Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Tái cấu trúc ngành điện và cơ cấu giá điện trong thị trường điện Việt Nam

Chia sẻ: Sơ Dương | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:115

Thêm vào BST

Báo xấu

27
lượt xem 5
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Mục tiêu của đề tài "Tái cấu trúc ngành điện và cơ cấu giá điện trong thị trường điện Việt Nam" là nghiên cứu vấn đề tái cấu trúc ngành điện tương thích với các cấp độ phát triển của thị trường và cơ cấu giá điện trong thị trường điện Việt Nam. Mời các bạn cùng tham khảo nội dung chi tiết.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Tái cấu trúc ngành điện và cơ cấu giá điện trong thị trường điện Việt Nam

LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan: Luận văn này là công trình nghiên cứu thực sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, khảo sát tình hình thực tiễn và các số liệu kết quả tính toán trong luận văn là hoàn toàn trung thực dưới sự hướng dẫn khoa học của GS.VS.TSKH. Trần Đình Long. Một lần nữa, tôi xin khẳng định về sự trung thực của lời cam kết trên.
MỤC LỤC Trang Mục lục 1 Danh mục các chữ viết tắt 4 Danh mục các bảng 5 Danh mục các hình vẽ 6 Mở đầu 7 Chương 1: Bối cảnh hình thành và phát triển thị trường điện Việt 9 Nam 1.1. Sự cần thiết phải xây dựng thị trường điện cạnh tranh tại Việt 9 Nam 1.2. Các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường 11 điện tại Việt Nam 1.2.1. Hai bước của mỗi cấp: thí điểm và hoàn chỉnh 15 1.2.2. Các điều kiện tiên quyết của từng cấp độ phát triển 27 1.3. Mô hình tổ chức ngành điện Việt Nam trong điều kiện thị 32 trường phát điện cạnh tranh 1.4. Nguyên tắc vận hành thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam 34 (VCGM) Chương 2: Nghiên cứu về tái cấu trúc ngành điện tương ứng với 39 các cấp độ phát triển của thị trường điện 2.1. Hiện trạng cơ cấu tổ chức của EVN 39 2.2. Sự cần thiết tái cơ cấu ngành điện trong điều kiện thị trường điện 43 cạnh tranh 2.3. Tái cơ cấu EVN 46 2.3.1. Thành lập các đơn vị phát điện độc lập 47 2.3.2. Thành lập Tổng Công Ty Truyền Tải điện 49 2.3.3. Thành lập Công Ty Mua Bán Điện 53 2.3.4. Hoạt động của Cục Điều Tiết Điện Lực 55 -1-
2.3.5. Các phương án tái cơ cấu cho ngành điện Việt Nam trong giai 59 đoạn thị trường phát điện cạnh tranh Chương 3: Cơ cấu giá điện trong thị trường điện cạnh tranh 63 3.1. Hiện trạng cơ chế giá điện Việt Nam 63 3.2. Các nguyên tắc cơ bản khi định giá 66 3.3. Phương pháp xác định giá phát điện 66 3.3.1. Nguyên tắc xây dựng khung giá phát điện 67 3.3.1.1. Phương pháp xây dựng khung giá phát điện công nghệ 68 cho Nhà máy điện chuẩn 3.3.1.2. Phương pháp xây dựng giá cố định công nghệ bình quân 68 của Nhà máy điện chuẩn 3.3.1.3. Phương pháp xác định giá biến đổi công nghệ của Nhà 72 máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá 3.3.1.4. Phương pháp xây dựng khung giá phát điện cho nhà máy 73 thuỷ điện 3.3.2. Nguyên tắc xác định giá phát điện theo từng năm của hợp 74 đồng mua bán điện 3.3.3. Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng 75 mua bán điện 3.3.3.1. Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy nhiệt 76 điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện 3.3.3.2. Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy thủy 78 điện mới theo từng năm của hợp đồng mua bán điện 3.3.3.3. Phương pháp chuyển đổi giá phát điện của nhà máy nhiệt 79 điện hiện có để áp dụng cho hợp đồng mua bán điện trong Thị trường phát điện cạnh tranh 3.4. Phí truyền tải điện 81 3.4.1. Các phương pháp xác định phí truyền tải 81 3.4.1.1. Phí đấu nối 82 -2-
