Đôi nét về thị trường điện cạnh tranh Việt Nam

 

Trong cơ chế thị trường, các nhà máy điện sẽ cung cấp bản chào giá bao gồm các dải công suất và giá tương ứng cho từng chu kỳ giao dịch trong ngày. Các bản chào giá này sẽ được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tiếp nhận, kiểm tra tính hợp lệ và sử dụng trong việc tính toán biểu đồ huy động của các nhà máy. Tương tự như cơ chế quản lý tập trung, mục tiêu trong việc huy động các nhà máy điện vẫn là đảm bảo tối thiểu chi phí mua điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải, tuy nhiên trong thị trường điện, biểu đồ huy động của các nhà máy sẽ được tính toán cho từng chu kỳ giao dịch (thường là từng giờ) dựa trên bản chào của các nhà máy theo nguyên tắc chào giá rẻ được huy động trước, chào giá đắt được huy động sau cho đến khi đáp ứng đủ nhu cầu phụ tải và thỏa mãn các ràng buộc kỹ thuật của tổ máy cũng như của hệ thống. Như vậy trong thị trường điện, việc tính toán huy động các nhà máy điện theo một cơ chế rất rõ ràng, minh bạch và các nhà máy phát cao hay thấp phụ thuộc vào giá chào của bản thân nhà máy, do đó các nhà máy hoàn toàn có thể chủ động đưa ra các chiến lược vận hành trong từng thời kỳ cho phù hợp với mục tiêu tối đa lợi nhuận của mình. Ngoài việc được huy động theo giá chào, các nhà máy cũng sẽ được thanh toán một phần sản lượng theo giá thị trường cho từng chu kỳ giao dịch, do vậy để đưa ra được chiến lược chào giá phù hợp với các mục tiêu của mình, các đơn vị phát điện cần phải tự tính toán điều tiết hồ chứa thủy điện, tính toán và chịu trách nhiệm đảm bảo nước tưới tiêu cho địa phương, đánh giá khả năng cung cấp và nhu cầu sử dụng khí, đánh giá và đưa ra các kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tổ máy phù hợp, dự báo giá thị trường… điều này sẽ nâng cao trách nhiệm đối với hiệu quả sản xuất kinh doanh và phát triển của các đơn vị phát điện.

1.    Vận hành thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam

Thực hiện chủ trương của Nhà nước, thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam đã được vận hành thử nghiệm từ 01/7/2011. Sau 1 năm vận hành thí điệm kết hợp công tác chuẩn bị và hoàn thiện cơ sở hạ tầng thị trường điện, sửa đổi, bổ sung các quy trình quy định cần thiết, chuẩn bị nguồn nhân lực phục vụ vận hành, căn cứ các đánh giá kết quả vận hành trong giai đoạn thử nghiệm, Chính phủ và Bộ Công Thương đã có quyết định chính thức vận hành thị trường điện từ ngày 01/7/2012, đánh dấu một bước chuyển biến mới trong lộ trình phát triển ngành điện.

Thị trường điện Việt Nam sẽ hình thành và phát triển theo 3 cấp độ:

- Thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 2005 – 2014)

- Thị trường bán buôn cạnh tranh (giai đoạn 2014 – 2022)

- Thị trường bán lẻ cạnh tranh (giai đoạn sau năm 2022)

(Theo Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26/1/2006 của Thủ tướng Chính phủ về lộ trình và các điều kiện hình thành phát triển các cấp độ thị trường điện lực)

Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam bao gồm các khối: các Đơn vị phát điện, các Đơn vị cung cấp dịch vụ, các Đơn vị phân phối, Đơn vị mua duy nhất và các khách hàng, trong đó các Đơn vị phát điện sẽ cạnh tranh với nhau để bán điện trên thị trường. Các Đơn vị phát điện được chia làm hai nhóm: nhóm trực tiếp tham gia thị trường sẽ chào giá bán điện trên thị trường, nhóm gián tiếp tham gia thị trường (bao gồm các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà máy BOT, các nhà máy điện gió, địa nhiệt… và một số nhà máy chưa đủ điều kiện tham gia thị trường điện) sẽ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện – SMO (là Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia) tính toán và công bố biểu đồ. Đến thời điểm tháng 09/2012 đã có 32 nhà máy điện thuộc 25 Đơn vị phát điện (bao gồm cả thủy điện, nhiệt điện than và tua bin khí) trực tiếp tham gia thị trường.

Giá thị trường toàn phần thanh toán cho các nhà máy gồm hai thành phần:

§  Giá biên hệ thống (SMP) cho điện năng phát trong một chu kỳ giao dịch được xác định sau vận hành (ex-post) bằng giá chào cao nhất trong tất cả các tổ máy được xếp trong lịch huy động theo phương pháp không tính đến ràng buộc về hạn chế truyền tải điện cho chu kỳ đó. Trường hợp giá SMP này cao hơn giá trần SMP được quy định, mức giá thanh toán sẽ được tính bằng giá trần SMP.

§  Giá công suất (CAN - Capacity Add-On) cho lượng công suất được lập lịch huy động trong một chu kỳ giao dịch. Giá công suất CAN được SMO xác định cho từng chu kỳ giao dịch trong lập kế hoạch vận hành năm tới, trong đó CAN được trả cho những giờ không phải là thấp điểm đêm khi hệ thống cần công suất, cụ thể là từ 4h00 đến 22h00 hàng ngày. Giá CAN được xác định trên nguyên tắc nhà máy mới tốt nhất (BNE –Best New Entrant) có thể thu hồi chi phí cố định và biến đổi bình quân trong một năm dựa trên các giả thiết được sử dụng trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới.

Tất cả các bản chào giá điện năng trong thị trường VCGM đều được giới hạn trong mức giá trần bản chào. Các nhà máy nhiệt điện chào giá chi phí biến đổi của từng tổ máy trong giới hạn mức trần chi phí biến đổi của từng nhóm công nghệ chuẩn tính theo giá nhiên liệu và chi phí khởi động. Đối với các nhà máy thuỷ điện, mức giá chào nằm trong phạm vi từ 0% - 110% giá trị nước do SMO tính toán cho từng nhà máy của từng nhà máy bằng mô hình xác định giá trị nước.

Để đảm bảo mức giá điện phản ánh chi phí hợp lý cho xã hội, trong thị trường VCGM sẽ áp dụng mức giá trần SMP. Tất cả các nhà máy chạy đỉnh với chi phí phát điện cao hơn giá trần SMP, các nhà máy cung cấp dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội và dự phòng phải phát để do ràng buộc an ninh hệ thống điện sẽ không được thiết lập giá SMP. Tuy vậy, các nhà máy này vẫn sẽ được thanh toán theo giá chào cho phần điện năng bán vào thị trường hoặc theo giá các hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đối với các tổ máy ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với SMO.

Tất cả nhà máy được ký hợp đồng mua bán điện sẽ bán toàn bộ điện năng cho Đơn vị mua buôn duy nhất. Các nhà máy không phải là SMHP hoặc BOT sẽ có các hợp đồng mua bán điện dạng hợp đồng sai khác (CfD) theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành. Các hợp đồng này sẽ quy định thanh toán theo giá hợp đồng cho 90-95% sản lượng điện dự kiến phát hàng năm của một nhà máy trong giai đoạn ban đầu của thị trường. Tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng sẽ được giảm dần khi hệ thống có công suất dự phòng cao hơn, thị trường phát triển và cạnh tranh hơn.

Các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu sẽ ký với SB hợp đồng mua bán điện theo mẫu riêng do Bộ Công Thương ban hành để đảm bảo các nhà máy này thu hồi đủ chi phí thực tế. Các nhà máy này sẽ được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố lịch huy động theo giá trị nước để đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện

Các dịch vụ phụ trợ bao gồm công suất điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, khởi động nguội và vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống. Các nhà máy điện cung cấp các dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và dự phòng vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, sẽ ký hợp đồng hàng năm với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành để đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện. Chi phí cung cấp dịch vụ phụ trợ sẽ là một thành phần trong tổng doanh thu yêu cầu của SMO và sẽ được thu từ các Đơn vị phân phối thông qua Đơn vị mua buôn duy nhất.

Dịch vụ điều chỉnh tần số và dự phòng quay được huy động và thanh toán trực tiếp thông qua thị trường điện giao ngay bằng giá SMP cho điện năng và CAN cho công suất, không qua hợp đồng.

Chu kỳ thanh toán trong thị trường VCGM là một (01) tháng. SMO có trách nhiệm tính toán và chuẩn bị các bảng kê thanh toán cho các khoản thanh toán trong thị trường giao ngay. Dựa trên các khoản thanh toán trong thị trường giao ngay và các khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện, các nhà máy điện lập chứng từ và hoá đơn thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất đối với toàn bộ điện năng phát trong thị trường điện. Đơn vị mua buôn duy nhất sau đó sẽ thực hiện việc thanh toán cho các nhà máy điện.

 

2             Các vấn đề đạt được và đề xuất trong việc huy động các nguồn điện trong điều kiện thị trường phát điện cạnh tranh:

2.1.     Các vấn đề đạt được và đề xuất:

Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam là thị trường điện rất mới so với các nước trên thế giới và đang trong các bước phát triển đầu tiên trong lộ trình do Chính phủ phê duyệt. Trong các tháng đầu vận hành chính thức thị trường, với trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia đã có những kiến nghị từ trước đối với Cục Điều tiết điện lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam về một số công việc để đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định và liên tục khi vận hành trong môi trường TTĐ nên trong thời gian qua công tác vận hành vẫn đảm bảo tốt an toàn cung cấp điện, không có sự cố chủ quan từ khâu lập kế hoạch đến vận hành thời gian thực

Trong môi trường cạnh tranh mới, do chủ động được các chiến lược vận hành của mình, một số nhà máy thuỷ điện khi nước về đủ lớn đã chào giá rẻ để được huy động cao thậm chí tối đa, điều này vừa phù hợp với điều tiết hồ chứa của nhà máy, nâng cao doanh thu cũng như lợi nhuận của nhà máy, đồng thời góp phần giảm giá thị trường trong khoảng thời gian này (Ví dụ: DakR’tih).

Cơ chế thị trường thanh toán theo hợp đồng sai khác và giá thị trường từng giờ đã tạo động lực cho các nhà máy nhiệt điện giảm công suất tối thiểu theo đúng khả năng kỹ thuật của tổ máy, chủ động chào giá để giảm công suất phát vào các giờ thấp điểm đêm, góp phần nâng cao tính kinh tế khi vận hành hệ thống đặc biệt trong thời điểm khi phải huy động cao các nhà máy thủy điện vào mùa lũ.

Các nhà máy đã nâng cao hiệu suất công việc, rút ngắn thời gian sửa chữa để nhanh chóng đưa tổ máy vào vận hành, góp phần đảm bảo dự phòng cho hệ thống cũng như tăng doanh thu cho nhà máy nếu được huy động (ví dụ Phả Lại).

Việc không tuân thủ lệnh điều độ (phát công suất không đúng theo lệnh) sẽ giảm nhiều do các chênh lệch giữa sản lượng phát thực tế của nhà máy với sản lượng theo lệnh điều độ sẽ chỉ được thanh toán với giá rất thấp (bằng giá thấp nhất của các tổ máy tham gia chào giá trong chu kỳ tính toán).

Kết quả vận hành thị trường điện cho thấy giá thị trường bám sát nhu cầu phụ tải, giá thị trường biến động theo từng chu kỳ trong ngày và giảm vào các giờ thấp điểm đêm khi nhu cầu phụ tải thấp, tăng cao hơn trong các giờ ban ngày khi phụ tải toàn hệ thống cao. Điều này phản ánh việc tối ưu trong huy động các nguồn điện khi phụ tải thấp hệ thống chỉ cần huy động các nhà máy chào giá rẻ, tuy nhiên khi phụ tải tăng thì cần huy động thêm các nhà máy chào giá đắt hơn, thậm chí sẽ phải huy động các nhà máy có giá khá cao vào các giờ cao điểm.

Tuy nhiên, môi trường thị trường điện hiện cũng là khái niệm khá mới đối với đa số các đơn vị tham gia, do vậy trong thời gian vừa qua việc vận hành thị trường cũng như huy động các nguồn điện trong thị trường vẫn còn gặp các khó khăn, vướng mắc cần tiếp tục giải quyết thông qua các quy trình, quy định cụ thể. Một số các vướng mắc điển hình trong việc huy động các nguồn điện trong thị trường như sau:

-      Trong giai đoạn hiện nay với cơ cấu nguồn và phụ tải của hệ thống điện Việt Nam một số thời điểm sẽ xuất hiện quá tải trên các MBA 500kV, để an toàn cho vận hành hệ thống điện trong tính toán ngày tới, giờ tới sẽ phải giữ các tổ máy nhiệt điện đắt tiền nối lưới để chống quá tải.

-      Huy động các tổ máy thủy điện để đảm bảo cấp nước hạ du: việc đảm bảo cấp nước cho hạ du là trách nhiệm của các nhà máy tham gia thị trường và các nhà máy này phải thực hiện thông qua việc chào giá để được huy động, tuy nhiên một số nhà máy chào giá chưa phù hợp dẫn đến không được huy động đủ yêu cầu do vậy trong vận hành thực tế vẫn phải huy động các tổ máy thủy điện này để đảm bảo cấp nước hạ du.

-      Điều chỉnh công suất thủy điện đa mục tiêu: trong một số thời điểm nước lũ lớn về các hồ thủy điện đa mục tiêu, để tận dụng tài nguyên quốc gia tránh xả thừa cần phải điều chỉnh công suất các nhà máy thủy điện đa mục tiêu khác so với biểu đồ đã công bố.

-      Ngừng các tổ máy nhiệt điện do thừa nguồn: Với đặc điểm phụ tải hệ thống điện Việt Nam có sự chênh lệch lớn trong cao điểm và thấp điểm, một số thời điểm hệ thống thừa nguồn do thủy điện nước về nhiều và phụ tải thấp, các tổ máy nhiệt điện sẽ phải ngừng vào các giờ thấp điểm.

 

  2.2  Thị trường phát điện cạnh tranh năm 2013

Năm 2013, sẽ có tổng cộng 67 nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) - theo thông tin từ Cục Điều tiết Điện lực (Bộ Công Thương).

Cụ thể, 45 nhà máy sẽ trực tiếp tham gia thị trường phát điện cạnh tranh với tổng công suất 5.344 MW. Trong đó có nhiều nhà máy có công suất lớn như Nhiệt điện Phả Lại 2, Nhiệt điện Quảng Ninh và Nhiệt điện Hải Phòng có công suất 600 MW, Nhiệt điện Cẩm Phả 670 MW, Phú Mỹ 1 (1.108,6 MW), Phú Mỹ 2.1 (893,4 MW), Phú Mỹ 4 (452,9 MW), Nhơn Trạch 1 (450 MW), Nhơn Trạch 2 (781,2 MW).

Ngoài ra, dự kiến sẽ có thêm 22 nhà máy điện với tổng công suất 3.460 MW trực tiếp tham gia thị trường phát điện cạnh tranh khi chính thức vận hành thương mại và đáp ứng đủ điều kiện.

Hầu hết các nhà máy điện dự kiến trực tiếp tham gia vào thị trường điện cạnh tranh có công suất nhỏ. Trong đó, lớn nhất là Nhà máy điện Vũng Áng 1 (công suất 600 MW), Mạo Khê (440 MW), Uông Bí mở rộng 2 (330 MW); Quảng Ninh 2, Uông Bí mở rộng 1 và Nghi Sơn 1 cùng có công suất 300 MW.

Như vậy, năm 2013 sẽ có tổng cộng 67 nhà máy điện trực tiếp tham gia vào thị trường phát điện cạnh tranh với tổng công suất 8.804 MW.

Cục Điều tiết Điện lực cũng công bố danh sách 25 nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường phát điện cạnh tranh với tổng công suất 12.031 MW. Trong đó có Thuỷ điện  Hoà Bình 1.920 MW, Trị An 400 MW, Pleikrông 720 MW, Phú Mỹ 2.2 (715 MW), Phú Mỹ 3 (716,8 MW), Cà Mau 1 và Cà Mau 2 đều có công suất 772,7 MW.

Đặc biệt, Nhà máy Thủy điện Sơn La - Công trình thủy điện lớn nhất Đông Nam Á với công suất 2.400 MW vừa chính thức khánh thành ngày 23/12 cũng có tên trong danh sách này.

3 .    Kết luận:

Phát triển thị trường điện là một công việc cần thiết đối với nhiều nước trên thế giới để đảm bảo sự phát triển bền vững của hệ thống điện cũng như đem lại hiệu quả kinh tế cho toàn xã hội. Tuy nhiên phát triển phải đảm bảo ổn định và an toàn trong công tác điều độ và huy động công suất các nhà máy điện. Việt Nam là một đất nước đang phát triển, nhu cầu phụ tải tăng trưởng khá lớn và đòi hỏi sự phát triển nhanh của hệ thống điện. Với tốc độ phát triển như vậy, trong thị trường điện Trung tâm Điều độ sẽ vẫn phải điều khiển các tổ máy của các nhà máy điện, đây là một yếu tố quan trọng trong việc đảm bảo an toàn cung cấp điện, nâng cao tính ổn định và kinh tế trong công tác vận hành cũng như lập phương thức. Cùng với sự phát triển của các hệ thống công nghệ thông tin, hệ thống điều độ điện tử, hệ thống SCADA/EMS, Trung tâm Điều độ có thể giám sát và vận hành hệ thống điện với một số lượng tổ máy lớn đồng thời điều khiển chính xác, kịp thời góp phần nâng cao hiệu quả cho toàn bộ hệ thống điện.

Đồng thời để đảm bảo các công tác điều độ và vận hành, các quy định về vận hành hệ thống điện và thị trường điện cũng cần liên tục được bổ sung, hoàn thiện cho phù hợp và rõ ràng với các giai đoạn phát triển của thị trường. Trung tâm điều độ cũng cần được trang bị các phần mềm tính toán, giám sát và vận hành hệ thống điện và thị trường điện cũng như hệ thống máy tính, thông tin phù hợp với sự phát triển của hệ thống điện và thị trường điện.

Đối với mỗi tổ máy hay nhà máy, để đảm bảo được công bằng cho các bên tham gia, đòi hỏi các đơn vị không ngừng tìm hiểu các cơ chế của thị trường, nâng cao tính chủ động và hiệu quả của mình, tuân thủ các quy định và lệnh điều độ của Trung tâm điều độ, đồng thời các thông tin cần phải được cung cấp đầy đủ, chính xác và kịp thời trong quá trình vận hành thì mới thực hiện được các công tác tính toán, lập lịch huy động cũng như thanh toán cho các đơn vị. Tất cả các thông tin trên cần được trao đổi giữa Trung tâm điều độ và các đơn vị thông qua các trang thông tin điện tử hệ thống điện và thị trường điện.

(Tham khảo Hội Nghị KHKT ngành điện tháng 10/2012 )