Đối với các ĐVPĐTT: Việc tham gia TTĐ của các đơn vị đã đem lại hiệu quả kinh tế rõ rệt hơn khi các đơn vị không tham gia TTĐ, hiệu quả kinh tế này được thể hiện qua các điểm sau:
- Công suất sẵn sàng của các NMĐ tăng lên thông qua các chỉ tiêu:
+) Thời gian sửa chữa rút ngắn;
+) Sản lượng của các NM nhiệt điện than đều tăng;
- Các nhà máy điện có động lực để giảm chi phí, và thực tế các NMĐ đều báo cáo họ đã giảm nhiều chi phí do được chủ động nhiều hơn trong công tác lập kế hoạch sản xuất và phân bổ các nguồn lực hợp
lý. Đây là một trong những động lực gia tăng lợi nhuận của nhà máy mặc dù phần lớn sản lượng điện sản xuất được thanh toán theo giá hợp đồng.
- Các ĐVPĐTT đều có doanh thu từ TTĐ cao hơn so với doanh thu được tính tốn trên cơ sở giá Hợp đồng mua bán điện đã được ký kết. - Các ĐVPĐTT đã có chiến lược chào giá phù hợp với tình hình thực tế của hệ thống, giá chào phản ánh được đúng cân bằng cung - cầu trên HT. Trong mùa khô năm 2007, do thiếu điện dẫn đến các ĐVPĐTT đều có giá chào rất cao, nhiều đơn vị chào với giá trần. Theo thống kê từ 03/01 - 30/06/2007, số giờ TTĐ đạt giá trần là 2531 giờ trên tổng số 3864 giờ vận hành (chiếm 65,5%). Nhưng từ tháng 5/2007 do nước về các hồ nhiều nên tỷ lệ số giờ đạt giá trần giảm chỉ là 50,54% (đặc biệt trong các ngày từ 20-23/5 và 27-31/5 khơng có giờ nào đạt giá trần), tháng 6 tỷ lệ đạt giá trần là 49,72% (các ngày từ 01- 03/06, từ 05-07/06, ngày 14/06 và 16/06 khơng có giờ nào đạt giá trần).
Đối với EVN : Việc thực hiện vận hành TTĐ đã mang lại một số kết quả với
EVN như sau:
- Hoạt động điều hành sản xuất của Tập đoàn về cơ bản vẫn tập trung và đảm bảo các lợi ích của Tập đồn trong mơi trường thị trường cạnh tranh có giới hạn.
- A0 đã xây dựng và phát triển nguồn nhân lực vận hành TTĐ và vận hành hệ thống điện có tính chun nghiệp cao.
- Các bên tham gia TTĐ khác như CTMBĐ, các đơn vị cung cấp dịch vụ (EVNit và Công ty thông tin viễn thông điện lực), các ĐVPĐTT đã tích luỹ được một số kinh nghiệm tham gia và quản lý TTĐ.
- Bước đầu công khai giá biên hệ thống, giá thị trường giúp cho các nhà đầu tư, đơn vị quản lý có cái nhìn thực hơn về khâu phát điện. - Hệ thống cơ sở hạ tầng TTĐ được hình thành và bước đầu đáp ứng
được các yêu cầu cơ bản của TTPĐTĐ.
- Việc khai thác tăng sản lượng của các ĐVPĐTT (với giá cao nhất là giá trần của TTĐ) đã giúp EVN giảm được một phần sản lượng điện mua từ các nguồn đắt tiền (nhiệt điện chạy dầu, TBK chạy DO, ...). - Rút ra các bài học kinh nghiệm về thiết kế, qui định và quản lý vận
hành TTĐ, chuẩn bị cho các bước phát triển TTĐ sau này.
Mặc dù TTPĐTĐ đã có được một số kết quả đáng khích lệ trong giai đoạn đầu phát triển TTĐ, nhưng bản thân TTĐ này còn bộc lộ nhiều vấn đề cần giải quyết trong giai đoạn trước mắt, cũng như trong các giai đoạn phát triển TTĐ sau này.
Thiếu hoặc khơng đồng bộ các qui trình, qui định: Để TTPĐTĐ vận hành được theo đúng qui định TTĐ, nhiều qui định khác cần được xây dựng đồng bộ: Quy định quản lý đo đếm, Quy trình điều tiết các hồ thuỷ điện phục vụ vận hành TTĐ, Qui trình lập lịch huy động và điều độ thời gian thực, Qui trình đánh giá an ninh hệ thống, Qui định chào giá thay; Qui trình điều độ trong bối cảnh có TTĐ, Qui định lập biểu đồ mua điện;
Thông tin công bố trên TTĐ chưa rõ ràng, chưa chính xác;
Hệ thống điện thường xảy ra tình trạng khơng có nguồn dự phịng, thậm chí thiếu cơng suất, nên thị trường điện hay phải tạm dừng;
Can thiệp của A0 chưa được công bố rõ ràng, nhiều trường hợp chưa được xem xét trong thanh toán cho các ĐVPĐ;
Giá thị trường điện thường đạt giá trần ảnh hưởng đến tài chính của CTMBĐ khi mở rộng thị trường này. Thị trường điện dựa trên giá thường áp dụng đối với các hệ thống có dư thừa công suất như Australia, Singapor…, do vậy cần có xem xét cụ thể khi phát triển TTĐ các giai đoạn sau.