3.4.1.2. Phí sử dụng lưới truyền tải 83 3.5. Giá phân phối điện 91 3.5.1. Phương pháp luận chung cho thiết lập giá phân phối/ bán lẻ 91 điện 3.5.2. Phí đấu nối hệ thống phân phối điện 94 3.5.3. Phí sử dụng hệ thống phân phối điện 94 Chương 4: Áp dụng tính toán khung giá phát điện cho nhà máy 96 nhiệt điện trong hệ thống điện Việt Nam 4.1. Các số liệu chỉ tiêu kinh tế đầu vào 96 4.2. Ví dụ áp dụng tính toán cho nhà máy nhiệt điện Na Dương (Lạng 99 Sơn) 4.2.1. Giới thiệu về nhà máy Nhiệt Điện Na Dương 99 4.2.2. Áp dụng tính toán 100 Kết luận 105 Tài liệu tham khảo 106 Phụ lục 109 -3-
MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài, mục đích nghiên cứu của đề tài: Trong giai đoạn hiện nay, ngành điện đang phải đối mặt với vấn đề thiếu vốn đầu tư vào nguồn và lưới điện. Đây cũng là một trong những lí do khiến các dự án đầu tư xây dựng các nguồn và lưới điện bị chậm tiến độ dẫn đến việc cung không đủ cầu nên việc thiếu điện diễn ra thường xuyên. Trước tình hình đó, ngành điện một mặt huy động nguồn vốn tự có đồng thời kêu gọi đầu tư từ các nhà đầu tư khác nhau như: các tổ chức, doanh nghiệp tư nhân, nước ngoài… Tuy nhiên, để thu hút các nhà đầu tư bên ngoài EVN tham gia vào hoạt động điện lực thì vấn đề đặt ra là phải tạo sự cạnh tranh công bằng cho các bên tham gia. Do đó thị trường điện cạnh tranh ra đời để đáp ứng nhu cầu tất yếu đó. Giá điện là một yếu tố rất quan trọng trong quá trình cạnh tranh này. Việc xác định giá điện trong thị trường phát điện cạnh tranh khá phức tạp bởi nó ảnh hưởng trực tiếp đến hoạt động của thị trường. Vì vậy việc nghiên cứu một số vấn đề liên quan đến giá điện trong thị trường phát điện cạnh tranh mang tính thời sự cấp bách. Mục đích nghiên cứu của đề tài: Nghiên cứu vấn đề tái cấu trúc ngành điện tương thích với các cấp độ phát triển của thị trường và cơ cấu giá điện trong thị trường điện Việt Nam. 2. Phạm vi nghiên cứu của đề tài: Trong khuôn khổ luận văn, nội dung nghiên cứu được giới hạn trong phạm vi các vấn đề liên quan đến sự cần thiết phải xây dựng và phát triển thị trường điện lực cạnh tranh tại Việt Nam, các cấp độ phát triển thị trường và cấu trúc của ngành điện tương ứng với từng cấp độ, cơ cấu giá điện trong thị trường điện cạnh tranh và đối tượng áp dụng cho hệ thống điện Việt Nam. 3. Cơ sở khoa học và thực tiễn của đề tài: Đầu năm 2012, theo quyết định của Chính Phủ Việt Nam bắt đầu vận hành thị trường phát điện cạnh tranh - Giai đoạn (cấp độ) đầu tiên của lộ trình phát triển thị trường điện. -7-
Nhiều vấn đề liên quan cần được nghiên cứu để đảm bảo điều khiển và vận hành thị trường có hiệu quả, trong đó có vấn đề tái cơ cấu và xây dựng cấu trúc của ngành điện tương thích với từng cấp độ phát triển, cách tính các loại giá và phí trong cơ cấu giá điện của hệ thống điện Việt Nam. Vì vậy nội dung nghiên cứu trong luận văn có thể được xem như có tính khoa học và giá trị áp dụng thực tiễn. Để có thể đạt được kết quả nghiên cứu của luận văn, học viên xin chân thành cảm ơn sự tham gia giúp đỡ và đóng góp ý kiến tích cực cho nội dung luận văn của các đồng nghiệp tại nhà máy Nhiệt Điện Na Dương (Lạng Sơn), đặc biệt là sự hướng dẫn chỉ bảo tận tình của VS.GS.TSKH Trần Đình Long - Bộ Môn Hệ Thống Điện - Đại Học Bách Khoa Hà Nội. -8-
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT EVN (Electriciy of Vietnam) : Tập đoàn Điện Lực Việt Nam IPP (Independent Power Producer) : Đơn vị phát điện độc lập PPA ( Power Purchase Agreement) : Hợp đồng mua bán điện SCADA/EMS (Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management System) : Hệ thống quản lý vận hành và đo đếm từ xa/quản lí năng lượng SO/MO(System Operator/Market Operator): Đơn vị điều hành hệ thống/thị trường CfD (Contract for Difference) : Hợp đồng sai khác BOT (Building-Operating-Transfering) : Xây dựng - Vận hành - Chuyển giao PVN (Petrol Vietnam) : Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam TKV : Tập đoàn Than Khoáng sản Việt Nam CTNĐ : Công ty nhiệt điện CTTNHHMTV : Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên CTTVXDĐ : Công ty tư vấn xây dựng điện EPTC (Electric Power Trading company) (SB) : Đơn vị mua duy nhất TT : Đơn vị truyền tải PP/BL : Đơn vị phân phối/bán lẻ KH : Khách hàng NPT (National Power Tranmission Coporation) : Tổng công ty truyền tải điện Quốc Gia ERAV (Electricity Regulatory Authority of Vietnam) : Cục điều tiết điện lực (Bộ Công Thương) MBB : Đơn vị mua bán buôn KL : Khách hàng lớn -4-
