Luan Van 29Oct2010 Print

Luận văn thạc sỹ QTKD Khoa Ktế & Qlý - Trường ĐHBK HN

LỜI CẢM ƠN

Tác giả xin trân trọng gửi lời cảm ơn tới các Cán bộ Nhân viên Viện đào

tạo sau đại học và các Thầy, Cô giáo Khoa Kinh tế & Quản lý - Trường Đại

học Bách Khoa Hà Nội đã tạo mọi điều kiện thuận lợi, giảng dạy và giúp đỡ

Tác giả trong quá trình học tập tại trường và thực hiện Luận văn này.

Tác giả xin gửi lời chân thành cảm ơn tới Thầy giáo hướng dẫn khoa

học - TS. Bùi Xuân Hồi, người đã tận tình chỉ bảo, hướng dẫn trong suốt quá

trình Tác giả học tập, nghiên cứu, thực hiện luận văn tốt nghiệp.

Tác giả rất mong nhận được sự góp ý của các Thầy giáo, Cô giáo và các

bạn đồng nghiệp để đề tài nghiên cứu được áp dụng thành công trong thực tế.

Xin trân trọng cám ơn!

HV. Nguyễn Mạnh Tùng

Học viên. Nguyễn Mạnh Tùng

Khóa: 2008 -2010


LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan, bản luận văn này là nội dung khoa học do Tôi tự

nghiên và không sao chép từ bất kỳ một luận văn hay tài liệu nào tương tự.

Tôi cam đoan, tất cả các trích dẫn, số liệu được sử dụng trong luận văn

đều có nguồn gốc rõ ràng, chính xác.

Tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm với lời cam kết của mình.

HV. Nguyễn Mạnh Tùng


Khóa: 2008 -2010


DANH MỤC THUẬT NGỮ VIẾT TẮT

STT Chữ viết tắt Nguyên nghĩa

1 BOO Build - Owner - Operate

(Xây dựng - Sở hữu - Vận hành)

2 BOT Build - Operate - Transfer

(Xây dựng - Vận hành - Chuyển giao)

3 ĐĐQG Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia

4 EPTC Electric Power Trading Company

(Công ty Mua bán điện)

5 EVN Electricity of Viet Nam

(Tập đoàn Điện lực Việt Nam)

6 HTĐ Hệ thống điện

7 IPP Independent Power Plant

(Nhà máy điện độc lập)

8 NMĐ Nhà máy điện

9 NMTĐ Nhà máy thủy điện

10 PPA Power Purchase Agreement

(Hợp đồng mua bán điện)

11 SB Singer buyer

Cơ quan mua duy nhất

12 SMO System Market Operation

(Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện)

13 SMP System Marginal Price

(Giá biên hệ thống điện)


Khóa: 2008 -2010


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng II-1. Tỷ trọng sản lượng các loại nguồn điện năm 2009.................................37

Bảng II-2. Công suất đặt các loại nguồn năm 2009.................................................38

Bảng II-3. Giá bán điện của các loại hình phát điện................................................49

Bảng II-4. Các NMTĐ độc lập do tư nhân đầu tư đã vận hành...............................53

Bảng II-5. Các nhà máy điện có giá bán điện theo mùa...........................................53

Bảng II-6. Các nhà máy điện có giá bán cố định trong cả năm...............................54

Bảng II-7. Đánh giá chỉ tiêu doanh thu mùa khô của các NMTĐ độc lập...............60

Bảng II-8. Đánh giá chỉ tiêu doanh thu mùa mưa của các NMTĐ độc lập..............62

Bảng II-9. Đánh giá chỉ tiêu Thời gian vận hành tương đương của các NMTĐ độc

lập.............................................................................................................................63

Bảng II-10. Lượng nước xả và sản lượng điện không được huy động của các NMTĐ

độc lập trong mùa lũ.................................................................................................66

Bảng II-11. Suất hao nước thiết kế và suất hao nước thực tế của các NMTĐ trong

những năm qua.........................................................................................................67

Bảng II-12: Tổng hợp các kết quả phân tích............................................................70

Bảng III-1: Biểu đồ giá biên hệ thống mùa mưa và giá bán điện dự kiến................81


