Nghiên cứu phương pháp tính phí truyền tải trong thị trường điện

Dưới dạng ngành dọc toàn phần như vậy, một công ty sở hữu và vận hành toàn bộ các nhà máy cùng lưới truyền tải và phân phối, đồng thời đảm nhận việc bán lẻ điện năng tới người sử dụng..

MỤC LỤC

CHƯƠNG 1: TÌM HIỂU CHUNG VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TRÊN THẾ

GIỚI VÀ VIỆT NAM

1.1 Một số khái niệm chung 1

1.1.1 Độc quyền và độc quyền tự nhiên 1

1.1.2 Thị trường điện và thị trường điện hoàn hảo 2

1.2 Giới thiệu các mô hình thị trường điện cạnh tranh 3

1.2.1 Mô hình ngành điện truyền thống 3

1.2.2 Các yếu tố thúc đẩy cạnh tranh trong ngành điện 4

1.2.3 Các mô hình thị trường điện cạnh tranh điển hình 6

1.2.4 Cách thức mua bán điện 8

1.3 Kinh nghiệm vận hành thị trường điện tại một số nước trên thế giới 10

1.3.1 Thị trường điện tại Australia 10

1.3.2 Thị trường điện tại Singapor 14

1.3.3 Thị trường điện tại Italia 19

1.3.4 Thị trường điện tại Thái Lan 21

1.3.5 Thị trường điện ở Chilê 24

1.3.6 Bài học kinh nghiệm chung 25

1.4 Đánh giá tình hình thị trường điện ở Việt Nam 26

1.4.1 Hiện trạng ngành điện Việt Nam 26

1.4.2 Dự kiến tiến độ triển khai thị trường điện Việt Nam 31

1.4.3 Đánh giá tình hình thị trường điện ở Việt Nam 33

CHƯƠNG 2: CÁC VẤN ĐỀ CHUNG VỀ PHÍ TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 2.1 Vai trò và mục tiêu của phí truyền tải trong thị trường điện 36

2.1.1 Vai trò của phí truyền tải 36

2.1.2 Mục tiêu của phí truyền tải 36

2.2 Nguyên tắc và cơ cấu tính phí truyền tải 38

2.2.1 Nguyên tắc tính phí truyền tải điện: 38

2.2.2 Phân loại các chi phí trong dịch vụ truyền tải 39

2.3 Quyền truyền tải công suất và các dạng hợp đồng truyền tải 41

2.3.1 Quyền truyền tải công suất : 41

2.3.2 Các dạng hợp đồng truyền tải 42

2.4 Xác định doanh thu yêu cầu của Công ty truyền tải điện 43

2.4.1 Xác định doanh thu đấu nối 43

2.4.2 Xác định doanh thu sử dụng lưới điện truyền tải 47

2.5 Các phương pháp xác định phí truyền tải 48

2.5.1 Phí đấu nối 48

2.5.2 Phí sử dụng lưới điện truyền tải 50

2.6 Thu phí truyền tải 60

2.6.1- Thu phí đấu nối vào lưới điện truyền tải 60

2.6.2- Thu phí sử dụng lưới điện truyền tải 60

2.7 Các phương pháp xử lý chi phí tổn thất, tắc nghẽn và dịch vụ hỗ trợ hệ thống 62

2.7.1- Tổn thất truyền tải 62

2.7.2- Quản lý tắc nghẽn 65

2.7.2- Các dịch vụ hỗ trợ hệ thống 67

CHƯƠNG 3: ÁP DỤNG TÍNH PHÍ TRUYỀN TẢI CHO LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC MIỀN BẮC VIỆT NAM 3.1 Ví dụ tính phí truyền tải bằng phương pháp MW-mile và phương pháp tham gia biên 68

3.1.1 Ví dụ tính phí truyền tải bằng phương pháp MW-mile 68

3.1.2.Ví dụ tính phí truyền tải bằng phương pháp tham gia biên - MP 76

3.2 Đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho thị trường điện Việt Nam 79

3.2.1 Đánh giá phí truyền tải xác định theo các phương pháp 79

3.2.2 Đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho thị trường điện Việt Nam 80

3.3 Tính phí truyền tải lưới điện miền Bắc 41 nút theo phương pháp Tem thư và phương pháp tham gia biên 81

3.3.1 Sơ đồ và thông số lưới truyền tải miển Bắc 81

3.3.2 Chi phí đường dây 85

3.3.3 Kết quả tính phí truyền tải bằng phương pháp tem thư và phương pháp tham gia biên 85

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng công bố trong bất kỳ một công trình nào

Tác giả

Trần Thị Tú Quỳnh

DANH MỤC CÁC KÍ HIỆU VÀ CÁC CHỮ VIẾT TẮT

1 TTĐ : Thị trường điện

2 IPP : Nhà máy điện độc lập

3 CTPP : Công ty phân phối

4 KH : Khách hàng

5 NEM : National Electricity Market (thị trường điện quốc gia)

6 SCADA : Supervisory Control And Data Acquisition (hệ thống điều khiển,

giám sát và thu thập dữ liệu từ xa)

7 NEMMCO : National Electricity Market Management Company (Công ty quản

lý thị trường điện quốc gia)

8 AEMC : Australian Energy Markets Commission (ủy ban thị trường năng

lượng của Úc)

9 AER : The Australian Energy Regulator (đơn vị điều tiết năng lượng của

Úc)

10 SMO : điều độ hệ thống và điều hành thị trường điện

11 TNSP : Công ty cung cấp dịch vụ lưới truyền tải

12 DNSP : Công ty cung cấp dịch vụ lưới phân phối

13 EMA : Energy Market Authority (đơn vị quản lý thị trường điện)

14 EMC : Energy Market Company (công ty thị trường điện)

15 MSSL : Công ty bán lẻ điện

16 NPT: : Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia

17 HT : Hệ thống

18 TERNA : Cơ quan vận hành hệ thống truyền tải và điều độ hệ thống điện

19 GSE :Cơ quan cung cấp dịch vụ hệ thống điện

20 GME :Cơ quan vận hành thị trường điện

21 AU : Đơn vị mua điện duy nhất:

22 AEER : Cơ quan điều tiết Điện và Khí của Italy

23 JSC : hình thức công ty cổ phần

24 TNHH MTV: Công ty trach nhiệm hữu hạn một thành viên

25 EVN : Tập đoàn điện lực Việt nam

26 NPT : Công ty truyền tải điện quốc gia

27 Genco : Tổng công ty phát điện

28 EPTC : Công ty mua bán điện

30 NR : Doanh thu

31 CfD : Contract for Differences (hợp đồng sai khác)

32 MTE : Thị trường hợp đồng tương lai

33 MPE : Thị trường giao ngay

34 MGP : Thị trường điện ngày tới

35 MI : Thị trường trong ngày

36 MSD : Thị trường dịch vụ phụ trợ

37 EGAT : Cơ quan chịu trách nhiệm chính về phát điện và truyền tải điện của

Thái Lan

38 PEA : Công ty điện lực tỉnh

39 MEA : Công ty điện lực thủ đô

40 ERC : Cơ quan điều tiết năng lượng

41 EPPO : Văn phòng chính sách và kế hoạch năng lượng\

42 JSC : Công ty cổ phần

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.2 – Các giải pháp thu hồi các chi phí truyền tải 61

Bảng 3.1 : Công suất các nút của hệ thống 5 nút 68

Bảng 3.2: Thông số các đường dây của hệ thống 5 nút 69

Bảng 3.3- Tổng hợp kết quả trào lưu công suất 72

Bảng 3.4- Chi phí cố định hàng năm cho các mạch đường dây 72

Bảng 3.5- Phí cơ bản và phí bổ sung 73

Bảng 3.6- Phí R1(1) nhà máy G1phải trả 73

Bảng 3.7- Phí R1(4) nhà máy G4 phải trả 74

Bảng 3.8- Phí R2(1) nhà máy G1 phải trả 74

Bảng 3.9- Phí R2(4) nhà máy G4 phải trả 75

Bảng 3.10 Thông số nút 76

Bảng 3.11 Thông số nhánh: Scs = 100 MVA 76

Bảng 3.12: Dòng công suất trên các nhánh trong chế độ cơ sở và chế độ tăng thêm 1 MW 77

Bảng 3.13: Thông số các máy phát điện và phụ tải 82

Bảng 3.14: Kết quả tính phí truyền tải lưới điện miền Bắc theo phương pháp “tem thư” và phương pháp tham gia biên 86

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 1.1 Mô hình truyền thống ngành điện 4

Hình 1.2 Mô hình thị trường điện độc quyền 7

Hình 1.3 Mô hình Thị trường điện cạnh tranh phát điện có một đại lý mua buôn 7

Hình 1.4 Mô hình Thị trường cạnh tranh phát điện và cạnh tranh bán buôn 7

Hình1.5 Mô hình Thị trường cạnh tranh hoàn toàn 8

Hình 1.6: Cấu trúc thị trường điện tại Australia 11

Hình 1.7: Liên hệ cấp điện giữa các vùng trong thị trường điện quốc gia của Australia 12

Hình 1.8 Cấu trúc thị trường điện tại Singapor 15

Hình 1.9 Mô hình thị trường điện NEMS 17

Hình 1.10 : Cấu trúc thị trường điện tại Italia 19

Hình 1.12 Sơ đồ cấu trúc ngành điện Thái Lan 22

Hình 1.13: Cấu trúc thị trường điện tại Chilê 24

Hình 1.14: Biểu đồ cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2011 28

Hình 1.15 Tiến độ triển khai thị trường điện Việt Nam 32

Hình1.16: Mô hình cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh một đơn vị mua tại Việt Nam 33