DANH SÁCH CÁC BẢNG Trang Bảng 4.1. Các điều kiện tính toán cho nhà máy Nhiệt Điện Na Dương (Lạng Sơn)..........................................................................................................101 Bảng 4.2. Kết quả tính toán khung giá phát điện cho nhà máy nhiệt điện than Na Dương ...........................................................................................................104 -5-
DANH SÁCH CÁC HÌNH VẼ Trang Hình 1.1. Cấu trúc thị trường một người mua nội bộ EVN ................................16 Hình 1.2. Cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh một đơn vị mua hoàn chỉnh.20 Hình 1.3. Cấu trúc thị trường bán buôn điện cạnh tranh.....................................24 Hình 1.4. Cấu trúc thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.......................................... 26 Hình 3.1. Ví dụ mô tả tỉ lệ dòng công suất ra và vào tại một nút ....................... 86 -6-
CHƯƠNG 1. BỐI CẢNH HÌNH THÀNH VÀ PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM 1.1. Sự cần thiết phải xây dựng thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam. Hiện nay mô hình tổ chức của ngành điện nước ta về cơ bản là mô hình tích hợp ngành dọc cả 3 khâu: sản xuất, truyền tải, phân phối và bán lẻ điện. Cả 3 khâu này hiện phần lớn do EVN độc quyền quản lí, chỉ có 1 phần nhỏ thuộc kinh doanh điện nông thôn; kinh doanh điện trong 1 số khu công nghiệp và một số nhà máy điện BOT và IPP (chiếm khoảng 30% công suất đặt hệ thống) là do các doanh nghiệp ngoài EVN quản lí. Cách quản lí độc quyền dẫn đến hiệu quả kinh tế trong sản xuất, kinh doanh không đáp ứng được yêu cầu phát triển, giá điện chưa thực sự hợp lí, tình trạng độc quyền có thể dẫn đến cửa quyền làm ảnh hưởng trực tiếp đến quyền và lợi ích chính đáng của người sử dụng điện. Do nhu cầu sử dụng điện năng ngày càng tăng cao thị trường độc quyền bộc lộ thêm nhược điểm là không đáp ứng được nhu cầu về công suất cũng như sản lượng cho phát triển kinh tế và đời sống xã hội do không thu hút được các nguồn vốn đầu tư vào hệ thống nguồn và lưới đ iện. Theo dự báo của Viện Năng Lượng, nhu cầu phụ tải sẽ tiếp tục tăng cao trong thời gian đến, trong giai đoạn 2011-2020 dự báo nhu cầu điện tăng ở mức 11%- 15%/năm, đột biến có thể cao hơn. Tổng nhu cầu sản lượng điện năm 2015 (theo dự báo trong QHĐ VII) theo các phương án cơ sở và cao khoảng 194,3 đến 210,8 tỉ kWh. Như vậy từ nay đến năm 2015 mỗi năm cần có xấp xỉ 4.500MW công suất mới để đáp ứng cho nhu cầu phụ tải tăng thêm. Đáp ứng nhu cầu là vấn đề then chốt đối với mục tiêu phát triển kinh tế Quốc gia. Với tổng công suất nguồn điện phải đầu tư trong giai đoạn 2011-2030 là 137.800MW, khả năng cân đối vốn đầu tư của EVN là không thể tự đáp ứng, bên cạnh đó do yêu cầu cấp bách về tiến độ thì năng lực quản lý là một thách thức lớn đối với EVN. Có thể khẳng định nếu không có các nguồn lực mới về đầu tư thì khả năng cân đối công suất hệ thống và an ninh hệ thống sẽ không được đảm bảo. Tăng trưởng nhu cầu điện cao trong những năm gần -9-