Khóa: 2008 -2010


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ

Hình II-1. Phân vùng hệ thống điện Việt nam..........................................................35

Hình II-2. Biểu đồ phụ tải ngày hè Hình II-3. Biểu đồ phụ tải ngày đông..........36

Hình II-4. Biểu đồ tỷ trọng sản lượng các loại nguồn năm 2009.............................37

Hình II-5. Biểu đồ tỷ lệ các loại nguồn năm 2009....................................................38

Hình II-6. Sơ đồ liên hệ dòng tiền trong thị trường điện một người mua.................43

Hình II-7. Tỉ trọng thành phần nguồn trong mùa mưa.............................................50

Hình II-8. Phủ biểu đồ phụ tải trong mùa mưa........................................................50

Hình II-9. Tỉ trọng thành phần nguồn mùa khô........................................................51

Hình II-10. Phủ biểu đồ phụ tải mùa khô.................................................................51

Hình II-11. Giá bán điện của các NMTĐ có giá bán điện theo mùa........................54

Hình II-12. Giá bán điện của các NMTĐ có một giá điện cố định trong năm.........55

Hình II-13. Dạng biểu đồ giá biên ngày hệ thống điện Việt Nam............................55

Hình II-14. Đường giá điện cao hơn đường giá biên ngày hệ thống.......................56

Hình II-15. Đường giá điện thấp hơn đường giá biên ngày hệ thống......................56

Hình II-16. Đường giá điện thấp hơn đường giá biên ngày hệ thống......................57

Hình II-17. Giá biên HTĐ và giá điện các IPP miền Bắc ngày 28/7/2009.............58

Hình II-18. Giá biên hệ thống và giá điện các IPP miền Trung ngày 28/7/2009.....58

Hình II-19. Giá biên hệ thống với giá điện các IPP miền Nam ngày 28/7/2009......59


Khóa: 2008 -2010


MỤC LỤC

Trang

DANH MỤC THUẬT NGỮ VIẾT TẮT............................................................................3

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU........................................................................................4

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ..............................................................................................5

PHẦN MỞ ĐẦU...................................................................................................................1

CHƯƠNG I CƠ SỞ LÝ LUẬN VỀ HIỆU QUẢ KHAI THÁC CÁC NHÀ MÁY

ĐIỆN TRONG MÔ HÌNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN MỘT NGƯỜI MUA........................4

I.1 Cơ sở lý thuyết về thị trường điện một người mua..........................................................4

I.1.1 Các mô hình thị trường điện.....................................................................................................4

I.1.1.1 Mô hình thị trường điện độc quyền.....................................................................................................5

I.1.1.2 Mô hình thị trường điện một người mua.............................................................................................6

I.1.1.3 Mô hình thị trường bán buôn điện cạnh tranh.....................................................................................7

I.1.1.4 Mô hình thị trường bán lẻ điện cạnh tranh..........................................................................................8

I.1.2 Các vấn đề lý thuyết về mô hình thị trường điện một người mua..........................................10

I.1.2.1 Đặc điểm của mô hình......................................................................................................................10

I.1.2.2 Ưu, nhược điểm của mô hình............................................................................................................11

I.1.2.3 Các vấn đề về quản lý thị trường điện một người mua.....................................................................12

I.1.2.4 Phân loại các nhóm người bán trong mô hình thị trường điện một người mua................................15

I.2 Cơ sở lý thuyết về hiệu quả khai thác nhà máy điện trong mô hình thị trường điện một

người mua.....................................................................................................................................18

I.2.1 Các vấn đề về hiệu quả khai thác của doanh nghiệp.............................................................18

I.2.1.1 Hiệu quả sản xuất kinh doanh...........................................................................................................18

I.2.1.2 Các hướng nâng cao hiệu quả...........................................................................................................22

I.2.2 Các vấn đề về hiệu quả khai thác nhà máy điện trong các mô hình tổ chức thị trường điện

lực 23

I.2.2.1 Khái niệm về hiệu quả khai thác các nhà máy điện..........................................................................23

I.2.2.2 Các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả khai thác nhà máy điện trong mô hình thị trường điện một người

mua. 26

I.2.2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác các nhà máy điện......................................................31

