Thị trường điện ở Việt Nam

chứng từ liên quan khác nếu có. 2. Thanh toán - Vào trước ngày làm việc thứ năm hàng tháng, đơn vị phát điện thị trường gởi hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng trước liền kề theo khoản 1 điều này cho EVN. - Trong vòng 3 ngày làm việc kể từ ngày nhận hồ sơ thanh toán tiền điện, EVN có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ thanh toán. Nếu phát hiện hồ sơ thanh toán có sai sót, thì trong thời hạn trên EVN phải thông báo lại ngay cho đơn vị phát điện thị trường biết để hiệu chỉnh lại hồ sơ thanh toán trước khi phát hành hóa đơn thanh toán tiền điện. - Trường hợp đơn vị phát điện thị trường không đồng ý với ý kiến của EVN về các sai sót được phát hiện trong hồ sơ thanh toán, trong vòng năm ngày làm việc tiếp theo, EVN và đơn vị phát điện thị trường sẽ tiến hành thảo luận để thống nhất số liệu trong hồ sơ thanh toán. Nếu các bên không thống nhất được, vấ đề này sẽ được xử lý theo quy định tại điều 55. Trong thời gian chờ giải quyết tranh chấp, EVN vẫn phải thanh toán tiền điện và các đơn vị phát điện thị trường không ngừng cung cấp điện. - Sau 3 ngày làm việc kể từ ngày nhận hồ sơ thanh toán tiền điện, nếu EVN không có ý kiến gì, hồ sơ thanh toán mặc nhiên được chấp nhận và đơn vị phát điện thị trường phát hành hóa đơn thanh toán tiền điện theo quy định. 3. Kiểm tra hóa đơn thanh toán tiền điện - Khi nhận được hóa đơn thanh toán tiền điện do đơn vị phát điện thị trường gửi đến, EVN phải kiểm tra tính hợp lệ của hóa đơn thanh toán. Hóa đơn thanh toán được coi là hợp lệ nếu tuân thủ theo đúng các quy định hiện hành của Nhà nước về hóa đơn chứng từ. - Nếu phát hiện hóa đơn không hợp lệ, trong vòng 2 ngày làm việc kể từ ngày nhận hóa đơn, EVN phải thông báo và gửi lại hóa đơn thanh toán cho đơn vị phát điện thị trường để đơn vị này hoàn thiện hoặc phát hành lại hóa đơn theo đúng quy định. 4. Thời hạn và phương thức thanh toán. Trong vòng 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hóa đơn thanh toán hợp lệ, EVN có trách nhiệm thanh toán toàn bộ số tiền ghi trên hóa đơn vào tài khoản của đơn vị phát điện thị trường. Tài khoản này đã được 2 bên thống nhất ghi trong hợp đồng CFD hoặc theo đề nghị của đơn vị phát điện thị trường được EVN chấp thuận. Phí chuyển tiền do bên thanh toán chịu. 5.1.4. Điều chỉnh thanh toán tiền điện Trong trường hợp EVN và đơn vị phát điện thị trường thống nhất điều chỉnh tiền điện thanh toán, việc điều chỉnh này sẽ được thực hiện vào kỳ thanh toán gần nhất. 5.1.5. Tiền lãi do thanh toán chậm Trường hợp xảy ra việc thanh toán chậm đối với một khoản tiền nào đó thì bên vi phạm sẽ phải thanh toán cho bên bị vi phạm toàn bộ khoản tiền đó cộng với một khoản tiền lãi do chậm thanh toán tính cho khoảng thòi gian từ khi bắt đầu chậm thanh toán (nhưng không bao gồm ngày khoản tiền đó đến hạn thanh toán) cho đến hết ngày việc thanh toán được thực hiện. Tiền lãi được tính dồn trên cơ sở số ngày thực tế chậm trả theo lãi suất cho vay ngắn hạn đồng Việt Nam do Ngân hàng Ngoại thương Việt Nam công bố tại thời điểm thanh toán khoản tiền chậm trả. 5.1.6. Tranh chấp trong thanh toán Sau khi tranh chấp thanh toán giữa các bên được giải quyết theo quy định tại Chương IX giá trị tranh chấp sẽ được thanh toán/hoàn trả cho bên thắng kiện trong vòng 15 ngày làm việc kể từ ngày có phán quyết cuối cùng của cấp có thẩm quyền cộng thêm khoản tiền lãi tính cho khoảng thời gian kể từ khi bắt đầu chậm thanh toán (không bao gồm ngày khoản tiền đó đến hạn thanh toán) cho đến hết ngày việc thanh toán được thực hiện. Tiền lãi được tính dồn trên cơ sở ngày thực tế chậm trả theo lãi suất cho vay ngắn hạn đồng Việt Nam do Ngân hàng Ngoại thương Việt Nam công bố tại thời điểm thanh toán khoản tiền chậm trả. Khi thực hiện một khoản thanh toán hoặc hoàn trả theo phán quyết xử lý tranh chấp của cấp có thẩm quyền, EVN và đơn vị phát điện thị trường có trách nhiệm thực hiện điều chỉnh hóa đơn tiền điện phù hợp với quy định của Pháp luật hiện hành. 5.2. Hợp đồng CfD 5.2.1. Quy định chung 1. Hợp đồng CfD là hợp đồng tài chính giữa EVN và đơn vị phát điện thị trường. 2. Mục đích của hợp đồng CfD - Hạn chế rủi ro tài chính cho các đơn vị phát điện thị trường và EVN ngay khi tham gia thị trường điện lực. - Giảm khả năng lũng đoạn thị trường điện lực của các đơn vị phát điện thị trường có công suất, điện năng lớn. - Tăng khả năng sẵn sàng và cạnh tranh trong thị trường điện lực của các đơn vị phát điện thị trường. 5.2.2. Trách nhiệm của EVN đối với hợp đồng CfD - Phê duyệt và ban hành Quy trình xác định sản lượng điện kế hoạch năm Qcn và biểu đồ Qc của hợp đồng CfD. - Hàng năm, xem xét điều chỉnh tỷ lệ sản lượng điện mua bán trong hợp đồng CfD. - Phê duyệt giá và sản lượng điện năng của hợp đồng CfD trên cơ sở thỏa thuận giữa EVN và các đơn vị phát điện thị trường. - Ký kết hợp đồng CfD với giá hợp đồng CfD và sản lượng điện năng kế hoạch năm theo hợp đồng đã được phê duyệt và theo mẫu quy định tại Phụ lục 7.2 của Quy định thị trường. - Tuân theo các quy định của pháp luật hiện hành và chịu trách nhiệm trước pháp luật đối với hợp đồng CfD đã ký. - Không được trao đổi và mua bán hợp đồng CfD với bên thứ ba. 5.2.3. Trách nhiệm của đơn vị phát điện thị trường - Ký kết hợp đồng CfD với giá hợp đồng CfD và sản lượng điện năng kế hoạch năm theo hợp đồng đã được phệ duyệt và theo mẫu quy định tại Phụ lục 7.2 của Quy định thị trường. - Tuân theo các quy định của pháp luật hiện hành và chịu trách nhiệm trước pháp luật đối với hợp đồng CfD đã ký. - Tuân theo các quy định về lập kế hoạch mua điện và sản lượng điện kế hoạch năm Qcn và biểu đồ Qc của hợp đồng CfD. - Không được trao đổi và mua bán hợp đồng CfD với bên thứ ba. 5.2.4. Nội dung của hợp đồng CFD Hợp đồng CfD bao gồm các nội dung chính sau: - Giá hợp đồng (Pc), là giá mua bán điện thỏa thuận giữa EVN và đơn vị phát điện thị trường đã được EVN phê duyệt. - Sản lượng điện kế hoạch năm theo hợp đồng (Qcn): sản lượng điện này tính theo % sản lượng điện kế hoạch năm của đơn vị phát điện. Hàng năm, EVN xem xét điều chỉnh tỷ lệ điện năng mua bán này. - Biểu đồ Qc cho từng chu kỳ giao dịch được xây dựng theo Quy định lập kế hoạch mua bán điện trong thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt, ban hành. - Thời hạn hợp đồng: 1 năm. - Thanh toán: tiền điện thanh toán theo hợp đồng