đây đã làm cho công suất phát điện dự phòng rất thấp, có những thời điểm hệ thống điện không có dự phòng công suất phải cắt giảm phụ tải. Mức dự phòng công suất thấp không thể đảm bảo an toàn và tin cậy của hệ thống điện. Đến cuối năm 2009 công suất lắp đặt trên 17.600 MW trong khi đó nhu cầu đỉnh vào khoảng 16.048 MW, công suất khả dụng khoảng 16.813 MW. Ở nhiều thời điểm còn thấp hơn do sự cố của các tổ máy phát điện, do kế hoạch đại tu sửa chữa thiết bị điện, đường ống dẫn khí…Hệ thống gần như không có dự phòng nên không thể đảm bảo tính tin cậy và an ninh hệ thống điện. Tình trạng thiếu điện đã diễn ra từ năm 2006 đến nay và ngày càng gay gắt hơn, trong các năm tới tình trạng thiếu điện vẫn tiếp tục xảy ra mà nguyên nhân là nguồn cung không đáp ứng được nhu cầu. Theo quy hoạch phát triển điện lực Việt Nam, yêu cầu vốn đầu tư cho phát triển ngành điện giai đoạn 2011-2030 (Quy hoạch điện VII) vào khoảng 2.977.572 tỷ đồng (tương đương khoảng 156 tỷ USD), bình quân đầu tư hàng năm toàn ngành điện giai đoạn 2011-2030 là 7,81 tỷ USD/năm. Trong đó vốn đầu tư của EVN là 1.386.563 tỷ đồng chiếm 47% và của các đơn vị ngoài EVN là 1.591.010 tỷ đồng chiếm 53%. Nếu tính tổng đầu tư xã hội trong giai đoạn 2011-2015 khoảng 250 tỉ USD thì đầu tư phát triển điện lực chiếm tỉ trọng khoảng 11,7%, đây là một thách thức lớn về nguồn vốn và khả năng huy động vốn vì vậy bên cạnh các biện pháp do EVN thực hiện như xúc tiến cổ phần hóa, phát hành trái phiếu,…..để tạo nguồn vốn cần tận dụng các nguồn vốn vay đa dạng ODA, OCR, vay tín dụng xuất khẩu…Tuy nhiên để có thể vay ODA và vay thương mại nước ngoài cần có bảo lãnh của chính phủ song vẫn còn một số dự án đã có chủ trương nhưng chưa được cấp bảo lãnh. Theo cân đối tài chính của EVN, nguồn vốn huy động giai đoạn 2011-2015 thông qua các nguồn tự có của EVN bao gồm vốn khấu hao cơ bản huy động cho đầu tư theo qui định hiện hành, phần quỹ đầu tư phát triển lợi nhuận từ các công trình liên doanh và cổ phần chuyển đầu tư,vốn bán cổ phần là 129.096 tỷ đồng; nguồn vốn vay thu xếp được rất hạn chế chỉ đáp ứng cho một số công trình đầu tư chủ yếu ở giai đoạn từ nay đến 2015 với tổng số vốn khoảng 83.470 tỷ đồng. Theo tổng nhu cầu đầu tư (cả lãi xây dựng) đến năm 2015 các công trình của EVN thì nguồn vốn - 10 -
còn thiếu cho cả nguồn và lưới là khá lớn khoảng 192.000 tỷ đồng. Như vậy nguồn vốn hiện nay có khả năng huy động chỉ có thể đáp ứng được khoảng 50% vốn đầu tư cần thiết cho phát triển ngành điện, còn cần huy động thêm vốn đầu tư từ các nguồn vốn phi chính phủ, việc thu hút lượng vốn đầu tư phi chính phủ lớn như vậy vào ngành điện trong giai đoạn 2011-2030 là một thách thức lớn về nguồn vốn và khả năng huy động vốn đặt ra cho EVN và chính phủ Việt Nam. Ngành điện đang đối mặt với một loạt những thách thức và vấn đề cần giải quyết. Nếu không có những cải cách lớn, sự phát triển của ngành điện không thể bền vững. Đó chính là những yếu tố thúc đẩy việc hình thành và phát triển thị trường điện cạnh tranh. 1.2. Các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện tại Việt Nam. Trong thập niên 1990, nhiều công ty truyền tải và điện lực bị thúc ép để thay đổi cách thức vận hành và kinh doanh điện năng của họ, từ cơ cấu hợp nhất theo ngành dọc thành hệ thống thị trường mở. Đ iều này có thể thấy rõ ở các quốc gia như Vương Quốc Anh, Thụy Điển, Phần Lan, Na Uy, Mỹ và vài quốc gia Nam Mỹ. Có nhiều lý do để thay đổi và sự thay đổi là khác nhau ở các vùng và các quốc gia. Đối với các quốc gia đang phát triển, vấn đề chính là phụ tải tăng nhanh kết hợp với việc quản lý hệ thống không hiệu quả và các chính sách thuế không hợp lý. Điều này ảnh hưởng khả năng nguồn tài chính để hỗ trợ đầu tư trong việc cải tạo nâng cấp công suất phát điện và khả năng truyền tải. Hoàn cảnh đã bắt buộc nhiều quốc gia phải sắp xếp lại ngành điện của họ dưới sức ép của các tổ chức đầu tư quốc tế. Mặt khác, ở các quốc gia phát triển, vấn đề đặt ra là phải cung cấp điện năng với giá thấp hơn và tạo điều kiện cho nhà tiêu thụ có nhiều lựa chọn hơn trong việc mua điện năng giá rẻ. Mục tiêu của việc thay đổi cách thức vận hành, nghĩa là điều tiết lại hoặc phi điều tiết để nâng cao tính cạnh tranh và mang đến cho người tiêu thụ những chọn lựa mới và lợi ích kinh tế. Dưới môi trường phi điều tiết, cơ cấu tổ chức ngành dọc trong điều hành tất cả các chức năng bao gồm phát điện, truyền tải, phân phối và bán lẻ, bị tách ra thành các công ty riêng biệt phục vụ theo mỗi chức năng. - 11 -