TỔNG KẾT CHƯƠNG 1..................................................................................................34

CHƯƠNG II PHÂN TÍCH THỰC TRẠNG KHAI THÁC CÁC NHÀ MÁY THỦY

ĐIỆN ĐỘC LẬP TRONG CƠ CHẾ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN MỘT NGƯỜI MUA Ở

VIỆT NAM 35

II.1 Hiện trạng hệ thống điện và tổ chức thị trường điện một người mua ở Việt Nam........35


Khóa: 2008 -2010


II.1.1 Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam........................................................................................35

II.1.1.1 Phụ tải hệ thống điện.........................................................................................................................36

II.1.1.2 Nguồn điện trong hệ thống điện........................................................................................................36

II.1.2 Lộ trình phát triển thị trường điện và đặc điểm của thị trường điện một người mua ở Việt

Nam 39

II.1.2.1 Lộ trình hình thành và phát triển thị trường điện..............................................................................39

II.1.2.2 Đặc điểm của thị trường phát điện cạnh tranh..................................................................................41

II.1.3 Hiện trạng cơ cấu, mô hình thị trường điện một người mua ở Việt Nam..............................42

II.1.3.1 Cơ cấu mô hình thị trường điện một người mua...............................................................................42

II.1.3.2 Cơ chế mua bán điện.........................................................................................................................43

II.1.3.3 Thực trạng công tác mua điện hiện nay............................................................................................45

II.1.4 Nguyên tắc và thực trạng huy động các nhà máy điện trong cơ chế thị trường điện một

người mua hiện nay................................................................................................................................48

II.2 Phân tích, đánh giá hiệu quả khai thác các nhà máy thủy điện độc lập trong cơ chế thị

trường điện một người mua hiện nay...........................................................................................52

II.2.1 Giới thiệu và phân tích nguyên tắc khai thác các nhà máy thủy điện độc lập trong cơ chế thị

trường điện một người mua hiện nay.....................................................................................................52

II.2.2 Đánh giá hiệu quả khai thác các nhà máy thủy điện độc lập trong cơ chế thị trường điện

một người mua hiện nay.........................................................................................................................59

II.2.2.1. Đánh giá theo chỉ tiêu Doanh thu.....................................................................................59

II.2.2.2. Đánh giá theo chỉ tiêu Thời gian vận hành tương đương.................................................62

II.2.2.3. Đánh giá theo chỉ tiêu Suất hao nước...............................................................................65

II.2.3 Tổng kết đánh giá chung các kết quả phân tích về hiện trạng hiệu quả khai thác các nhà

máy thủy điện độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua.....................................................68

II.2.3.1 Đối với người bán.............................................................................................................................68

II.2.3.2 Đối với người mua............................................................................................................................69

II.2.3.3 Do tính chất đặc thù của sản phẩm điện và đặc thù hệ thống điện...................................................69

TỔNG KẾT CHƯƠNG 2..................................................................................................71

CHƯƠNG III ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KHAI

THÁC CÁC NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỘC LẬP TRONG CƠ CHẾ THỊ TRƯỜNG

ĐIỆN MỘT NGƯỜI MUA Ở VIỆT NAM......................................................................72

III.1 Định hướng phát triển của thị trường điện một người mua ở Việt Nam.......................72

III.1.1 Quan điểm xây dựng thị trường điện một người mua............................................................72

III.1.2 Các vấn đề cần chú ý khi xây dựng và triển khai thị trường điện một người mua.................73

III.1.3 Định hướng phát triển của thị trường điện một người mua...................................................74

III.1.3.1 Tăng cường hiệu quả sản xuất kinh doanh của ngành điện..............................................................74

III.1.3.2 Tạo môi trường hấp dẫn, thu hút vốn đầu tư vào lĩnh vực phát điện, ngăn chặn nguy cơ thiếu điện.