CfD giữa EVN và đơn vị phát điện thị trường trong chu kỳ giao dịch i của ngày D được xác định theo công thức 5.2 tại khoản 2 điều 41. EVN và đơn vị phát điện thị trường thực hiện thanh toán theo hợp đồng CfD và thị trường điện lực theo quy định tại Chương VI. 5.2.5. Nguyên tắc xác định giá và sản lượng hợp đồng CfD 1. Giá hợp đồng CfD (Pc) - Đối với các đơn vị phát điện thị trường đã ký hợp đồng mua bán điện dài hạn với EVN, giá Pc là giá mua bán điện, có điều chỉnh (nếu có) theo điều khoản của hợp đồng mua bán điện dài hạn. - Đối với đơn vị phát điện thị trường chưa ký hợp đồng dài hạn với EVN, giá Pc là giá mua bán điện thỏa thuận năm giữa EVN và đơn vị phát điện thị trường được EVN phê duyệt trong giai đoạn thí điểm. 2. Sản lượng điện kế hoạch năm theo hợp đồng (Qcn) - Đối với đơn vị phát điện thị trường đã ký hợp đồng mua bán điện với EVN có cam kết về sản lượng điện mua hàng năm, Qcn được tính theo tỷ lệ 95% sản lượng điện này và được điều chỉnh theo từng giai đoạn. - Đối với đơn vị phát điện thị trường không có cam kết về sản lượng điện mua hàng năm với EVN, Qcn do EVN và đơn vị phát điện thị trường thỏa thuận. 5.3. Quan hệ giữa đơn vị chào giá thay, đơn vị phát điện gián tiếp, đơn vị quản lý lưới điện và Ao. 5.3.1. Mục đích của việc chào giá thay Trong thị trường điện lực, việc EVN chào giá thay cho các đơn vị phát điện gián tiếp thông qua đơn vị chào giá thay nhằm các mục đích sau: - Đưa toàn bộ các nhà máy điện trong hệ thống tham gia thị trường. - Đảm bảo thực hiện hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa EVN với các đơn vị phát điện gián tiếp. 5.3.2. Các yêu cầu đối với đơn vị chào giá thay - Tuân thủ quy định thị trường với tư cách là đơn vị phát điện thị trường đặc biệt. Có đủ cơ sở hạ tầng, thông tin cần thiết để chào giá thay cho các đơn vị phát điện gián tiếp. - Thực hiện đầy đủ nghĩa vụ của EVN trong các hợp đồng mua bán điện đã ký với các đơn vị phát điện gián tiếp. 5.3.3. Quan hệ giữa các đơn vị phát điện gián tiếp với đơn vị chào giá thay và Ao. - Quan hệ giữa các đơn vị phát điện gián tiếp và Ao về mặt vận hành vẫn tuân thủ theo các quy định hiện hành của Nhà nước và EVN - Các đơn vị phát điện gián tiếp phối hợp với đơn vị chào giá thay trong công tác lập kế hoạch phân bổ nguồn khí và kế hoạch sản xuất điện năng trung hạn và ngắn hạn theo các ràng buộc trong hợp đồng đã ký. - Đơn vị chào giá thay và đơn vị phát điện gián tiếp duy trì phương thức thong tin nội bộ cần thiết để đơn vị chào giá thay có thể thực hiện chào giá thay và cung cấp thông tin cần thiết cho Ao theo yêu cầu giống như là một đơn vị phát điện thị trường. - Lệnh điều độ của Ao được gởi trực tiếp tới các nhà máy điện không phân biệt là nhà máy điện thuộc đơn vị phát điện gián tiếp hay đơn vị phát điện thị trường thông qua hệ thống quản lý thông tin điều độ (DIM) và điện thoại được sử dụng như là một phương tiện thông tin dự phòng. 5.3.4. Quan hệ giữa các đơn vị quản lý lưới điện với Ao - Đơn vị quản lý lưới điện và Ao có trách nhiệm tuân thủ chặt chẽ công tác vận hành hệ thống điện theo quy định hiện hành của Nhà nước và EVN. - Đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm thông báo kế hoạch sửa chữa lưới điện cho Ao tuân thủ theo thời gian biểu thị trường tại Phụ lục 3.1 5.4. Xử lý tranh chấp 5.4.1. Nguyên tắc xử lý tranh chấp Xử lý các tranh chấp, khiếu nại trong thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm tuân thủ theo các nguyên tắc sau: - Khuyến khích việc xử lý tranh chấp thông qua đàm phán giữa các bên liên quan. - Trường hợp đàm phán không thành công, tranh chấp được giải quyết bằng quyết định của Tổng giám đốc EVN - Trường hợp các bên không thỏa mãn với quyết định của Tổng giám đốc EVN, tranh chấp có thể được xử lý bằng quyết định của Hội đồng quản trị EVN. - Trường hợp các bên không thỏa mãn với quyết định của Hội đồng quản trị EVN, có thể trình Cục Điều tiết điện lực để được xem xét giải quyết. 5.4.2. Những hành vi bị cấm trên thị trường 1. Các thỏa thuận cạnh tranh không lành mạnh bị cấm theo quy định của Luật cạnh tranh, bao gồm: - Các thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp giữa các đơn vị phát điện thị trường nhằm khống chế giá thị trường. - Các thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp giữa các đơn vị phát điện thị trường nhằm hạn chế hoặc kiểm soát sản lượng điện sản xuất. 2. Hành vi phân biệt đối xử của Ao trong vận hành thị trường. 5.4.3. Xử lý vi phạm Biện pháp xử lý đối với Giám đốc các đơn vị phát điện thị trường, giám đốc Ao có hành vi vi phạm quy định tại điều 56. - Căn cứ kết quả thanh kiểm tra, Tổng giám đốc EVN phê bình nhắc nhở bằng văn bản đối với các trường hợp vi phạm lần đầu. - Nếu giám đốc các đơn vị phát điện thị trường, giám đốc Ao tiếp tục có hành vi vi phạm quy định thì Tổng giám đốc EVN sẽ có biện pháp xử lý theo Quy chế về công tác quản lý cán bộ trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam và báo cáo Cục Điều tiết điện lực CHƯƠNG 6 KINH DOANH NĂNG LƯỢNG VÀ QUẢN LÝ RỦI RO TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN MỘT NGƯỜI MUA 6.1. Những công cụ kinh doanh và vận hành thị trường điện. 6.1.1. Áp dụng lý thuyết chi phí biên vào trong thị trường điện Chi phí biên (MC): là Chi phí gia tăng để sản xuất thêm một đơn vị sản lượng. Chi phí biên là một khái niệm quan trọng trong lý thuyết kinh tế về tính hiệu quả của thị trường. Lý thuyết này cho rằng thị trường cạnh tranh sẽ đạt hiệu quả nhất khi giá cả đúng bằng chi phí biên. Ngoài ra trong thị trường điện có 2 lý do làm tăng thêm tầm quan trọng của chi phí biên. - Thứ nhất, có nhiều thị trường điện được thiết kế dựa trên việc đấu giá ngày hôm trước, trong đó phía tổ máy phát đưa ra các đường cung cá nhân và bên điều hành thị trường dùng các đường cung này để xác định giá thị trường. Do trong một thị trường hiệu quả, giá cả sẽ bằng chi phí biên, vì vậy các luật đấu thầu cần phải đưa ra một cách phù hợp với lý thuyết chi phí biên. - Thứ hai, có nhiều thị trường điện phải đối phó với việc xuất hiện các thế lực thị trường. Đây là nguyên nhân dẫn đến giá thị trường khác nhiều so với chi phí biên, do vậy những người điều hành thị trường cần phải hiểu được những sai khác này để giữa cho thị trường luôn đạt hiệu quả. 6.1.2. Hợp đồng sai khác, công cụ tài chính áp dụng trong thị trường Một trong những điểm lo ngại chính là sự dao động của giá điện lên xuống trên thị trường có thể ảnh hưởng xấu tới tình hình tài chính của các bên bán và mua điện trên thị trường cũng như toàn bộ nền kinh tế. Để giải quyết tồn tại trên có thể sử dụng hợp đồng sai khác (Contract for Differences_CfD) để phòng tránh rủi ro cho các công ty mua bán điện trên thị trường. 