Hình 2.1 – Tài sản đấu nối phía nhà máy 45

Hình 2.2 – Tài sản đấu nối phía phụ tải 46

Hình 3.1: Sơ đồ hệ thống đơn giản 5 nút 68

Hình 3.2 – Phương án cơ bản 70

Hình 3.3 – Phương án chỉ nhà máy tại nút 1 (G1) phát 71

Hình 3.4 – Phương án chỉ nhà máy tại nút 4 (G4) phát 71

Hình 3.5 Sơ đồ hệ thống điện 6 nút 11 nhánh 76

Hình 3.6 Sơ đồ lưới điện truyền tải miền Bắc năm 2011 82

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Thời gian qua, nhiều nước trên thế giới đã và đang tiến hành thực hiện cải tổ,

cơ cấu lại thị trường điện nhắm xóa bỏ tính độc quyền, đồng thời tăng cường tính cạnh tranh ở cả 3 khâu: sản xuất, bán buôn và bán lẻ điện năng.Do đó, việc thị trường hóa ngành công nghiệp điện ở Việt Nam cũng là một tất yếu Cùng với việc thay đổi cơ cấu là việc nghiên cứu cơ chế tính phí truyền tải sao cho hợp lý cũng đóng một vai trò hết sức quan trọng, liên quan đến nhiều loại chi phí khác của bên bán và bên phân phối điện

Trên thế giới hiện đã có nhiều phương pháp tính phí truyền tải khác nhau, tuy nhiên việc làm sao để chọn được cách tính phù hợp cơ cấu thị trường ở Việt Nam

mà vẫn đảm bảo được lợi ích của các bên vẫn còn gặp nhiều khó khăn Vì vậy, việc nghiên cứu, tìm hiểu để đưa ra một phương án tính phí phù hợp với tình hình thị trường điện ở Việt Nam hiện nay là rất cần thiết Với sự giúp đỡ của PGS, TS Trần

Bách, tôi quyết định lựa chọn đề tài : “Nghiên cứu phương pháp tính phí truyền tải trong thị trường điện” làm đề tài luận văn thạc sĩ

2 Mục đích nghiên cứu của luận văn

Mục đích của luận văn là nắm được các phương pháp tính phí truyền tải trong thị trường điện, từ đó tính toán và chọn một phương pháp hợp lý áp dụng vào thị

trường điện ở Việt Nam

3 Đối tượng nghiên cứu của luận văn

Các phương pháp tính phí truyền tải trong thị trường điện

4 Phạm vi nghiên cứu

Nghiên cứu áp dụng tại thị trường điện Việt Nam

5 Phương pháp nghiên cứu

Đề tài dựa trên phương pháp nghiên cứu hệ thống bao gồm:

• Tổng hợp số liệu: Cơ sở và triển vọng phát triển của ngành điện và thị trường điện ở Việt Nam sẽ được phân tích và đánh giá, đặt cơ sở phương pháp luận cho

• Phân nhóm: Một số khái niệm về phí truyền tải và phương pháp luận được phân tích đánh giá theo các nhóm chính: giá cố định, giá tăng dần

• Phân tích: Các phương pháp tính phí truyền tải sẽ được phân tích về mặt lý thuyết cũng như thực tiễn Kinh nghiệm và bài học trong quá trình áp dụng thị trường điện tại các nước phát triển sẽ được đánh giá

• Kết luận: Kiến nghị các phương pháp và phương thức thích hợp nhất cho điều kiện thị trường điện ở Việt Nam

6 Những đóng góp khoa học của luận văn

- Luận văn đã phân tích các vấn đề về thị trường điện ở các nước phát triển, phân tích tình hình thực hiện thị trường điện ở Việt Nam, những khó khăn nảy sinh trong quá trình thực hiện Qua phân tích rút ra những kết quả đạt được, những mặt tích cực, hạn chế của các vấn đề và nguyên nhân của chúng

- Luận văn hệ thống và phân tích các vấn đề về tính phí truyền tải trong thị trường điện, làm cơ sở khoa học cho nghiên cứu và tính toán phí truyền tải tại thị trường điện ở Việt Nam

- Luận văn trình bày các áp dụng tính toán phí truyền tải trên lưới ví dụ và lưới điện khu vực miền Bắc năm 2011 tại Việt Nam theo 2 phương pháp tem thư và phương pháp tham gia biên Từ đó rút ra kết luận phục vụ trong vận hành thị trường điện

7 Cấu trúc của luận văn

Ngoài lời mở đầu, kết luận, danh mục tài liệu tham khảo… luận văn được kết cấu thành 3 chương:

Chương 1: Tìm hiểu chung về thị trường điện trên thế giới và Việt Nam

Chương 2: Các vấn đề chung về phí truyền tải trong thị trường điện

Chương 3: Áp dụng tính phí truyền tải lưới điện khu vực miền Bắc Việt Nam

CHƯƠNG 1: TÌM HIỂU CHUNG VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TRÊN THẾ

GIỚI VÀ VIỆT NAM 1.1 Một số khái niệm chung

1.1.1 Độc quyền và độc quyền tự nhiên

Quá trình sản xuất và kinh doanh của ngành công nghiệp điện ở bất cứ quốc gia nào bao giờ cũng gồm 3 khâu thống nhất với nhau: Sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng

Không giống như các loại hàng hóa khác, điện năng là một loại hàng hóa đặc biệt, không thể dự trữ được sau khi đã sản xuất ra Vì vậy, việc cân bằng giữa sản xuất và tiêu thụ tại mọi thời điểm là quy luật cơ bản của chu trình sản xuất và kinh doanh điện năng

Từ trước đến nay, theo cấu trúc truyền thống, các chức năng nêu trên thường được tập trung trong một công ty: Công ty Điện lực quốc gia Tài sản của công ty điện lực hầu hết thuộc sở hữu Nhà nước hoặc một chủ sở hữu nhất định Dưới dạng ngành dọc toàn phần như vậy, một công ty sở hữu và vận hành toàn bộ các nhà máy cùng lưới truyền tải và phân phối, đồng thời đảm nhận việc bán lẻ điện năng tới người sử dụng Công ty được độc quyền trong việc sản xuất và bán sản phẩm trong phạm vi dịch vụ của mình

Sự tập trung các chức năng trong một công ty như vậy là do xuất phát từ quan điểm cho rằng nếu như một công ty sở hữu và điều khiển toàn bộ quá trình thì chi phí cho sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng sẽ thấp hơn

Vậy bản chất độc quyền là gì? Độc quyền là tình trạng xảy ra khi thị trường chỉ tồn tại một người bán Do không có sự cạnh tranh, người giữ độc quyền có thể

tự định đoạt giá bán sản phẩm của mình nhằm mang lại lợi nhuận cao nhất

Hiện tượng độc quyền có thể xảy ra đối với cả khu vực sở hữu công cộng (ví dụ: Bưu chính viễn thông, giao thông, cấp nước, v.v ) lẫn khu vực sở hữu tư nhân

Dù thuộc khu vực sở hữu nào, các đơn vị độc quyền thường được hình thành ở các lĩnh vực mà Nhà nước (bằng các luật và quy chế) muốn giới hạn sự cạnh tranh

Theo kinh tế học, độc quyền tự nhiên xuất hiện do quy luật tăng hiệu quả kinh tế theo quy mô, hiệu quả sản xuất và phân phối của một doanh nghiệp hoặc một ngành đạt được tối đa khi chỉ có một người cung cấp duy nhất Khi đó, chi phí trung bình trên một đơn vị sản phẩm giảm nhanh khi sản lượng tăng lên và thường xuất hiện ở những ngành có chi phí cố định lớn

Khi xem xét hoạt động truyền tải điện, có thể thấy rằng đây là một dạng thị trường độc quyền tự nhiên Chi phí cố định cao trong khi chi phí thường xuyên lại

có xu hướng thấp Vì những lý do như vậy, Nhà nước phải đưa ra các quy định cụ thể để tạo ra tính cạnh tranh trong các hoạt động của các đơn vị tham gia thị trường điện

Hơn nữa, hệ thống phân phối và truyền tải là các ranh giới tự nhiên Lưới phân phối và truyền tải trong một khu vực do một đơn vị sở hữu và điều khiển mà không có một đơn vị nào khác được quyền thâm nhập vào Để cạnh tranh trong hoạt động truyền tải và phân phối, một đơn vị phải xây dựng lưới truyền tải và phân phối riêng của mình, điều này chắc chắn là khó thực hiện; đồng thời, nếu có đầu tư xây dựng được chắc chắn sẽ tốn kém không chỉ về tiền bạc mà còn ảnh hưởng lớn đến hiệu quả kinh tế xã hội trong việc sử dụng các cơ sở hạ tầng của Quốc gia hay khu vực

Tóm lại: Từ những phân tích về bản chất độc quyền và độc quyền tự nhiên, nguyên nhân của sự độc quyền trong ngành điện trong một thời gian dài như vậy là

do bản chất của quá trình sản xuất và kinh doanh của ngành công nghiệp điện

1.1.2 Thị trường điện và thị trường điện hoàn hảo

Khái niệm về thị trường điện: Cũng như các giao dịch thương mại khác, các

giao dịch điện năng cũng cần có các thiết chế như: Người mua, người bán, các hợp đồng, các cơchế quản lý thị trường, cơ cấu giá thành, người vận hành thị trường và người vận hành hệ thống Như vậy, thị trường điện là nơi diễn ra các giao dịch điện năng giữa người bán và người mua, người truyền tải, được xác định bằng các hợp đồng kinh tế

Thị trường điện hoàn hảo: Một thị trường điện cạnh tranh hoàn hảo đạt

được khi giá trị lợi ích xã hội ròng là cao nhất Lý thuyết kinh tế vi mô cho thấy rằng lợi ích xã hội ròng bằng thặng dư của bên mua cộng thặng dư của bên bán (xem hình 1.1) Giá trị này sẽ đạt giá trị cao nhất trong một thị trường cạnh tranh hoàn hảo trong khi sẽ thấp hơn ở các dạng thị trường với điều kiện khác như thị trường độc quyền hay bán tự do Vì vậy, khi tiến hành thực hiện thị trường cạnh tranh, các cấu trúc được xem xét cần hướng đến thị trường cạnh tranh hoàn hảo để tối ưu hóa giá trị lợi ích xã hội ròng Vậy, thị trường điện hoàn hảo là thị trường mà lợi ích xã hội lớn nhất hay nhiều người được sử dụng điện nhiều nhất

