2. Các đề tài, công trình nghiên cứu về thị trường điện Việt Nam
2.2. CẤU TRÚC, CƠ CHẾ VÀ THỰC TẾ VẬN HÀNH CỦA THỊ TRƯỜNG
2.2.3. Tình hình vận hành thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
VCGM được đưa vào vận hành có thanh toán thực từ ngày 25/06/2012, chính thức từ ngày 01/07/2012, có 93 nhà máy tham gia VCGM, tổng công suất toàn hệ thống ước đạt 23.493 MW, trong đó:
- 29 nhà máy trực tiếp tham gia tổng công suất đặt 9.035 MW, thủy điện chiếm 17%. Đến 15/7/2012 có 32 nhà máy (thêm các nhà máy điều tiết dưới 1 tuần như Sông Ba Hạ, Hương Sơn và Đa Dâng 2…);
- 45 nhà máy gián tiếp tham gia và tạm thời gián tiếp tham gia: 14.457 MW;
- 07 nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu: 6.182 MW;
Hình 2.14. Cơ cấu các loại nguồn phát tham gia VCGM
TĐ chiến lược đa mục tiêu
26%
Nhiệt điện than 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.
Nguồn: EVN
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
Giá (đ/kwh)
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
390.4 352.5 446.5 419.8 431 502.6 359.9 263.4 244.4 287.2 441.5 415.8 327.8 397.3 452.9 453.3 280.9 282.1 429.3 530.2 535.5 439.3 397.3 540.7
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
Giá (đ/kWh)
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
Nguồn: EVN
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 toán 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 toán cho toàn bộ sản lượng điện kế hoạch với giá Pc, sau khi chi trả toàn 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.
(iii) Xác định tổng doanh trên TTĐ, bao gồm doanh thu trên TTĐ giao ngay,
doanh thu qua CfD, doanh thu khác, thuế tài nguyên, phí môi 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) Qmq
(MWh) Rtổng (Tr.đồng)
Giá Pc tháng
10 (đ/k Wh)
Giá thanh
toán bình quân
(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
Uông 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 không 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 không 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.