- EVN: 05 Tổng công ty phân phối điện,
1 Giá điện bán lẻ điện bình quân đồng/kwh 058,00 242,00 304,00 437,00 Nguồn: Bộ Công Thương
17%Tua bin khí
30%
Nhiệt điện dầu
4% Thủy điện
23%
- Giá trần thị trường : 846.13 đồng/kWh;
- Giá CAN thị trường năm 2012 dao động từ 06 đến 123 đồng/kWh
Giá biên thị trường có sự chênh lệch rất lớn giữa 3 miền. Xu hướng biến thiên theo chu kỳ giao dịch có sự tương quan nhau.
Hình 2.15. Giá điện thị trường trung bình tháng trong tháng 8/2012
Giá điện trung bình tháng trong tháng 8/2012
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 CKGD G iá ( đ /k w h)
Giá biên miền Bắc Giá biên miền Trung Giá biên miền Nam Giá thị trường SMP cap
Tương quan giữa SMP và Pc trong tháng 8/2012
3 90 .4 3 52 .5 44 6 .5 419 .8 4 31 50 2 .6 359 .9 26 3 .4 24 4 .4 2 87 .2 44 1 .5 41 5.8 327 .8 3 97 .3 45 2.9 4 53 .3 28 0.9 28 2.1 4 29 .3 5 30 .2 53 5.5 43 9 .3 3 97 .3 540 .7 0 100 200 300 400 500 600 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Ngày G iá ( đ /k W h)
Giá thị trường Giá hợp đồng
Thống kê giá TTĐ (SMP) của 4 tháng 7, 8, 9, 10/2012 như sau:
Nguồn: EVN
Hình 2.16. Tương quan giữa giá điện thị trường và giá hợp đồng trong tháng 8/2012
Bảng 2.9. Thống kê giá điện thị trường tháng 7, 8, 9, 10/2012 Giá SMP 4 tháng 7, 8, 9, 10/2012 Từ 01/7- 20/10/2012 Từ 21- 31/10/2012
Số giờ % Số giờ % Số giờ %
Giá biên ≤ 1đ 560 19% 559 21% 1 0.4% 1đ <Giá biên ≤ 100đ 895 11% 329 12% 6 2.3% 100<Giá biên ≤ 300đ 1167 9% 253 9% 19 7.2% 300<Giá biên ≤ 500đ 1405 8% 225 8% 13 4.9% 500<Giá biên ≤ 700đ 1886 16% 415 15% 66 25% 700đ<Giá biên <846.3đ 2677 27% 717 27% 74 28% Giá biên = 846.3đ 275 9% 190 7% 85 32.2% Tổng 2208 100% 2688 100% 264 100.0%
Giá TTĐ trong 4 tháng 7, 8, 9, 10/2012 chia thành 2 giai đoạn rõ rệt:
- Từ 1/7 - 20/10/2012 trùng với thời điểm mùa lũ của hệ thống, do vậy giá
TTĐ ở mức thấp. Thống kê trên cho thấy 50% số giờ trong 3 tháng, giá TTĐ thấp hơn 500đ/kWh, đặc biệt tập trung vào tháng 9/2012 là tháng có giá TTĐ thấp nhất.
- Từ 21-31/10/2012, do hệ thống bắt đầu vào giai đoạn tích nước các hồ
chứa thuỷ điện nên giá TTĐ có xu hướng tăng cao. Thống kê cho thấy chỉ trong 11 ngày cuối tháng 10/2012, số giờ có giá TTĐ thấp hơn 500 đ/kWh giảm xuống chỉ
còn 15% trong khi số giờ TTĐ đạt mức giá trần tăng đột biến từ 7% lên tới hơn
32%. Tình hình này có thể tiếp tục diễn biến trong 2 tháng 11, 12 cuối năm là giai
đoạn các hồ chứa thuỷ điện tích nước.