1.2 Giới thiệu các mô hình thị trường điện cạnh tranh

1.2.1 Mô hình ngành điện truyền thống

Tổ chức sản xuất kinh doanh của ngành công nghiệp điện lực bao gồm 3 khâu chính: phát điện, truyền tải điện và phân phối điện đến người tiêu dùng Cấu trúc truyền thống của ngành điện là cả 3 chức năng nêu trên được tập trung trong một công ty điện lực quản lý trên một vùng lãnh thổ nhất định gọi là công ty liên kết dọc Tại một vùng lãnh thổ, công ty điện lực liên kết dọc sẽ sở hữu và vận hành tất cả các nhà máy điện, lưới truyền tải và lưới phân phối Việc tập trung các chức năng trong một công

ty như vậy xuất phát từ quan điểm cho rằng nếu như một công ty sở hữu và vận hành toàn bộ quá trình sản xuất, truyền tải và phân phối điện thì việc phối hợp hoạt động một cách đồng bộ để đem lại hiệu quả là tốt nhất Với mô hình này các công ty điện lực sẽ độc quyền trong việc sản xuất và cung cấp điện cho người tiêu dùng Các công ty điện lực liên kết dọc này chủ yếu là thuộc sở hữu nhà nước với quan niệm cho rằng điện là một dạng hàng hoá đặc biệt, hệ thống điện thuộc cơ sở hạ tầng kỹ thuật, mục tiêu lợi nhuận không phải là mục tiêu duy nhất của hoạt động kinh doanh của các công ty điện

Hình 1.1 Mô hình truyền thống ngành điện

Tuy nhiên, thực tế cho thấy trong mô hình độc quyền liên kết dọc sẽ không

có yếu tố cạnh tranh trong sản xuất và kinh doanh điện Tất cả các đơn vị thuộc công ty điện lực đều thực hiện các nhiệm vụ sản xuất kinh doanh do công ty đề ra

Về phía khách hàng mua điện cũng không có sự lựa chọn người bán Một lý do mà trước đây coi khâu phát điện cũng là độc quyền tự nhiên vì phạm vi độ lớn của nhà máy điện so với tiêu thụ là rất lớn Trong giai đoạn đầu những năm 80 của thế kỷ

20, quan niệm về điện đã có chiều hướng thay đổi khi người ta coi điện cũng là một loại hàng hóa đặc biệt không lưu trữ được Khâu phát điện và bán lẻ điện được coi

là có tiềm năng cạnh tranh còn khâu truyền tải và phân phối là mang tính độc quyền

tự nhiên Do vậy việc đưa cạnh tranh vào khâu phát điện và phân phối bán lẻ điện

đã được nhiều nước nghiên cứu và phát triển

1.2.2 Các yếu tố thúc đẩy cạnh tranh trong ngành điện

Từ thực tế phát triển thị trường điện các nước, có thể xác định những yếu tố

cơ bản thúc đẩy cạnh tranh trong ngành điện, bao gồm:

- Sự cần thiết phải thay đổi cơ chế độc quyền: Có 3 nguyên nhân cơ bản

dẫn tới việc cần phải thay đổi cơ chế độc quyền là những cơ sở cho sự độc quyền trong thị trường điện đang ngày càng biến mất vào cuối thế kỷ 20 Đó là: Sự độc quyền mang lại cho các công ty điện một ưu thế là gần như không có rủi ro về kinh doanh trong quá trình phát triển hệ thống điện; hiện nay hầu như không có nơi nào trên thế giới, nơi có điện mà không có “lưới điện”; chi phí xây dựng đã được khấu hao từ nhiều thập kỷ trước đây

Phát điện

Truyền tải điện

Phân phối điện

Khách hàng

- Các yếu tố đặc thù của từng quốc gia: Đối với Mỹ thì mức chênh lệch về

giá điện thực tế so với chi phí biên dài hạn và mức chênh lệch về giá giữa các bang

là yếu tố thúc đẩy cạnh tranh Trong khi tại Cộng đồng Châu Âu thì nhân tố chính trị muốn có một thị trường điện chung Châu Âu là yếu tố ảnh hưởng quan trọng Ở Nhật Bản, giá điện cao và sự tận dụng công suất phát do đồ thị phụ tải không đồng

đều là nguyên nhân thúc đẩy cạnh tranh

- Nhu cầu huy động vốn đầu tư: Đối với các nước đang phát triển, đặc biệt

là các nước khu vực Châu Á Thái Bình Dương, nhu cầu vốn để xây dựng mới, đại

tu cải tạo các công trình điện là rất lớn Vốn ngân sách của Chính phủ thường không

đủ để đáp ứng nhu cầu đầu tư các công trình nguồn điện Theo dự báo của Uỷ ban Năng lượng Thế giới, trong giai đoạn 1990-2020, các nước trong khu vực cần đầu

tư khoảng 143 tỷ USD/năm, trong đó nguồn đầu tư nước ngoài ước tính cần khoảng

48 tỷ USD/năm Như vậy việc cải tổ ngành điện, phát triển thị trường điện cạnh tranh là giải pháp tích cực để thu hút được đầu tư tư nhân vào ngành điện

- Giảm chi phí: Cạnh tranh sẽ tạo ra động lực cho sự đổi mới, năng suất hơn

và giảm chi phí sản xuất Giảm chi phí để tăng lợi nhuận là mục tiêu của các nhà sản xuất Để đạt được mục tiêu này, các công ty bắt buộc phải đầu tư công nghệ sản xuất mới trong phát triển hệ thống điện Ví dụ, người ta đã so sánh chi phí công suất trung bình bán ra của 6 Công ty lớn ở Hoa Kỳ, với chi phí của một trạm biến áp tiêu chuẩn trong giai đoạn 1930 - 2000 Kết quả là giảm giá điện không theo kịp với sự

giảm giá thiết bị

- Thành tựu tiến bộ khoa học kỹ thuật: Quy mô của các nhà máy điện đã

được thay đổi nhờ có nguồn nhiên liệu khí rẻ tiền và các tổ máy tua bin khí có hiệu quả cao, công suất nhỏ phù hợp với cạnh tranh trong phát điện Ứng dụng công nghệ tin học cũng góp phần làm thay đổi quan điểm trước đây về kinh doanh của ngành điện Công nghệ tin học cũng hỗ trợ cho các công ty trong việc quản lý kỹ thuật, kinh doanh giao dịch khách hàng

- Ảnh hưởng của quá trình toàn cầu hóa: Trong một nền kinh tế khép kín,

tính không hiệu quả của nền kinh tế dẫn đến chi phí cao đều chuyển cho khách hàng

phải chịu Trong một nền kinh tế mở, hầu hết các ngành kinh tế đều có thể phát triển trong môi trường cạnh tranh, các nhà đầu tư thường lựa chọn những nơi có điều kiện đầu tư hấp dẫn nhất Như vậy, vấn đề toàn cầu hóa tạo ra áp lực tăng hiệu quả kinh doanh của ngành điện Nền kinh tế toàn cầu hỗ trợ việc cải tổ ngành điện bằng việc thúc đẩy sự xuất hiện của các công ty điện quốc tế những công ty có đủ nguồn lực để tham gia cạnh tranh trong các thị trường điện

- Ảnh hưởng của việc xây dựng thị trường điện ở các nước: Một thực tế

cho thấy rằng việc xây dựng thành công thị trường điện ở một số nước cũng có tác động tới các nước khác Các nước đi sau có thể rút ra các bài học về kinh nghiệm thành công cũng như thất bại trong quy trình xây dựng thị trường điện của các nước

đi trước Tác động tích cực của quá trình đưa cạnh tranh vào ngành điện đối với nền kinh tế một số nước như nâng cao hiệu quả hoạt động của các công ty điện lực,

giảm gánh nặng ngân sách đầu tư vào ngành điện, giảm giá bán điện v.v động lực

mạnh mẽ thúc đẩy các nước đi sau đặc biệt là các nước đang phát triển đẩy nhanh quá trình xây dựng thị trường điện

1.2.3 Các mô hình thị trường điện cạnh tranh điển hình

Cùng với những tiến bộ của khoa học kỹ thuật và quản lý, kết hợp với sự phát triển của một số học thuyết kinh tế mới đã tạo điều kiện để nhiều công ty điện lực nghiên cứu xây dựng, phát triển các mô hình kinh doanh mới thay thế cho mô hình truyền thống trước đây, như mô hình truyền tải hộ, mô hình thị trường phát điện cạnh tranh, mô hình TTĐ cạnh tranh bán buôn và bán lẻ, Tuy nhiên, nhìn từ góc độ cạnh tranh của thị trường có thể phân chia thành bốn loại mô hình thị trường điện cơ bản đang được áp dụng tại các nước trên thế giới hiện nay như sau:

- Mô hình Thị trường điện độc quyền: Là mô hình chỉ có một công ty nắm

giữ toàn bộ các khâu của quá trình sản xuất kinh doanh điện năng từ sản xuất, truyền tải đến phân phối cho khách hàng tiêu thụ

Đại lý mua buôn

Đại lý mua buôn

(a)Ngành dọc (b) Phân phối bán lẻ riêng

Hình 1.2 Mô hình thị trường điện độc quyền

- Mô hình Thị trường điện cạnh tranh phát điện nhưng chỉ có một đại lý mua buôn: Là mô hình chỉ có một người mua duy nhất từ nhiều nhà máy phát điện