74

III.1.3.3 Đảm bảo cân bằng cung cầu điện năng cho nền kinh tế quốc dân theo cơ chế thị trường...............75

III.1.3.4 Tiến tới mở ra các loại hình kinh doanh đa dạng ở các bước tiếp theo của thị trường điện, đảm bảo

phát triển ngành điện bền vững...........................................................................................................................75


Khóa: 2008 -2010


III.2 Các giải pháp nâng cao hiệu quả khai thác các NMTĐ độc lập trong cơ chế thị trường

điện một người mua ở Việt Nam..................................................................................................76

III.2.1 Xây dựng biểu giá bán điện phù hợp với diễn biến thủy văn của hồ chứa và đặc thù hệ thống

điện Việt Nam.........................................................................................................................................76

III.2.1.1 Cơ sở đề xuất....................................................................................................................................76

III.2.1.2 Nội dung của giải pháp.....................................................................................................................76

III.2.1.3 Kết quả kỳ vọng................................................................................................................................79

III.2.2 Thiết lập kế hoạch sửa chữa phù hợp với đặc thù thủy văn và đặc thù hệ thống điện...........82

III.2.2.1 Cơ sở đề xuất....................................................................................................................................82



III.2.3 Đề xuất hỗ trợ chuyên môn các vấn đề về quản lý vận hành nhà máy điện độc lập..............85

III.2.3.1 Cơ sở đề xuất....................................................................................................................................85



TỔNG KẾT CHƯƠNG 3..................................................................................................89

PHẦN KẾT LUẬN.............................................................................................................90

TÀI LIỆU THAM KHẢO....................................................................................................91


Khóa: 2008 -2010


PHẦN MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài.

Ngành điện là một ngành kinh tế mũi nhọn, có vị trí rất quan trọng trong

nền kinh tế quốc dân, cung cấp năng lượng phục vụ cho các hoạt động sản xuất

kinh doanh và sinh hoạt của nhân dân với sản phẩm hàng hóa đặc biệt là điện

năng.

Việt Nam là quốc gia có tiềm năng thuỷ điện khá lớn và phân bố tương đối

đều trên khắp cả nước; Điều kiện thuận lợi của địa hình miền Bắc có thể xây

dựng được những nhà máy thủy điện (NMTĐ) qui mô lớn (có những dòng sông

lớn, độ dốc cao), địa hình miền Trung có thể xây dựng được những NMTĐ có

qui mô trung bình và nhỏ (sông có độ dốc lớn, nhưng lưu lượng vừa phải), miền

Nam có thể xây dựng được những NMTĐ có qui mô trung bình (độ dốc các

dòng sông thường không lớn). Theo bản Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia

giai đoạn 2006 - 2015 có xét đến năm 2025 (gọi tắt là Qui hoạch điện VI) được

Thủ tướng Chính phủ phê duyệt kèm theo quyết định số 110/2007/QĐ-TTg ngày

18 tháng 7 năm 2007: Nhà nước sẽ đầu tư xây dựng và sở hữu các NMTĐ quy

mô lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh,

Nhà nước khuyến khích các thành phần kinh tế trong nước và các nhà đầu tư

nước ngoài tham gia xây dựng các dự án nguồn điện theo các hình thức đầu tư

được pháp luật quy định.

Với chính sách khuyến khích đầu tư vào khâu phát điện của Nhà nước,

trong những năm vừa qua, hàng loạt các dự án thủy điện có qui mô vừa và nhỏ

đã được các thành phần kinh tế đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành đã góp

phần đáng kể trong việc cung ứng điện cho nền kinh tế quốc dân.

Theo thống kê của Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia (ĐĐQG),

riêng đối với các NMTĐ độc lập có công suất trên 30 MW, Việt Nam hiện có 10

nhà máy với tổng công suất 596 MW chiếm 2,9 % tổng công suất đặt hệ thống

điện quốc gia (tính đến hết tháng 6 năm 2010), tổng sản lượng điện bình quân

hàng năm là 2.24 tỷ kWh.


Khóa: 2008 - 2010.

1


Theo tổng hợp của tác giả, hiện nay các NMTĐ độc lập này đang hoạt động

trong môi trường kinh doanh phát điện mà chưa đạt được hiệu quả mong muốn.