- Thông thường, hệ thống chỉ đạt mức giá trần tại những thời điểm hệ
thống thiếu công suất và mức giá trần đặt mức đảm bảo cho các NMĐ chạy đỉnh
thu hồi đủ chi phí. Tuy nhiên, trên thực tế giá TTĐ đạt trần trong 4 tháng vận hành vừa qua chiếm tới 9% trong tổng số giờ vận hành TTĐ, đặc biệt trong giai đoạn
tích nước như hiện nay, giá TTĐ liên tục đạt mức giá trần. Theo đánh giá của Tư
vấn Quốc tế IES (Úc), lý do chính là do thị phần của TTĐ trong hệ thống thấp và giá TTĐ đã chịu nhiều ảnh hưởng của phần bên ngoài TTĐ, trong số này phần lớn là thuỷ điện.
Hình 2.17. Thống kê giá điện thị trường tháng 7,8,9,10/2012 Giá SMP thực tế từ 01/7/2012 - 31/10/2012 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1 129 257 385 513 641 769 897 1025 1153 1281 1409 1537 1665 1793 1921 2049 2177 2305 2433 2561 2689 2817 2945 đ/kWh
Giá SMP giờ tới giá trần TTĐ
Nguồn: EVN
Đánh giá sơ bộ hiệu quả tham gia TTĐ từ tháng 7-10/2012 của các NMĐ: Để phân tích đánh giá sơ bộ hiệu quả tham gia TTĐ của mỗi nhà máy điện, EVN
thực hiện theo nguyên tắc như sau:
(i) Xác định sản lượng điện kế hoạch của cả 4 tháng: Xác định thông qua sản lượng điện Qc từng tháng của mỗi NMĐ tham gia TTĐ do ERAV phê duyệt, theo đó tháng 7, 8, Qc tháng bằng 95% sản lượng điện kế hoạch tháng 7, 8 và Qc tháng
9, 10 bằng 90% sản lượng điện kế hoạch tương ứng của tháng 9, 10. Theo quy định TTĐ, sản lượng điện kế hoạch tháng đảm bảo tổng sản lượng điện kế hoạch năm từ 90% - 110% sản lượng trung bình năm được xác định trong hợp đồng mua bán điện, theo đó nếu được thanh tốn bằng giá Pc, NM có khả năng thu hồi từ 90% - 110% chi phí cố định tuỳ thuộc vào giá điện của mỗi NMĐ. Sản lượng này không trùng
với sản lượng điện kế hoạch tháng trong cân bằng năng lượng từng tháng của EVN. (ii) Xác định mức lợi nhuận ngắn hạn theo kế hoạch (bao gồm chi phí cố định kế hoạch và lợi nhuận kế hoạch): Theo đó nếu thanh tốn cho tồn bộ sản
lượng điện kế hoạch với giá Pc, sau khi chi trả tồn bộ chi phí nhiên liệu, NMĐ thu hồi phần lợi nhuận kế hoạch được thiết kế trong giá Pc và để chi trả chi phí cố định.
doanh thu qua CfD, doanh thu khác, thuế tài nguyên, phí mơi trường rừng.
(iv) Xác định lợi nhuận ngắn hạn thực hiện: Xác định bằng tổng doanh thu trên TTĐ xác định tại mục (iii) trừ đi chi phí nhiên liệu ứng với sản lượng điện thực phát.
(v) So sánh lợi nhuận ngắn hạn thực hiện với lợi nhuận ngắn hạn kế hoạch. Nếu chênh lệch là dương, nghĩa là việc tham gia TTĐ của NMĐ đó có hiệu quả hơn so với kế hoạch. Ngược lại nếu âm, chứng tỏ việc tham gia TTĐ của NMĐ này không hiệu quả so với kế hoạch. Kết quả được trình bày ở bảng 2.10 dưới đây.
Bảng 2.10. So sánh kế hoạch lợi nhuận của các NMĐ tham gia VCGM
Nhà máy điện Qc (MWh) (MWh) Qmq (Tr.đồng) Rtổng Giá Pc tháng 10 (đ/k Wh) Giá thanh tốn bình qn (đ/k Wh) Chi phí biến đổi (đồng) Lợi nhuận +Chi phí bù chi phí cố định kế hoạch (Tr.đ) Lợi nhuận +Chi phí bù chi phí cố định thực tế (Tr.đ) Chênh lệch (Tr.đ) A Vương 155,940 251,973 216,964 834 861 11,938 140,976 205,025 64,050 Bình Điền 25,825 20,195 15,952 650 790 553 18,295 15,399 -2,896 Cẩm Phả 928,435 666,358 670,490 912 1,006 240,664 481,130 427,111 -54,019 Cao Ngạn 168,911 155,954 146,734 844 941 60,408 82,667 86,084 3,417 Cửa Đạt 100,545 166,450 108,085 673 649 7,886 67,302 100,198 32,897 Đa Dâng 72,356 77,293 48,323 687 625 3,662 46,176 44,661 -1,514 ĐN-HT-ĐM 777,757 1,129,728 692,475 529 613 53,527 405,159 638,949 233,789 ĐakR'tih 259,212 398,746 293,022 890 735 18,893 216,808 274,130 57,322 Hải Phòng 587,060 747,649 907,123 1,447 1,213 313,526 596,294 585,792 -10,502 Hương Điền 57,824 41,135 45,106 830 1,097 1,126 51,819 43,980 -7,839 Hương Sơn 48,909 52,226 35,522 776 680 1,430 36,178 34,092 -2,086 Krông H'năng 72,058 49,333 37,276 778 756 2,337 44,038 34,938 -9,100 Na Dương 168,076 131,506 129,209 839 983 48,612 83,727 79,895 -3,831 Nhơn Trạch 1 624,493 576,781 759,115 1,196 1,316 399,274 218,614 252,461 33,847 Nhơn Trạch 2 1,450,057 1,508,272 1,815,723 1,166 1,204 1,095,970 588,988 612,527 23,538 Ninh Bình 97,821 146,429 154,194 1,348 1,053 107,637 41,741 44,747 3,006 Phả Lại 1,121,052 1,027,287 920,578 968 896 497,499 425,827 418,188 -7,639 Phú Mỹ 4,090,659 4,525,131 3,783,169 833 836 2,565,702 1,108,121 1,151,663 43,542 Quảng Ninh 681,152 495,676 730,581 1,258 1,474 199,049 575,852 530,480 -45,373 Sơn Động 263,454 278,043 252,245 963 907 129,812 121,897 121,592 -305 Sông Ba Hạ 357,207 384,244 381,505 990 993 18,205 385,181 363,300 -21,881 Sông Côn 2 68,914 58,206 42,451 729 1,594 27,850 40,858 13,008 Thác Bà 92,734 193,515 124,550 572 644 9,169 54,043 109,806 55,763 ng Bí 339,582 277,529 322,696 1,094 1,163 122,452 204,072 190,689 -13,383 VS-SH 173,441 205,858 121,090 702 588 9,754 54,296 111,316 57,021 Tổng 12,783,474 13,565,518 12,754,179 940 5,920,680 6,077,049 6,517,882 440,833 Nguồn: EVN
Đối với nhóm các nhà máy thủy điện: Nhóm các nhà máy này có tổng sản lượng thực phát trong 3 tháng vượt tổng Qc được phân bổ là 766 triệu kWh. Do chi phí biến đổi khơng đáng kể nên phần sản lượng gia tăng so với kế hoạch đã góp phần làm tăng lợi nhuận là 468 tỷ đồng. Tuy nhiên, mức độ đạt được của các nhà máy thủy điện
khác nhau tuỳ thuộc vào thuỷ văn, giá Pc và chiến lược chào giá của mỗi nhà máy.
Đối với nhóm các nhà máy nhiệt điện chạy than: Tổng sản lượng nhiệt
điện than tham gia TTĐ của 4 tháng là 3,926 tỷ kWh giảm 429 triệu kWh so với
tổng Qc của 4 tháng. Việc giảm công suất này trong thời gian mùa lũ là nhăm tăng cường khai thác các nguồn thuỷ điện lớn của EVN khơng tham gia TTĐ. Lợi nhuận của cả nhóm Nhiệt điện than giảm 128 tỷ so với kế hoạch và mức độ phụ thuộc vào chiến lược chào giá và lợi thế cạnh tranh của từng đơn vị.