Toàn bộ điện năng sản xuất ra phải bán cho đại lý mua buôn và đại lý này thực hiên chức năng phân phối độc quyền cho khách hàng tiêu thụ

Hình 1.3 Mô hình Thị trường điện cạnh tranh phát điện có một đại lý mua buôn

- Mô hình Thị trường cạnh tranh phát điện và cạnh tranh bán buôn: Là

mô hình mà các công ty phân phối có thể mua điện từ nhiều công ty bán buôn khác nhau tuy nhiên vẫn độc quyền trong khâu phân phối cho các khách hàng dùng điện

IPP IPP IPP IPP IPP IPP

IPP: Nhà máy điện độc lập CT PP: Công ty phân phối KH: Khách hàng

- Mô hình Thị trường điện cạnh tranh hoàn toàn: Là mô hình mà ở đó tất

cả các khách hàng đều có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện chứ không bắt buộc phải mua qua các nhà phân phối độc quyền Giá cả ở đây hoàn toàn được xác định dựa trên mối quan hệ cung cầu điện năng

Hình1.5 Mô hình Thị trường cạnh tranh hoàn toàn

Trên cơ sở nghiên cứu những mô hình thị trường điện lực được các nước trên thế giới áp dụng, thực hiện đánh giá những điều kiện cơ bản của thị trường điện lực Việt Nam hiện tại từ đó thực hiệnchủ trương của Đảng và Nhà nước trong thời gian đến theo là: “Từng bước hình thành thị trường điện 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 điện, xây dựng và vận hành các nhà máy thuỷ điện lớn, các nhà máy điện nguyên tử”

tùy ý, cũng có thể theo bậc nhất định Thời gian kéo dài có thể là nửa giờ, một giờ hay dài hơn Thời điểm bắt đầu có thể là giờ sau, ngày sau v.v… Địa điểm mua có thể là ở nhà máy điện hay ở phụ tải, cũng có thể ở một điểm trung gian nào đó Giá mua theo thỏa thuận song phương hay theo quy định của sàn mua-bán điện Giá mua điện dài hạn là giá trung bình dài hạn, còn giá mua điện ngắn hạn (nửa giờ, giờ v.v…) thì phụ thuộc thời điểm: Đỉnh, ngoài đỉnh hay min

Ví dụ, một xí nghiệp lớn hợp đồng với một đơn vị phát điện mua 100 MW trong 1 giờ bắt đầu từ 12 giờ hôm sau với giá 1000 đ/kWh, điểm nhận điện là tại đầu vào trạm trung gian phụ tải 220/110 kV Chú ý là nếu mua điện tại đây thì công suất phát từ đơn vị phát điện phải lớn hơn 100 MW do có tổn thất công suất trên lưới điện Ngược lại, nếu điểm lấy điện là ở đơn vị phát điện thì phụ tải chỉ nhận được công suất nhỏ hơn 100 MW do có tổn thất Hai bên cũng có thể hợp đồng mua bán cả năm hoặc nhiều năm

Tóm lại, mua bán điện đầy đủ là mua công suất và điện năng, ở đây điện năng thể hiện ở thời gian mua, điện năng phải đảm bảo độ tin cậy cao theo hợp đồng, mức tin cậy “cao” thế nào là do hai bên bán và mua thỏa thuận

Về mặt độ tin cậy cung cấp điện có các loại hình mua bán sau:

- Mua điện chắc chắn: Người mua, mua cả công suất và điện năng với độ tin cậy caotheo thỏa thuận

- Mua điện không chắc chắn: Người mua có thể mua điện từ đơn vị phát điện với giá thấp hơn bình thường với điều kiện nếu đơn vị phát điện thiếu công suất do

sự cố thì có thể cắt điện không báo trước Trong trường hợp này người mua chỉ mua điện năng của đơn vị phát điện

- Mua công suất dự trữ: Người mua có thể mua công suất dự trữ cho những phụ tải yêu cầu độ tin cậy rất cao, công suất này chỉ dùng đến khi xảy ra sự cố nguồn điện

Ví dụ, một bệnh viện có yêu cầu công suất 10 MW, mua điện độ tin cậy cao của đơn vị phát điện 1, nhưng mua công suất dự trữ 10 MW của đơn vị phát điện 2 cho trường hợp đơn vị phát điện 1 sự cố đơn vị phát điện 2 có hai sự lựa chọn: Để

10 MW dự trữ nóng (không sản xuất điện năng) cho bệnh viện; cứ sản xuất điện và bán cho hộ tiêu thụ A mua điện không chắc chắn (được phép cắt điện bất cứ khi nào), khi nào bệnh viện cần công suất thì cắt điện của hộ tiêu thụ A để cấp cho bệnh viện Tất nhiên phương án 2 hiệu quả hơn Hộ tiêu thụ A chỉ cần trả tiền điện năng tiêu thụ còn bệnh viện trả tiền công suất

Trong thực tế, có thể kết hợp mua bán điện chắc chắn và không chắc chắn:

Ví dụ mua điện chắc chắn ngày chủ nhật, không chắc chắn vào ngày thường v.v… Mức tin cậy cao (mức chắc chắn) cũng có thể chia bậc, thí dụ một lần mất điện trong 100 năm, 50 năm v.v… tất nhiên giá cả cũng khác nhau Các hợp đồng mua bán điện có thể rất chi tiết, điều này tùy thuộc vào người mua và người bán

b Mua bán dịch vụ

Sau khi hai bên mua và bán đã ký hợp đồng mua điện cơ bản, giao cho đơn

vị truyền tải, người mua và cả người bán còn phải trả tiền cho các dịch vụ cần thiết

để tải được điện năng từ nhà máy điện đến nơi tiêu thụ Ngoài ra, còn các dịch vụ phụ bao gồm: Điều khiển hệ thống điện, cung cấp công suất phản kháng và điều chỉnh điện áp, bù tổn thất công suất tác dụng, theo dõi phụ tải v.v… hỗ trợ cho dịch

vụ chính, là nhu cầu của dịch vụ chính và người sử dụng lưới truyền tải

1.3 Kinh nghiệm vận hành thị trường điện tại một số nước trên thế giới

1.3.1 Thị trường điện tại Australia

Mô hình và cấu trúc thị trường điện

Thị trường NEM là thị trường thời gian thực vận hành theo mô hình điều độ tập trung - chào giá tự do (price-based pool) có kèm theo hợp đồng tài chính (CfD) giữa các công ty phát điện và khách hàng mua điện để quản lý rủi ro biến động giá Các hợp đồng song phương được thực hiện độc lập bởi hai bên mua và bán Thị trường Úc được chia theo vùng, bao gồm 6 vùng là các bang của Úc

Với đặc điểm của thị trường Úc có độ dự phòng công suất lớn khoảng 25% và tốc độ tăng trưởng phụ tải thấp khoảng 3% năm, cơ cấu nguồn năng lượng đa dạng

Cơ sở hạ tầng của hệ thống điện phát triển ở mức cao (hệ thống SCADA, hệ thống

triển thị trường nhanh chóng Từ năm 1998 đến nay Úc đã phát triển đến giai đoạn

bán lẻ cạnh tranh

Tham gia thị trường có 15 công ty phát điện, các công ty này thường sở hữu

đa dạng các nhà máy phát điện có công nghệ khác nhau như nhiệt điện, thuỷ nhiệt,

thuỷ điện tích năng, năng lượng gió v.v để có thể chào giá đảm bảo tối ưu khả năng

phát toàn công ty

Hình 1.6: Cấu trúc thị trường điện tại Australia

Đơn vị phát điện (Generators): Các đơn vị phát điện chuyển đổi năng

lượng từ một nguồn nhiên liệu thành điện Ở Australia, nguồn nhiên liệu chủ yếu

được sử dụng là nước, than đá, khí tự nhiên và gió Hình sau mô tả liên hệ cấp điện

giữa các vùng trong thị trường điện quốc gia của Australia

Điện năng Giá giao ngay ($) Phí tham gia thị trường ($) Giá người sử dụng cuối cùng ($) Điền khiển

Hình 1.7: Liên hệ cấp điện giữa các vùng trong thị trường điện quốc gia của Australia

Công ty quản lý thị trường điện quốc gia - NEMMCO (National Electricity Market Management Company) : NEMMCO có trách nhiệm về việc

thực hiện và vận hành liên tục của thị trường bán buôn, tiếp tục cải thiện chức năng của nó trong quá trình duy trì an ninh hệ thống Nó hoạt động như là một công ty phi lợi nhuận mà trong đó các thành viên là các đơn vị con của thị trường điện quốc gia

Ủy ban thị trường năng lượng của Úc - AEMC (Australian Energy Markets Commission): AEMC chịu trách nhiệm về luật thị trường và xem xét các

đề xuất thay đổi luật thị trường Các đề xuất thay đổi luật thị trường phải thỏa mãn được các mục tiêu phát triển của thị trường điện quốc gia

Đơn vị điều tiết năng lượng của Úc - AER (The Australian Energy Regulator): AER chịu trách nhiệm thực hiện luật thị trường Thêm vào đó, đơn vị

này còn có trách nhiệm điều tiết các các dịch vụ truyền tải và phân phối điện sao cho kinh tế và phù hợp với luật thị trường

Quá trình tái cơ cấu ngành điện Úc bắt đầu được tiến hành từ năm 1991, bằng việc chia tách các khâu phát điện, truyền tải và phân phối Khi chưa thực hiện quá trình tái cơ cấu, tài sản các đơn vị trong ngành điện Úc đều thuộc sở hữu của nhà nước Do nguồn than dồi dào nên nhiệt điện than chiếm một tỷ lệ lớn trong khâu phát điện tại Úc Quá trình tái cơ cấu ở Úc được tiến hành đồng thời từ cấp bang và cấp Quốc gia Năm 1995 ngành điện Úc bắt đầu quá trình chuyển dịch theo mô hình tập đoàn và tư nhân hóa Các đơn vị truyền tải thuộc sở hữu nhà nước được hợp nhất thành Công ty truyền tải quốc gia duy nhất cùng với 1 Ủy ban quản lý lưới điện Quốc gia được thành lập Năm 1994, Ủy ban quản lý lưới điện Quốc gia ban hành quy định “Tái cơ cấu ngành điện Úc”, quy định này đặt ra mục tiêu cho phát triển thị trường điện Úc sau này

