A. Các báo cáo chung

1

THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH,

NHỮNG KẾT QUẢ ĐẠT ĐƯỢC SAU 2 NĂM VẬN HÀNH

Trần Đăng Khoa

Trưởng Ban Thị trường điện

Tóm tắt: Thị trường phát điện cạnh tranh (Vietnam competitive generation market -

VCGM) vận hành thử nghiệm từ 1/7/2011 và chính thức từ 1/7/2012 sau một thời

gian dài chuẩn bị hệ thống các văn bản pháp lý, hệ thống hạ tầng công nghệ thông tin

và đào tạo. Sau hai năm vận hành chính thức, kết quả hoạt động của VCGM được

trình bày sau đây.

1. CƠ CẤU THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Tính đến cuối T6/2014, có 102 nhà máy điện (NMĐ) đang vận hành trong hệ thống với tổng

công suất đặt là 29940 MW (không kể các nhà máy thuỷ điện nhỏ và điện nhập khẩu). Tổng

công suất và thị phần các loại hình NMĐ trong VCGM như sau:

51 NMĐ do 46 đơn vị đại diện trực tiếp chào giá trên VCGM có tổng công suất đặt là

12478 MW chiếm 41,7% tổng công suất đặt toàn hệ thống (tăng 4,4% so với 2012). Các

NMĐ này được huy động trên cơ sở giá chào của các NMĐ và nhu cầu phụ tải của hệ

thống trên VCGM;

51 NMĐ không trực tiếp chào giá trên VCGM do A0 huy động có tổng công suất đặt gần

17462 MW, chiếm 58,3% tổng công suất đặt toàn hệ thống; trong đó có 26 NMĐ không

được tham gia VCGM theo quy định (bao gồm 11 nhà máy thuỷ điện đa mục tiêu chiến

lược, 4 NMĐ BOT và 11 NMĐ gián tiếp) và 25 NMĐ tạm thời gián tiếp do chưa đủ điều

kiện tham gia VCGM.

HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2014

2

2. TĂNG TRƯỞNG CÔNG SUẤT CÁC NMĐ THAM GIA VCGM (MW)

3. CƠ CẤU SẢN LƯỢNG NGUỒN ĐIỆN THEO LOẠI HÌNH THAM GIA VCGM

4. CƠ CẤU SẢN LƯỢNG NGUỒN ĐIỆN THEO CÔNG NGHỆ

A. Các báo cáo chung

3

5. GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Giá thị trường điện (TTĐ) được phân biệt theo mùa rõ rệt:

Mùa mưa: 7/2012 – 9/2012; 7/2013 – 9/2013:

- Giá TTĐ ở mức thấp, bình quân là 50.4% và 41.6% cho từng giai đoạn. Đặc biệt là

một tỷ lệ lớn số giờ giao dịch trong giai đoạn này giá TTĐ đạt giá sàn;

- Ảnh hưởng của hợp đồng sai khác (Contract for differences –CfD) đến giá TTĐ:

Hợp đồng CfD trong giai đoạn này đã góp phần làm giảm giá TTĐ xuống mức

dưới chi phí biên của hệ thống trong phần lớn các giờ có Qc ký từ đầu năm đã vượt

quá nhu cầu thực tế trên TTĐ trong giai đoạn này. Vấn đề này dẫn đến hiện tượng

mặc dù giá TTĐ xuống thấp nhưng cơ chế CfD đã chia sẻ rủi ro cho các NMĐ

bằng cách ngoài việc thanh toán bằng giá TTĐ, EVN phải trả thêm cho các NMĐ

khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng CfD và dẫn đến giá thanh toán bình quân

trong giai đoạn này cao hơn giá thanh toán bằng giá Pc bình quân.

Mùa khô:10/2012 – 6/2013; 10/2013 – 6/2014:

- Giá TTĐ ở mức cao so với giá trần áp dụng cho từng giai đoạn, bình quân đạt

khoảng 85.5% và 83.9% cho từng giai đoạn. Mức giá giai đoạn 10/2013 – 3/2014

ở mức thấp hơn so với cùng kỳ 2012/2013;

- Ảnh hưởng của hợp đồng CfD đến giá TTĐ: Trừ giai đoạn từ 10/2013 – 3/2014,

giá TTĐ đạt giá trần trong phần lớn thời gian. Kết quả này do thị phần dành cho

TTĐ không cao, không có dự phòng hoặc dự phòng thấp trong khối các NMĐ

tham gia TTĐ dẫn đến giá TTĐ đạt giá trần và ảnh hưởng của CfD đến giá TTĐ là

không đáng kể. Ngược lại giai đoạn 10/2013 – 3/2014, dự phòng trên TTĐ tốt hơn,

các CfD đã góp phần làm giảm hành vi lũng đoạn TTĐ và đưa giá TTĐ về chi phí

biên ngắn hạn của nhóm các NMĐ tham gia TTĐ (từ 500 - 800đ/kWh).

HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2014

4

Có thể đánh giá giai đoạn 10/2013 – 3/2014, TTĐ có tính cạnh tranh cao hơn các giai đoạn còn

lại khi thị phần dành cho TTĐ có mức dự phòng nhất định. Kết quả này cho thấy khi các điều

kiện cạnh tranh có sẵn cụ thể là mức dự phòng công suất và năng lượng, các bất cập từ quá trình

điều tiết đều bị loại trừ ví dụ giá trần TTĐ có tăng bao nhiêu cũng không ảnh hưởng đến giá

TTĐ và giá trần của tổ máy bằng bao nhiêu cũng không ảnh hưởng nhiều đến hành vi chào các

NMĐ tham gia TTĐ vì khi đó các NMĐ có xu hướng chào bằng đúng chi phí biên ngắn hạn của

chính họ.

