc thu thập dữ liệu về công suất huy động, giá chào của các tổ máy và phụ tải điện của TP.HCM để làm cơ sở tính toán cho giá cân bằng trên thị trường giao ngay thuộc

phạm vi của đề tài này Sau đó tiến hành phân tích dữ liệu và tính toán CAPM,

RAROC Việc chọn khảo sát trong 1.464 giờ nhằm tính toán được kết quả tin cậy hơn, khắc phục hạn chế của các nghiên cứu trước của các tác giả Gamonwet và Marpaung (2011) và Karandikar và ctg (2007) là tính toán giá điện chỉ trong 336 giờ khảo sát

Tóm lại, nghiên cứu này được thực hiện với phạm vi và trên một số giả định như sau:

e Nghiên cứu xác định giá bán lẻ điện tại Thành phố Hồ Chí Minh làm điển hình, với đối tượng nghiên cứu liên quan là đơn vị cung cấp điện trên địa bàn Thành phố là Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh

e Số liệu về lượng điện cung cấp và phụ tải điện thực tẾ của toàn quốc và của khu vực TP.HCM được thu thập trong 1.464 giờ khảo sát, tính từ ngày 01/05/2013 đến ngày 30/06/2013

e _ Sản lượng điện cung cấp đủ đáp ứng nhu cầu dùng điện của TP.HCM trong thời gian khảo sát

e EVNHCMC vừa cung cấp dịch vụ phân phối điện, vừa thực hiện chức năng bán lẻ điện cho khách hàng trong thị trường điện

1.5 Y NGHĨA VÀ ỨNG DỤNG CỦA ĐÈ TÀI NGHIÊN CỨU

Việc thực hiện nghiên cứu để tài này có ý nghĩa quan trọng về mặt khoa học cũng như

thực tiễn

l1

Về mặt khoa học, đề tài góp phần củng cố lý thuyết mô hình định giá CAPM, hệ SỐ RAROC trên thị trường điện tại Việt Nam Trong đó thị trường điện Việt Nam đang ở giai đoạn sơ khai và chưa có nhiều nghiên cứu về việc định giá điện có xem xét đến các yếu tố điều chỉnh rủi ro của giá điện trên thị trường giao ngay

Về mặt thực tiễn, với mục tiêu góp phần hình thành và phát triển bền vững thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam thì đề tài “Sử đụng mô hình định giá tài sản vốn (CAPM)

và hệ số lợi nhuận trên vốn có hiệu chỉnh rúi ro (`RAROC) đề xác định giá bán lẻ điện trên địa bàn TP.HCM” có tính thực tiễn cao Đứng về phía góc độ Nhà nước, cơ quan

điều tiết Điện lực có thêm một phương pháp, công cụ tin cậy để thâm định giá bán lẻ

do các Tổng Công ty Điện lực đề xuất trong bối cảnh thị trường điện Việt Nam đang dần được hình thành Theo đó, ngoài mục đích chia sẻ rủi ro công bằng giữa bên bán

và khách hàng tiêu thụ điện thì giá bán lẻ điện sau khi được Nhà nước thâm định còn

có tác dụng khuyến khích đầu tư xây dựng trong lĩnh vực lưới điện phân phối điện, và

tạo sự minh bạch trong xây dựng biểu giá điện

Thị trường điện ở các nước trên thế giới đã hình thành và phát triển trong khoảng 30

năm trở lại đây Việc đưa ra các chính sách hợp lý nhằm thúc đây sự phát triển của thị trường điện đã được các nước nghiên cứu và thực hiện một cách toàn diện Do đó, mục

tiêu nghiên cứu của đề tài này cũng không nắm ngoài mục đích là cung cấp một công

cụ để đóng góp vào khâu thâm định, điều tiết giá bán lẻ điện của cơ quan nhà nước

1.6 KET CAU LUẬN VĂN

Chương l1 - Giới thiệu đề tài nghiên cứu: Sơ lược về thực trạng điều tiết thông qua giá điện trên thế giới và nhu cầu cần có một công cụ tin cậy đề định giá điện tại Việt Nam

Tu do, dat van dé nghiên cứu, mục tiêu nghiên cứu về việc dùng mô hình CAPM,

RAROC để định giá điện bán lẻ đặt trong bối cảnh thị trường điện đang được hình

thành ở Việt Nam

Chương 2 — Cơ sở lý thuyết: Trình bày các lý thuyết được sử dụng trong đề tài nghiên

cứu, gồm có các đặc điểm của thị trường cạnh tranh, thị trường độc quyền, vấn đề tối

đa hóa lợi nhuận của 2 thị trường này Tiếp theo là làm rõ nguyên nhân phải điều tiết

12

giá điện và các phương pháp điều tiết giá điện hiện đang được sử dụng trên thế giới và

tại Việt Nam Cuối cùng là lý thuyết về thị trường điện và mô hình CAPM, RAROC

nhằm cung cấp nền tảng lý thuyết cho nghiên cứu và định hướng nghiên cứu

Chương 3 — Tổng quan về ngành điện tại Việt Nam: Giới thiệu về đặc điểm của điện năng là một hàng hóa hết sức đặc thù trong thị trường Tiếp theo, trình bày về ngành điện Việt Nam và Tổng công ty Điện lực TP.HCM, là đối tượng nghiên cứu của đề tài

nhằm cung cấp cho người đọc một hiểu biết khái quát về ngành điện Việt Nam Theo

đó, các nét chính về tổ chức của ngành điện, hiện trạng hệ thống điện, quá trình hình

thành thị trường điện và cơ chế xây dựng giá điện tại Việt Nam lần lượt được trình bày Chương này cũng mô tả về việc điều tiết lợi nhuận giữa các Tổng công ty phân phối