Cơ cấu tổ chức cho hoạt động thị trường điện của Úc bao gồm: i) Hội đồng về năng lượng (cấp Bộ); ii) Uỷ ban Thị trường năng lượng; iii) Cơ quan Điều tiết năng lượng

Thị trường điện quốc gia Úc bắt đầu vận hành từ tháng 12 năm 1998 với các mục tiêu: tạo sự cạnh tranh, cho phép các khách hàng lựa chọn nhà cung cấp, cho phép tham gia nối lưới Các đơn vị tham gia NEM gồm có:

- Công ty quản lý thị trường điện (NEMMCO): có vai trò điều độ hệ thống và điều hành thị trường điện (SMO)

- Các công ty phát điện (Generators), có 15 công ty công ty phát điện sở hữu trên 260 đơn vị phát điện Các nhà máy điện công suất đặt ≥ 30 MW đều phải tham gia thị trường

- Các công ty cung cấp dịch vụ lưới truyền tải (TNSP): có 5 công ty

- Các công ty cung cấp dịch vụ lưới phân phối (DNSP)

- Các khách hàng mua điện trên thị trường: bao gồm các công ty bán lẻ điện

và các khách hàng sử dụng điện lớn

Nguyên tắc vận hành thị trường

Hàng ngày, các công ty phát điện nộp bản chào giá cho các mức công suất phát theo chu kỳ 5 phút Từ tất cả các bản chào được tổng hợp, Công ty quản lý thị

trường (NEMMCO) xác định phương thức huy động các nhà máy điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải theo nguyên tắc chi phí tối thiểu NEMMCO sau đó sẽ điều độ các nhà máy điện theo phương thức được lập theo các bản chào này Giá thị trường được xác định theo chu kỳ 30 phút, là giá bình quân của 6 chu kỳ điều độ liên tục (5 phút 1 chu kỳ điều độ) Giá thị trường này được NEMMCO sử dụng để thanh toán tiền điện với các bên mua và bán trong thị trường giao ngay và giá này là như nhau trong tất cả các vùng

Thực tế vận hành và bài học kinh nghiệm

Thị trường toàn phần (Price Based) tạo nên xu hướng giá điện ngày càng tăng

mà không tạo ra được động lực cho đầu tư bổ sung để phát triển công suất phát.Về mặt vận hành các nhà máy không muốn chào tối đa công suất sẵn có (để nâng giá bán); Về mặt đầu tư, các công ty phát điện không muốn đầu tư bổ sung để nâng công suất phát (cũng để tạo nên tình trạng thiếu cung, nâng giá bán tăng lợi nhuận) Như vậy, mô hình thị trường chào giá toàn phần có xu hướng hạn chế phát triển công suất nguồn mới cả về ngắn hạn (trong vận hành) và dài hạn (trong đầu tư mới),

vì động lực duy nhất của các công ty phát điện là đạt được giá bán điện cao nhất để

có được lợi nhuận cao bù đắp những rủi ro thị trường Thực tế, với tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện tại Úc ở mức 3%/năm thì trong vòng 7 năm trở lại đây không

có một nguồn mới nào được đầu tư thêm trong khi đó giá điện bán buôn đã tăng xấp

xỉ 80%

1.3.2 Thị trường điện tại Singapor

Thị trường cạnh tranh bán buôn và bán lẻ

Hình 1.8 Cấu trúc thị trường điện tại Singapor

- Các nhà máy điện vận hành hoàn toàn độc lập và cạnh tranh với các công

ty sản xuất điện khác Các nhà máy điện mới tham gia vào vận hành: SembCorp

năm 2001 và Keppel Merlimau Cogen năm 2007 Công ty Island Power được mong

đợi là sẽ tham gia vận hành năm 2010

- Công ty thị trường năng lượng (EMA - Energy Market company) : được

thành lập năm 2011, là công ty tham gia điều tiết, vận hành hệ thống năng lượng và

trở thành đơn vị điều tiết thị trường

a Đơn vị quản lý thị trường điện ở Singapor ( EMA – Energy market Authority

of Singapor)

Các chức năng nhiệm vụ chính của EMA:

· Bảo đảm cung cấp điện năng ổn định, chất lượng với mức giá điện hợp lý cho

khách hàng;

· Thực hiện chức năng điều tiết về kinh tế và kỹ thuật;

· Thúc đẩy nâng cao hiệu quả trong công nghiệp điện;

· Đưa ra khuôn khổ điều tiết về kinh tế trong công nghiệp điện, thúc đẩy sự cạnh tranh, minh bạch và hiệu quả, ngăn ngừa việc làm dụng vị thế độc quyền và quyền lực thị trường

· Cơ quan vận hành hệ thống điện là một bộ phận trực thuộc EMA (Ban vận hành

hệ thống điện) thực hiện chức năng điều độ hệ thống, đảm bảo hệ thống điện vận hành ổn định, tin cậy

b Công ty thị trường điện ( EMC – Energy market Company Pte LTd)

Chức năng nhiệm vụ chính của EMC là:

· Điều hành giao dịch thị trường điện và đảm bảo cung cấp thông tin cho các đơn vị tham gia thị trường điện

· Thực hiện quản trị thị trường điện – Market Administration

· Thực hiện báo cáo đánh giá vận hành thị trường điện

EMC là một công ty cổ phần, trong đó cơ quan điều tiết EMA sở hữu 51% và các đơn vị tham gia thị trường sở hữu 49%

EMC được cấp giấy phép hoạt trong trong 10 năm, thực hiện các chức năng lập lịch huy động và thanh toán trên thị trường

c Công ty bán lẻ điện - MSSL

MSSL là một đơn vị cung cấp các dịch vụ cho thị trường bao gồm: thanh toán với khách hàng; đọc công tơ và quản lý dữ liệu đo đếm; cung cấp các dịch vụ cho khách hàng mới; lập hóa đơn và thanh toán phí truyền tải; bán điện cho các khách hàng nhỏ và gián tiếp bán điện cho khách hàng lớn

d Công ty lưới điện quốc gia

SP PowerAssets sở hữu toàn bộ lưới điện Singapore, có chức năng vận hành vào bảo dưỡng lưới điện

đ Các đơn vị phát điện

Singapore có 6 đơn vị phát điện tham gia thị trường, với thị phần như sau: Senoko Power (29,7%); PowerSeraya (27,5%); Tuas Power (24,5%); SembCorp (9,5%); Keppel (6,4%); NEA (2,4%) Các đơn vị phát điện thực hiện cạnh tranh bán điện

trên thị trường, ký hợp đồng vesting contract với MSSL và hợp đồng với các khách hàng lớn

e Các đơn vị bán lẻ điện

Tại Singapore có 5 đơn vị bán lẻ điện, trong đó có 4 đơn vị phát điện và một công

ty cung ứng điện (MSSL), với các tỷ trọng sản lượng như sau: MSSL (37,4%); Senoko Energy Supply (17,9%); Seraya Energy (18,5%); Tuas Power Supply (14,4%); SembCorp Power (8,9%); Keppel Electric (2,9%);

Các đơn vị bản lẻ điện thực hiện cạnh tranh bán điện trực tiếp cho các khách hàng

sử dụng điện lớn (sản lượng bình quân trên 10.000kWh/tháng) thông qua các hợp đồng Đối với các khách hàng nhỏ, chỉ duy nhất công ty MSSL được quyền cung cấp theo biểu giá bán lẻ điện thống nhất toàn quốc

Mô hình và cơ chế vận hành thị trường NEMS

a Mô hình thị trường điện NEMS

Hình 1.9 Mô hình thị trường điện NEMS

b Cơ chế vận hành thị trường NEMS

NEMS là thị trường toàn phần (Gross pool), chào giá ngày tới với chu kỳ giao dịch

là nửa giờ Trong thị trường NEMS, các đơn vị phát điện cạnh tranh chào giá để bán

điện vào thị trường Các khách hàng tiêu thụ lớn có quyền mua điện từ thị trường hoặc mua điện từ đơn vị bán lẻ điện thông qua hợp đồng

Hàng ngày, căn cứ vào bản chào giá điện năng và dịch vụ, dự báo phụ tải của PSO, EMC có trách nhiệm lập lịch huy động điện năng và dịch vụ điều tần, dự phòng quay cho cho các tổ máy trong mỗi chu kỳ giao dịch dựa trên phương pháp đồng tối

ưu điện năng và dịch vụ phụ có xét đến các ràng buộc hệ thống điện

Năm phút trước mỗi chu kỳ giao dịch, EMC có trách nhiệm công bố giá thị trường, lịch huy động điện năng và dịch vụ phụ làm căn cứ cho đơn vị vận hành hệ thống PSO điều độ các tổ máy

- Thị trường điện lực chịu ảnh hưởng trực tiếp từ biến động giá nhiên liệu sơ cấp,

cụ thể là biến động giá dầu trong giai đoạn 2003-2008

- Công nghệ phát điện CCGT được sử dụng nhiều hơn, thay thế cho các tổ máy chạy dầu Cụ thể, các công ty Senoko Power và Power Seraya đã thực hiện hoặc có

kế hoạch thực hiện việc cải tạo các tua-bin hơi chạy dầu thành các tổ máy sử dụng khí

- Mở rộng cạnh tranh trong phát điện sau khi có đầu tư nguồn mới vào năm 2007 mới, Công ty Keppel Merlimau với công suất 470 MW