Một số nguyên nhân cơ bản dẫn tới hoạt động sản xuất kinh doanh của các

NMTĐ độc lập không đạt như mong muốn có thể kể đến là: (i) do đặc thù sản

phẩm điện năng, (ii) do đặc thù của hệ thống điện Việt Nam, (iii) do đặc thù

trong khâu quản lý và vận hành của nhà máy thủy điện,…

Từ những nhìn nhận, đánh giá của tác giả cùng với các kiến thức đã được

học và những hiểu biết về hệ thống điện Việt Nam sau 15 năm làm việc tại

Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia, tác giả chọn đề tài: “Phân tích thực

trạng và đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả khai thác các nhà máy

thủy điện độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua” làm luận văn

tốt nghiệp cao học ngành Quản trị kinh doanh.

2. Mục đích nghiên cứu.

Luận văn chủ yếu hệ thống hoá những cơ sở lý luận về hiệu quả sản xuất

kinh doanh làm tiền đề để phân tích hiệu quả sản xuất kinh doanh của các

NMTĐ độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua.

Dựa vào cơ sở lý luận đó, tác giả nghiên cứu, phân tích, đánh giá hiện trạng

khai thác các NMTĐ độc lập hiện nay. Trên cơ sở phân tích hiện trạng, tác giả

đề xuất một số giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả khai thác các nhà máy này

trong cơ chế thị trường điện một người mua ở Việt Nam.

3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu.

Đối tượng nghiên cứu: Luận văn nghiên cứu tổng quát những vấn đề về

hiệu quả sản xuất kinh doanh và đi sâu nghiên cứu phân tích một số chỉ tiêu đánh

giá hiệu quả sản xuất kinh doanh của các NMTĐ độc lập, từ đó đề xuất một số

giải pháp nâng cao hiệu quả khai thác các nhà máy này trong cơ chế thị trường

điện một người mua.

Phạm vi nghiên cứu: Luận văn nghiên cứu, đánh giá hiệu quả khai thác

các NMTĐ độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua. Đánh giá hiệu


Khóa: 2008 - 2010.

2


quả khai thác các NMTĐ độc lập từ năm 2007 (là thời điểm Chính phủ bắt đầu

công cuộc tái cơ cấu ngành điện) đến nay.

4. Phương pháp nghiên cứu.

Luận văn sử dụng các phương pháp phân tích, tổng hợp, so sánh trên cơ sở

các thông tin, số liệu thu thập từ các nhà máy điện, số liệu vận hành hệ thống

điện từ năm 2007 đến năm 2010.

5. Những đóng góp của đề tài.

- Làm rõ những vấn đề cơ bản về hiệu quả sản xuất kinh doanh của doanh

nghiệp, các giải pháp nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh.

- Phân tích, đánh giá thực trạng hiệu quả khai thác các NMTĐ độc lập

trong cơ chế thị trường điện một người mua. Đặc biệt là phân tích các

yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác các nhà máy điện (như giá bán

điện, thời gian vận hành tương đương, …)

- Đề xuất các giải pháp chủ yếu để nâng cao hiệu quả khai thác các

NMTĐ độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua.

6. Kết cấu của luận văn.

- Tên đề tài: “Phân tích thực trạng và đề xuất một số giải pháp nâng

cao hiệu quả khai thác các nhà máy thủy điện độc lập trong cơ chế

thị trường điện một người mua”.

- Kết cấu luận văn: Ngoài phần mở đầu, kết luận, danh mục các tài liệu

tham khảo, luận văn bao gồm 3 chương:

Chương 1: Cơ sở lý luận về hiệu quả khai thác các nhà máy điện trong mô

hình thị trường điện một người mua.

Chương 2: Phân tích thực trạng công tác khai thác các nhà máy thủy điện

độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua ở Việt Nam.

Chương 3: Đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả khai thác các nhà

máy thủy điện độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua ở Việt Nam.


Khóa: 2008 - 2010.

