Chậm trễ thị trường điện
Ông Nguyễn Quốc Trung, Phó Giám đốc Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) cho biết: Thị trường điện Việt Nam chính thức vận hành từ ngày 1/7/2012 với cấp độ đầu tiên là Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM), VCGM là thị trường nơi các nhà máy điện thực hiện chào giá trên thị trường giao ngay để phát điện, tức là mới chỉ cạnh tranh ở khối nguồn, các nhà máy điện vẫn bán điện cho một người mua duy nhất. Tới ngày 1/1/2019, theo lộ trình phát triển, TTĐ Việt Nam chính thức chuyển sang cấp độ Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM), với sự tham gia của các đơn vị mua buôn là năm tổng công ty điện lực. Kể từ đó tới nay, TTĐ tại Việt Nam đã trải qua hơn 11 năm vận hành liên tục.
Theo số liệu của A0, các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường là 108 nhà máy với công suất 30.812 MW, chiếm 37,3% trên tổng công suất đặt của hệ thống.
Điều băn khoăn là trong các năm gần đây, tỷ trọng nguồn điện trực tiếp tham gia TTĐ đang ngày càng có xu hướng giảm do phần lớn nguồn điện mới đưa vào vận hành là các loại hình BOT và năng lượng tái tạo. Việc tỷ trọng nguồn trực tiếp tham gia TTĐ thấp có ảnh hưởng lớn đến mức độ cạnh tranh và hiệu quả vận hành TTĐ. Khi thị phần ngày càng giảm thì giá TTĐ sẽ không phản ánh chính xác chi phí biên phát điện của hệ thống. Việc này gây khó khăn cho các bước phát triển thị trường điện tiếp theo.
Theo đại diện A0, thị phần ngoài TTĐ tăng đồng nghĩa với số lượng và công suất các nhà máy phải công bố biểu đồ trước ngày vận hành theo quy định rất lớn, trong khi vận hành thực tế sẽ chỉ có các nhà máy tham gia TTĐ được phép thay đổi công suất để đáp ứng nhu cầu phụ tải và các thay đổi trong vận hành. Như vậy sẽ gây ra khó khăn rất lớn trong quá trình vận hành thực tế, ảnh hưởng tới giá biên thị trường, không tối ưu cho hệ thống cũng như ảnh hưởng đến an toàn, an ninh cung cấp điện.
Do đó, để phát triển TTĐ một cách toàn diện, cần từng bước xây dựng cơ chế và khung pháp lý để đưa các nguồn gián tiếp tham gia TTĐ.
PGS, TS Trương Duy Nghĩa, Chủ tịch Hội Khoa học kỹ thuật Nhiệt Việt Nam cho rằng: Trong các loại hình sản xuất điện thì nhà máy thủy điện cho giá thành thấp nhất (khoảng 4 cent/KWh), nhiệt điện than khoảng 6-7 cent/KWh, nhiệt điện khí khoảng 12-13 cent/KWh. Riêng điện tái tạo được hưởng theo giá cố định (FIT) trong 20 năm, điện sinh khối, chủ yếu là điện rác cũng được hưởng giá cố định 10,05 cent/KWh.
Như vậy chỉ có các nhà máy thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí có thể tham gia thị trường phát điện cạnh tranh. Theo cơ chế thị trường, nhà máy điện nào có giá bán điện thấp sẽ được huy động phát điện nhiều, nhà máy điện có giá chào cao sẽ được huy động khi hệ thống có yêu cầu hoặc đưa vào diện phát điện dự phòng.
Chuyên gia Trương Duy Nghĩa đánh giá: Tại các nhà máy điện đầu tư theo BOT (kể cả than và khí), giá điện và sản lượng điện đã được bảo lãnh nên gần như cũng đứng ngoài thị trường phát điện cạnh tranh. Các nhà máy điện tái tạo và điện sinh khối cũng không được huy động theo cơ chế thị trường. Các nhà máy điện có giá thành cao như điện khí, thì đúng ra, nếu theo nguyên tắc thị trường, không được huy động, nhưng để bảo đảm an ninh cung cấp điện, để đáp ứng yêu cầu phủ đỉnh và lưng đồ thị phụ tải, vẫn được huy động. Hiện nay theo Quy hoạch điện VIII, điện khí còn được huy động chạy đáy.