- Hệ thống văn bản quy định và cơ sở hạ tầng phục vụ vận hành thị trường tiếp tục hoàn thiện, phát triển Đặc biệt quan trọng là quá trình điều chỉnh liên tục quy định thị trường điện và nâng cấp hệ thống IT

- Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh cũng được phát triển song song với thị trường bán buôn, thông qua việc mở rộng đối tượng, phạm vi các khách hàng sử dụng điện được quyền mua điện trực tiếp từ NEMS hoặc lựa chọn nhà cung cấp bán lẻ trên thị trường Tỷ trọng về phụ tải của các khách hàng đang được điều tiết hiện nay chỉ còn

25% với khoảng 1,2 triệu khách hàng nhỏ Nói cách khác, thị trường bán lẻ đã được

mở tới 75%

1.3.3 Thị trường điện tại Italia

Cấu trúc thị trường điện, chức năng của các đơn vị

Hình 1.10 : Cấu trúc thị trường điện tại Italia

TERNA - Cơ quan vận hành hệ thống truyền tải và điều độ hệ thống điện (TSO): Thuộc sở hữu 100% vốn của Tập đoàn ENEL, sở hữu, quản lý hơn 90%

lưới điện truyền tải điện Quốc gia TERNA điều độ, vận hành hệ thống điện theo điều hành của GRTN - đơn vị vận hành công cộng thuộc Bộ Tài chính (Mô hình vận hành hệ thống điện độc lập)

GSE - Cơ quan cung cấp dịch vụ hệ thống điện: Thuộc sở hữu 100% vốn

của nhà nước (thuộc Bộ Tài chính) GSE có nhiệm vụ cung cấp các dịch vụ cho thị trường điện, khuyến khích và phát triển năng lượng tái tạo GSE sở hữu GME (cơ quan vận hành thị trường điện) và AU (đơn vị mua điện duy nhất – Single buyer)

GME - Cơ quan vận hành thị trường điện: Được thành lập từ GRTN vào

tháng 6/2000 và thực hiện vận hành thị trường điện từ 1/4/2004 Hiện nay, GME thuộc sở hữu của GSE GME tổ chức và quản lý thị trường điện IPEX theo tiêu chí

trung lập, minh bạch để đảm bảo khuyến khích cạnh tranh giữa các đơn vị phát điện

và đảm bảo cung cấp điện

AU - Đơn vị mua điện duy nhất: Có nhiệm vụ mua toàn bộ điện năng trên

thị trường IPEX và bán điện cho các công ty phân phối với những điều kiện tốt nhất (best possible terms) Ngoài ra, từ 1/7/2007, AU có trách nhiệm bán điện cho các khách hàng tự nguyện mua điện từ AU

AEER - Cơ quan điều tiết Điện và Khí của Italy: Hoạt động theo cơ chế Ủy

ban bao gồm 1 Chủ tịch và 4 thành viên do Thủ tướng Chính phủ bổ nhiệm Cơ quan AEER có các chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn trong lĩnh vực điện lực như sau: xây dựng, ban hành các quy định về giá và phí; Ban hành các quy định về vận hành hệ thống điện; Cấp giấy phép hoạt động điện lực; Khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo; Giải quyết tranh chấp

Các nguyên tắc vận hành thị trường điện Italy

Thị trường điện của Italy được thiết kế theo mô hình thị trường bán buôn, vận hành theo dạng thị trường điện một phần (net pool) Các nhà máy điện tham gia thị trường tự lập lịch điều độ (self-commitment) cho mỗi chu kỳ giao dịch (một giờ) Thị trường điện của Italy vận hành theo mô hình chào giá 2 phía cung và cầu (two-way bidding) Giá điện của thị trường điện được xác định bằng giá của nhà máy chạy biên đắt nhất được huy động Giao dịch mua bán buôn điện tại Italy được thực hiện dưới các dạng giao dịch điện năng (vật lý) bao gồm hợp đồng tương

lai(Forward / OTC market), thị trường ngày tới (Spot market) và thị trường cân bằng thời gian thực (Balancing market)

Thị trường hợp đồng tương lai - Forward / OTC market (MTE): Thị trường

hợp đồng tương lai là thị trường vật lý thỏa thuận song phương giữa bên mua (khách hàng) và bên bán (nhà máy điện) Trong mỗi chu kỳ hàng tuần (từ thứ 2 đến thứ 6, từ 9:00 đến 14:00), sản lượng điện năng mua qua hợp đồng tương lai được phân bổ ra từng giờ theo nguyên tắc của PCE

Thị trường giao ngay - Spot Market (MPE): Thị trường điện giao ngay của

Italy bao gồm thị trường điện ngày tới (MGP), thị trường điện trong ngày (MI) và thị trường dịch vụ phụ - Ancillary Services Market (MSD) Cụ thể như sau:

- Thị trường điện ngày tới (MGP): cho phép các nhà máy chào giá trước 17:00 và được lập lịch vào 21:00 ngày D-1 cho các tổ máy

- Thị trường trong ngày (MI): Cho phép các nhà máy điện sửa đổi bản chào trên cơ sở các nhà máy đã được lập lịch trong thị trường ngày tới

- Thị trường dịch vụ phụ trợ - Ancillary Services Market (MSD): Cho phép TERNA (TSO) mua các nguồn điện để đảm bảo cho vận hành an toàn hệ thống điện trong vận hành thời gian thực Các nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ được trả theo giá chào (pay-as-bid) để đảm bảo vận hành theo lịch huy động đã lập

1.3.4 Thị trường điện tại Thái Lan

Tổng quan ngành điện tại Thái Lan

a) Khâu phát điện và truyền tải điện: EGAT là cơ quan nhà nước chịu trách

nhiệm chính về phát điện và truyền tải điện của Thái Lan Với vai trò là đơn vị mua điện duy nhất, ngoài sản xuất điện từ các nhà máy điện của EGAT, EGAT còn mua điện từ các đơn vị phát điện độc lập trong nước và nhập khẩu để cung cấp điện cho

Truyền tải điện ĐĐHTĐ

Hình 1.12 Sơ đồ cấu trúc ngành điện Thái Lan

EGAT sở hữu, quản lý toàn bộ lưới truyền tải điện ở Thái Lan và chịu trách nhiệm điều độ hệ thống điện

b) Khâu phân phối và bán lẻ điện

Hai Công ty điện lực tỉnh (PEA) và Công ty điện lực Thủ đô (MEA) chịu trách nhiệm phân phối và bán lẻ điện đến khách hàng dùng điện

MEA là công ty thuộc sở hữu nhà nước chịu trách nhiệm cung cấp điện cho khu vực thủ đô Bangkok, 2 tỉnh lân cận Samutprakan và Nonthaburi; chiếm 0,6% vùng lãnh thổ (khoảng 4.000 km2 so với tổng diện tích toàn Thái Lan 514.000m2

) với số lượng khách hàng 2,9 triệu (31% số khách hàng toàn Thái Lan)

PEA là công ty thuộc sở hữu nhà nước chịu trách nhiệm cung cấp điện cho 73/76 tỉnh (510 nghìn km2, chiếm hơn 99% diện tích toàn Thái Lan) với 4 khu vực cung cấp dịch vụ, 73 điện lực tỉnh, 737 điện lực quận huyện và 91 chi nhánh cấp xã (số liệu năm 2008)

c) Cơ quan điều tiết năng lượng ERC

Cơ quan điều tiết năng lượng ERC được thành lập vào năm 2007 để tách chức năng điều tiết độc lập với chức năng lập chính sách của Văn phòng chính sách và kế hoạch năng lượng EPPO ERC có chức năng điều tiết hoạt động của ngành điện và khí, chịu chỉ đạo trực tiếp từ Bộ trưởng Bộ Năng Lượng ERC làm việc theo cơ chế

ủy ban, gồm chủ tịch và 6 ủy viên có nhiệm kỳ 6 năm, trong nhiệm kỳ đầu tiên có 3

ủy viên có nhiệm kỳ 3 năm Kinh phí ERC một phần được cấp từ ngân sách nhà nước và một phần thông qua thu phí cấp giấy phép/điều tiết hoạt động điện lực

Cơ chế giá điện điều chỉnh theo các yếu tố đầu vào:

Giá điện của Thái Lan được tính toán theo công thức sau:

Giá điện = Giá cơ sở + F t Giá cơ sở được tính toán để phản ánh chi phí đầu tư nhà máy điện, lưới điện

truyền tải của EGAT, chi phí đầu tư lưới phân phối điện của MEA, PEA, chi phí nhiên liệu cho sản xuất điện của EGAT và chi phí mua điện từ các NMĐ khác, chi phí O&M và chi phí quản lý cần thiết của EGAT, MEA, PEA trong từng chu kỳ

tính giá từ 3-5 năm (Giá cơ sở áp dụng cho năm 2008 là 2,2462 baht/kWh, được

tính cho chu kỳ xét giá từ tháng 10 năm 2005 – tháng 10 năm 2009)

Chi phí vận hành, bảo dưỡng (O&M) và quản lý được tính toán theo hiệu quả hoạt động có tính đến trượt giá và nâng cao năng suất lao động cho toàn bộ 3 năm của chu kỳ định giá

Chi phí đầu tư và doanh thu yêu cầu của MEA và PEA được xác định dựa trên các chỉ tiêu tài chính gồm ROIC, DSCR, D/E đối với từng khâu phát, truyền tải và phân phối điện

Lượng điều chỉnh giá F t được tính toán để phản ánh sự thay đổi chi phí do thay đổi giá nhiên liệu và chi phí mua điện cho từng chu kỳ điều chỉnh 4 tháng (hàng năm có 3 chu kỳ điều chỉnh: tháng 10 năm trước- tháng 01, tháng 02- tháng

05, tháng 06- tháng 09)