điện thông qua giá bán điện hiện nay tại Việt Nam

Chương 4 — Phương pháp nghiên cứu: Tóm tắt quy trình nghiên cứu của đề tài, bao

gồm các bước: đặt vấn đề nghiên cứu, nêu cơ sở lý thuyết, cách thức thu thập dữ liệu,

tính toán, và phân tích, kết luận về kết quả nghiên cứu Trình tự các bước tính toán và

cách thức thu thập các số liệu đầu vào cần thiết cho mô hình CAPM và RAROC được

trình bày trong chương này Đặc biệt, các dữ liệu đầu vào liên quan đến kỹ thuật điện được mô tả chỉ tiết và trực quan nhằm giúp cho người đọc dễ nắm bắt cách thức thu thập dữ liệu và đưa dữ liệu này vào mô hình tài chính CAPM và RAROC

Chương 5 — Kết quả nghiên cứu: Chương này cụ thể hóa các bước tính toán để từ đó xác định tỷ suất lợi nhuận của từng tổ máy phát trong danh mục đầu tư của EVNHCMC, tỷ suất lợi nhuận thị trường, hệ số của từng tổ máy Phần cuối của chương là phân tích kết quả tính toán của mô hình CAPM và RAROC Theo đó, có so sánh và phân tích giữa kết quả nghiên cứu của đề tài với giá điện đang áp dụng hiện

nay và giá điện tính toán của ngành điện trong thị trường điện nhằm chứng minh sự

phù hợp với thực tế và tính khả thi của đề tài nghiên cứu

Chương 6 Kết luận và kiến nghị: Tóm tắt các kết quả nghiên cứu và trình bày các điều kiện để áp dụng áp đụng mô hình CAP RAROC để tính giá bán lẻ điện Kết luận và

đề xuất hướng nghiên cứu tiếp theo cho đề tài

13

cứu trước đến việc áp dụng các mô hình tài chính vào thị trường điện, cụ thể là để xác định giá điện bán lẻ và lượng hóa rủi ro về giá điện; và so sánh sự khác nhau giữa nội

dung nghiên cứu của đề tài này với các nghiên cứu trước

2.1 THỊ TRƯỜNG CẠNH TRANH

Begg và ctg (2009) cho biết một thị trường cạnh (ranh, hay còn gọi là thị trường cạnh

tranh hoàn hảo, có các đặc điểm (hoặc điêu kiện) như sau:

Có rât nhiêu người bán và người mua

e

e_ Sản phẩm đồng nhất

e Thong tin hoan hao

e Người bán tự do gia nhập hoặc rút khỏi ngành

Đối với 2 đặc điểm đầu tiên của thị trường cạnh tranh dẫn đến kết quả là các hoạt động

của bất kỳ người mua và người bán nào trong thị trường có tác động không đáng kê đến giá thị trường Hay nói cách khác, người mua và người bán là người chấp nhận giá Tuy nhiên, vẫn có khả năng người bán có ảnh hưởng chút ít đến giá của sản phâm nếu người mua không có thông tin hoàn hảo về chất lượng hoặc đặc điểm của sản phẩm

14

Do đó, đây là lý do thị trường cạnh tranh phải có đặc điểm thứ 3 là người mua có thông tin hoàn hảo về sản phẩm họ mua Và đặc điểm quan trọng thứ 4 mô tả hoàn hảo

sự vận hành của thị trường cạnh tranh là sự tự do gia nhập và rút lui của người bán

trong thị trường (Mankiw, 2006)

Công ty trong thị trường cạnh tranh chỉ chiếm thị phần rất nhỏ so với qui mô của thị trường Công ty là người chấp nhận giá, tức là bán với giá thị trường nên đường cầu đối với doanh nghiệp là 1 đường thắng nằm ngang Cũng như các công ty khác trong nền kinh tế, mục tiêu của công ty trong thị trường cạnh tranh là tối đa hóa lợi nhuận (hiệu số của tổng doanh thu va tong chi phí) Công ty trong thị trường cạnh tranh có doanh thu trung bình bằng với giá bán và cũng chính là doanh thu biên của công ty Trong ngắn hạn đường cung của doanh nghiệp là đường chỉ phí biên MC và doanh nghiệp tối đa hóa lợi nhuận khi doanh thu biên bằng chỉ phí biên (MR = MC)

Mặc dù, trong đời thực có ít thị trường cạnh tranh hoàn hảo (Begg va ctg., 2009) nhưng có thể xem xét thị trường điện có đặc điểm gần với thị trường cạnh tranh hoàn hảo với những lý đo sau đây: (1) điện năng là sản phẩm đồng nhất với mọi khách hàng,

vì vậy người mua sẽ chuyên từ người bán này sang người bán khác nếu giá của những người bán là khác nhau; (2) nhà nước tạo điều kiện để các công ty đễ dàng gia nhập để kinh doanh mua bán điện trên thị trường; (3) nhờ vào việc hiện đại hóa hạ tầng đo đếm điện năng và hệ thống truyền dữ liệu mà người mua có thể biết được đầy đủ thông tin

về lượng điện năng mà mình cần mua Trong thực tế, tại Việt Nam đã luật hóa việc

hình thành và phát triển thị trường điện cạnh tranh (Luật Điện lực, 2004)