6. GIÁ THANH TOÁN BÌNH QUÂN

Tổng sản lượng thực phát từ 01/7/2012- 30/6/2014 của tất cả các NMĐ tham gia TTĐ là

111.635 tỷ kWh và giá thanh toán bình quân ước 1052 đ/kWh và cao hơn 15-20 đ/kWh so với

thanh toán bằng giá hợp đồng (Pc) và điều này làm tăng chi phí mua điện khoảng 2000 tỷ đồng.

Mức tăng chi phí này trong hai năm là không cao như dự kiến là do giá trần TTĐ đặt ở mức

thiên thấp đồng thời tỷ lệ sản lượng điện theo hợp đồng CfD ở mức cao. Cơ chế CfD đã bảo vệ

tốt hơn các NMĐ đốt than tham gia TTĐ và thực tế đã làm tăng chi phí mua điện của EVN.

7. HIỆU QUẢ THAM GIA VCGM CỦA CÁC NMĐ THAM GIA VCGM

Hiệu quả tham gia VCGM của mỗi nhà máy điện tham gia VCGM được thực hiện so sánh giữa

lợi nhuận kế hoạch (tương ứng với sản lượng điện kế hoạch và giá Pc) và lợi nhuận thực tế khi

tham gia VCGM. Mặc dù việc so sánh chỉ ở mức tương đối nhưng mức chênh lệch phần nào

phản ánh hiệu quả tham gia VCGM của mỗi đơn vị so với kế hoạch. Trong 2 năm qua, kết quả

cho thấy:

Các NMĐ khí cả trong và ngoài EVN nhìn chung có lợi nhuận tăng so với kế hoạch, lý

do là các NMĐ này đều nằm tại khu vực phía Nam - khu vực hiện luôn nhận điện cả từ

miền Bắc và miền Trung;

A. Các báo cáo chung

5

Tất cả các NMĐ đốt than trong và ngoài EVN nhìn chung có lợi nhuận giảm hơn so với

kế hoạch, trong đó điển hình có Cẩm Phả, Mạo Khê, Hải Phòng, Quảng Ninh và Phả Lại

1 có mức giảm lớn nhất. Chủ yếu đối với các NMĐ này là sự cố kéo dài dẫn đến không

đảm bảo khả năng sẵn sàng;

Các nhà máy thuỷ điện gia tăng lợi nhuận lớn do tình hình thủy văn trong giai đoạn mùa

khô 2013/2014 có phần cải thiện trong khi sản lượng cam kết Qc qua hợp đồng giảm (từ

90% giảm xuống 80%, trên thực tế, sản lượng Qc của nhiều NMĐ chỉ còn chiếm hơn

70% sản lượng thực phát) và giá trần TTĐ được điều chỉnh tăng do tăng giá than.

8. CÁC BẤT CẬP CẦN KHẮC PHỤC TRONG THỜI GIAN TỚI

Chỉ qua diễn biến giá điện trên VCGM trong hai năm qua có thể thấy rằng mức độ cạnh tranh

trên thị trường điện là thấp. Để cải thiện tính cạnh tranh trên VCGM cần thiết phải tăng dần số

nhà máy điện tham gia VCGM, sửa đổi hệ thống các văn bản pháp lý cho phù hợp với thực tế

phát sinh trên VCGM như vấn đề dịch vụ phụ trợ, an ninh hệ thống, đầu tư mới, hoàn thiện hệ

thống hạ tầng CNTT và SCADA/EMS, bổ sung và hoàn thiện các công cụ xử lý nghẽn mạch

truyền tải trong vận hành VCGM và đặc biệt là về dài hạn, tiếp tục đầu tư và củng cố lưới điện

truyền tải làm tiền đề đưa cạnh tranh vào khâu phát điện.

9. KẾT LUẬN

Như vậy có thể đánh giá sau hai năm vận hành, VCGM đã đạt được những kết quả ban đầu

đáng khích lệ: Hệ thống văn bản pháp lý đã được sửa đổi, bổ sung nhiều lần; hạ tầng CNTT vận

hành an toàn, tin cậy; nguồn nhân lực tham gia vận hành VCGM đã đáp ứng được yêu cầu TTĐ

và VCGM đã vận hành an toàn liên tục theo đúng quy định VCGM kể cả trong những tình

huống khó khăn trên hệ thống như cắt khí Nam Côn Sơn, PM3, sự cố 500kV ngày 22/5/2013.

Có được kết quả trên là nhờ sự chỉ đạo trực tiếp của Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công Thương,

Cục Điều tiết điện lực và sự nỗ lực to lớn các đơn vị vận hành VCGM và thanh toán của EVN

(A0 và EPTC).

Các bất cập phát sinh trong quá trình vận hành VCGM đòi hỏi hệ thống các văn bản pháp lý

phục vụ vận hành TTĐ và hạ tầng kỹ thuật phục vụ TTĐ được điều chỉnh cập nhật và nâng cấp

liên tục cho phù hợp, đây cũng là kinh nghiệm triển khai TTĐ của các nước trên thế giới và

cũng là yếu tố then chốt quyết định cải cách thị trường điện thành công của các nước.