Nhận xét

a) Cơ chế điều chỉnh tự động giá điện tại Thái Lan điều chỉnh giá điện theo chu kỳ 4 tháng một lần theo biến động của giá nhiên liệu và các thay đổi chi phí mua điện Các thay đổi bất thường chi phí cũng được tính đến trong lượng điều chỉnh Chi phí O&M và chi phí quản lý của EGAT, MEA, PEA đều được quản lý theo hiệu quả hoạt động và không được hiệu chỉnh trong suốt các năm từ 2006-2008 của chu kỳ định giá hiện tại Như vậy, mặc dù còn một số hạn chế do việc tính trước doanh thu và chi phí cho phép cho thời gian dài (3-5 năm) làm cho các năm cuối của chu kỳ phải điều chỉnh nhưng cơ chế giá điện tại Thái Lan đã cho phép chi phí phản ánh vào giá gần như hoàn toàn và đảm bảo cho các đơn vị điện lực có đủ nguồn vốn để tái đầu tư

b) MEA và PEA trực tiếp bán lẻ điện đến khách hàng sử dụng điện cuối cùng, không qua các trung gian bán lẻ điện (như các đơn vị kinh doanh điện nông thôn, khu tập thể, cụm dân cư, khu công nghiệp như ở Việt Nam) nên đảm bảo biểu giá bán lẻ điện được áp dụng thống nhất trên toàn quốc và hộ nghèo, thu nhập thấp được trực tiếp hưởng trợ giá từ chính phủ

1.3.5 Thị trường điện ở Chilê

Ngành điện của Chi lê gồm có 4 thành phần tác động qua lại trong chuỗi cung cấp điện: phát điện, truyền tải điện, các công ty phân phối điện và các khách hàng Các công ty phát điện sản xuất điện sử dụng các nguồn khác nhau (thủy điện, than, khí đốt, diesel, gió) để bán cho các công ty phân phối điện và các khách hàng không tham gia điều tiết và người tiêu dùng với lượng tiêu dùng lớn hơn 2000kW

Các khách hàng điều tiết bắt buộc phải mua điện từ các công ty phân phối điện trong khi các khách hàng không tham gia điều tiết có thể mua diện và năng lượng từ các công ty phân phối điện hoặc phát điện

Hình 1.13: Cấu trúc thị trường điện tại Chilê

Bài học kinh nghiệm

Từ mô hình cải cách của Chilê, ta có thể thấy một số điểm yếu sau:

a) Khi việc truyền tải và phát điện không được tách rời nhau Điều này gây ra

vô số vấn đề và tạo ra một rào cản lớn cho sự tham gia của các thành viên mới vào thị trường điện Điểm yếu này đã được khắc phục một số năm sau đó bởi tổ chức chống độc quyền Chile ra lệnh rằng cả hai hoạt động này sẽ được tách rời;

b) Sự tham gia rất lớn của các công ty phát điện vào hệ thống, ENDESA cộng với vấn đề quyền sử dụng nước được sở hữu hầu hết bởi công ty này Vấn đề này đã không được giải quyết, giải pháp chỉ là một phần thuế cho quyền không sử dụng nước;

c) Hội nhập dọc giữa các công ty phát điện chủ yếu và các công ty phân phối lớn nhất Vấn đề này vẫn còn tồn tại nhưng tác dụng phụ của nó đã được xoa dịu bằng cách mở các hồ sơ dự thầu cung cấp của các công ty phân phối;

d) do thiếu cơ chế pháp lý để giải quyết nhanh chóng các tranh chấp dẫn đến thủ tục tố tụng / kiện tụng về các vấn đề không được chính quyền giải quyết đúng đắn và với phạm vi đó, các cơ quan không thể hành động đúng trong cuộc khủng hoảng nguồn cung Vấn đề này đã được thay thế bằng việc tạo ra các Panel chuyên gia " để giải quyết xung đột giữa các tác nhân thị trường;

e) Các đơn vị nhà nước chịu trách nhiệm về việc xác định và thực hiện các chính sách năng lượng, việc điều tiết và giám sát các hoạt động của ngành điện còn yếu Những vấn đề này đang từng bước được giải quyết, cho quyền nhiều hơn cho các đơn vị giám sát và sau đó, tạo ra Bộ Năng lượng;

f) Việc tư nhân hóa không thúc đẩy đầu tư vào sản xuất điện như đã được chứng minh ở Chile Tăng trưởng công suất phát điện không đủ đáp ứng nhu cầu tăng trưởng và an ninh nguồn cung cấp cần thiết Việc thiếu đầu tư này được giải thích một phần là do vị trí độc quyền của công ty phát điện lớn nhất, mà chủ yếu là thủy điện và sở hữu hầu hết các nguồn thủy điện, là đơn vị sẽ có thêm lợi nhuận nếu

dự án phát điện chậm tiến độ;

g) Thông thường các khoản đầu tư vào phát điện đáp ứng với giá điện và khủng hoảng nguồn cung cấp Các hồ sơ dự thầu cho các công ty phân phối và các

dự án khai thác mới đã làm việc, khuyến khích để phát điện mới

1.3.6 Bài học kinh nghiệm chung

Từ kinh nghiệm quá trình tái cơ cấu, phát triển thị trường và mô hình thị trường đang áp dụng ở một số nước nêu trên, có thể rút ra một số bài học như sau:

1 Có cơ sở pháp lý đủ mạnh: Hầu hết các nước đều có văn bản pháp lý ở mức luật/đạo luật để thực hiện (ví dụ Úc, Philippines )

2 Bộ máy thực thi đủ mạnh: Hầu hết các nước đều có các cơ quan điều tiết độc lập đủ mạnh để giải quyết các vấn đề của thị trường (ví dụ Philippines, New Zeland )

3 Khâu phát điện cần được tái cơ cấu trước tiên: Việc tái cơ cấu để tạo ra sự cạnh tranh minh bạch và công bằng, tối ưu sử dụng các nguồn tài nguyên (nước, khí đốt ) các nhà máy điện hiện có thuộc sở hữu nhà nước cần được tổ chức lại thành một số công ty nguồn điện (Gencos), có năng lực cạnh tranh tương đương nhau, sở hữu các nhà máy thuỷ điện trên cùng 1 hệ thống sông hoặc các nhà máy điện cùng

sử dụng chung 1 nguồn cung cấp khí Trước mắt các công ty phát điện này có thể do nhà nước sở hữu, sau đó sẽ dần được cổ phần hoá để thu hút các nguồn vốn khác vào khâu phát điện

4 Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (SMO) cần được tách ra độc lập: Việc tách đơn vị SMO ra nhằm đảm bảo cho hệ thống điện và thị trường điện được vận hành một cách thực sự minh bạch và công bằng với mọi đối tượng tham gia thị trường Theo kinh nghiệm quốc tế, bước đầu tiên các nước thường thực hiện là tách đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thành một đơn vị độc lập hoàn toàn với các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải và phân phối điện (là các đơn vị chịu sự điều hành của SMO trong thị trường điện) để tránh xung đột lợi ích giữa người điều hành và người tham gia thị trường

1.4 Đánh giá tình hình thị trường điện ở Việt Nam

1.4.1 Hiện trạng ngành điện Việt Nam

1.4.1.1 Nguồn điện

Ngành điện hiện tại đang được vận hành theo mô hình liên kết dọc truyền thống Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) hiện đang sở hữu một phần lớn công suất các nguồn phát điện (trừ một số nhà máy được sở hữu bởi các đơn vị phát điện bên ngoài), nắm giữ toàn bộ khâu truyền tải, vận hành hệ thống, phân phối và kinh doanh bán lẻ điện

Trong khâu phát điện, hiện tại EVN đang sở hữu hoặc nắm cổ phần chi phối 71% tổng công suất đặt toàn hệ thống, phần còn lại được sở hữu bởi Tổng công ty hay Tập đoàn nhà nước (Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Tập đoàn Than và Khoáng sản Việt Nam, Tổng Công ty Lắp máy Việt Nam, Tổng Công ty Sông Đà v.v…),

(theo hình thức IPP) Các nhà máy này bán điện cho EVN qua hợp đồng mua bán điện dài hạn (PPA) Trong năm 2011, điện năng sản xuất toàn hệ thống điện Quốc gia đạt 108725 GWh (bao gồm cả sản lượng điện bán cho Campuchia), sản lượng điện tiêu thụ toàn quốc là 107587 GWh, tăng 8,65% so với năm 2010 Mức tăng trưởng này là thấp nhất trong vòng 10 năm Tỷ lệ tăng trưởng chỉ tương đương với năm 2009 là năm bị suy thoái kinh tế (tốc độ tăng trung bình từ năm 1999 đến năm

2010 là 13,84%) [1]

Về nhu cầu phụ tải năm 2011, sản lượng ngày cao nhất đạt 340,9.106 kWh (ngày 31 tháng 8), tăng 4,5% so với cùng kỳ năm 2010 (Amax = 326,3.106 kWh); công suất cực đại đạt cao nhất được là 16628 MW (ngày 05/8), tăng 7,14% so với năm 2010 Công suất cực đại năm 2011: Từ tháng 2 đến tháng 9 chuyển vào cao điểm sáng khoảng từ 10h đến 11h; từ tháng 10 đến tháng 1 chuyển vào cao điểm chiều khoảng từ 17h30 đến 18h30

Trong năm 2011, tình hình sản xuất và cung ứng điện trong toàn hệ thống tương đối tốt, đáp ứng về cơ bản điện cho nhu cầu sản xuất và đời sống của nhân dân Các yếu tố thuận lợi: ngoài các yếu tố như điều kiện thủy văn các hồ thủy điện, thời tiết (nhất là các hồ phía Bắc, nơi tập trung các nhà máy thủy điện lớn) thuận lợi và nhu cầu điện tăng không cao như dự kiến, còn có các yếu tố khác như: Có thêm một loạt các nhà máy thủy điện và Tuabin khí mới đưa vào vận hành với tổng công suất