3


CHƯƠNG I

CƠ SỞ LÝ LUẬN VỀ HIỆU QUẢ KHAI THÁC CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN

TRONG MÔ HÌNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN MỘT NGƯỜI MUA

I.1 Cơ sở lý thuyết về thị trường điện một người mua

I.1.1 Các mô hình thị trường điện

Trước đây, ở hầu hết các nước trên thế giới, ngành điện được coi là ngành

độc quyền tự nhiên; cả ba chức năng phát điện, truyền tải và phân phối đều tập

trung trong một công ty điện lực quốc gia. Tuy nhiên, cho đến đầu những năm

80 của thế kỷ 20, việc đưa cạnh tranh vào khâu phát điện và phân phối bán lẻ

điện đã được nhiều nước nghiên cứu và phát triển. Đó là vì những lý do sau:

- Ảnh hưởng của sự phát triển nhanh nền kinh tế thị trường và quá trình toàn

cầu hoá: Một trong những lý do cải tổ ngành điện là vấn đề hiệu quả của

mô hình kinh tế cạnh tranh. Khi thị trường được tổ chức cạnh tranh sẽ tạo

ra động lực cho người bán nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, làm cho

lợi ích tổng thể của xã hội tăng lên. Tự do hóa ngành điện vì vậy đã phát

triển ở các quốc gia mà nền kinh tế có độ tự do hóa cao như Anh, Mỹ...

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

các nước châu Á Thái Bình Dương, nhu cầu vốn để đại tu, cải tạo và đặc

biệt là xây dựng mới 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 điện.

Chính vì 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 này.

- Tiến bộ khoa học kỹ thuật trong lĩnh vực công nghiệp điện lực: Quy mô của

các nhà máy điện đã được thay đổi, nhờ công nghệ phát triển hiện nay đã

có thể chế tạo được những tổ máy hoạt động có hiệu suất cao và phù hợp

với cạnh tranh trong phát điện. Ứng dụng công nghệ thông tin trong hệ

thống điện cũng góp phần làm thay đổi quan điểm trước đây về kinh doanh


Khóa: 2008 - 2010.

4


của ngành điện, công nghệ thông tin hỗ trợ các đơn vị trong việc quản lý kỹ

thuật và kinh doanh, giao dịch khách hàng ngay cả khi các hoạt động này

được tổ chức theo mô hình cạnh tranh.

- Hiệu ứng dây chuyền: Thực tế cho thấy rằng việc xây dựng bước đầu được

xem là thành công thị trường điện ở một số nước cũng có tác động đến các

nước khác. Các nước đi sau có thể rút ra bài học kinh nghiệm về thành công

cũng như thất bại trong quá trình xây dựng thị trường điện của các nước đi

trước, tác động tích cực đưa cạnh tranh vào ngành điện để nâng cao hiệu

quả hoạt động, giảm gánh nặng ngân sách đầu tư, giảm giá bán điện...

Tất cả những lý do trên đã thúc đẩy các nước nghiên cứu và phát triển việc

cạnh tranh hoá mạnh mẽ trong ngành điện, dẫn tới sự ra đời của những mô hình

thị trường điện theo lộ trình với từng cấp độ cạnh tranh: cạnh tranh một người

mua, thị trường bán buôn, thị trường bán lẻ. Dưới đây tác giả sẽ hệ thống hóa các

vấn đề cơ bản của các mô hình tổ chức thị trường điện lực.

I.1.1.1 Mô hình thị trường điện độc quyền

Hình I-1. Mô hình thị trường điện độc quyền

(Nguồn: Thực hiện bởi tác giả)

Trong mô hình thị trường điện độc quyền, Công ty điện lực quốc gia quản

lý toàn bộ bao gồm các nhà máy phát điện (là nơi sản xuất ra điện năng), hệ


Khóa: 2008 - 2010.

Truyền tải điệnTruyền tải điện

Phân phối Bán lẻ

Khách hàng

Tiền điện

Điện năng

Công ty điện lực Quốc gia

Nhà máy

điện

Nhà máy

điện

Điện năng

Tiền điện

5


thống truyền tải điện, phân phối điện. Trong mô hình này, các nhà máy điện

hạch toán phụ thuộc hoàn toàn vào Công ty điện lực quốc gia, việc có bán được

điện hay không không ảnh hưởng nhiều đến doanh thu của nhà máy. Chính vì

vậy, có thể thấy cơ chế này không khuyến khích các đơn vị phát điện giảm chi

phí, tìm đầu ra cho sản phẩm của mình. Khách hàng không có cơ hội lựa chọn

nhà cung cấp điện cho mình.