Đối với nhóm các nhà máy nhiệt điện chạy khí: Do lợi thế đặt tại phía
Nam, nhóm các NMNĐ khí phát vượt Qc của 4 tháng là 445 triệu kWh và có lợi nhuận vượt kế hoạch là 101 tỷ đồng, trong đó Phú Mỹ EVN vượt 43,5 tỷ đồng;
Nhơn Trạch 1 vượt 34 tỷ đồng và Nhơn Trạch 2 vượt 24 tỷ đồng.
2.3. ĐÁNH GIÁ THỰC TRẠNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM HIỆN NAY
2.3.1. Những thành tựu đạt được
Trong những năm qua, với những nỗ lực của ngành điện nhằm đáp ứng yêu cầu phát triển nhanh chóng của nền kinh tế, xã hội quốc gia, ngành điện Việt Nam nói chung, cơng cuộc xây dựng và phát triển TTĐ Việt Nam nói riêng đã đạt được nhiều thành tựu, có thể đánh giá các thành tựu lớn trong những năm qua như sau:
Một là, đa dạng hóa các thành phần kinh tế tham gia sản xuất kinh doanh
điện năng, đảm bảo cung cấp đủ điện cho nhu cầu phát triển KT-XH của quốc gia
Trong những năm qua, với sự phát triển mạnh mẽ của nền kinh tế, nhu cầu về vốn đầu tư phát triển ngành điện để đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế là điều hết sức khó khăn, theo đó ngành điện đã mở rộng việc kêu gọi đầu tư, chủ yếu
vào lĩnh vực phát điện nhằm bổ sung nguồn cho hệ thống. Theo đó, nhiều nguồn vốn đầu tư nước ngoài đã đầu tư xây dựng các NMĐ BOT, NMĐ độc lập bán điện cho EVN, bổ sung nguồn cho HTĐ quốc gia. Bên cạnh đó, các nhà đầu tư
tư nhân trong nước đã mạnh dạn đầu tư, đặc biệt là vào các cơng trình thủy điện
nhỏ đáp ứng được yêu cầu phát triển nhanh chóng của phụ tải. Hệ thống các
NMĐ của Việt Nam đa dạng, gồm các nhà máy thuỷ điện, nhiệt điện đốt than,
nhiệt điện đốt dầu, tua bin khí và diezen, về cơ bản các NMĐ đã đáp ứng được
Hai là, phát triển hệ thống lưới điện truyền tải đảm bảo khắc phục tình trạng thiếu điện, thiếu điện cục bộ
Về mặt phát triển hệ thống, nhằm tạo thuận lợi cho ngành điện phát triển cân
đối vững chắc, được sử chỉ đạo của Đảng và Chính phủ, ngành điện đã xây dựng và
triển khai thực hiện các tổng sơ đồ phát triển điện theo từng giai đoạn. Theo đó,
việc thực hiện bám sát và đạt được thành công qua các tổng sơ đồ này, ngành điện
nước ta đã từng bước khắc phục được tình trạng thiếu hụt về nguồn điện, cải thiện
chất lượng điện năng. Thành tích nổi bật là ngành điện Việt Nam đã xây dựng đường dây siêu cao áp 500 kV Bắc Nam kết nối HTĐ 3 miền thành một HTĐ duy
nhất trong cả nước, lưới điện 220 kV trở thành hệ thống truyền tải liên kết chủ yếu
ở từng miền, nối các NMĐ với các trung tâm phụ tải.