2.2 THI TRUONG DOC QUYEN

2.2.1 Đặc điểm Cúa Thị Trường Độc Quyền

Đối lập với thị trường cạnh tranh là thị trường độc quyền Trong thị trường này chỉ có duy nhất một người bán hay còn gọi là công ty độc quyền Sản phâm của công ty này

là riêng biệt và không có khả năng thay thế Theo Mankiw (2006), các rào cản để các công ty khác không thể gia nhập ngành dé cạnh tranh là:

15.

e Ngudn tai nguyén chinh do mét céng ty so hitu

e Chinh phi cho phép chỉ một công ty quyền sản xuất một sản phẩm hoặc cung cấp một dịch vụ nào đó

e_ Độc quyền tự nhiên do hiệu quả kinh tế theo qui mô, lúc này chỉ phí sản xuất của một công ty (độc quyền tự nhiên) sẽ nhỏ hơn chỉ phí của 2 hoặc nhiều công ty nếu tham gia vào thị trường

Điểm khác biệt chủ yếu giữa công ty trong thị trường cạnh tranh và công ty độc quyền

là công ty độc quyền có khả năng ảnh hưởng đến giá của sản phẩm Trong khi công ty trong thị trường cạnh tranh là người chấp nhận giá thì công ty độc quyền là người định giá bằng cách thay đổi lượng cung sản phẩm ra thị trường Đường cầu đối với đoanh nghiệp độc quyền cũng là đường cầu thị trường, doanh thu biên của công ty thì luôn nhỏ hơn giá bán

Hình 2.1 Tối đa hóa lợi nhuận trong thị trường độc quyền

đa hóa lợi nhuận 1, Xác định sản lượng

16

trong khi đó công ty độc quyền có giá lớn hơn chỉ phí biên Để xác định giá bán nhằm tối đa hóa lợi nhuận, công ty độc quyền trước hết tìm được sản lượng tối đa hóa lợi nhuận là điểm giao nhau của MC và MR, tiếp đó dựa vào đường cầu thị trường mà công ty độc quyền tính được giá bán (giá độc quyền) tại sản lượng tối đa hóa lợi nhuận Hình 2.1 mô tả quá trình xác định quá trình tối đa hóa lợi nhuận của công ty độc quyền 2.2.2 Những Hạn Chế Của Thị Trường Độc Quyền

Mankiw (2006) phat biểu rằng thị trường độc quyền thất bại trong việc phân bổ nguồn lực có hiệu quả Công ty độc quyền sản xuất sản phẩm ít hơn sản lượng xã hội mong muốn khiến cho giá bán cao hơn chỉ phí biên Nhà nước ứng phó với vấn đề độc quyền

theo 1 trong 3 cách sau: (1) tạo môi trường cạnh tranh hơn bằng luật chống độc quyền;

(2) điều tiết các công ty độc quyền, giải pháp này thường áp dụng cho các công ty độc quyền tự nhiên như là các công ty cấp điện, cấp nước Theo đó, các công ty này không được tự định giá mà nhà nước sẽ điều tiết giá bán; (3) quốc hữu hóa, lúc này thay vì điều tiết các công ty tư nhân độc quyền tự nhiên thì chính phủ sẽ mua lại và điều hành các công ty này Giải pháp này phổ biến ở Châu Âu với các công ty điện thoại, điện, nước do nhà nước sở hữu và vận hành Tại Mỹ thì nhà nước sở hữu dịch vụ Bưu chính

Như đã nêu, một trong những biện pháp kiểm soát độc quyền là nhà nước điều tiết giá bán các công ty độc quyền Lúc này, nhà nước sẽ định giá theo chi phí cận biên

mà tại đó giá bán sẽ bằng chỉ phí biên của công ty độc quyền Như vậy, khách hàng sẽ

mua hàng với sản lượng tối đa hóa tổng thặng dư và sự phân bổ của các nguồn lực đạt

hiệu quả Tuy nhiên, việc điều tiết theo giá cận biên làm phát sinh 2 vấn đề như sau:

e_ Vì công ty độc quyền có tổng chi phí trung bình giảm, mà chỉ phí biên lại nhỏ hơn tổng chỉ phí trung bình Vì vậy, khi nhà nước điều tiết giá bán bằng với chỉ phí biên thì giá sẽ nhỏ hơn tổng chỉ phí trung bình làm cho công ty

bị lỗ Kết quả là công ty độc quyền sẽ rút ra khỏi ngành (hình 2.2) Nhà nước có thể giải quyết vấn đề nêu trên theo 2 cách là bao cấp cho công ty độc quyền hoặc đánh thuế công ty độc quyền Nhưng cả 2 cách đều tỏ ra

