"Mở lối" chính sách cho thị trường điện - Bài 1: Tồn tại nhiều hạn chế

Theo Tạp chí năng lượng Việt Nam• 23/03/2023 11:00

Thị trường điện không có nhiều cải thiện trong 10 năm qua, đặc biệt tỷ trọng thị trường điện vẫn còn gần 61% các nhà máy điện chưa tham gia, nên chưa đảm bảo được cạnh tranh trong vận hành thị trường.

>>Cần đổi mới sáng tạo thị trường điện và dịch vụ phụ trợ

Ghi nhận một số tích cực

Tính đến hết tháng 6/2022, tổng công suất đặt của toàn hệ thống là 78.597 MW. Trong đó có tổng số 344 nhà máy điện đang vận hành trong hệ thống điện thuộc quyền điều khiển của A0 (không kể các nhà máy điện nhỏ, nguồn nhập khẩu...), với tổng công suất là 64.203 MW. Gồm cơ cấu công suất đặt theo loại hình tham gia thị trường điện như sau:

Tổng số các nhà máy điện đang vận hành trong hệ thống điện thuộc quyền điều khiển của A0 là 344 nhà máy

Các thông tư hướng dẫn của Bộ Công Thương liên quan đến xây dựng, duyệt khung giá phát điện là cơ sở để đàm phán giá, không có điều khoản nào liên quan đến thị trường điện giao ngay

Có 107 nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện với tổng công suất đặt là 30.940 MW, chiếm 39.37% tổng công suất đặt toàn hệ thống, và so với tổng công suất đặt toàn hệ thống. Các nguồn không trực tiếp chào giá trên thị trường điện bao gồm: 36 nhà máy điện gián tiếp có tổng công suất 16.369 MW, chiếm 20,83%; 14 nhà máy thủy điện đa mục tiêu (SMHP) và các nhà máy điện phối hợp vận hành có tổng công suất là 8.661 MW, chiếm 11,02%; 4 nhà máy điện nhập khẩu, có tổng công suất là 1.372 MW, chiếm 1,74%. Các nguồn năng lượng tái tạo (bao gồm điện gió, nhà máy điện mặt trời và điện mặt trời mái nhà) có tổng công suất là 20.940 MW, chiếm 26,64%. Còn lại là các nhà máy điện loại hình khác có tổng công suất là 315 MW, chiếm 0,4%.

Việc vận hành thị trường điện trong các năm qua đã mang lại một số kết quả tích cực:

Thứ nhất: Quá trình điều độ các nhà máy điện do các chủ đầu tư khác nhau sở hữu được thực hiện một cách minh bạch thông qua việc chào giá và lập lịch huy động theo giá chào. Đây là thay đổi cơ bản trong vận hành hệ thống so với cơ chế điều độ tập trung như trước đây (việc điều độ các nguồn phát hoàn toàn do cơ quan điều độ hệ thống điện quyết định). Trong đó, quyền hòa lưới và tăng giảm công suất tổ máy được quyết định bởi chính chủ sở hữu các nhà máy điện.

Thứ hai: Với tổng chi phí khâu phát điện chiếm hơn 70% giá thành điện năng bán cho khách hàng tiêu thụ cuối cùng, việc tính toán giá điện trên thị trường điện đến từng chu kỳ giao dịch 30’ - là bước tiến quan trọng trong việc minh bạch hóa thành phần giá phát điện trong tổng cơ cấu giá thành đến khách hàng tiêu thụ cuối cùng.

Thứ ba: Cạnh tranh khi đưa vào khâu phát điện đã tạo động lực cho chủ sở hữu các nhà máy điện tiết giảm chi phí, duy tu bảo dưỡng tổ máy tốt hơn nhằm nâng cao khả năng sẵn sàng và hiệu suất của nhà máy điện, góp phần nâng cao độ tin cậy, độ sẵn sàng của hệ thống điện. Các tổng công ty điện lực có điều kiện làm quen với môi trường và hoạt động của thị trường điện, ngày càng chủ động hơn và nâng cao chất lượng trong công tác dự báo và quản lý phụ tải trong phạm vi đơn vị.

Thứ tư: Đã hình thành được một hệ thống pháp lý, hạ tầng kỹ thuật và nguồn nhân lực ngày càng chuyên nghiệp về thị trường điện, tạo điều kiện cho việc đáp ứng các giai đoạn phát triển cao hơn của thị trường điện.

>>Năng lượng tái tạo: Cơ chế giá mua điện với dự án chuyển tiếp còn nhiều bất cập

Còn tồn tại nhiều bất cập

Tuy nhiên, thị trường điện còn tồn tại nhiều hạn chế. Một là, tỷ trọng thị trường điện còn thấp: Kết quả thị trường điện không có nhiều cải thiện qua 10 năm qua và đặc biệt tỷ trọng thị trường điện vẫn còn gần 61% các nhà máy điện chưa tham gia, nên chưa đảm bảo cạnh tranh trong vận hành thị trường. Dự kiến tỷ trọng các nhà máy điện tham gia thị trường điện đến năm 2030 cao nhất đạt mức 73,8%, nếu các nhà máy điện LNG và năng lượng tái tạo mới đều tham gia thị trường điện. Còn nếu năng lượng tái tạo mới không tham gia thị trường điện, thì tỷ trọng chỉ còn 53,5%.

Hai là, có sự khác biệt lớn về nội dung và tiến độ thực hiện mục tiêu xây dựng và phát triển thị trường điện lực như nêu tại Luật Điện lực 2004 (Luật sửa đổi bổ sung một số điều của Luật Điện lực năm 2012) và các kế hoạch thị trường điện của Bộ Công Thương và Chính phủ.

Cụ thể Điều 18, Luật Điện lực 2004 và Luật sửa đổi bổ sung một số điều của Luật Điện lực năm 2012 quy định thị trường điện lực được hình thành và phát triển theo các cấp độ sau: Thị trường phát điện cạnh tranh, thị trường bán buôn điện cạnh tranh và thị trường bán lẻ điện cạnh tranh; Thủ tướng Chính phủ quy định lộ trình, các điều kiện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực. Theo đó, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định 63/2013/QĐ-TTg ngày 30/12/2013 (thay thế Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26/1/2006).

Tuy nhiên, thực tế thực hiện trượt tiến độ vẫn chậm 2 - 3 năm so với lộ trình phát triển thị trường điện do Chính phủ và Bộ Công Thương quy định. Chưa hình thành được Quỹ bù chéo theo đúng thiết kế chi tiết VWEM được Bộ Công Thương phê duyệt (tại Quyết định 8266/QĐ-BCT ngày 10/8/2015). Điều này dẫn đến các tổng công ty điện lực trong mô hình VWEM vận hành từ 1/1/2019 chỉ có vai trò thụ động, không có nhiều động lực trong việc hạn chế rủi ro trên thị trường điện do vẫn tồn tại cơ chế giá bán buôn nội bộ BST.

Ba là, tác động thị trường điện đến đầu tư nguồn mới: Về lý thuyết, việc vận hành thị trường giao ngay sẽ tạo tín hiệu đầu tư mới qua giá thị trường điện toàn phần (FMP) và tác động trở lại đến đầu tư nguồn mới thông qua thị trường, hoặc khung điều tiết được xây dựng trên cơ sở thị trường.

Tuy nhiên, hiện tại có hai vấn đề tồn tại ảnh hưởng của thị trường điện đối với quyết định đầu tư nguồn điện mới tại Việt Nam. Thứ nhất, đàm phán giá điện với các dự án IPP, BOT là đàm phán trực tiếp, hoặc giá FIT/chi phí tránh được đối với năng lượng tái tạo, không có bất kỳ một hình thức cạnh tranh nào trong quá trình này. Thứ hai, các thông tư hướng dẫn của Bộ Công Thương liên quan đến xây dựng, trình duyệt khung giá phát điện là cơ sở để đàm phán giá, không có điều khoản nào liên quan đến thị trường điện giao ngay.

Bốn là, còn khá nhiều các vấn đề bất cập chưa được quy định như: Vai trò của cơ quan điều độ và các đơn vị tham gia thị trường điện trong việc kiểm soát công suất công bố; Điều chỉnh Qc trong trường hợp thiếu nhiên liệu và sự cố; Quy định lập lịch vận hành và điều độ thời gian thực hiện nay chưa tính đến các ràng buộc bao tiêu trong các hợp đồng PPA của nhà máy điện BOT (mà EVN thay mặt Chính phủ để ký kết với các chủ đầu tư).

Như vậy, mặc dù chi phí đầu vào tăng cao, nhưng giá bán lẻ điện đã không được điều chỉnh (gần 4 năm nay) và hiện đang thấp hơn so với chi phí giá thành đang trở thành một khó khăn nghiêm trọng đến hoạt động của ngành điện.

Bài 2: "Mở lối" chính sách cho thị trường điện: giải pháp từ hành lang pháp lý

(https://nangluongvietnam.vn/chinh-sach-gia-dien-thi-truong-dien-viet-nam-mot-so-van-de-can-quan-tam-hien-nay-30428.html)