CHƯƠNG V.
MỘT SỐ GIẢI PHÁP NHẰM HOÀN THIỆN THỊ TRƯỜNG ĐIỆNPHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH THÍ ĐIỂM PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH THÍ ĐIỂM
Chương V tập trung đưa ra các giải pháp cụ thể nhằm nâng cấp hoàn thiện TTPĐTĐ theo thiết kế đã được phê duyệt. Mục tiêu của các giải pháp này là nhằm nâng cao tính cạnh tranh cho thị trường, đưa ra bức tranh thực của TTĐ, khuyến khích đầu tư vào ngành điện đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày càng tăng trong tương lai.
Xây dựng cơ chế mua bán điện thoả thuận giữa CTMBĐ và các ĐVPĐTT:
5.1.1 Hiện trạng ký kết hợp đồng tài chính mua bán điện:
Trong khoảng hai tháng đầu mới triển khai thị trường điện, các đơn vị phát điện hoặc chưa có PPA do hợp đồng cũ đã hết hiệu lực hoặc đang trong giai đoạn chuyển đổi thành công ty cổ phần như Phả Lại, Vĩnh Sơn Sông Hinh,.. nên vẫn chưa ký kết hợp đồng tài chính CfD.
Về nguyên tắc, Hợp đồng tài chính CfD được ký kết hàng năm giữa Bên Mua và bên Bán trong đó giá mua bán điện thoả thuận Pc và sản lượng điện năm khống chế qua hợp đồng Qc phải được ký kết ngay từ đầu năm trên cơ sở sản lượng điện kế hoạch thoả thuận hàng năm. Tuy nhiên, để đơn giản, trong giai đoạn trước mắt, sản lượng điện năm Qc không phải là sản lượng cam kết dùng để thanh tốn mà chỉ mang tính định hướng giúp cho các NMĐ chủ động trong việc lập kế hoạch phát điện cho năm tới.
Để đảm bảo hạn chế rủi ro về tài chính cho EVN và an ninh cung cấp điện gây ra do các yếu tố không thể dự báo trước được như dự báo nhu cầu phụ tải, thời tiết, ...., biểu đồ Qc này được Công ty Mua bán điện tính tốn và giao cho các Cơng ty phát điện hàng tuần (thậm chí 2 lần/1 tuần) trên cơ sở phương thức tuần của A0.
Nhược điểm:
Chu kỳ tính tốn biểu đồ Qc hàng tuần giảm tính cạnh tranh của thị trường điện, giảm tính chủ động trong việc lập kế hoạch phát điện của các đơn vị phát điện thị trường trong dài hạn (trong năm).
Tỉ lệ khống chế sản lượng điện năng cam kết (95%) quá cao chủ yếu giảm rủi ro về mặt tài chính cho Bên Mua và khống chế khả năng lũng đoạn thị trường. Tuy nhiên, việc này gây ra rủi ro lớn cho các Công ty phát điện trực tiếp tham gia (đặc biệt đối với các tổ máy nhiệt điện) khi xảy ra sự cố 1 tổ máy, đường dây truyền tải, ... làm Công ty không đáp ứng được biểu đồ cam kết.
Không thực hiện điều chỉnh sai lệch giữa biểu đồ Qc các tuần & biểu đồ Qc năm làm giảm động lực các đơn vị
5.1.2. Giải pháp thực hiện:
Để khắc phục được các vấn đề nêu trên, các giải pháp cần phải được đưa ra như sau:
Nâng dần chu kỳ tính tốn và giao biểu đồ Qc cho các Công ty phát điện thị trường theo tháng, theo quý và theo năm.
Xây dựng cơ chế điều chỉnh bù khi tổng biểu đồ cam kết Qc trong các kỳ tính tốn trong năm khác với biểu đồ Qcnăm tính tốn ngay từ đầu năm.
Nâng cao dần tính chính xác trong việc dự báo phụ tải, lập kế hoạch phát triển nguồn và lưới, lập kế hoạch mua bán điện của Cơng ty mua bán điện.
Khuyến khích đầu tư phát triển nguồn để tăng nhanh dự phòng hệ thống. Trên cơ sở đó, đưa ra lộ trình giảm tỉ lệ khơng chế sản lượng mua bán điện cam kết qua hợp đồng CfD nhằm nâng cao tính cạnh