không hữu hiệu Đối với việc bao cấp thực chất là nhà nước bù vào phần lỗ

cho công ty độc quyền, để đắp lại vào số tiền bao cấp nhà nước sẽ tăng thuế

17

dẫn đến gây ra tốn thất vô ích do gánh nặng thuế Giải pháp khác là nhà nước cho công ty bán với giá cao hơn chi phí biên Nếu giá điều tiết bằng với tổng chỉ phí bình quân thì công ty có lợi nhuận kinh tế bằng không Giá theo chỉ phí trung bình này cũng dẫn đến tổn thất vô ich do giá của công ty độc quyền không phản ánh chỉ phí biên Thực chất cách định giá theo chỉ phí trung bình giống như là đánh thuế lên sản phẩm của công ty độc quyền ø_ Vấn đề thứ 2 đối với việc điều tiết theo giá cận biên (hoặc giá chỉ phí trung bình) là nhà nước khiến cho công ty độc quyền không có động cơ để giảm chỉ phí Trong thị trường cạnh tranh, giảm chi phí sẽ làm tăng lợi nhuận Tuy nhiên, công ty độc quyền khi được điều tiết biết rằng nhà nước sẽ giảm giá bán khi chi phí giảm nhưng công ty lại không nhận được lợi ích trong việc giảm chỉ phí Vì vậy, trong thực tế nhà nước cho phép công ty độc quyền được giữ lại 1 phần lợi nhuận khi công ty tiết giảm được chỉ phí Hình 2.2 Diéu tiết theo giá cận biên trong thị trường độc quyền

Price

Chi phi bién

Đường cầu

Nguồn: Mankiw (2006)

18

2.3 THI TRUONG DIEN CANH TRANH

Hiện nay trên thế giới, quá trình tái cấu trúc và cạnh tranh trong ngành điện đang dần được thực hiện (Rothwell và Gómez, 2003) Mô hình công ty điện lực độc quyền liên kết dọc truyền thống do sở hữu nhà nước hay tư nhân, đang dần chuyển đổi sang dạng cấu trúc mới là tách hẳn khâu phát điện ra khỏi khâu truyền tải và phân phối

Trong thị trường điện bán buôn, các nhà máy điện sẽ cạnh tranh để bán điện Đối với thị trường bán lẻ, khách hàng có thể lựa chọn dịch vụ từ các công ty bán lẻ khác nhau

và các công ty này sẽ cạnh tranh thông qua việc chào giá bán lẻ hợp lý và cung cấp các dịch vụ kèm theo Khâu truyền tải và phân phối điện vẫn phải được điều tiết bởi cơ quan chức năng Với mô hình như trên đảm bảo sự mở cửa, không phân biệt đối xử đối với các thành phần muốn tham gia vào thị trường tại các khâu: phát điện, bán lẻ và khách hàng sử dụng điện

Mục tiêu cụ thể của quá trình tái cầu trúc ngành điện ở mỗi quốc gia khác nhau, nhưng

một số động lực chung để thúc đây quá trình chuyên đổi ngành điện là:

e _ Mô hình độc quyền truyền thống dẫn đến giá điện tăng cao

e Tro giá chéo giữa các đối tượng khách hàng làm cho hoạt động doanh nghiệp kém hiệu quả

e Sự ra đời của các công nghệ phát điện mới, hiệu quả hơn

s_ Các công trình điện quốc gia cần vốn đầu tư nhưng không huy động được nên lúc này cần phải xã hội hóa

2.3.1 Các Thành Phần Của Thị Trường Điện

Shahidehpour và Alomoush (2001) cho biết tùy theo cấu trúc và điều kiện mà mỗi thị trường có thê có các thành phần với các chức năng sau đây:

e_ Công ty phát điện (GENCO$): phát công suất lên hệ thống theo kế hoạch được xác định bởi thị trường

s_ Công ty phân phối (DISCOs) và những nhà bán lẻ (Retailers): DISCOs sở hữu hệ thống phân phối và cung cấp những dịch vụ phân phối điện, các nhà

19

bán lẻ được tổ chức lại từ các DISCOs và cung cấp điện đến khách hàng cuối cùng

Công ty truyền tải (TOs - Transmission Operators): hệ thống truyền tải vẫn thuộc sở hữu của nhà nước Cơ quan vận hành hệ thống truyền tải đối xử công bằng với tất cả những người sử dụng mạng lưới điện Ngoài ra, cơ quan vận hành hệ thống truyền tải còn quản lý và cung cấp những dịch vụ phụ thuộc

Cơ quan độc lập vận hành hệ thống (ISO - Independent System Operator): la

tổ chức tối cao điều khién thi trường điện nhằm dat được mục tiêu (1) giữ an ninh hệ thống, (2) đảm bảo chất lượng dịch vụ, và (3) nâng cao hiệu quả kinh tế Điều kiện cơ bản của ISO là không được liên kết với bất kỳ người tham gia thị trường điện và không được đầu tư tài chính vào hệ thống phát điện và hệ thống phân phối Theo Shahidehpour và Alomoush (2001), trong một số mô hình tái cấu trúc thời gian gần đây, các quốc gia (Nauy, Tây Ban Nha, Anh) có khuynh hướng tách bạch chức năng vận hành thị trường và

vận hành hệ thống thành 2 cơ quan độc lập là MO (Market Operator) và SO

(System Operator) Sự tách bạch này cho phép mở rộng khả năng tham gia cạnh tranh công bằng trên thị trường Chức năng của MO và SO là:

- Chức năng quản trị thị trường điện: có hai dạng thị trường điện là thi

trường điện tập trung (chia theo 2 dạng cơ bản là thị trường tập trung chào giá toàn phần và thị trường tập trung chào giá theo chỉ phí biến đồi),

và thị trường theo hợp đồng (giao địch song phương hoặc đa phương)

Các giao dịch mua bán điện được thực hiện bởi trung tâm giao dịch (PX-

Power Exchange) Cơ quan này thực hiện các giao dịch, xếp lịch và thỏa thuận các giao dịch vào các thời điểm khác nhau (tuần, ngày hoặc giờ) trước khi diễn ra giao dịch