2600 MW; các nhà máy nhiệt điện than mới đưa vào vận hành tại miền Bắc sau khi khắc phục các khiếm khuyết đã vận hành ổn định hơn, việc đưa vào phát điện 3 tổ máy của thủy điện Sơn La đã góp phần làm cho tình hình cung cấp điện được cải thiện

Truyền tải trên HTĐ 500 kV theo hướng truyền tải công suất chủ yếu từ miền Bắc, miền Trung vào miền Nam, trong khi năm 2010, hướng truyền tải chủ yếu từ Nam ra Bắc Trong cả năm miền Nam nhận điện từ HTĐ 500 kV rất lớn Các MBA

500 kV Phú Lâm, Tân Định, Ô Môn và các đường dây 500 kV thường xuyên trong chế độ mang tải cao

Tổng nguồn mới đưa vào vận hành năm 2011 là 3188 MW, nâng tổng công suất khả dụng các nguồn điện là 22804 MW, tăng 15,55% so với năm 2010 (19735 MW) Tổng số các nhà máy điện do A0 chỉ huy điều khiển là 78 nhà máy Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải các năm thể hiện ở hình 1.13 Biểu đồ công suất đặt nguồn điện thể hiện ở hình 1.14

Hình 1.14: Biểu đồ cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2011

Từ những số liệu công suất của nguồn và tải của HTĐ năm 2011 có thể thấy tăng trưởng về nguồn thấp hơn tăng trưởng phụ tải , khả năng đáp ứng tải của HTĐ vẫn chưa cao, nhiều thời kỳ trong năm vẫn chưa đảm bảo được lượng công suất dự phòng cần thiết để hệ thống vận hành an toàn

1.4.1.2 Lưới điện

Lưới điện truyền tải và phân phối không ngừng được mở rộng, củng cố một cách đồng bộ với sự phát triển của nguồn điện và nhu cầu phụ tải hệ thống Tính đến hết năm 2011, lưới truyền tải 500 kV nối liền các miền Bắc - Trung - Nam bao gồm hai mạch đường dây với tổng chiều dài 4542,6 km, dung lượng các trạm biến

áp là 15658 MVA [1,7]

Tổng chiều dài các đường dây cấp điện áp 220 kV 10167 km, cấp điện áp

110 kV là 14002 km Công suất các trạm biến áp với cấp điện áp 220 kV là 25519 MVA, cấp 110 kV là 29396 MVA

1.4.1.3 Mô hình tổ chức của EVN

Mô hình tổ chức của EVN hiện nay gồm các khối chức năng chính như sau [10]:

1-Khối phát điện: Gồm 16 công ty phát điện Trong đó, 6 công ty đã cổ phần hóa, 3 công ty đã chuyển sang mô hình Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên Các công ty phát điện còn lại tồn tại dưới hình thức đơn vị hạch toán phụ thuộc

2-Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia được thành lập dưới hình thức đơn vị hạch toán phụ thuộc Theo “Quy trình Điều độ hệ thống điện Quốc gia, QTĐĐ-11-2001” ban hành theo quyết định số 56/QĐ-BCN ngày 26 tháng 11 năm

2001 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp (nay là Bộ Công thương), việc điều hành HTĐ quốc gia được chia thành 3 cấp điều độ Bao gồm: điều độ HTĐ quốc gia, điều độ HTĐ miền, điều độ lưới điện phân phối

3-Công ty Mua bán điện: Được thành lập và đi vào hoạt động từ tháng 01 năm 2008 dưới hình thức công ty hạch toán phụ thuộc, đại diện cho EVN đàm phán mua điện từ các nhà máy điện lớn để bán lại cho các công ty điện lực

4-Khối truyền tải: Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) được thành lập và đi vào hoạt động từ tháng 7 năm 2008 dưới hình thức là đơn vị hạch toán phụ thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam NPT có trách nhiệm quản lý, vận hành hệ thống lưới truyền tải điện từ cấp điện áp 220 kV trở lên, với 4 đơn vị thành viên là Công

ty truyền tải điện 1, 2, 3 và 4

5-Khối phân phối điện: Có 11 công ty điện lực Trong đó, Công ty điện lực Khánh Hòa được thành lập dưới hình thức công ty cổ phần (JSC), 5 Tổng công ty điện lực được thành lập dưới hình thức công ty TNHH MTV, các công ty điện lực còn lại được thành lập dưới hình thức công ty hạch toán độc lập Tại các thành phố lớn, các khách hàng sử dụng điện được mua điện trực tiếp từ các công ty điện lực thuộc EVN Ở các vùng sâu, vùng xa, hình thức kinh doanh điện qua các Hợp tác xã vẫn mang tính phổ biến, tạo nên một cấp kinh doanh điện bán lẻ cho các hộ dân

1.4.1.4 Mô hình tổ chức quản lý lưới điện truyền tải

Từ tháng 7 năm 2007 trở về trước, mô hình tổ chức công tác đầu tư xây dựng

và quản lý vận hành các lưới điện truyền tải của EVN bao gồm 4 công ty truyền tải điện và 3 ban quản lý dự án công trình điện miền Bắc, Trung và Nam Kể từ ngày

01 tháng 04 năm 2007, các công ty truyền tải đã bàn giao lưới điện 110 kV cho các công ty Điện lực, chỉ quản lý lưới điện 220 - 500 kV Công ty Truyền tải điện 1 quản lý lưới điện khu vực miền Bắc, đến Hà Tĩnh (29 tỉnh); Công ty Truyền tải điện

2 quản lý lưới điện khu vực trung Trung Bộ, từ Quảng Bình đến Quảng Nam (7 tỉnh); Công ty Truyền tải điện 3 quản lý lưới điện khu vực nam Trung Bộ, từ Quảng Ngãi đến Ninh Thuận và Tây Nguyên (7 tỉnh); Công ty Truyền tải điện 4 quản lý lưới điện khu vực miền Nam (21 tỉnh) Theo mô hình này các công ty truyền tải điện hạch toán phụ thuộc, hoạt động theo phân cấp và ủy quyền của EVN, được EVN cấp các kinh phí cho hoạt động quản lý vận hành và đầu tư Các công ty truyền tải điện chỉ có chức năng: quản lý, vận hành lưới điện trong địa bàn quản lý;

tổ chức lực lượng và thực hiện thí nghiệm, sửa chữa; quản lý các dự án đầu tư thuộc loại cải tạo, nâng cấp, mở rộng lưới điện hiện có (các công trình mới được giao cho ban quản lý dự án) Cho đến năm 2007 thì 4 công ty truyền tải và 3 ban quản lý dự

án đã cơ bản hoàn thành nhiệm vụ được giao, có những đóng góp rất quan trọng trong việc cung cấp điện cho nền kinh tế quốc dân Tuy nhiên, với phương thức quản lý điều hành nói trên, khối lượng công việc tại EVN sẽ quá lớn, dẫn đến quá tải trong xét duyệt cũng như dẫn đến cơ chế “xin cho”, chỉ đạo điều hành đôi khi chưa bám sát thực tế quản lý vận hành, đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải Do phần lớn các hạng mục công trình phải có sự nhất trí, thông qua của tập đoàn nên các đơn vị bị hạn chế tính chủ động, sáng tạo trong giải quyết công việc; cũng do các đơn vị hạch toán phụ thuộc nên chưa khuyến khích các đơn vị chủ động giảm thiểu chi phí, thực hành tiết kiệm, chống lãng phí Trong khi cả 3 ban quản lý dự án của tập đoàn thực hiện nhiệm vụ đầu tư xây dựng các công trình lưới điện mới thì tại các công ty truyền tải điện cũng hình thành các ban quản lý dự án kiêm nhiệm trực thuộc để thực hiện các dự án cải tạo, nâng cấp và mở rộng Như vậy, có đến 2

khối ban quản lý dự án là điều bất cập trong quản lý, lãng phí nhân lực và trang thiết

bị, đồng thời gây chồng chéo hoặc đùn đẩy trách nhiệm khi xử lý công việc

Xuất phát từ những bất cập nêu trên và để chuẩn bị các điều kiện tiên quyết cho thị trường phát điện cạnh tranh cũng như các cấp độ thị trường điện tiếp theo, sau khi được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận, ngày 07/07/2008 Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã quyết định thành lập Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) theo mô hình công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên (TNHH MTV), đáp ứng tiêu chí các nhà máy điện, các công ty truyền tải điện, các công ty phân phối điện thuộc EVN được tổ chức lại dưới dạng các công ty độc lập về hạch toán kinh doanh Hiện nay, NPT đang do EVN trực tiếp sở hữu, quản lý, phù hợp với các quy định hiện hành của Nhà nước, là một phần sức mạnh không tách rời đảm bảo để EVN chịu trách nhiệm chủ đạo trong việc đáp ứng nhu cầu điện của cả nước và trao đổi điện với các nước trong khu vực; EVN giữ vai trò chính trong việc đảm bảo cung cấp điện ổn định, an toàn cho sự nghiệp phát triển kinh tế - xã hội Thực hiện đầu tư phát triển các công trình lưới điện đồng bộ nhằm nâng cao hiệu quả đầu tư

1.4.2 Dự kiến tiến độ triển khai thị trường điện Việt Nam

Từ kinh nghiệm thực tế trong triển khai xây dựng thị trường điện cạnh tranh tại các quốc gia trên thế giới, các nghiên cứu gần đây của EVN, các Bộ ngành và Luật Điện lực đã ban hành, nước ta chủ trương sẽ xây dựng thị trường điện với mức

độ cạnh tranh từ thấp đến cao tùy thuộc vào quy mô phát triển, trình độ quản lý, cơ

sở hạ tầng kỹ thuật và pháp lý cho hoạt động của thị trường Dự kiến thị trường điện Việt Nam gồm 3 giai đoạn như sau: