Đã sẵn sàng cho thị trường phát điện cạnh tranh
Trong tháng 6 sẽ vận hành thử mô hình này trong nội bộ Tập đoàn điện lực Việt Nam.
Nhằm bảo đảm công khai, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh, không phân biệt đối xử giữa các đối tượng tham gia thị trường điện lực, từ 1/7/2011, Việt Nam chính thức triển khai thị trường phát điện cạnh tranh. Mục đích của bước đi này là thu hút vốn đầu tư từ mọi thành phần kinh tế trong và nước tham gia hoạt động điện lực; 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...
Một đơn vị mua buôn duy nhất (?!)
Sáng 18/5 tại Hội nghị triển khai thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam, ông Hoàng Quốc Vượng, Thứ trưởng Bộ Công Thương khẳng định: “Đến nay, các công tác chuẩn bị cho thị trường phát điện cạnh tranh đã cơ bản hoàn thành. Bộ Công Thương đã chỉ đạo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các đơn vị liên quan tiến hành các công tác chuẩn bị cho hoạt động của thị trường điện”.
Theo đó, thị trường điện Việt Nam được phát triển theo 3 cấp độ: Thị trường phát điện cạnh tranh (2005-2014); Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (2015-2022) và Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (từ 2022).
 |
| Chèn chú thích ảnh vào đây |
Một đại diện của Cục Điều tiết Điện lực Việt Nam cho biết, hiện nay chúng ta đang ở cấp độ thị trường phát điện cạnh tranh. Để tiến tới thị trường bán lẻ điện cạnh tranh chúng ta phải đi từng bước.
Các đơn vị tham gia cạnh tranh phát điện là các nhà máy điện có công suất từ 30 MW trở lên và đấu nối lưới điện quốc gia. Đơn vị mua buôn duy nhất là Công ty mua bán điện của EVN. Đơn vị vận hành hệ thống điện và hệ thống quốc gia là Trung tâm điều độ điện lực quốc gia.
Cũng theo đại diện của Cục Điều tiết điện lực, đơn vị mua buôn duy nhất cũng sẽ chịu trách nhiệm ký các hợp đồng nhập khẩu, xuất khẩu, BOTs. Các nhà máy điện nhỏ hơn sẽ ký hợp đồng trực tiếp với các Tổng công ty điện lực không thông qua thị trường.
Thị trường sẽ hoạt động theo phương thức: ký theo hợp đồng và giao ngay. Lịch huy động ngày tới được lập căn cứ trên bản chào giá theo chi phí biến đổi của các tổ máy. Điện năng mua bán được thanh toán theo giá hợp đồng hoặc giá mua ngay.
Đối với các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu như Sơn La, Hòa Bình phải thực hiện thêm nhiệm vụ điều tiết lũ vẫn ký hợp đồng mua bán điện nhưng không tham gia trên thị trường. Chu kỳ giao dịch là 1 giờ và sẽ có 24 chu kỳ/ngày. Giá sàn đối với nhà máy thủy điện là 0 đồng, nhiệt điện là 1 đồng, giá trần sẽ được tính toán và thông báo với các công ty mua bán điện.
Giá thị trường điện gồm 2 thành phần: giá điện năng thị trường giao ngay được xác định cho từng chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc giá điện hệ thống căn cứ trên công suất huy động thực tế, giá bán chào tướng ứng của từng tổ máy và phụ tải thực tế của hệ thống. Thành phần thứ 2 là giá công suất từng chu kỳ giao dịch: được xác định trước năm vận hành. Chu kỳ thanh toán theo tháng.
Việc làm cần thiết bảo đảm tài chính ngành điện
Ông Trần Tuệ Quang, Trưởng phòng Giá phí (Cục Điều tiết Điện lực) cho rằng: “Nếu không có cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ theo cơ chế thị trường thì tài chính ngành điện sẽ không đảm bảo. Cơ chế giá bán điện hiện tại không tách được chi phí sản xuất kinh doanh theo các khâu nên không phát được tín hiệu thu hút đầu tư ở các khâu”.
Ông Trần Tuệ Quang phân tích, khi thực hiện giá phát điện theo cơ chế thị trường thì giá bán được được phân tách thành 4 khâu: phát điện, truyền tải, điều hành – quản lý ngành và dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, phân phối – bán lẻ điện. Giá phát điện được kiểm tra, điều chỉnh theo biến động của thông số đầu vào cơ bản: tỷ giá, giá nhiên liệu, cơ cấu sản lượng điện phát. Giá truyền tải, điều hành – quản lý ngành và dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, phân phối – bán lẻ điện không điều chỉnh theo biến động của thông số đầu vào cơ bản. Thời gian tối thiểu giữa hai lần điều chỉnh giá bán điện là 3 tháng.
Theo ông Tuệ Quang, phải xây dựng quỹ bình ổn giá điện khi các thông số biến động không lớn sẽ trích một phần trong chi phí sản xuất kinh doanh đưa vào quỹ. Hàng tháng, EVN sẽ theo dõi để đánh giá sự sai lệch thông số đầu vào cơ bản của khâu phát điện để tính toán được mức độ tăng hoặc giảm chi phí phát điện làm cơ sở điều chỉnh giá bán điện.
Các nhà máy điện đã sẵn sàng?
Trao đổi về việc chỉ có một đơn vị duy nhất mua buôn thì vẫn còn tính độc quyền cao, ông Lê Văn Quang- Phó giám đốc Công ty Thuỷ điện Đa Nhim cho rằng: Những nhà máy nhỏ không tham gia thị trường nên những hợp đồng riêng không ảnh hưởng. Đối với những nhà máy lớn hơn 30MW thì đã mở rộng phạm vi chào giá rất công khai. Ví dụ, thuỷ điện nào được chào từ 80-100% giá trị còn thuỷ điện nào tự chào giá bằng chi phí của họ.
Để đơn vị cung ứng đủ điện năng và chào giá được tốt nhất, theo ông Lê Văn Quang, phải xác định được khả năng của mình như thế nào, trào lưu của hệ thống ra sao và quan trọng nhất là xác định được nhu cầu thị trường khu vực của mình. “Đến nay, về phía công ty chúng tôi không có vướng mắc gì nhưng Nhà nước cần có chủ trương, hướng dẫn cụ thể hơn thì mới triển khai được” – ông Quang nói.
 |
| Nhà máy nhiệt điện Phả Lại |
Còn theo ông Vũ Xuân Cường – P. TGĐ phụ trách kỹ thuật sản xuất Công ty cổ phần nhiệt điện Phả Lại, khi thực hiện cơ chế này thì các nhà máy điện sẽ chủ động và phấn đấu tốt hơn để có lợi nhuận kinh tế. “Đối với công ty phát điện như Nhà máy Nhiệt điện Phả lại sẽ chủ động về sản lượng, củng cố thiết bị, phấn đấu giảm giá thành phát điện, từ đó sẽ có lợi nhuận cho công ty” – ông Cường nói.
Điều khiến Ban Giám đốc Nhà máy nhiệt điện Phả Lại lo lắng nhất trong nhiều năm qua là giá thành sản xuất ra điện năng phụ thuộc vào tỷ giá đồng yên (do 2 tổ máy 300 MW của Phả Lại vay vốn bằng đồng yên). “Mấy năm vừa rồi lãi từ sản xuất kinh doanh khoảng 700-800 tỷ đồng/năm. Nhưng sau khi phải trích trả do tỷ giá đồng yên trượt thì không được tính vào đâu cả thành ra Nhà máy vẫn lỗ, thậm chí là cổ đông không được chia cổ tức” – ông Cường cho biết. “Chính vì thế, khi chi phí cố định sau khi được điều chỉnh lại bằng giá đồng yên sẽ tạo điều kiện cho Nhà máy phấn đấu để có lãi” – ông Vũ Xuân Cường khẳng định.
Với cách chào giá này đòi hỏi các nhà máy phải tính toán rất kỹ, kể cả khi đăng ký được công suất phát cho ngày (D+1, D+2, D+3) nhưng nếu bị sự cố đột xuất thì các nhà máy sẽ bị giảm hoặc bị trừ tiền. “Điều này sẽ rất căng thẳng về mặt quản lý” – ông Cường nói.
Được biết, hiện EVN đang tiến hành khảo sát các nhà máy, phấn đấu lắp đặt xong công tơ đo đếm và đường truyền trước ngày 1/6. Trong tháng 6 sẽ vận hành thử trong nội bộ EVN./.