6.1.2.1. Cơ chế thực hiện hợp đồng sai khác CFD. NM trả CQM CQM trả NM Giá CfD Giá thị trường H đ/MWh Hình 6.1- Hợp đồng sai khác Hợp đồng sai khác CfD được sử dụng trong lĩnh vực giao dịch điện năng đầu tiên tại xứ Wales vào những năm 90 nhằm mục tiêu không chế giá bán buôn trên thị trường ở một mức độ cho phép trong khi giá bán lẻ vẫn do nhà nước quy định. Thành công của thị trường điện Anh và xứ Wales đã thúc đẩy việc sử dụng rộng rãi áp dụng hợp đồng sai khác cho nhiều nước như Australia, New Zealand, cùng các nước Bắc Âu, Triết Giang_Trung Quốc, Singapore… Hợp đồng sai khác thực chất là một hợp đồng tài chính nhằm chia sẽ rủi ro giữa các bên tham gia ký hợp đồng được áp dụng nhiều trong lĩnh vực kinh doanh hàng hóa khác nhau. Trong ngành điện, hợp đồng sai khác được thực hiện như sau: - Giữa bên bán và bên mua sẽ thỏa thuận ký kết hợp đồng quy định giá, sản lượng điện hai bên trao đổi thông qua hợp đồng CFD. - Trong ngày giao dịch, người bán chào giá cho toàn bộ công suất sẵn sàng của họ cho cơ quan điều hành thị trường. Cơ quan điều hành thị trường và điều độ hệ thống sẽ lập lịch huy động và điều độ theo giá chào. Tại mỗi chu kỳ giao dịch, bên bán được thanh toán một khoản tiền sau: Tthanhtoan = PmQm + Qc (Pc - P m) Trong đó: - Pm : giá thanh toán thị trường (Market Clearing Price) tại giờ giao dịch. Thông thường, Pm được tính bằng giá chào của tổ máy cuối cùng đáp ứng nhu cầu phụ tải. - Qm : điện năng nhà máy được được huy động tại giờ giao dịch. - Qc : điện năng cam kết trong hợp đồng CFD. - Pc : giá điện năng của CFD do hai bên thỏa thuận, thông thường là giá trung bình Với việc ký hợp đồng CFD, khi giá thị trường cao hơn giá hợp đồng sai khác (Pm > Pc), thì người bán phải trả cho người mua một khoản tiền bằng Qc(Pc-Pm). Ngược lại, khi giá thị trường thấp hơn giá hợp đồng sai khác (Pm > Pc), thì người bán phải trả cho người mua một khoản tiền cũng bằng Qc(Pc-Pm). 6.1.2.2. Hiệu quả thực tế khi áp dụng hợp đồng sai khác CFD Đối với các nhà máy điện: - Các nhà máy điện được khuyến khích để cải thiện công suất sẵn sàng của nhà máy, đặc biệt là công suất sẵn sàng tại các giờ cao điểm. - Khuyến khích các nhà máy chào giá thấp, giảm chi phí. Để tối đa hóa lợi nhuận, các nhà máy sẽ có động lực chào giá thấp để được tăng phần sản lượng huy động trên thị trường, đồng thời có xu hướng kéo Pm xuống thấp. Do vậy khi ký được một CFD, cũng giống như các hợp đồng thông thường, các nhà máy điện sẽ có áp lực cắt giảm chi phí để tăng lợi nhuận. - Không khuyến khích các nhà máy chào giá thấp hơn chi phí biên. Nếu các nhà máy trong hệ thống đều chào giá thấp dẫn đến giá thị trường Pm bé hơn chi phí biên MC thì nhà máy càng phát càng lỗ. Đảm bảo an toàn tài chính cho các cơ quan mua điện: Ưu điểm nổi bật nhất của hợp đồng CFD là khả năng đảm bảo an toàn tài chính cho người mua đặc biệt vào thời điểm giá thị trường tăng cao. - Vào giờ cao điểm, nếu các nhà máy tăng giá chào, trị số PmQm có giá trị lớn Nếu tại thời điểm cao điểm, cơ quan mua ký hợp đồng CFD với tỉ lệ Qci cao xấp xỉ bằng Qmi thì tổng khối lượng thanh toán của cơ quan mua sẽ không tăng lên nhiều. Trong trường hợp cơ quan mua ký hợp đồng mua sản lượng Qci=Qmi thì cơ quan mua sẽ không có rủi ro về tài chính khi giá thị trường lên cao. Kinh nghiệm các nước như Anh, Úc, Trung Quốc…người ta ký với tỉ lệ từ 85-98% nhu cầu vào giờ cao điểm nhằm giảm thiểu rủi ro cho cơ quan mua điện khi nhu cầu và giá thị trường đều lên rất cao. - Vào giờ thấp điểm: phụ tải xuống thấp, cơ quan mua phải tính nhằm tối ưu sản lượng Qc cam kết mua từ các nhà máy. Thực tế tính toán và kinh nghiệm nhiều nước cho thấy vào giờ thấp điểm, người mua sẽ lợi nhất khi tỉ lệ Qc/Qm bằng 50-65%. Từ các phân tích trên cho thấy cơ quan mua có khả năng chủ động tính toán bảo đảm an toàn tài chính của mình thông qua việc điều chỉnh tỉ lệ điện năng mua CFD theo các giờ cao điểm và thấp điểm so với nhu cầu. Trong điều kiện thực tế hiện nay của EVN đang xây dựng thị trường điện canh tranh khi dự phòng hệ thống còn thấp, tiềm ẩn nguy cơ các nhà máy đẩy giá thị trường lên cao, thì việc áp dụng linh hoạt hợp đồng CFD sẽ giúp cơ quan mua là EVN giảm thiểu các rủi ro tài chính trong kinh doanh mua điện từ các nhà máy. Đối với cơ quan điều hành thị trường và điều độ hệ thống: Chủ động trong lập lịch huy động và điều độ, hợp đồng sai khác CFD chỉ đơn thuần là hợp đồng tài chính. Do vậy hợp đồng cơ quan điều hành thị trường và điều độ hệ thống hoàn toàn chủ động trong lập biểu đồ phát và xác định giá của thị trường. Tại mỗi giờ giao dịch, dựa trên giá chào, tổng công suất sẵn sàng của tổ máy, cơ quan điều hành thị trường sẽ lập lịch điều độ theo giá chào, xác định giá thị trường, vận hành điều độ hệ thống, không cần quan tâm đến hợp đồng CFD đã ký kết giữa cơ quan mua EVN và các nhà máy điện. Xác định rõ trách nhiệm trong đảm bảo an ninh hệ thống với việc giao cơ quan điều độ xây dựng lịch huy động và điều độ hệ thống, qua đó xác định rõ trách nhiệm của cơ quan điều độ trong đảm bảo an ninh hệ thống. Đối với các nhà đầu tư: Khi áp dụng hợp đồng sai khác CFD, giá biên của hệ thống sẽ được tính toán là giá thanh toán cho thị trường (Market Clearing Price). Do vậy nó sẽ tạo ra tín hiệu rõ ràng cho các nhà đầu tư tính toán hiệu quả và quyết định đầu tư xây dựng các nhà máy điện. Hợp đồng CFD hiện đang được áp dụng rộng rãi ở nhiều nước trên thế giới và thu được nhiều kết quả tốt, phòng tránh rủi ro cho các bên bán và mua trên thị trường điện. Do vậy, cần áp dụng hợp lý hợp đồng CFD vào thị trường điện ở Việt Nam 6.1.3. Hợp đồng song phương. Hợp đồng song phương là một loại giao dịch (điện năng và giá điện) được thực hiện và thanh toán trực tiếp giữa nhà cung cấp và khách hàng. Với hợp đồng này phụ tải sẽ được cung cấp bằng những nguồn phát có giá rẻ nhất. EVN dự kiến sẽ cho phép các công ty phát điện ngoài EVN bán điện trực tiếp đến một cụm khách hàng tiêu thụ điện trên một khu vực nhất định. EVN sẽ cho các công ty này thuê lưới truyền tải, phân