Chức năng vận hành hệ thống điện: vận hành hệ thống theo kế hoạch và

điều khiển hệ thống theo thời gian thực để cân bằng cung — cầu, quản lý những dịch vụ phụ để duy trì độ tin cậy của hệ thống

20

e Trung tam giao dich (PX): la nơi tập trung mọi thông tin vé dién, noi nhiing nhà cung cấp và nhu cầu về điện gặp gỡ và đặt giá điện Thông tin thị trường có thể thay đổi từ 5 phút đến 1 tuần hoặc lâu hơn, thường là thị trường định giá điện ngày tới (day — ahead) Thị trường ngày tới có lợi thế là

dễ dàng cân bằng cung cầu trong thời gian ngắn Chức năng của PX:

- Tạo ra một môi trường cho những công ty phát điện, khách hàng đặt giá bán, mua điện và cũng tại đây lượng cung cầu sẽ cân bằng, tạo ra giá

điện cân bằng MCP

- Đem lại một giá thị trường công bằng, những người tham gia chỉ phải trả tiền điện theo giá thị trường, giá điện sát với chỉ phí sản xuất biên

e Quá trình hoạt động của trung tâm giao dich PX gồm các bước sau:

- _ Nhận thông tin đặt giá từ người sản xuất điện và khách hàng mua điện

- _ Phân tích và tính toán giá thị trường

- Cung cấp kế hoạch cho ISO hoặc SO

-_ Xây dựng sẵn kế hoạch điều chuyền hệ thống khi có tình trạng quá tải 2.3.2 Giá Diện Trên Thị Trường Giao Ngay (Spot Market)

Trung tâm giao dịch PX hay còn gọi là thị trường giao ngay, là nơi mà các nhà máy phát được chỉ trả do lượng điện mà họ đã bán vào thị trường và các khách hàng phải chi trả do lượng điện mà họ tiêu thụ Shahidehpour và Alomoush (2001) cho biết trong thị trường này, bên bán (nhà máy phát) và bên mua (người dùng điện) sẽ chào giá bán

và giá mua Bên bán cạnh tranh để được quyền bán điện vào thị trường, nếu giá chào

bán quá cao thì sẽ có khả năng không bán được điện Ngược lại, bên mua cạnh tranh

đề mua điện; tuy nhiên, nêu giá chào mua thấp thì họ cũng không mua được điện

Như vậy, PX chấp nhận các giá chào bán và mua điện (các giá khác nhau cho từng lượng công suất điện khác nhau) để xác định ra giá cân bằng MCP (Market Clearing Price) cho 24 giờ trong ngày giao dịch Chương trình máy tính sẽ tổng hợp các giá chào (bán và mua) hợp lệ đề lập ra đường cung điện năng và đường cầu điện năng Giao điểm của 2 đường này chính là giá điện cân bằng trên thị trường giao ngay Hình 2.3 mô tả cách xác định giá cân bằng trong từng giờ khi nhu cầu điện năng thay đổi

ĐÀ:

Hình 2.3 Quá trình xác định giá điện cân bằng tại các thời điểm

[s = Tông nhu cầu điện năng Tông sản lượng điện phát

+>

MWh

Neguon: Shahidehpour va Alomoush (2001)

Phương pháp phổ biến được sử dụng nhiều nhất để để tìm giá cân bằng được gọi là thuật toán khớp giá giản don (simple matching algorithm) Theo đó, đầu tiên PX sẽ

chọn toàn bộ lượng điện được chào bán với giá thấp nhất Kế tiếp, PX sẽ chọn lượng

điện có giá chào bán thấp liền kề và cứ như vậy cho đến khi lượng điện cung cấp đáp ứng nhu cầu điện của khách hàng Đối với bên mua thì PX sẽ xếp hạng giá và lượng điện họ chào theo thứ tự giá giảm dần trong đường cầu điện năng

Chương 3 sẽ đề cập đến việc hình thành và phát triển của thị trường điện Việt Nam Trong đó có trình bày về cách thức xác định giá điện năng trên thị trường giao ngay

được gọi là giá biên hệ thống SMP (ERAV, 2009) Theo đó, về bản chất giá SMP cũng

chính là giá MCP vừa được nêu

2.3.3 Điều Tiết Biểu Giá Điện

2.3.3.1 Điều Tiết Biểu Giá Điện Trên Thế Giới

Ljung (2007) cho rằng xây dựng được biểu giá điện hợp lý chính là yếu tố quan trọng

nhất trong việc tái cơ cấu ngành điện và là điều kiện then chốt để phát triển bền vững

dịch vụ cung cấp điện năng Biểu giá điện phải phản ánh chỉ phí được chỉ phí để các công ty điện lực có thể duy trì, sửa chữa, xây dựng và mở rộng lưới điện và nâng cao

địch vụ nhằm đem đến lợi ích cho khách hàng và nền kinh tế

22

Theo nghiên cứu của ERAV (2012) cho biết hiện có hai hình thức điều tiết biểu giá điện thông dụng đang được áp dụng trên thế giới như Điều tiết theo phương pháp hệ số thu hồi vốn ROR (Rate of Return), hay còn có tên gọi khác là phương pháp cộng chỉ phí (Cost plus), và phương pháp điều tiết theo hiệu quả hoạt động (PBR) - trong

phương pháp PBR lại chia thành 2 hình thức điều tiết chính là giá trần (Price Cap) và

doanh thu trần (Revenue Cap) Phương pháp PBR được sử dụng phổ biến tại các nước

Chile, Anh, Brasil, Úc, và Tây Ban Nha (ERAV, 2012); trong khi đó, phương pháp

ROR duoc ap dung tại các nước Bỉ, Phần Lan, một số công ty tư nhân hoạt động trong lĩnh vực điện lực tại Mỹ, và các nước có nền kinh tế đang chuyển đổi (Kennedy, 2003)

Việc áp dụng các cơ chế điều tiết nêu trên nhằm đảm bảo cân băng lợi ích cũng như rủi ro cho cả các công ty phân phối điện và khách hàng sử dụng điện Các công ty phân phối điện có thể thu hồi đủ vốn đầu tư, các chỉ phí hoạt động và lợi nhuận hợp lý nhằm đảm bảo cung cấp điện với chất lượng quy định cho khách hàng, đồng thời các

khách hàng được sử dụng điện với chất lượng điện và chất lượng dịch vụ tương ứng

với các chi phí họ phải trả

Phương pháp Điều tiết hệ số hoàn vốn (ROR) là phương án cổ điển điều tiết các công

ty độc quyền tư nhân và là một phương án thay thế đối với các công ty do nhà nước sở hữu ROR dựa vào khái niệm các công ty độc quyền được phép tính giá có lợi trên thị trường cạnh tranh, giá này bằng với chỉ phí sản xuất hiệu quả cộng với hệ số hoàn vốn

do thị trường quyết định Sau khi phân tích việc áp dụng toàn điện phương pháp điều tiết ROR tại các nước phát triển và đang phát triển, ERAV (2012) phát biểu ưu, khuyết điểm của phương pháp này như sau:

Ưu điểm:

e Đơn giản, dễ hiểu đối với cả công ty phân phối điện và cơ quan Điều tiết e_ Đảm bảo khả năng tài chính của công ty phân phối điện được duy trì bằng cách xem xét chỉ phí của công ty trên cơ sở hàng năm và cho phép điều chỉnh tăng chi phí

Khuyết điểm:

23

s_ Không tạo ra nhiều khuyến khích cho hiệu quả sản xuất

e Không khuyến khích tiết kiệm chỉ phí và cải thiện hiệu quả ngược lại khuyến khích đầu tư quá mức: rủi ro do đầu tư quá nhiều là rất lớn

s_ ROR là một phương pháp cưỡng chế, cơ quan Điều tiết sẽ tham gia rất nhiều vào hoạt động kinh doanh hàng ngày của công ty, dẫn đến tạo ra gánh nặng hành chính và chỉ phí điều tiết cao

Để khắc phục các nhược điểm của phương pháp ROR, các cơ chế điều tiết giá khác được đề xuất áp dụng là PBR nhằm điều tiết giá trần hoặc doanh thu trần của công ty

điện lực

2.3.3.2 Điều Tiết Biểu Giá Điện Dựa Vào Mô Hình CAPM Và RAROC

Các phương pháp điều tiết đều chỉ ra cần cung cấp cho các công ty Điện lực một khoản doanh thu đủ để thúc đẩy hiệu quả hoạt động, cũng như bù đắp cho khoản rủi ro trong kinh doanh Xác định được tỷ suất lợi nhuận kỳ vọng là mấu chốt quan trọng vì

nó không chỉ ảnh hưởng đến dòng tiền của công ty Điện lực, mà khi xác định sai có

thể đẫn đến việc các công ty hoạt động dưới mức hiệu quả, chất lượng dịch vụ cung

cấp kém và giá bán điện sẽ bị thay đổi

Có rất nhiều phương pháp ước tính suất thu hồi vốn nhưng sử đụng phổ biến hơn cả là CAPM hoặc WACC (chi phí sử dụng vốn bình quân trọng số) tại các nước Anh,

Australia, Argentina, Hà Lan, Hong Kong, Án Độ, Columbia, Philipines và Mỹ

(Kennedy, 2003) Mặc dù phương pháp là như nhau nhưng nội dung áp dụng lại khá khác nhau ở mỗi nước Kennedy (2003) cho biết tại các nước phát triển thì việc áp dụng CAPM để xác định tỷ suất lợi nhuận kỳ vọng cho các công ty điện lực trên cơ sở

đó điều tiết giá điện thì tương đối thuận lợi do sự phát triển của thị trường điện tại các

nước đó Còn tại các nước đang phát triển (hoặc chưa có) thị trường điện hoặc có nền

kinh tế đang chuyển đổi thì việc áp dụng CAPM để điều tiết giá điện dường như bat khả thi vì sự không sẵn có thông tin, số liệu để tính toán phần bù rủi ro kỳ vọng giữa danh mục thị trường và lãi suất phi rủi ro, và phần bù rủi ro giữa công ty điện lực

(công ty bị điều tiết) với lãi suất phi rủi ro

24

Giá điện ở Việt Nam được điều tiết trên cơ sở đảm bảo lợi nhuận hợp lý để ngành điện

hoạt động Tuy nhiên, cách xác định tỷ suất lợi nhuận này chưa khoa học dẫn đến chưa nhận được sự đồng thuận của xã hội trong mỗi lần điều chỉnh giá điện (Ngô Trí Long,