Hoá đơn tiền điện cho người dùng cuối cùng gồm ít nhất hai phần: một, từ đơn vị điều hành lưới điện truyền tải và phân phối chịu trách nhiệm nối kết lưới điện và phục vụ bảo dưỡng; hai, từ các công ty (hay nhà máy) chịu trách nhiệm phát điện năng. Năm 1996, Hunt và Shuttleworth đã đưa ra bốn mô hình thị trường điện. Các mô hình này tương ứng với mức độ khác nhau của sự độc quyền và cạnh tranh trong nền công nghiệp điện; tương ứng với cấu trúc tổ chức nền công nghiệp của mỗi quốc gia. Bốn mô hình này có các đặc tính như sau [2]: Mô hình 1: Độc quyền liên kết dọc. Cả ba khâu sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng cho khách hàng đều do một công ty kiểm soát. Không có cạnh tranh trong bất kỳ khâu nào. Mô hình này được sử dụng ở rất nhiều nước trong một thời gian dài. Ưu điểm của mô hình này là cả 3 khâu sản xuất, truyền tải, phân phối đều do 1 công ty điều khiển vì vậy việc điều hành hệ thống tập trung và trong nhiều trường hợp được thực hiện nhanh chóng. Công ty chủ động trong việc lập kế hoạch sản xuất kinh doanh. Trong một số trường hợp, Nhà nước bảo trợ cho kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh của công ty bằng cách bù giá. Hệ thống giá mua và bán điện được thống nhất cho tất cả các khách hàng trên toàn quốc và có tính ổn định trong khoảng thời gian nhất định. Nhược điểm: - Sự can thiệp quá sâu của Nhà nước sẽ hạn chế khả năng chủ động của các công ty. Do có sự bảo trợ của nhà nước, nên các công ty ít quan tâm đến việc đầu tư công nghệ, kỹ thuật hiện đại cho hệ thống điện, cũng như các giải pháp giảm tổn thất điện năng. - Do đặc thù của ngành điện, đầu tư phải đi trước một bước và với lượng vốn lớn. Đây sẽ là gánh nặng cho chính phủ khi nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng. - Bộ máy quản lí, tổ chức đan xen chức năng và thường rườm rà. - Khách hàng phụ thuộc vào các cơ sở độc quyền và không được chọn nhà cung cấp cho mình. - 12 -
Mô hình 2: Duy nhất một đại lý mua bán sỉ. Các nhà máy điện của nhà nước cũng như của tư nhân cạnh tranh sản xuất với nhau còn khâu truyền tải và phân phối được kiểm soát bởi một công ty độc quyền. Công ty truyền tải có quyền lựa chọn nhà cung cấp cho mình, nhưng khách hàng dùng điện không được chọn nhà cung cấp. Mô hình này thường được sử dụng trong giai đoạn đầu của quá trình cải tổ. Ưu điểm: - Đa dạng hình thức sở hữu trong khâu phát điện nên đã giải quyết được gánh nặng cho chính phủ về vốn đầu tư phát triển nguồn điện. Đầu tư đổi mới công nghệ của các nhà máy điện sẽ giảm thiểu ảnh hưởng đến môi trường xung quanh. Khuyến khích các nhà đầu tư sản xuất các dạng năng lượng sạch và giá thành thấp. - Do cạnh tranh giữa các nguồn phát nên giá điện có thể hạ. Nhược điểm: - Giá trong khâu phân phối cho người tiêu dùng do nhà nước qui định, nhưng giá bán của các nhà sản xuất lại do thị trường điều tiết, nên công ty phân phối sẽ thiếu chủ động trong kinh doanh bán điện khi thị trường có biến động. - Các công ty phân phối không có cơ hội lựa chọn đối tác cung cấp điện cho mình để giảm chi phí, cắt giảm chi phí cung cấp điện sẽ bị hạn chế. - Người tiêu dùng không có sự lựa chọn nhà phân phối. Mô hình 3: Cạnh tranh bán buôn. Khách hàng công nghiệp lớn có thể ký hợp đồng trực tiếp mua điện từ công ty truyền tải. Các công ty phân phối có thể lựa chọn nhà cung cấp cho mình, có thể mua điện từ nhiều công ty bán buôn khác nhau tuy nhiên vẫn độc quyền trong khâu phân phối cho các khách hàng dùng điện. Khâu truyền tải có thể độc quyền sở hữu nhà nước và việc mua bán điện được thông qua thị trường điện. Mô hình này được sử dụng ở các nước: Chi lê, Hà Lan, Đan Mạch, Anh, Argentina và một số nước khác. Ưu điểm: - Các công ty phân phối có cơ hội lựa chọn đơn vị cung ứng điện với chi phí thấp nhất. - 13 -