phối và chỉ trả cho EVN chi phí quản lý, đầu tư lưới truyền tải, phân phối. 6.1.4. Vấn đề điều tiết điện lực Hoạt động sản xuất kinh doanh của một số ngành trong đó có một số ngành mang tính độc quyền tự nhiên cần phải được điều tiết. Tính độc quyền tự nhiên thường liên quan đến sự tồn tại và hoạt động của hệ thống. Lợi ích vật chất của xã hội không cho phép xây dựng nhiều hơn một mạng lưới để nhiều đơn vị có thể cạnh tranh. Vì vậy lưới truyền tải và phân phối ở mọi nơi trên thế giới đều mang tính độc quyền tự nhiên. Tính độc quyền nếu không được điều tiết sẽ dẫn đến cửa quyền với nhiều hậu quả tiêu cực kèm theo. Việc điều tiết hoạt động điện lực hiện nay trên thế giới được thực hiện theo nhiều mô hình khác nhau: do Bộ ngành quản lý thông qua các vụ chức năng thực hiện, do một Cục (Vụ) chuyên trách trong bộ quản lý ngành thực hiện, do một cơ quan độc lập trực thuộc chính phủ hoặc trực thuộc người đứng đầu nhà nước thực hiện. Nội dung điều tiết hoạt động điện lực bao gồm: điều chỉnh quan hệ cung cầu về điện, theo dõi việc thực hiện kế hoạch về dự án đầu tư phát triển các công trình điện lực phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được duyệt, xây dựng và hướng dẫn thực hiện các quy định về vận hành thị trường điện lực cạnh tranh, cấp giấy phép hoạt động điện lực, quy định điều kiện đấu nối vào lưới điện quốc gia, ngừng cấp điện hoặc cắt giảm điện, giải quyết khiếu nại và tranh chấp trên thị trường điện lực. Thủ tướng Chính phủ sẽ có quy định cụ thể về tổ chức, chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn của cơ quan điều tiết điện lực. 6.2. Giá năng lượng có tính đến ràng buộc lưới điện Giá truyền tải. Giá truyền tải chiếm một tỉ lệ nhỏ trong giá thành sản xuất điện, nhưng nó tạo ra hiệu quả cạnh tranh trong thị trường phát điện. Xác định giá truyền tải là một vấn đề phức tạp trong quá trình cải cách và thực hiện thị trường điện. Giá truyền tải bao gồm những chi phí đầu tư, hoạt động bảo dưỡng, kết nối…của hệ thống truyền tải. Có 3 phương pháp tính toán giá truyền tải: - Tính toán theo giá kết hợp: bao gồm phương pháp tem thư, phương pháp MW-Mile. - Tính toán theo giá biên truyền tải: bao gồm phương pháp theo giá nút, phương pháp giá theo vùng. - Tính toán theo thu hồi chi phí cố định. 6.3. Xây dựng giá năng lượng phản ánh chi phí đối với việc chào giá năng lượng tại thị trường dài hạn, ngắn hạn. 6.3.1. Giá chào của nhà máy Giá chào xây dựng dựa trên nguyên tắc có khả năng bù đắp được các chi phí vận hành và bảo đảm lợi nhuận đầu tư hợp lý. Giá chào của nhà máy điện tính bằng đ/kWh là toàn bộ các khoản chi phí và lợi nhuận để sản xuất 1 kWh điện năng giao tại xuất tuyến nhà máy. Trong đó: G= gCĐ + gBĐ - G : giá điện năng chào (đ/kWh) - gCĐ: thành phần cố định trong giá là thành phần chi phí cố định để duy trì khả năng phát điện của nhà máy (đ/kWh). - gBĐ: thành phần biến đổi trong giá là thành phần chi phí nhiên liệu (đối với nhiên liệu), thuế tài nguyên (đối với thủy điện) và suất chi phí vật liệu phụ (đ/kWh). 6.3.2. Xác định các thành phần trong giá chào Thành phần cố định được tính dựa trên tổng chi phí cố định, lợi nhuận và sản lượng điện năng kế hoạch giao tại xuất tuyến. trong đó: gCĐ = (CCĐ + LN)/EKH - CCĐ: tổng chi phí cố định của nhà máy trong năm (đ) - LN: lợi nhuận năm của nhà máy (đ) - EKH: sản lượng kế hoạch giao tại xuất tuyến của nhà máy (kWh). Thành phần biến đổi là tổng các chi phí biến đổi bao gồm chi phí nhiên liệu (đối với nhiên liệu), thuế tài nguyên (đối với thủy điện) và suất chi phí vật liệu phụ (đ/kWh). Nhà máy tính toán giá chào căn cứ vào các chi phí, lợi nhuận, giá nhiên liệu sử dụng để phát điện tại thời điểm chào giá, vật liệu thực tế và suất tiêu hao định mức thực tế của nhà máy. 6.4. Những giao dịch trong thị trường điện, vai trò của hợp đồng trung hạn, ngắn hạn và các hợp đồng dịch vụ hệ thống. Những giao dịch trong thị trường điện bao gồm: 6.4.1. Hợp đồng dài hạn được thực hiện với các nhà máy: - Các nhà máy điện BOT, IPP ký hợp đồng cung cấp điện PPA ( Power Purchase Agreement ) có thời hạn lớn hơn một năm. - Các nhà máy điện có giá thành rẻ. - Các nhà máy điện đa mục tiêu, đóng vai trò quan trọng bảo đảm an ninh hệ thống. 6.4.2. Hợp đồng trung hạn có thời hạn 1 năm - Tất cả các nhà máy điện trong hệ thống, trừ các nhà máy điện đã ký PPA dài hạn với EVN. - Hàng năm EVN tổ chức đấu thầu ký hợp đồng lựa chọn các nhà máy có giá thành từ thấp đến cao mua đủ 95% sản lượng. - Nhà máy thủy điện rẻ mua với sản lượng ứng với tần suất thấp (<50%), nhà máy đắt mua với tần suất cao hơn. 6.4.3. Hợp đồng trung hạn-TPA. - Đối tượng là tất cả các nhà máy điện ngoài EVN. - Yêu cầu bán điện trực tiếp cho các khu vực phụ tải nhất định, không quá nhỏ và cũng không quá lớn. Các nhà máy phải trả chi phí truyền tải, phân phối và điều độ ở mức có thể bù chi phí và tái đầu tư. Đóng góp vào quỹ công ích nếu bán điện vào các khu vực có lợi thế kinh doanh. 6.4.4. Hợp đồng trao đổi thủy-nhiệt điện - Đối tượng là các nhà máy nhiệt điện và thủy điện đã ký PPA trung hạn với EVN. - Mục tiêu là để tận dụng năng lượng thủy điện rẻ khi nước về lớn hơn dự kiến, tiết kiệm nguồn năng lượng không tái tạo. - EVN sẽ mua thêm năng lượng từ các nhà máy thủy điện để trao đổi với năng lượng đã cam kết của các nhà máy nhiệt điện trên cơ sở cùng có lợi. 6.4.5. Thị trường điện ngày tới. - Các nhà máy điện chưa ký PPA hoặc các nhà máy đã ký PPA chào năng lượng còn dư. - Mục tiêu để đáp ứng nhu cầu thời gian thực, thúc đẩy cạnh tranh. - Thực hiện chào giá theo giờ (ngày D-1), thanh toán theo giá chào. 6.4.5.1. Dự báo phụ tải Trong thị trường điện cạnh tranh, việc dự báo đúng phụ tải và nhu cầu sẽ cho phép các nhà máy bán điện năng với giá có lợi nhất. Điều đó có nghĩa là năng lực này sẽ phân định những nhà máy có khả năng đứng vững trên thương trường dựa vào những kỹ năng chuyên môn của riêng họ về dự báo. Để thành công trên thị trường cạnh tranh, có rất nhiều vấn đề cần suy đoán về dự báo nhu cầu phụ tải, nhưng phải hợp lý và có cơ sở. Các nhà máy bán điện không thể khẳng định chắc chắn việc bán điện trong tương lai theo giá quy định trong hợp đồng dài hạn sẽ có lãi bởi lẽ cung, cầu và giá điện hiện nay có thể sẽ khác với sự trông đợi của họ tại thời điểm ký hợp đồng, kết quả nhà máy cần dự báo được phụ tải mà họ sử dụng. Trong điều kiện thị trường cạnh