Ba là, thực hiện chuyển đổi cơ cấu tổ chức nhằm đáp ứng yêu cầu phát triển của ngành điện Việt Nam
Đối với khối NMĐ: cơ chế chỉ huy điều hành tập trung tạo điều kiện thuận
lợi trong việc khai thác, điều hành kinh tế HTĐ, điều tiết thuỷ nhiệt điện, thuận tiện cho việc quản lý kỹ thuật và phối hợp tốt giữa các hoạt động về khai thác vận hành và đầu tư. EVN đã xây dựng được hệ thống các NMĐ đa dạng về loại hình, gồm có thuỷ điện, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, tuabin khí, góp phần tăng tính linh hoạt
trong điều hành hệ thống và an toàn trong việc bảo đảm an ninh năng lượng. Ngành
điện đã có được đội ngũ cán bộ và công nhân lành nghề, nắm vững và điều hành tốt
quá trình sản xuất điện tại các NMĐ. Việc thành lập được các Tổng công ty phát điện với quy mô tương đối như nhau là một bước tiến lớn trong bước đầu vận hành
VCGM.
Việc thành lập Công ty Mua bán điện là một bước trung gian tốt trước khi
thiết lập thị trường bán buôn điện năng. Đây sẽ là bước đầu tiên để thành lập một
thị trường nhiều người mua với Công ty Mua bán điện là người mua đầu tiên và
trong quá trình phát triển thì Cơng ty Mua bán điện sẽ đảm nhận vai trò trung gian của thị trường, điều tiết giữa các Nhà máy các CTĐL có giá điều tiết. Công ty Mua bán điện được thành lập như đơn vị đầu tiên thực hiện buôn bán điện trên thị trường
thứ 3,…. thứ n. Công ty Mua bán điện như là một tiền đề vì đơn vị đầu tiên này sẽ
đảm nhận cùng một lúc vai trị thực hiện trách nhiệm phục vụ cơng cộng với giá bị điều tiết và kinh doanh có lợi nhuận theo giá thị trường trong thời gian quá độ.
Trong tình hình như ở Việt Nam thì đơn vị này là một đơn vị do Nhà nước quản lý do vậy các nhà đầu tư, Đơn vị sản xuất điện cũng như Đơn vị sử dụng điện sẽ cảm thấy an toàn hơn.
Đối với khối truyền tải điện: các Công ty truyền tải trực thuộc NPT được tổ
chức theo miền là phù hợp với đặc điểm địa lý của nước ta, và có điều kiện tập
trung tăng cường cơng tác quản lý kỹ thuật góp phần nâng cao tính đồng bộ của lưới
điện truyền tải.
Đối với khối điều độ: các đơn vị điều độ được tổ chức theo miền, đứng đầu
là A0, và các Trung tâm điều độ HTĐ miền Bắc, Nam và Trung, thực hiện các chức năng điều độ HTĐ, đảm bảo vận hành có hiệu quả tồn bộ HTĐ quốc gia. Trong
thời gian thí điểm, thử nghiệm vận hành VCGM, A0 có nhiệm vụ điều hành TTĐ đã thực hiện tốt cả hai chức năng vận hành HTĐ và điều hành giao dịch TTĐ.
Đối với khối phân phối, bán điện: cơ cấu tổ chức hoạt động kinh doanh hiện
nay đã đáp ứng được vai trò phân phối điện năng đến khách hàng sử dụng điện, các dự án điện khí hóa nơng thơn đã đạt những kết quả tốt, đồng thời tạo điều kiện cho các Tổng CTĐL tập trung được nguồn lực trong việc phát triển có trọng điểm và
vận hành có hiệu quả hệ thống lưới điện phân phối trong điều kiện nguồn vốn đầu
tư còn hạn hẹp.
Bốn là, vận hành chính thức VCGM
VCGM đã chính thức đi vào vận hành trải qua nhiều thời gian, nhiều khâu
chuẩn bị, từ thí điểm nội bộ EVN, vận hành thử nghiệm đến vận hành chính thức,
các đơn vị tham gia thị trường đã có những bước đầu quen với các hoạt động của thị trường thông qua các quy định về vận hành, thanh toán,…
Các NMĐ tham gia VCGM đã có sự chuẩn bị chu đáo, chủ động nhập cuộc và tìm kiếm được cơ hội tối đa hóa lợi nhuận của mình. Nếu như trước kia, để gia
tăng lợi nhuận, chỉ có một cách duy nhất là giảm chi phí sản xuất do giá điện đã