- Cạnh tranh mở rộng sẽ gây áp lực khiến các đơn vị phát điện phải nâng cao hiệu quả và giảm chi phí. - Các khách hàng lớn có đủ điều kiện có thể lựa chọn các đối tượng cung cấp cho mình. - Hiệu quả hơn và tiết kiệm chi phí nhiều hơn so với mô hình cạnh tranh phát điện - cơ quan mua duy nhất. Nhược điểm: - Có độ rủi ro thị trường cao hơn so với mô hình cạnh tranh phát điện. - Các khách hàng vừa và nhỏ có thể không thu được lợi ích trực tiếp từ việc tiết kiệm chi phí điện năng và hiệu năng thị trường. Mô hình 4: Cạnh tranh bán lẻ. Tất cả các khách hàng đều có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện, thanh toán phí thuê mướn lưới truyền tải và phân phối. Giá cả ở đây hoàn toàn được xác định dựa trên mối quan hệ cung cầu điện năng thông qua Cục Điều Tiết Điện Lực. Ưu điểm: - Bao gồm các ưu điểm của 3 mô hình nói trên. Trong dây chuyền sản xuất- kinh doanh bán điện đã tách thành các khâu riêng biệt hoạt động kinh doanh độc lập, do đó các công ty phát điện và phân phối điện đã tự chủ và chủ động hơn trong công tác quản lí, tổ chức vì thế hiệu quả kinh doanh của các công ty cao hơn so với các mô hình trên. Nhược điểm: - Do khâu phát điện và truyền tải điện độc lập nên việc điều hành sẽ phức tạp hơn. Tại Việt Nam cùng với công cuộc đổi mới và phát triển của nền kinh tế quốc dân, Nhà nước đã đề ra chủ trương đa dạng hóa sở hữu và thị trường hóa các hoạt động điện lực, đảm bảo ngành điện phát triển trước một bước so với tăng trưởng của nền kinh tế để cung cấp đủ điện cho các mục tiêu phát triển kinh tế - xã hội của đất nước. Đây là chính sách phù hợp với xu thế cải tổ theo hướng thị trường hóa ngành điện trên thế giới hiện nay, đồng thời cũng là một hướng đi tất yếu nhằm giải - 14 -
quyết bài toán đáp ứng đủ điện cho nền kinh tế quốc dân, nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh của ngành điện và khách hàng được sử dụng điện với giá cả hợp lý. Những chủ trương này đã được cụ thể hóa trong Luật Điện lực, các Quyết định của Thủ tướng Chính phủ và nhiều văn bản pháp lý khác. Theo đó, thị trường đ iện lực sẽ được xây dựng và phát triển theo nguyên tắc công khai, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh, có sự điều tiết của nhà nước, hướng đến mục tiêu nâng cao hiệu quả trong hoạt động điện lực; tăng quyền lựa chọn nhà cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện; thu hút mọi thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham gia hoạt động phát điện, phân phối điện, bán buôn điện và bán lẻ 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. Thị trường điện lực Việt Nam sẽ hình thành và phát triển theo lộ trình gồm 3 cấp độ, trong đó mỗi cấp độ có một bước thí điểm và một bước hoàn chỉnh [1]: • Cấp độ 1: thị trường phát điện cạnh tranh. • Cấp độ 2: thị trường bán buôn điện cạnh tranh. • Cấp độ 3: thị trường bán lẻ điện cạnh tranh 1.2.1. Hai bước của mỗi cấp độ: thí điểm và hoàn chỉnh: a) Cấp độ 1- Bước 1 : Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm Thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh giữa các nhà máy điện thuộc Tập Đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) để thí điểm cạnh tranh trong khâu phát điện theo mô hình một đơn vị mua duy nhất. Các nhà máy điện, các công ty truyền tải điện, các công ty phân phối điện thuộc EVN sẽ được tổ chức lại dưới dạng các công ty độc lập về hạch toán kinh doanh. Các công ty phát điện độc lập (IPP) không thuộc sở hữu của EVN tiếp tục bán điện cho EVN theo các hợp đồng mua bán điện dài hạn (PPA) đã được ký kết. Kết thúc bước thí điểm, các nhà máy điện lớn có vai trò quan trọng trong hệ thống điện hiện đang thuộc EVN phải được chuyển đổi thành các đơn vị phát điện độc lập IPP (Independent Power Producer) dưới dạng các công ty nhà nước độc lập; - 15 -