tranh, lãi hầu như chẳng còn là bao do giá cả thất thường, do đó cần phải áp dụng các biện pháp để nâng cao độ chính xác dự báo nhu cầu phụ tải. Các tiên đoán mà nhà máy dựa vào để ra quyết định, phải được điều chỉnh và cập nhật liên tục. 6.4.5.2. Dự báo giá Trong thị trường điện cạnh tranh, giá điện luôn thay đổi, vấn đề then chốt để tiên đoán giá đi về hướng nào là phải nắm được những yếu tố bất định và những giả định gắn liền với những động lực về giá trên thị trường. So với dự báo phụ tải dự báo giá còn phức tạp hơn nhiều. Các doanh nghiệp đều mong muốn xác định được giá điện năng đi theo hướng nào. Chiến lược và lợi nhuận của doanh nghiệp tùy thuộc vào việc chọn đúng hướng xoay chuyển của thị trường. Để dự báo giá điện, điều cốt yếu là phải có con số chính xác. Dự báo khéo, có cơ sở, dựa trên các lý luận cơ bản về cung cầu chắc chắn sẽ có lợi rất nhiều. Cần sử dụng các công cụ định lượng, định tính để lập dự báo, trong đó bao gồm cả việc sử dụng các mô hình khác nhau để tiên đoán ngắn hạn, trung hạn và dài hạn. Có nhiều mô hình dự báo giá, tuy nhiên về cốt lõi các mô hình này đều sử dụng một trong hai cách tiếp cận khác nhau về dự báo giá trong tương lai: - Theo cách tiếp cận dự báo thuần túy, giá được tạo ra từ các mô hình cấu trúc mô tả cách ứng xử hằng giờ của phụ tải điện, các nguồn các bên tham gia thị trường trong thời gian dài nhiều tháng, nhiều năm. - Theo cách tiếp cận kéo dài đường cong về phía trước, giá trong tương lai được phỏng đoán dựa theo các giao dịch mua bán quan sát được trên thị trường. 6.4.5.3. Chiến lược kinh doanh Chiến lược kinh doanh là phương án mà những nhà máy tham gia thị trường điện áp dụng nhằm thõa mãn mục tiêu riêng của mình. Thường mục tiêu của các nhà máy này là lợi nhuận và để đạt được hàm mục tiêu này họ cần có các công cụ dự báo để đoán ý đồ của đối phương, rồi dựa vào hoàn cảnh của mình để đề ra những quyết định. Để tạo ra chiến lược kinh doanh đúng đắn, các nhà máy cần phải giải quyết vấn đề xây dựng hàm chi phí. Các nhà máy cần phải xác định chi phí phát điện và chi phí truyền tải (chi phí phát điện chiếm tỉ lệ lớn khoảng 90%) để làm tiền đề cho việc định giá điện, muốn vậy cần xác định hàm chi phí cho các tổ máy. C = G ( A + BP + CP2) Trong đó: - G: giá điện. - A: hệ số cho các chi phí cố định, bao gồm các khoản chi phí vận hành cố định không phụ thuộc vào công suất phát như lương gián tiếp, tổn thất không tải, khấu hao… - B: hệ số cho các chi phí tỉ lệ thuận với công suất phát như nhiên liệu, lương trực tiếp. - C: hệ số cho các chi phí tỉ lệ thuận với bình phương công suất phát chủ yếu là tổn thất. Tiếp đến các nhà máy sẽ lập và gửi các bản chào thầu tham gia thị trường. Việc mua điện sẽ tiến hành theo tiêu chuẩn Min hàm chi phí. Tuy nhiên khi tham gia thị trường các nhà máy cần phải có những chiến lược trong sản xuất vận hành và kinh doanh hợp lý nhằm tạo ra giá cả có sức cạnh tranh cao. Thông thường những nhà máy tham gia vào thị trường sẽ sử dụng đường cong giá cả chứ không dùng đường cong chi phí để tính toán chiến lược. Các nhà máy tham gia trò chơi xem xét nhu cầu thị trường và từ đó đưa ra giá chào nhằm cực đại hóa lợi nhuận bằng cách thay đổi các hệ số của hàm chi phí để tạo ra đường đặc tính công suất phát theo yêu cầu. P ( MW ) $/MWh Hình : Đường cong đặc tính phát của nhà máy theo giá thị trường Căn cứ để nhà máy quyết định chọn các hệ số trong hàm chi phí cao hay thấp là dựa vào lợi nhuận của nhà máy. Lợi nhuận của nhà máy được tính bằng tổng chênh lệch giữa chi phí phát điện và giá bán điện. Như vậy, quá trình đấu thầu có hai bài toán mà nhà máy và thị trường điện phải giải quyết là nhà máy chào giá sao cho lợi nhuận tối đa và người mua mua điện theo tiêu chuẩn tối thiểu hàm giá. 6.5. Đánh giá tài sản và phân tích rủi ro. 6.5.1. Đánh giá tài sản Đánh giá và quản lý tài sản bao gồm các chế độ bảo dưỡng, phục hồi, thay thế kết hợp với phân loại tài sản để quản lý nguồn vốn đầu tư cho phù hợp. Đánh giá và quản lý tài sản là một lĩnh vực rất rộng lớn, đa dạng và là vấn đề cốt lõi trong lĩnh vực kinh doanh của ngành điện. Ngay cả với những công ty nhỏ điều này cũng đóng một vai trò quan trọng. Thời gian phục vụ của thiết bị bao gồm các giai đoạn: lắp đặt, vận hành, bảo dưỡng và đưa vào vận hành trở lại. Tuy nhiên, một trong những yếu tố xác định toàn bộ chi phí của tài sản là thời gian phục vụ thật sự của nó. Chi phí lắp đặt và đưa vào vận hành trở lại đã được xác định và ít thay đổi, còn chi phí vận hành và bảo dưỡng phụ thuộc vào thời gian phục vụ của tài sản. Ngày nay, người quản lý tài sản phải đối mặt với những quyết định ở đâu, khi nào cần quyết định đầu tư nhưng cũng phải có trách nhiệm đối với những vấn đề về tài sản để giảm chi phí và kéo dài thời gian phục vụ. Đây là cốt lõi của việc quản lý tài sản. Cần xác định chính xác tuổi thọ của tài sản và thay thế kịp thời để giảm chi phí bảo dưỡng, tăng tính an toàn của thiết bị và nâng cao độ tin cậy của hệ thống. Tuổi thọ của tài sản phụ thuộc cách lắp đặt, điều kiện làm việc và chất lượng của tài sản. Những biện pháp này cón thể giúp xác định một số điều kiện làm việc của nhà máy bằng cách đánh giá tuổi thọ và thời gian làm việc của tài sản. Cần có chế độ bảo dưỡng và thời gian thay thế phù hợp. Cách đơn giản nhất là việc quan tâm kiểm tra thường xuyên của người vận hành hàng giờ bằng mắt, bằng tay hay sử dụng các thiết cho việc bảo dưỡng. 