I.1.1.2 Mô hình thị trường điện một người mua

SHAPE \* MERGEFORMAT

Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát

Cơ quan muaCơ quan mua

Công ty

phân phối

Công ty

phân phối

Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng

Công ty

phân phối

Công ty

phân phốiCông ty

phân phối

Công ty

phân phối


Cơ quan muaCơ quan mua

Công ty

phân phối

Công ty

phân phối

Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng

Công ty

phân phối

Công ty

phân phốiCông ty

phân phối

Công ty

phân phối

Hình STYLEREF 1 \s I- SEQ Hình \* ARABIC \s 1 2. Mô hình thị

trường điện một người mua

(Nguồn: Thực hiện bởi tác giả)

Thị trường điện một người mua (còn gọi là thị trường phát điện cạnh tranh)

là cấp độ đầu tiên trong 3 cấp độ của một thị trường điện lực hoàn chỉnh. Đây là

Hình thái thị trường với cơ chế người mua trung gian (ban đầu có thể chỉ cần

một người mua duy nhất cho đơn giản - còn gọi là Cơ quan mua duy nhất).

Trong thị trường điện này, Cơ quan mua duy nhất có trách nhiệm mua điện từ


Khóa: 2008 - 2010.

6


các công ty phát điện ở mức chi phí thấp nhất nhằm đáp ứng nhu cầu điện quốc

gia sau đó bán lại cho các công ty phân phối điện để phân phối cho khách hàng

mà không đặt ngành điện trước rủi ro thị trường không đáng có do cạnh tranh.

Chính vì vậy thị trường này được coi là giai đoạn quá độ giữa mô hình thị trường

độc quyền và một thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn toàn.

a. Ưu điểm của mô hình

- Cần ít thay đổi lớn từ tình hình hiện tại.

- Tăng cường năng lực trong các lĩnh vực chủ chốt, cơ hội thành công cao.

- Trong thời gian trước mắt, không có tác động lớn đối với các công ty phân

phối điện đang tồn tại, vì vậy cho phép các công ty này có thêm thời gian

cải thiện năng lực tài chính và quản lý cũng như chuẩn bị cho cạnh tranh

trong tương lai.

b. Nhược điểm của mô hình

- Cạnh tranh ban đầu bị hạn chế bởi các yêu cầu phát điện mới, ít động lực và

áp lực đối với các đơn vị phát điện về cải thiện hiệu năng và giảm chi phí.

- Đòi hỏi cơ quan mua duy nhất phải có vị thế tín dụng mạnh hoặc phải có

bảo lãnh của Chính phủ đối với các hoạt động mua điện.

- Các công ty phân phối không có cơ hội lựa chọn đối tác cung cấp điện cho

mình để giảm chi phí.

- Cắt giảm các chi phí cung cấp điện sẽ bị hạn chế.


Khóa: 2008 - 2010.

7


I.1.1.3 Mô hình thị trường bán buôn điện cạnh tranh


Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng

Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát

Lưới truyền tải & Thị trường bán buôn

Công ty phân

phối

Công ty phân

phốiCông ty phân

phối

Công ty phân


phối

Công ty phân


phối

Công ty phân

phối


Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng

Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát


Công ty phân

phối

Công ty phân


phối

Công ty phân


phối

Công ty phân


phối

Công ty phân

phối

Hình I-2. Mô hình thị trường bán buôn điện cạnh tranh

(Nguồn: thực hiện bởi tác giả)

Trong mô hình này, các công ty phân phối điện (thay thế cho cơ quan mua

duy nhất) có thể mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện (thông qua các Hợp

đồng mua bán điện song phương) hoặc mua điện từ thị trường điện giao ngay

thông qua quy trình đấu thầu cạnh tranh. Mô hình bán buôn điện cạnh tranh gay

gắt hơn và vận hành phức tạp hơn mô hình thị trường điện một người mua,

nhưng sẽ đạt được hiệu năng cao hơn. Mô hình này cũng có độ rủi ro thị trường

cao hơn.