các nhà máy điện còn lại phải được chuyển đổi thành các đơn vị phát điện độc lập dưới dạng các công ty cổ phần để chuẩn bị cho thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh. IPP PEVN PPA SO/MO TT EPTC (SB) PP/BL KH Điện năng Tiền điện Điều khiển Hình 1.1. Cấu trúc thị trường một người mua nội bộ EVN Hoạt động của thị trường bắt đầu với việc công ty mua bán điện (EPTC) - Đơn vị mua duy nhất (Single Buyer - SB) dự báo phụ tải và lập kế hoạch phát triển nguồn phù hợp với qui hoạch phát triển điện lực quốc gia. Cơ quan điều tiết sẽ thông qua và giám sát việc thực hiện đầu tư nguồn mới phù hợp với qui định cạnh tranh chọn nhà đầu tư nguồn điện mới theo qui hoạch nguồn chi phí tối thiểu. Các đơn vị phát điện độc lập bán điện cho SB thuộc EVN thông qua các hợp đồng mua bán có thời hạn ký với SB. Các đơn vị phát điện của EVN (PEVN) cạnh tranh bán điện cho SB qua các hợp đồng song phương hoặc qua thị trường ngắn hạn. Đơn vị điều hành giao dịch thị trường (Market Operator - MO) lập kế hoạch huy động công - 16 -
suất, điện năng của các nhà máy điện và chuyển cho Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia (System Operator - SO) thực hiện điều hành hệ thống điện. SB sẽ thanh toán tiền điện cho các Đơn vị phát điện theo các hợp đồng có thời hạn vả qua giao dịch ngắn hạn. SB bán buôn điện cho các đơn vị phân phối theo khung giá bán buôn được qui định bởi Cục Điều tiết Điện lực. Các công ty phân phối độc quyền bán lẻ cho các khách hàng sử dụng điện theo biểu giá bán lẻ được Thủ tướng Chính phủ qui định. Các khách hàng và các đơn vị phân phối, thông qua SB phải trả phí truyền tải cho đơn vị truyền tải, phí sử dụng dịch vụ phụ trợ và phí giao dịch cho SO và MO. Trong quá trình thực hiện thị trường nội bộ cần xây dựng các mức phí này để thực hiện thanh toán thử trong nội bộ. Cục Điều tiết Điện lực qui định mức phí truyền tải, phí sử dụng dịch vụ phụ trợ và phí giao dịch áp dụng cho các đối tượng tham gia thị trường. Trong giai đoạn thị trường nội bộ này, các đơn vị phát điện sẽ tham gia thị trường thử nghiệm, cạnh tranh bán điện cho SB. Các nhà máy điện độc lập tiếp tục bán điện cho SB theo các PPA dài hạn. Trách nhiệm quản lý hệ thống truyền tải hiện nay do Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (NPT) đảm nhận, NPT có 4 đơn vị truyền tải hạch toán phụ thuộc. Đầu tư lưới truyền tải để phù hợp với cấu trúc thị trường sẽ do NPT chịu trách nhiệm. Qui hoạch điện Quốc gia sẽ đưa ra danh mục các công trình cần xây dựng và theo đó NPT sẽ là chủ đầu tư và chịu trách nhiệm quản lý quá trình đầu tư xây dựng, việc xây dựng tuân theo các quy định đầu tư xây dựng của Chính phủ. Để chủ động đề phòng với tình trạng quá tải và phát triển đột biến khác trong quá trình vận hành, NPT vẫn được đề xuất để đầu tư xây dựng các hạng mục chưa có trong qui hoạch, nhưng quá trình đầu tư và xây dựng này phải chịu sự giám sát của ERAV. Giai đoạn này các công ty phân phối chưa tham gia vào hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh. Vai trò SO của TT Điều độ HTĐ Quốc gia không có gì thay đổi. Chức năng chính của SO bao gồm: - Lập kế hoạch vận hành hệ thống điện ngắn hạn, trung hạn và dài hạn - 17 -
- Lập phương thức huy động nguồn và điều khiển thời gian thực, thực hiện các dịch vụ phụ trợ. - Thực hiện phối hợp sửa chữa, thí nghiệm nguồn, lưới. - Thực hiện thao tác và xử lý sự cố trên hệ thống điện. TT Điều độ HTĐ Quốc gia hiện tại có thể sẽ đồng thời đảm nhiệm chức năng MO. MO có các chức năng chính như sau: - Điều hành và quản lý hoạt động giao dịch mua bán điện giao ngay. Quản lý việc thực hiện mua bán công suất, điện năng trong các hợp đồng có thời hạn và các hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện lực; - Lập kế hoạch huy động công suất, điện năng của các nhà máy điện trên cơ sở công suất, điện năng trong các hợp đồng có thời hạn, đăng ký mua bán điện giao ngay của các đơn vị tham .gia mua bán điện trên thị trường và các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện để giao cho Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và các đối tượng tham gia thị trường điện thực hiện; - Xác định nhu cầu sử dụng các dịch vụ truyền tải điện, .phân phối điện, các dịch vụ phụ trợ để ký hợp đồng với các Đơn vị truyền tải điện, phân phối điện, các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ; - Tính toán giá điện tức thời, lập hóa đơn thanh toán đối với lượng công suất, điện năng mua bán giao ngay và các phí sử dụng dịch vụ phụ trợ. Trong thị trường phát điện cạnh tranh một người mua các chức năng chính của SB như sau: - Dự báo phụ tải trung và dài hạn để cân đối lượng nguồn cần bổ sung mới phù hợp với qui hoạch. - Tổ chức lựa chọn nhà đầu tư phát triển các nguồn điện mới theo nguyên tắc cạnh tranh theo qui hoạch nguồn chi phí tối thiểu dưới sự giám sát của ERAV. - Thương thảo, ký và quản lý các hợp đồng PPA với các nhà đầu tư nguồn điện, các hợp đồng song phương với các đơn vị phát điện, các họp đồng dịch vụ truyền tải với công ty truyền tải, các hợp đồng dịch vụ vận hành. - 18 -
- Cân đối các yêu cầu mua điện trong các thời kỳ ngắn hạn chuyển cho MO thực hiện tổ chức mua bán giao ngay. Khi thực hiện cải cách ngành điện theo hướng mở ra thị trường cạnh tranh cần phải có Cơ quan điều tiết điện lực nhằm phân tách rõ các chức năng hoạch định chính sách và chức năng giám sát và tổ chức thực hiện chính sách. Điều tiết được định nghĩa là việc thiết lập và đảm bảo hiệu lực thi hành các luật lệ nhằm thúc đẩy hiệu quả và tính tối ưu vận hành của các thị trường. Việc thành lập cơ quan điều tiết độc lập là một bước quan trọng cơ bản đầu tiên trong chương trình cải tổ ngành điện chuẩn bị phát triển thị trường điện cạnh tranh. Để đảm bảo thành công của việc đưa cạnh tranh vào ngành điện, cần thiết phải có một thế chế điều tiết rõ ràng, minh bạch, có một cơ quan điều tiết độc lập được trao đầy đủ quyền lực để thực hiện các chức năng giám sát thực hiện. Hoạt động của Cục Điều Tiết Điện Lực: Thống nhất quản lý cấp phép hoạt động điện lực trong phạm vi toàn quốc; Xây dựng các quy định chi phối các.hoạt động của thị trường điện; Giám sát và điều tiết quan hệ cung cầu; Xây dựng, phê duyệt, giám sát thực hiện biểu giá điện; Giám sát thực thi luật và các qui định, giải quyết tranh chấp, xử phạt vi phạm và cưỡng chế thi hành; Thực hiện hợp tác quốc tế trong lĩnh vực điều tiết điện lực và phát triển thị trường điện; Tổ chức đào tạo cán bộ, chuyên gia điều hành thị trường, chuyên gia qui hoạch hệ thống, tính toán giá điện. b) Cấp độ 1- Bước 2: Thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh Cho phép các nhà máy điện độc lập (IPP) không thuộc sở hữu của EVN tham gia chào giá để bắt đầu thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh (theo mô hình một người mua duy nhất); các đơn vị phát điện sẽ bán điện lên thị trường thông qua các hợp đồng PPA và chào giá cạnh tranh trên thị trường giao ngay với tỷ lệ điện năng mua bán theo hai hình thức của từng đơn vị do Cục Điều Tiết Điện Lực quy định. - 19 -