6.5.2. Phân tích rủi ro Hoạt động quản lý tài sản bao gồm việc đánh giá rủi ro để đo lường và kiểm soát rủi ro một cách hiệu quả. Mỗi hệ thống là một tập hợp những thiết bị trong đó chứa đựng những rủi ro đi kèm, vì vậy cần ưu tiên xác định những rủi ro trước mắt để có biện pháp phòng tránh. Kiểm soát rủi ro: Sự cố các thiết bị cao thế rất hiếm khi xảy ra, nhưng khi xảy ra sẽ gây hậu quả rất lớn. Hiệu quả của việc kiểm soát là hạn chế những nguyên nhân gây ra những hiện tượng bất thường cho thiết bị. Đề ra các biện pháp giải quyết kịp thời như: - Chọn thiết bị có chất lượng đã qua thử thách thực tế. - Thực hiện công tác bảo dưỡng định kỳ. - Cải tiến kỹ thuật, hợp lý hóa và nâng cao chất lượng thiết kế. - Tăng cường và thường xuyên kiểm tra thiết bị bảo vệ khi thiết bị có thay đổi hay ngừng sửa chữa. 6.5.3. Nắm vững thông tin về tài sản Thông tin về tài sản đóng vai trò quan trọng trong việc quản lý tài sản. người quản lý tài sản cần phải hiểu rõ và thực hiện việc thu thập, bảo quản dữ liệu thông tin về tài sản: - Hệ thống quản lý tài sản: hệ thống quản lý tài sản hình thức là quản lý dữ liệu. dữ liệu yêu cầu lưu trữ trong cơ sở dữ liệu và được tạo ra, sử dụng và cập nhật trong quá trình quản lý. - Môi trường: để có tiêu chuẩn thích hợp nhất khi lắp đặt, sử dụng và bảo vệ tài sản cần hiểu rõ tác động của môi trường đối với tài sản. Các thông tin về môi trường rất cần thiết khi dự đoán ảnh hưởng của nó lên hệ thống tài sản. CHƯƠNG 7 KẾT LUẬN 7.1. Kết quả đạt được Trong thời gian thực hiện luận văn này, tôi đã thu hoạch được những kết quả sau: Tìm hiểu tổng quan một số thị trường điện tiêu biểu trên thế giới như: Anh, Bắc Âu, NaUy, Mỹ …và có nhận xét, đánh giá và những bài học kinh nghiệm. Nêu lên xu hướng và định hướng phát triển của thị trường phát điện cạnh tranh. Thị trường phát điện cạnh tranh đã tạo điều kiện cho các nhà máy điện làm quen giao dịch trên thị trường điện. Đồng thời tăng tính chủ động và chịu trách nhiệm của nhà máy, phát hiện những khó khăn nảy sinh mà khi thiết kế khó có thể đoán hết, để hoàn thiện thiết kế thị trường điện áp dụng trong giai đoạn kế tiếp như luật lệ thị trường, cơ sở hạ tầng thông tin, đo đếm, thúc đẩy hợp lý hóa sản xuất, giảm chi phí phát điện của nhà máy. Sau khi tham gia thị trường điện, các nhà máy đã có những bước chuyển biến lớn: - Nhà máy bắt đầu quan tâm đến việc tiết giảm chi phí, tổ chức vận hành, sửa chữa hợp lý để khai thác có hiệu quả nhất các thiết bị hiện có. - Luôn đảm bảo công suất huy động của ngày hôm sau bằng việc chuẩn bị kế hoạch từ trước, phải bảo dưỡng, đại tu, chuẩn bị máy móc thiết bị, nhiên liệu và nhân lực để đáp ứng được công suất đó. - Nhà máy phải tính toán và xây dựng một phương pháp dự báo tốt nên chào giá ở mức giá nào để Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia chọn vào hệ thống điện. - Chọn tổ máy chào giá có chi phí thấp nhất, suất tiêu hao nhiên liệu, dầu, tỉ lệ điện tự dung ít nhất có thể cạnh tranh trong bán điện để chào giá trước đáp ứng yêu cầu phụ tải của điều độ. Qua thực tế đã cho thấy Việt Nam cần cố gắng phát triển để hoàn thiện được thị trường phát điện cạnh tranh. Trước mắt, cần khắc phục những mặt còn hạn chế như: các phần mềm phục vụ thị trường điện còn thiếu và chưa đáp ứng đầu đủ các yêu cầu, hệ thống đo đếm, đường truyền kết nối giữa các nhà máy điện và EVN, trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia chưa đảm bảo các yêu cầu về giao dịch và điều hành thị trường điện, các nhà máy chưa được trang bị đầy đủ hệ thống máy tính và phần mềm phục vụ thị trường điện. 7.2. Chính sách và chiến lược phát triển thị trường điện ở Việt Nam · Quan điểm phát triển: - Phát triển điện phải đi trước một bước để đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội và bảo đảm an ninh, quốc phòng của đất nước trong điều kiện hội nhập kinh tế quốc tế, đáp ứng nhu cầu điện cho sinh hoạt của nhân dân; đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. Đẩy mạnh điện khí hoá nông thôn, vùng sâu, vùng xa, miền núi, hải đảo. - Bảo đảm chất lượng điện năng để cung cấp dịch vụ điện với chất lượng ngày càng cao, giá cạnh tranh. Đặc biệt coi trọng tiết kiệm điện năng từ khâu phát, truyền tải đến khâu sử dụng. - Sử dụng tiết kiệm và có hiệu quả các nguồn năng lượng sơ cấp của đất nước như nguồn thủy năng (kết hợp với thủy lợi), khí, dầu, than cho sản xuất điện, áp dụng thiết bị sử dụng khoa học, công nghệ tiên tiến và giảm ô nhiễm môi trường. - Tiếp tục khảo sát, nghiên cứu, chuẩn bị các điều kiện để xây dựng nhà máy điện nguyên tử (sau năm 2015) đảm bảo an toàn tuyệt đối trong sử dụng, nhằm đa dạng hóa các nguồn năng lượng. - Đẩy mạnh nghiên cứu phát triển các dạng năng lượng mới và tái tạo để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện, đặc biệt đối với các hải đảo, vùng sâu, vùng xa. - Từng bước hình thành thị trường điện lực cạnh tranh trong nước, đa dạng hoá phương thức đầu tư và kinh doanh điện, khuyến khích nhiều thành phần kinh tế tham gia, không biến độc quyền nhà nước thành độc quyền doanh nghiệp. Nhà nước chỉ giữ độc quyền khâu truyền tải, xây dựng và vận hành các nhà máy thủy điện lớn, các nhà máy điện nguyên tử. Chủ động trong việc tham gia, liên kết lưới điện và mua bán điện với các nước trong khu vực. - Xây dựng giá điện phải đạt mục tiêu khuyến khích đầu tư cho phát triển ngành điện, tăng sức cạnh tranh về giá điện so với các nước trong khu vực, nhất là giá điện phục vụ sản xuất, tách phần chính sách xã hội ra khỏi giá điện. Có chính sách thích hợp về sử dụng điện ở nông thôn, miền núi. - Kết hợp giữa điều hành mạng lưới điện thống nhất trong cả nước với xây dựng và điều hành hệ thống điện an toàn theo từng khu vực nhằm đồng bộ hoá, hiện đại hoá mạng lưới truyền tải, phân phối điện quốc gia để cung cấp dịch vụ điện đảm bảo chất lượng, liên tục, an toàn, hiệu quả. · Mục tiêu phát triển: Mục tiêu phát triển của ngành Điện Việt Nam đến năm 2010 là: sử dụng tốt các nguồn thủy năng (kết hợp với thủy lợi), khí và than để phát triển cân đối nguồn điện. Xây dựng các cụm khí - điện - đạm ở Phú Mỹ và khu vực Tây Nam. Xúc tiến nghiên cứu, xây dựng thủy điện Sơn La. Nghiên cứu phương án sử dụng năng lượng nguyên tử. Đồng bộ hoá, hiện đại hoá mạng lưới phân phối điện quốc gia. Đa dạng hoá phương thức đầu tư và kinh doanh điện; có chính sách thích hợp về sử dụng điện ở nông thôn, miền núi. Tăng sức cạnh tranh về giá điện so với khu vực. · Mục tiêu cụ thể: - Đáp ứng đầy đủ nhu cầu điện cho phát triển kinh tế - xã hội. Phấn đấu đến năm 2010 đạt sản lượng từ khoảng 88 đến 93 tỷ kWh và năm 2020 đạt sản lượng từ 201 đến 250 tỷ kWh. - Đẩy nhanh chương trình đưa điện về nông thôn, miền núi, phấn đấu đến năm 2010 đạt 90% số hộ dân nông thôn có điện, đến năm 2020 đạt 100% số hộ dân nông thôn có điện. - Đảm bảo cân bằng tài chính bền vững. - Đa dạng hoá phương thức đầu tư phát triển ngành và chuẩn bị các phương án nhập khẩu điện của các nước Lào, Campuchia và Trung Quốc. - Đào tạo đội ngũ cán bộ có đủ trình độ chuyên môn và tinh thần trách nhiệm cao để đáp ứng yêu cầu phát triển ngày càng cao của ngành Điện. - Thực hiện cơ chế hoạt động đa dạng hoá sản phẩm, bao gồm nhiều Công ty có tư cách pháp nhân theo mô hình Liên kết tài chính - Công nghiệp - Thương mại - Dịch vụ - Tư vấn. - Kiểm soát và giảm