2012) Xuất phát từ nhu cầu cần có một mô hình định giá điện có cơ sở khoa học, cộng với bối cảnh bối cảnh thị trường phát điện cạnh tranh nước ta đã đi vào hoạt động từ tháng 07/2012 và kinh nghiệm của các nước đã áp dụng mô hình CAPM để định giá các ngành độc quyền, cùng với các nghiên cứu trước có liên quan (sẽ trình bày chỉ tiết trong phần 2.4), việc đề xuất mô hình CAPM, RAROC để xác định giá bán lé điện

điều tiết của đề tài này được kỳ vọng là một công cụ tin cậy để cơ quan điều tiết sử

dụng trong quá trình điều tiết giá điện

Do phương pháp đề xuất trong nghiên cứu là định giá điện bằng mô hình CAPM,

RAROC sử dụng các thông số tính toán đầu vào từ thị trường phát điện của Việt Nam,

nên trong phần kế tiếp sẽ trình bày về các nội dung liên quan đến thị trường điện cạnh

tranh Trong đó, quan trọng nhất là khái niệm về giá điện trên thị trường điện giao

ngay chính là nguồn số liệu chủ yếu để đưa vào tính toán trong mô hình CAPM, RAROC của đề tài nghiên cứu

2.3.4 Lượng Hida Rui Re Cia Giá Bán Lẻ Điện Dựa Trên Mô Hình CAPM Và

Hệ Sô RAROC

Trên lý thuyết, trong thị trường điện cạnh tranh hoàn toàn thì các công ty Điện lực phân phối sẽ mua điện từ thị trường giao ngay và có nghĩa vụ bán lẻ lại cho khách hàng theo giá đã ký trong hợp đồng (Karandikar và ctg., 2007) Như vậy, trong trường hợp này công ty phân phối điện sẽ chịu rủi ro từ giá mua trên thị trường giao ngay, vì giá này phụ thuộc vào cung — cầu điện nên dễ dao động khó dự báo trong ngắn hạn

Do đó, nếu giá thị trường giao ngay cao hơn giá công ty bán lẻ ký với khách hàng thì lúc này công ty bị lỗ Để lượng hóa rủi ro về lợi nhuận của công ty điện lực trong trường hợp nêu trên, các nghiên cứu trước đã đề xuất sử dụng hệ số RAROC trong ngành điện

Vì vậy ngoài việc nghiên cứu ứng dụng mô hình CAPM để định giá điện, nghiên cứu này đề xuất thêm hệ số RAROC để lượng hóa rủi ro thu nhập của công ty điện lực Cơ

25

quan điều tiết điện lực có thể dùng mô hình này để thâm định giá điện do công ty bán

lẻ tính toán và điều tiết giá bán điện Về phương diện các công ty phân phối điện có thể dùng phương pháp vừa nêu để định giá bán lẻ điện và trình cơ quan nhà nước phê duyệt giá trước khi áp dụng cho khách hàng

Để xác định phần bù rủi ro mà nhà đầu tư tìm kiếm trên các tài sản rủi ro, mô hình CAPM mô tả mối quan hệ sau đây (Bodie, Kane, Marcus, 2011):

Trong đó:

E(Rj — Rp) 1a phần bù rủi ro kỳ vọng trên lãi suất phi rủi ro của tài sản j

E(R„ - Rÿ) là phần bù rủi ro kỳ vọng trên lãi suất phi rủi ro của danh mục thị trường

B¡ là hệ số đo lường rủi ro của tài sản j được xác định như sau:

Trong do, Bj co thé bang 0; bang 1; lớn hơn hoặc nhỏ hơn | thy vao mire d6 rui ro cla

tài sản j so với rủi ro của tài sản phi rủi ro và của danh mục thị trường (Nguyễn Minh

Kiều, 2011)

s Nếu ¡=0 thì tài sản j chính là tài sản phi rủi ro và lợi nhuận kỳ vọng của nó bang Ry

se Nếu B¡ = I thì tài sản j có mức rủi ro bằng rủi ro của danh mục thị trường và

lợi nhuận kỳ vọng của nó bằng Bows

26

e Néu Bj > 1 thi tai san j c6 mire rui ro cao hon rui ro cua danh myc thi truong

và lợi nhuận ky vong ctia nd > Ry

e Néu 8; < 1 thi tai san j co mirc rui ro thap hon rui ro cua danh muc thj truong

và lợi nhuận kỳ vọng cua nd < Rj

Mô hình CAPM được sử dụng rộng rãi để đo lường rủi ro trong danh mục đầu tư do su

đơn giản của nó trong việc mô tả mối liên hệ giữa lợi nhuận của 1 cổ phiếu bắt kỳ với

lợi nhuận của danh mục thị trường (Hull, 2003) CAPM cũng được cho là mô hình

thích hợp để áp dụng trong thị trường điện cạnh tranh nhằm xác định giá bán lẻ điện thích hợp cho mục đích điều tiết các công ty phân phối điện (Karandikar và ctg., 2007)

Mô hình này sẽ giúp xác định được lợi nhuận công ty phân phối thu được từ các mức

giá bán lẻ khác

Theo Karandikar và ctg (2007), tỷ suất lợi nhuận kỳ vọng của công ty phân phối khi

mua điện từ một nhà máy phát điện trong thị trường điện theo mô hình CAPM như sau:

Trong đó:

e E(ry): lợi nhuận kỳ vọng của nhà máy phát điện

e_ ÿ: hiệp phương sai giữa lợi nhuận thu được từ 1 nhà máy phát điện với tổng lợi nhuận của công ty bán lẻ

e_ E(rm): lợi nhuận kỳ vọng của danh mục thị trường mà ở đây 1a 1 nha may

phát điện bằng tỷ số lợi nhuận trung bình của nhà máy với trung bình tổng

lợi nhuận của các nhà máy

øe_ rz lợi nhuận phi rủi ro

Trong trường hợp = 0 thì nhà máy hoàn toàn không tương quan với thị trường Theo

đó, lợi nhuận kỳ vọng từ nha máy là lợi nhuận phi rủi ro r Nếu lợi nhuận kỳ vọng của

nhà máy E(;) < rr thì nhà máy đang có rủi ro cao Trong trường hợp này, công ty bán

lẻ sẽ chấp nhận lợi nhuận thấp hơn bằng cách sử dụng các hình thức phòng ngừa rủi ro Tóm lại, các công ty có thê định lượng rủi ro hoạt động kinh doanh của họ bằng cách

áp dụng mô hình CAPM cho các biểu giá điện khác nhau

27

2.3.4.2 Hệ Số Lợi Nhuận Trên Vấn Có Hiệu Chỉnh Rúi Ro RAROC

Prokopczuk và ctg (2006) đã phát biểu rằng các chỉ số đo lường hiệu quả truyền thống như lợi nhuận trên vốn đầu tư (Rol) hoặc lợi nhuận trên vốn cổ phần (RoE) là các chỉ

số tính dựa trên các con số kế toán và không phản ánh hiệu quả thực sự của công ty

hoặc các rủi ro trong đầu tư RolI so sánh lợi nhuận với số tiền đầu tư, trong khi đó RoE tính toán lợi nhuận trên vốn cổ phần Ngoài hạn chế của 2 chỉ số trên là đựa vào

số liệu kế toán để tính toán thì 2 chỉ số này cũng không xét đến rủi ro trong đầu tư, đây cũng chính là hạn chế chung của các phương pháp dùng để đánh giá hiệu quả hoạt động công ty Giả dụ có 2 cơ hội đầu tư đều đem lại tỷ suất sinh lời như nhau, nhưng

trong đó có 1 cơ hội đầu tư rủi ro hơn Tuy nhiên, khi tính Rol hoặc RoE cho 2 cơ hội

này thì chúng cho giá trị như nhau Điều này dĩ nhiên không xảy ra trong thực tế, do

phần lớn các nhà đầu tư ngại rủi ro nên họ sẽ chấp nhận cơ hội ít rủi ro hơn; hoặc nếu

nhận cơ hội rủi ro hơn thì họ yêu cầu phải có khoản tiền để bù đắp rủi ro, tức là đòi hỏi lợi nhuận cao hơn Vì vậy, phải so sánh lợi nhuận có được so với mức độ chấp nhận rủi ro; nêu không thì sẽ không so sánh được các cơ hội đầu tư với nhau

Trong bối cảnh cần quản lý rủi ro hiệu quả và so sánh hoạt động giữa các ngành kinh doanh hoặc các cơ hội đầu tư có xét đến rủi ro của chúng thì các thước đo mới về hiệu quá hoạt động có điều chỉnh rủi ro RAPMs (Risk Adjusted Performance Measures) tré nên phổ biến trong ngành Ngân hàng Trong đó, phương pháp thông dụng nhất là RAROC! duoc tinh như sau (Prokopczuk và ctg., 2006):

Vốn kinh tế

Vốn kinh tế (Economic Capital) được định nghĩa là số tiền cần thiết để giúp bảo vệ doanh nghiệp tiếp tục hoạt động trong trường hợp thua lỗ nặng nề nhất Vốn kinh tế có

tính đến các loại rủi ro (rủi ro thị trường, rủi ro tín dụng, rủi ro hoạt động) và được tính

toán là giá trị chịu rủi ro VaR (Value-at-Risk)

Một số các tiêu chuẩn khác cũng thuộc thước đo RAMPSs là RAR, ROC, RORAC, RARORC, RAROEC,

RARORAC

28

VaR là khoản tiền lỗ tối thiểu của nhà đầu tư trong một thời gian nhất định với một xác suất cho trước (Chance và Brooks, 2012) Ví dụ, nói VaR là 1 triệu đồng trong I ngày với xác suất là 5% thì có nghĩa là trong I ngày bất kỳ có 5% xác suất nhà đầu tư

bị lỗ số tiền ít nhất là I triệu đồng; hoặc là có 95% xác suất số tiền nhà đầu tư lỗ không quá I triệu đồng, lúc này VaR được hiểu là số tiền lỗ tối đa với độ tin cậy cho trước

Giá trị phổ biến của độ tin cậy là 0,95 (95%) có nghĩa là 95% thời gian khảo sát thì số

tiền lỗ của nhà đầu tư nhỏ hơn giá trị VaR, và 5% thời gian khảo sát thì số tiền lỗ của nhà đầu tư lớn hơn giá trị VaR (Shahidehpour và Alomoush, 2001)

Theo Shahidehpour và Alomoush (2001), sử dụng VaR sẽ giúp cho nhà đầu tư giảm thiểu sự thay đổi trong thu nhập của họ VaR là một công cụ giúp nhà đầu tư quyết định xem mức rủi ro nào đáng để chấp nhận hoặc trong trường hợp nào phải phòng ngừa rủi ro đề bảo vệ tài sản của nhà đầu tư