“Như vậy thị trường phát điện cạnh tranh chủ yếu chỉ là đối với nhiệt điện than. Những bất cập trên khiến việc phát điện cạnh tranh hoàn toàn không theo cơ chế thị trường”, PGS, TS Trương Duy Nghĩa đúc kết.
Cần cải cách mạnh mẽ hơn
Theo đánh giá của Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương), để triển khai được thị trường điện hiệu quả, thành công thì một trong những yếu tố rất quan trọng là cần phải thực hiện công tác tái cơ cấu các khâu trong ngành điện một cách có hiệu quả. Để triển khai thị trường điện, Thủ tướng Chính phủ đang ban hành Quyết định số 168/QĐ-TTg ngày 7/2/2017 về Phê duyệt Đề án tái cơ cấu ngành điện giai đoạn 2016 - 2020, định hướng đến năm 2025. Tuy nhiên một số công việc chưa đạt được tiến độ đề ra: chưa tách được A0 ra độc lập khỏi Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN); chưa tách bạch được khâu phân phối và khâu bán lẻ của các tổng công ty điện lực của EVN.
Để tiếp tục hoàn thiện TTĐ, Cục Điều tiết điện lực cho rằng: Cần tiếp tục hoàn thành sớm công tác chuyển A0 thành Công ty TNHH MTV hạch toán độc lập với EVN và chuyển về Bộ Công thương; tiếp tục cổ phần hóa các đơn vị phát điện; tách bạch chi phí khâu phân phối và khâu bán lẻ của các tổng công ty điện lực. Hiện tại, Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp đang chủ trì thực hiện các công tác này.
“Sửa đổi Luật Điện lực và các văn bản có liên quan để hoàn thiện cơ chế cho vận hành thị trường bán lẻ điện, thí dụ có cơ chế giá bán lẻ điện theo vùng miền, cơ chế cho phép từng đơn vị bán lẻ điện có quyền quyết định giá bán lẻ. Đây là cơ chế quan trọng nhất để bảo đảm cho thị trường bán lẻ điện cạnh tranh có thể triển khai hoạt động và cũng là yếu tố quan trọng cho việc hình thành các đơn vị bán lẻ điện mới để tạo ra sự cạnh tranh trong thị trường bán lẻ điện”, Cục Điều tiết điện lực kiến nghị.
Một tham luận của TS Phạm Quang Anh, chuyên gia năng lượng độc lập đánh giá “TTĐ đang không đạt được mục tiêu hấp dẫn đầu tư vào khâu phát điện”. Nguyên nhân là tại thị trường bán buôn hiện tại, giá trần SMP được giữ ở mức tương đối thấp so với giá điện của nhà máy đắt nhất tham gia chào giá trên thị trường nên chưa phản ánh được đúng chi phí biên của hệ thống.
Theo ông Phạm Quang Anh, cần thúc đẩy cơ chế giá phát điện và dịch vụ phụ trợ theo cơ chế thị trường bán buôn (market-based pricing), đồng nghĩa với việc sửa đổi lại thiết kế để đưa các nhà máy điện mới tham gia vào thị trường (kể cả các nguồn điện năng lượng tái tạo hay các nguồn điện giá cao). Các hợp đồng mua bán điện cần sửa đổi đồng bộ với thị trường, nghĩa là nếu định hướng xây dựng một cơ chế/thị trường công suất thì hợp đồng mua bán điện cần phân tách các chi phí này hoặc giải thích rõ vấn đề tham gia thị trường năng lượng và thị trường công suất, tương tự như các hợp đồng dịch vụ hiện tại có thành phần giá cố định và giá biến đổi.
“Trong ngắn hạn, cần cơ chế điều chỉnh giá điện bán lẻ linh hoạt hơn để EVN chủ động bù đắp chi phí và tiếp tục hoạt động với tài chính lành mạnh. Khi thị trường bán lẻ được vận hành, cơ chế giá bán lẻ cần sửa đổi để có thể điều chỉnh theo biến động đầu vào (theo ba hoặc sáu tháng, hoặc có thể ngắn hơn khi hệ thống đáp ứng được)”, TS Phạm Quang Anh đề xuất.