nhẹ ô nhiễm môi trường trong các hoạt động điện lực. · Chiến lược phát triển: Phát triển đồng bộ nguồn và lưới điện theo hướng hiện đại. Phát triển thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí, điện nguyên tử..., kết hợp trao đổi, liên kết lưới điện với các nước trong khu vực. Tập đoàn Điện lực Việt Nam chỉ đầu tư những công trình phát điện có công suất từ 100 MW trở lên, tạo điều kiện cho các doanh nghiệp khác đầu tư các công trình có công suất nhỏ hơn. Phát triển nhanh, đồng bộ, hiện đại hệ thống truyền tải, phân phối nhằm nâng cao độ tin cậy, an toàn cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng. · Chiến lược phát triển nguồn điện: - Ưu tiên phát triển thủy điện, nhất là các công trình có lợi ích tổng hợp (cấp nước, chống lũ, chống hạn...). Khuyến khích đầu tư các nguồn thủy điện nhỏ với nhiều hình thức để tận dụng nguồn năng lượng sạch, tái sinh này. Trong khoảng 20 năm tới sẽ xây dựng hầu hết các nhà máy thủy điện tại những nơi có khả năng xây dựng. Dự kiến đến năm 2020 tổng công suất các nhà máy thủy điện khoảng 13.000 - 15.000 MW. - Phát triển các nhà máy nhiệt điện với tỷ lệ thích hợp, phù hợp với khả năng cung cấp và phân bố của các nguồn nhiên liệu: + Nhiệt điện than: dự kiến đến năm 2010 có tổng công suất khoảng 4.400 MW. Giai đoạn 2011 - 2020 cần xây dựng thêm khoảng 4.500 - 5.500 MW (phụ tải cơ sở), 8.000 - 10.000 MW (phụ tải cao). Do nguồn than sản xuất trong nước hạn chế, cần xem xét xây dựng các nhà máy điện sử dụng than nhập. + Nhiệt điện khí: đến năm 2010 có tổng công suất khoảng 7.000 MW, giai đoạn 2011 - 2020 cần xây dựng thêm khoảng 3.500 MW (phương án cấp khí cơ sở), trong trường hợp nguồn khí phát hiện được nhiều hơn cần xây dựng thêm khoảng 7.000 MW. + Đầu tư khảo sát, nghiên cứu, chuẩn bị các điều kiện cần thiết để có thể xây dựng nhà máy điện nguyên tử đầu tiên ở Việt Nam với quy mô công suất khoảng 2.000 MW, dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn sau năm 2015. - Nhập khẩu điện: theo hiệp định hợp tác năng lượng đã ký kết, Việt Nam sẽ nhập khẩu khoảng 2.000 MW công suất từ Lào. Tiếp theo sẽ xem xét nhập khẩu điện từ Campuchia và Trung Quốc. - Phát triển các nhà máy sử dụng năng lượng mới và tái tạo. Tận dụng các nguồn năng lượng mới tại chỗ để phát điện cho các khu vực mà lưới điện quốc gia không thể cung cấp được hoặc cung cấp kém hiệu quả, đặc biệt đối với các hải đảo, vùng sâu, vùng xa. · Chiến lược phát triển lưới điện: - Phát triển nguồn điện phải đi đôi với phát triển lưới điện, phát triển lưới điện phân phối phải phù hợp với phát triển lưới điện truyền tải. - Phát triển nhanh hệ thống truyền tải 220, 500 kV nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng trên lưới truyền tải, bảo đảm khai thác kinh tế các nguồn điện; phát triển lưới 110 kV thành lưới điện phân phối cung cấp trực tiếp cho phụ tải. - Nghiên cứu giảm bớt cấp điện áp trung thế của lưới điện phân phối. Nhanh chóng mở rộng lưới điện phân phối đến vùng sâu, vùng xa. Tập trung đầu tư cải tạo lưới điện phân phối để giảm tổn thất điện năng, giảm sự cố và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. · Chiến lược phát triển điện nông thôn và miền núi: - Đẩy mạnh điện khí hoá nông thôn nhằm góp phần đẩy nhanh công nghiệp hoá, hiện đại hoá nông nghiệp và nông thôn. - Sử dụng các nguồn năng lượng mới và tái tạo để cấp điện cho các khu vực vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo. Xây dựng cơ chế quản lý để duy trì và phát triển các nguồn điện ở những khu vực này. - Khuyến khích đa dạng hoá trong đầu tư và quản lý lưới điện nông thôn. - Tăng cường kiểm soát giá điện nông thôn để đảm bảo thực hiện theo đúng giá trần do Chính phủ quy định. · Chiến lược tài chính và huy động vốn: - Có các cơ chế tài chính thích hợp để Tập đoàn Điện lực Việt Nam đảm bảo được vai trò chủ đạo trong việc thực hiện các mục tiêu phát triển của ngành điện Việt Nam. - Tiếp tục triển khai một số công trình đầu tư theo hình thức xây dựng - kinh doanh - chuyển giao (BOT), liên doanh hoặc BOO để thu hút thêm nguồn vốn đầu tư, đồng thời tăng khả năng trả nợ cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam. - Xây dựng các biện pháp huy động vốn trong xã hội dân để đầu tư phát triển điện. - Tăng cường quan hệ với các ngân hàng và các tổ chức tài chính quốc tế để vay vốn đầu tư, ưu tiên vay các nguồn vốn ODA có lãi suất thấp, thời gian trả nợ dài (ODA chỉ giao cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam); sau đó đến các ngân hàng thương mại với phương châm khi các ngân hàng trong nước không đáp ứng được thì vay các ngân hàng thương mại nước ngoài. - Nghiên cứu tham gia thị trường chứng khoán, phát hành trái phiếu trong và ngoài nước để đầu tư các công trình điện. - Tiếp tục thực hiện lộ trình cải cách giá điện đã được duyệt theo hướng vừa tiến dần đến chi phí biên dài hạn vừa cải cách biểu giá điện, giảm bù chéo quá lớn giữa các nhóm khách hàng. · Chiến lược phát triển khoa học công nghệ: - Tập trung nghiên cứu khoa học, công nghệ tiên tiến áp dụng cho sản xuất và truyền tải điện năng. Nghiên cứu ứng dụng công nghệ sản xuất hiện đại theo hướng hiệu quả, tiết kiệm năng lượng và giảm thiểu tác động đến môi trường với những bước đi hợp lý. - Đầu tư chiều sâu, cải tạo nâng cấp và hiện đại hoá đối với nguồn và lưới điện hiện có, cải tiến công tác quản lý, kinh doanh và dịch vụ khách hàng. · Định hướng phát triển viễn thông và công nghệ thông tin: - Tận dụng mọi ưu thế về hệ thống hạ tầng viễn thông ngành điện, kết hợp viễn thông phục vụ điều hành sản xuất kinh doanh điện với phát triển dịch vụ viễn thông công cộng. - Đẩy mạnh áp dụng công nghệ thông tin phục vụ cho quản lý và điều hành sản xuất, nâng cao hiệu quả kinh doanh của ngành Điện. · Định hướng phát triển cơ khí điện: Phát triển mạnh cơ khí điện góp phần phát triển công nghiệp trong nước, giảm nhập khẩu. Phấn đấu đến năm 2010 có thể đáp ứng một phần nhu cầu máy biến áp 220 kV và các thiết bị 220 kV khác. Nghiên cứu sản xuất các thiết bị trọn bộ cho các trạm thuỷ điện nhỏ, năng lượng mặt trời và các thiết bị thay thế phục vụ sửa chữa các nhà máy điện. Về lâu dài, cần nghiên cứu, chế tạo thiết bị phù hợp với tiêu chuẩn quốc tế và đặc điểm riêng của quốc gia và khu vực nhằm đáp ứng nhu cầu trong nước và một phần xuất khẩu. · Chiến lược phát triển nguồn nhân lực: - Về công tác cán