Tổng quan thị trường điện Việt Nam

1 Vài nét về thị trường điện hiện nay.

Hiện nay các doanh nghiệp truyền tải - phân phối kinh doanh điện đều do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) quản lý. Còn khâu phát điện thì mặc dù đã và đang thực hiện cổ phần hoá và kêu gọi các lĩnh vực đầu tư khác nhưng đến nay EVN vẫn còn chiếm khoảng trên 70%.

Điờ̀u này dẫn đờ́n tình trạng chưa tạo được cơ chờ́ điờ̀u tiờ́t rừ ràng, minh bạch trong sản xuất kinh doanh nhằm chống độc quyền, chống lại sự lũng đoạn thị trường và những hành vi cạnh tranh không lành mạnh trên thị trường điện.

Từ 1/7/2005, EVN triển khai thí điểm thị trường phát điện cạnh tranh nội bộ với 8 đơn vị phát điện tham gia là các nhà máy nhiệt điện Phả Lại, Uông Bí, Ninh Bình, các nhà máy thuỷ điện Thác Bà, Thác Mơ, Đa Nhim, Hàm Thuận-Đa Mi, Bà Rịa, Vĩnh Sơn- Sông Hinh.

Trung tâm điều độ điện quốc gia (A0) là đơn vị vận hành, EVN làm nhiệm vụ quản lý thị trường điện nội bộ.

Đây là thị trường điện ngày tới, giá mua bán điện trong năm là cố định. Căn cứ vào các bản chào của các đơn vị tham gia thị trường và các thông tin liên quan khác, A0 lập phương thức ngày và công bố lịch huy động cho các đơn vị phát điện.

Sau gần một năm hoạt động, đến nay, thị trường điện nội bộ đã giúp A0 và các nhà máy làm quen với các hoạt động của thị trường như chào giá, tính toán, công bố, trao đổi thông tin.

Tuy nhiên, theo các chuyên gia thì thị trường điện cạnh tranh nội bộ vẫn còn nhiều tụ̀n tại như: chưa thờ̉ hiện rừ dṍu hiệu cạnh tranh, chưa tạo được động lực đờ̉ cỏc nhà mỏy nâng cao hiệu quả sản xuất, kinh doanh.

Nguyên nhân là nhà máy chào giá nhưng không được thanh toán theo thị trường mà vẫn thanh toán theo giá đặt ra hàng năm của A0. Trong điều kiện thiếu điện, thiếu nước hiện nay, một số nhà máy thuỷ điện thực hiện lịch huy động không hoàn toàn dựa trên cơ sở chào giá mà theo sự điều tiết của A0.

Mặt khác, các nhà máy điện độc lập (IPP) không tham gia thị trường nhưng khi điều độ vẫn phải dựa trên các nội dung trong hợp đồng.

Trong khi các hợp đồng ký kết giữa EVN và các IPP lại dựa trên sự thoả thuận giữa 2 bên, có hợp đồng bao tiêu sản lượng, có hợp đồng không bao tiêu, hợp đồng ký giá toàn phần, hợp đồng ký giá công suất, giá điện năng… Điều đó cũng gây khó khăn trong điều độ và thiết kế thị trường.

Ngoài ra, hiện nay thị trường điện nội bộ được vận hành chỉ với Quy định thị trường phát điện cạnh tranh nội bộ EVN và Quy định tạm thời phối hợp vận hành thị trường điện nội bộ. Việc thiếu các văn bản pháp lý cho vận hành thị trường điện là một nguyên nhân quan trọng dẫn đến không thể triển khai lập lịch điều độ theo giá chào và thanh toán theo giá thị trường.

Và điều quan trọng là thực tế hiện nay nguồn dự phòng hầu như không có, điện thiếu trầm trọng nên EVN không có điều kiện lựa chọn. Vì vậy, tính cạnh tranh hầu như không có.

Mặt khác, theo các chuyên gia thì khó khăn lớn nhất đối với thị trường điện cạnh tranh là Chính phủ vẫn đang điều tiết giá điện nên chưa tạo ra sự cạnh tranh thực sự, vì

vậy không hấp dẫn các nhà đầu tư.

Với vai trò là doanh nghiệp nhà nước, EVN vừa phải đảm bảo yếu tố lợi nhuận trong kinh doanh, vừa phải làm nhiệm vụ điều tiết điện cho cả nước do Chính phủ giao. Việc tách các hoạt động công ích ra khỏi sản xuất kinh doanh chưa khả thi bởi chưa có cơ chế

công ích và quỹ công ích cho ngành điện.

Cơ chế mua bán điện giữa Cty mua bán điện và các Cty cổ phần điện lực cũng chưa được xây dựng một cách tách bạch nên chưa đảm bảo tính minh bạch trên thị trường, vì

vậy chưa có cơ sở để hấp dẫn các nhà đầu tư vốn vào các dự án điện.

Hiện nay, các cơ quan chức năng đang khẩn trương hoàn thiện các văn bản pháp lý, soạn thảo đề án thiết kế thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm để đi vào hoạt động năm 2009.

Theo tính toán từ EVN, nếu năm 2008 các dự án điện đưa vào hoạt động đúng tiến độ thì ngành điện sẽ có công suất dự phòng. Điều đó sẽ tạo thuận lợi cho hoạt động của thị

trường phát điện cạnh tranh.

Tuy nhiên, việc xây dựng thiết kế một thị trường hợp lý vẫn đang gặp nhiều khó khăn. Theo dự thảo mô hình thị trường điện đang được xây dựng, những nhà máy không trực tiếp tham gia thị trường điện sẽ thông qua tổ công tác đặc biệt chào giá thay, tổ công tác này bước đầu sẽ trực thuộc cơ quan mua bán điện hoặc A0, sau đó sẽ tách ra.

Tuy nhiên, nhiều ý kiến cho rằng nếu để tình trạng “vừa đá bóng vừa thổi còi” như thế sẽ không cải thiện được vấn đề độc quyền. Điều đó sẽ ảnh hưởng đến việc xây dựng phát triển thị trường điện lực cạnh tranh một cách ổn định.

Theo Cục Điều tiết điện lực (ERAV) thì tổ công tác này phải thực sự độc lập để bảo đảm tính minh bạch trên thị trường.

Các nhà tư vấn quốc tế cũng cho rằng, trong quá trình phát triển thị trường điện, Việt Nam cần có một cơ quan điều tiết độc lập và phi lợi nhuận để đảm bảo cân bằng lợi ích giữa nhà sản xuất và người tiêu dùng điện. Kèm theo đó là môi trường quản lý điều tiết ổn định, cơ sở hạ tầng truyền tải hoàn thiện.

Chỉ khi đó, thị trường điện mới thực sự hoạt động minh bạch, cạnh tranh lành mạnh, đảm bảo được quyền lợi của nhà sản xuất và người tiêu dùng.

2 Mục Đích, Vai Trò Và Nguyên Tắc Hoạt Động.

 Mục Đích: Từng bước phát triển thị trường điện lực cạnh tranh một cách ổn định, xóa bỏ bao cấp trong ngành điện, tăng quyền lựa chọn nhà cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện;

 Thu hút vốn đầu tư từ mọi thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham gia hoạt động điện lực, giảm dần đầu tư của Nhà nước cho ngành điện;

 Tăng cường hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh của ngành điện, giảm áp lực tăng giá điện;

 Đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy và chất lượng ngày càng cao;

 Đảm bảo phát triển ngành điện bền vững.

 Vai Trò:Tham gia thị trường trực tiếp và phát điện cạnh tranh.

Theo quyết định 6713/QĐ-BCT: Phê duyệt thiết kế Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam (Vietnam Competitive Generation Market - VCGM). Cơ cấu của VCGM gồm 02 thị

trường thành phần:

- Thị trường hợp đồng: Các đơn vị phát điện ký hợp đồng với Đơn vị mua buôn duy nhất (Công ty mua bán điện EVN)

- Thị trường điện giao ngay: Áp dụng mô hình thị trường điều độ tập trung chào giá theo chi phí (Mandatory Cost-based Gross Pool)

- Toàn bộ điện năng phát của Genco được bán cho SB

- Lịch huy động các tổ máy được lập căn cứ trên bản chào giá theo chi phí biến đổi - Điện năng mua bán được thanh toán theo giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay của từng chu kỳ giao dịch thông qua hợp đồng sai khác

Mô hình phát điện cạnh tranh

 Thành viên tham gia thị trường:

- Các nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở lên đấu nối vào lưới điện quốc gia (trừ các nhà máy điện gió, điện địa nhiệt).

- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (SMO): Trung tâm điều độ điện quốc gia A0.

- Đơn vị mua buôn duy nhất (SB): Công ty mua bán điện EVN.

- Đơn vị cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng (MDMSP): Trung tâm CNTT-Công ty Viễn thông điện lực.

- Genco: Tất cả các công ty phát điện trong nước ta.

- PC: các công ty điện lực.

3 Thanh toán thị trường.

FMP: Dùng làm giá tham chiếu khi tính toán thanh toán hợp đồng MBĐ dạng sai khác (CfD).

Giá thị trường toàn phần:

FMP(h) = SMP (h) + CAN (h)

RTT = QCAN ì CAN + QSMP ì SMP + Rdu + RCON.

Trong đó:

QCAN: Sản lượng sẻ được thanh toán

QSMP: Sản lượng chào bán (giá biên thị trường) Rdu : giá doanh thu về phạt

RCON: Gía doanh thu về phát điện tăng thêm Vậy Tổng Doanh Thu sẽ là: Rci + RTT .

• Sự sẵn sàng của nhà máy để tham gia vào thị trường điện.

Tại hội thảo về cơ sở hạ tầng thông tin phục vụ thị trường điện (TTĐ) tại Việt Nam do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức trong tháng 7-2010, Tư vấn Savu

C.Savulescu của Cty ECI cho biết, EVN cần triển khai ngay giải pháp tiếp cận nhanh hệ thống công nghệ thông tin (CNTT) phục vụ TTĐ tại Việt Nam và chi phí sơ bộ cho giải pháp này sẽ vào khoảng 32 triệu USD, gồm cả hệ thống giao diện thị trường cho các đơn vị phát điện.

Phó Tổng Giám đốc EVN Nguyễn Mạnh Hùng cho rằng, TTĐ ở Việt Nam muốn vận hành được trước tiên phải xây dựng các quy định về TTĐ mà Quyết định 6713/QĐ-BCT ngày 31-12-2009 và Thông tư 18/TT-BCT của Bộ Công Thương ban hành ngày 10-5-

2010 quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh là một ví dụ. Dự kiến đến cuối năm nay các quy định về TTĐ sẽ được hoàn thiện.

Bên cạnh đó, một trong những điều kiện tiên quyết để xây dựng và phát triển TTĐ tại Việt Nam đó là phải có cơ sở hạ tầng CNTT đồng bộ đáp ứng các giao dịch của thị

trường, đảm bảo tính minh bạch, tin cậy cao. Với giải pháp tiếp cận nhanh như Tư vấn quốc tế đưa ra, EVN quyết tâm đến quý III-2011 sẽ có cơ sở hệ thống CNTT phục vụ vận hành TTĐ, rút ngắn được 2,5 năm so với dự kiến.

Theo Phó Tổng Giám đốc EVN Nguyễn Mạnh Hùng, thực chất cơ sở hạ tầng TTĐ đã được EVN nghiên cứu và phát triển ở mức độ đơn giản phục vụ cho cơ chế giá hạch toán nội bộ EVN từ năm 2005 và TTĐ nội bộ EVN từ năm 2007 được Bộ Công Thương phê duyệt. Bên cạnh đó, EVN cũng đã đầu tư hệ thống quản lý thị trường Vietpool, hệ thống thu nhập và xử lý dữ liệu đo đếm thanh toán; đang triển khai hai dự án: nâng cấp

SCADA/EMS mới (Hệ thống thu thập dữ liệu, điều khiển và giám sát hệ thống/Hệ thống quản lý năng lượng) tại Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và dự án bổ sung các thiết bị đầu cuối (RTU), làm tiền đề cho việc xây dựng hệ thống CNTT cho thị trường phát điện cạnh tranh chính thức sau này.

Hiện tại, hệ thống điện được điều độ và vận hành dựa trên kinh nghiệm có thể khiến cho Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) không thể sử dụng các chiến lược vận hành kinh tế tối ưu hoặc dự báo tốt về an ninh hệ thống điện. Mặt khác, do hệ thống điện ngày càng phát triển, số lượng nhà máy ngày càng lớn, vấn đề vận hành và phối hợp các nhà máy thủy điện trong hệ thống, các nhà máy thủy điện trên cùng một dòng sông và cơ chế phối hợp thủy nhiệt điện, A0 cần có các công cụ để tính toán kế hoạch vận hành tối ưu hệ thống trong dài hạn, trung hạn và ngắn hạn theo quy định của thị trường phát điện cạnh tranh.

Ngoài ra, do thiếu các phương tiện thông tin cần thiết nên hạn chế lớn nhất của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia là không thể cung cấp thông tin về lưới truyền tải cần thiết cho đơn vị vận hành TTĐ và hệ thống điện để lập kế hoạch vận hành, phương thức huy động ngày tới, giờ tới theo quy định của thị trường.

Trong khi đó, Công ty Mua bán điện là đơn vị thực hiện chức năng của đơn vị mua duy nhất trong thị trường có giá trị thanh toán hằng tháng cho các nhà máy điện lên tới gần 4.000 tỷ VND nhưng hiện nay Công ty này không có công cụ nào để giám sát và kiểm tra liệu các nhà máy đã vận hành kinh tế hay chưa. Theo cơ chế hiện hành, nếu việc vận hành hệ thống điện không kinh tế hoặc có sai sót trong thanh toán, dù chỉ 1% cũng gây ra tổn thất cả 40 tỷ VND hằng tháng.

Trước thực tế này, gần đây nhất, trong cuộc họp do Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải chủ trì ngày 25-5-2010, Phó Thủ tướng đã yêu cầu EVN phải hoàn thành hạ tầng cơ sở

phục vụ TTĐ chậm nhất vào quý I-2011. Để đáp ứng được mục tiêu này, nghĩa là chỉ

trong vòng chưa đầy một năm, các công việc dành cho thiết kế, triển khai thực hiện và thử nghiệm hệ thống phải đáp ứng được yêu cầu sử dụng tạm thời nhằm phục vụ tốt cho việc bắt đầu khởi động thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh trong khi vẫn đáp ứng được mục tiêu dài hạn.

Theo nguyên tắc hoạt động của TTĐ, tất cả các Công ty phát điện sở hữu các nhà máy điện có tổng công suất lớn hơn 30MW bắt buộc phải tham gia thị trường phát điện cạnh tranh. Đơn vị vận hành TTĐ và hệ thống điện đóng vai trò là nhà cung cấp dịch vụ

vận hành thị trường và chịu trách nhiệm lập phương thức và điều độ thị trường năng lượng và dịch vụ phụ. Việc tham gia bắt buộc trên thị trường phát điện cạnh tranh giữa các Công ty phát điện cũng khác nhau.

Cụ thể, các Công ty phát điện theo cơ chế hợp đồng mẫu của thị trường phát điện cạnh tranh trực tiếp tham gia TTĐ bằng việc chào giá cho phần điện năng đầu ra trên thị

trường. Mặt khác, các nhà máy điện BOT hiện hành và các nhà máy thủy điện đa mục tiêu không trực tiếp tham gia thị trường, Công ty mua bán điện sẽ chào giá cho các nhà máy điện BOT và đơn vị vận hành TTĐ và hệ thống điện sẽ công bố sản lượng hằng giờ cho các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.

Trong năm đầu tiên triển khai TTĐ, tỷ trọng điện năng bán qua hợp đồng mua bán điện được đặt ở mức 90-95% tổng điện năng Công ty phát điện sản xuất ra, phần còn lại

trong các năm tiếp theo nhằm tăng tính cạnh tranh trong khâu phát điện năng nhưng không được nhỏ hơn 60%.

Theo Luật Điện lực và Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26-1-2006 của Thủ tướng Chính phủ về Lộ trình phát triển TTĐ, giai đoạn 2006-2014 là mô hình thị trường phát điện cạnh tranh; từ 2015-2022 là mô hình thị trường bán buôn cạnh tranh và sau 2022 là mô hình bán lẻ cạnh tranh.

Nhà Máy Nhiệt Điện Phả Lại Trong Thị Trường Điện.

• Nhà máy nhiệt điện Phả Lại luôn luôn sẵn sàng để tham gia vào thị trường điện, và để giảm bớt rủi ro thì phải cố gắng giảm thiểu những tổn thất như điện tự dùng cho khối văn phòng,giảm chi phí cho sản xuất điện ,…

• Như ở dây chuyền 2 thì thời gian khởi động ban đầu là 48 giờ,thời gian khởi động lớn dẫn đến chi phí sản xuất cao,bằng sáng kiến tăng lưu lượng xả

• Có sự hiểu biết về đối thủ trong kinh doanh điện năng ví dụ như nhiệt điện Uông Bí,nhiệt điện Quảng Ninh để tránh những rủi ro như chào giá quá cao và không bán được điện,hay không bán với giá mang lợi nhuận cao khi mà đối thủ gặp phải sự cố như sự cố lò,tuabin,…

• Tăng cường khâu quản lý và bảo dưỡng,kiểm tra thiết bị để không gặp phải trường hợp sự cố khi đã bán được điện.