bộ: tiến hành lập quy hoạch cán bộ, tổ chức đào tạo bồi dưỡng cán bộ trong diện quy hoạch. - Về công tác đào tạo nguồn nhân lực: phát triển khối các trường chuyên ngành Điện lực, phấn đấu để xây dựng một số trường đạt tiêu chuẩn quốc tế. Bố trí liên thông giữa các bậc học: cao đẳng, trung học và công nhân; xây dựng chương trình chuẩn thống nhất trong ngành về đào tạo các lĩnh vực chuyên sâu. · Chiến lược phát triển thị trường điện: Từng bước hình thành thị trường điện trong nước, trong đó Nhà nước giữ độc quyền ở khâu truyền tải và chi phối trong khâu sản xuất và phân phối điện. Trước mắt, hình thành thị trường mua bán điện trong nội bộ Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Nghiên cứu xây dựng đầy đủ các khuôn khổ pháp lý, các điều kiện để sớm hình thành thị trường điện độc lập. · Giải pháp thực hiện: - Giải pháp về tổ chức và cơ chế: + Bổ sung và hiệu chỉnh Luật Điện lực trình Quốc hội thông qua năm 2004 làm cơ sở pháp lý cho mọi hoạt động điện lực, tạo hành lang pháp lý cho hoạt động kiểm soát và điều phối thị trường điện lực. Nghiên cứu xây dựng đầy đủ các khuôn khổ pháp lý, các điều kiện để sớm hình thành thị trường điện lực cạnh tranh. + Xây dựng lộ trình cải cách cơ cấu tổ chức ngành công nghiệp điện lực theo định hướng chiến lược đã đề ra. - Giải pháp về đầu tư phát triển: + Xây dựng cơ chế, chính sách trong đó có chính sách đa dạng hoá phương thức đầu tư để phát huy tốt mọi nguồn lực, đáp ứng nhu cầu phát triển ngành Điện và yêu cầu phát triển của đất nước. + Tính toán xây dựng phương án nhập khẩu điện của các nước Lào, Campuchia và Trung Quốc hợp lý. + Giao Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực hiện vai trò chủ đạo trong đảm bảo đầu tư phát triển nguồn và lưới điện đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội của đất nước, phù hợp với năng lực tài chính và khả năng trả nợ của Tập đoàn, đảm bảo cân bằng tài chính dài hạn. + Công bố công khai danh mục các dự án đầu tư khuyến khích các thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham gia đầu tư vào lĩnh vực phát điện và phân phối điện, đặc biệt là thành phần kinh tế ngoài quốc doanh trên cơ sở thu hút vốn từ thị trường cho đầu tư. + Xây dựng cơ chế đầu tư phù hợp theo hướng cải cách các thủ tục hành chính, giải quyết nhanh vấn đề đền bù, giải phóng mặt bằng để đẩy nhanh tiến độ các công trình đầu tư điện lực. - Giải pháp tài chính và huy động vốn: + Tiếp tục thực hiện cải cách giá điện theo lộ trình đã được duyệt và nghiên cứu điều chỉnh biểu giá điện theo hướng giảm bù chéo quá lớn giữa các nhóm khách hàng. Cho phép Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực hiện hạch toán riêng phần dịch vụ mang tính công ích. + Xem xét giảm thuế giá trị gia tăng cho sản phẩm điện từ 10% xuống còn 5% để giảm sức ép tăng giá điện. + Ưu tiên bố trí vốn tín dụng ưu đãi từ quỹ hỗ trợ phát triển, vốn ODA và các nguồn vay song phương của nước ngoài cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam để thực hiện đầu tư các công trình điện trọng điểm của quốc gia. + Khuyến khích đa dạng hoá trong đầu tư và quản lý lưới điện nông thôn trên cơ sở tăng cường kiểm soát giá bán điện ở nông thôn để đảm bảo không vượt giá trần do Chính phủ quy định. + Hỗ trợ vốn ngân sách cho các dự án điện khí hoá nông thôn, miền núi, hải đảo nhằm mục đích phát triển kinh tế và xóa đói giảm nghèo cho các khu vực này. + Cổ phần hoá các công trình điện mà Nhà nước không cần giữ 100% vốn. Thí điểm phát hành trái phiếu công trình và phát hành cổ phiếu ra thị trường chứng khoán. Thực hiện liên doanh, liên kết trong đầu tư các công trình điện. - Giải pháp khoa học - công nghệ: + Tăng cường đầu tư khoa học - công nghệ và quản lý để tiếp tục phấn đấu giảm tổn thất điện năng xuống khoảng 10% vào năm 2010 và dưới 10% vào những năm sau. + Sử dụng công nghệ thông tin để đảm bảo vận hành tối ưu hệ thống điện. + Thực hiện chương trình quản lý nhu cầu (DSM) để cắt giảm công suất đỉnh nhằm tiết kiệm đầu tư và tạo điều kiện thuận lợi trong vận hành hệ thống điện, tiết kiệm điện trong tiêu dùng. + Áp dụng công nghệ thích hợp trong ngành để nâng cao hiệu quả đầu tư và hoạt động sản xuất, kinh doanh. - Giải pháp nguồn nhân lực: + Coi trọng đào tạo và nâng cao trình độ của đội ngũ cán bộ có trình độ chuyên môn và tinh thần trách nhiệm cao để đáp ứng yêu cầu phát triển ngành Điện. + Chú trọng đào tạo đội ngũ kỹ sư, chuyên gia về năng lượng hạt nhân để chuẩn bị cho việc xây dựng và vận hành nhà máy điện nguyên tử. 7.3. Hướng phát triển đề tài: Luận văn chỉ nghiên cứu tổng quan thị trường điện của một số nước, từ đó rút ra những kinh nghiệm để xây dựng thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam. Phạm vi nghiên cứu của đề tài là nghiên cứu tổng quan về thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam ( 2005-2014). Vì thế, đề tài có thể phát triển nghiên cứu sâu hơn về thị trường điện là: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (2015-2020) và Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh ( từ sau năm 2022). TÀI LIỆU THAM KHẢO 1. Nguyễn Hoàng Việt, Bảo vệ Rơle và Tự động hóa trong hệ thống điện, Nxb Đại học Quốc gia Tp.HCM, 2003. 2. Hồ Văn Hiến, Hệ thống điện Truyền tải và Phân phối, Nxb Quốc gia TP.HCM, 2003. 3. Kinh tế học vĩ mô – vi mô, Nxb Giáo dục. 4. Luật điện lực, Quốc hội nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam. 5. Quyết định số 148/2006/QĐ-TTg ngày 22 tháng 06 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc Phê duyệt Đề án thí điểm hình thành Tập đoàn Điện lực Việt Nam. 6. Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 về việc Phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam. 7. Tổng sơ đồ phát triển điện lực Việt Nam giai đoạn 2001 – 2010 có xét triển vọng đến năm 2020, Viện năng lượng, 2003. 8. Quyết định số 276/2006/QĐ-TTg ngày 04 tháng 12 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về giá bán điện. 9. Thông tư số 11/2006/TT-BCN ngày 20 tháng 12 năm 2006 của Bộ Công nghiệp về Hướng dẫn giá bán điện. 10. Quyết định số 3956/QĐ-BCN ngày 29 tháng 12 năm 2006 về việc ban hành “ Quy định thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm” 11. Quyết định số 37/2006/QĐ-BCN ngày 16 tháng 10 năm 2006 của Bộ Công nghiệp. 12. Luận văn cao học, Nghiên cứu thị trường điện cạnh tranh-Khu vực nguồn phát, Võ Đặng Bắc, 2002.