- Các công ty phân phối có cơ hội lựa chọn đơn vị cung ứng điện với chi phí

thấp nhất.

- Cạnh tranh mở rộng sẽ gây áp lực lớn khiến các đơn vị phát điện phải nâng

cao hiệu năng và giảm chi phí.

- Các khách hàng lớn đủ điều kiện có thể lựa chọn các đối tác cung cấp điện

cho mình.

- Hiệu quả hơn và tiết kiệm chi phí nhiều hơn so với mô hình thị trường điện

một người mua.


Khóa: 2008 - 2010.

8



- Sẽ có các thay đổi lớn so với tình hình hiện tại. Ngành điện sẽ phải nâng

cao năng lực đáng kể để vận hành thị trường này một cách hiệu quả.

- Các khách hàng vừa và nhỏ có thể không thu được lợi ích trực tiếp từ việc

tiết kiệm chi phí điện năng và hiệu năng thị trường.

- Xây dựng và vận hành thị trường này sẽ tốn kém và phức tạp hơn mô hình

thị trường điện một người mua.

I.1.1.4 Mô hình thị trường bán lẻ điện cạnh tranh

Mô hình cạnh tranh đầy đủ - thị trường bán lẻ điện cạnh tranh là một lựa

chọn cho xem xét dài hạn. Cạnh tranh bán lẻ mở rộng quy mô của thị trường

cạnh tranh bằng cách loại bỏ độc quyền cuối cùng còn lại ở khâu phân phối / bán

lẻ. Trong một thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, các khách hàng tiêu thụ điện bán

lẻ sẽ được phép mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện. Cạnh tranh thị trường

và tính phức tạp của vận hành sẽ tăng thêm nữa.

Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát

Bán lẻBán lẻ CT phân phốiCT phân phối CT phân phốiCT phân phối

Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng

Bán lẻBán lẻ Bán lẻBán lẻ


Lưới phân phối & Thị trường bán lẻ

Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát Công ty phátCông ty phát

Bán lẻBán lẻ CT phân phốiCT phân phối CT phân phốiCT phân phối

Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng Khách hàngKhách hàng

Bán lẻBán lẻ Bán lẻBán lẻ


Lưới phân phối & Thị trường bán lẻ

Hình I-3. Mô hình thị trường bán lẻ điện cạnh tranh

(Nguồn: thực hiện bởi tác giả)



Khóa: 2008 - 2010.

9


- Cho phép từng bước tiến tới một thị trường cạnh tranh hơn, với cạnh tranh

bán lẻ điện theo từng giai đoạn, bắt đầu với các khách hàng lớn, sau đó mở

rộng đến các khách hàng nhỏ hơn.

- Cơ hội thực hiện thành công cao hơn vì các thành phần tham gia thị trường

sẽ được chuẩn bị tốt hơn cho cạnh tranh đầy đủ trong giai đoạn dài hạn.

- Tất cả các khách hàng (cả khách hàng vừa và nhỏ) có thể thu được lợi ích

trực tiếp từ cạnh tranh hoàn toàn và mở rộng quyền lựa chọn.


- Các khách hàng vừa và nhỏ sẽ mất nhiều thời gian hơn để hiện thực hóa tiết

kiệm chi phí và hiệu năng thị trường.

- So với mô hình cạnh tranh bán buôn, cần đầu tư bổ sung nhiều hơn về mặt

tài chính, công nghệ để xây dựng thị trường cạnh tranh bán lẻ.

- Cho phép cạnh tranh bán lẻ điện làm phát sinh các chi phí bổ sung do sự

tăng lên đáng kể các điểm đo đếm điện.

- Yêu cầu thông tin khách hàng rộng rãi và gia tăng chi phí đào tạo.

I.1.2 Các vấn đề lý thuyết về mô hình thị trường điện một người mua.

I.1.2.1 Đặc điểm của mô hình.

Mô hình một người mua được coi là bước đầu của quá trình cải tổ tiến tới

tự do hoá trong kinh doanh điện mà thực chất là mô hình thị trường phát điện

cạnh tranh. Mô hình này cho phép các nhà đầu tư tư nhân xây dựng, sở hữu và

quản lý các nhà máy điện độc lập. Các công ty phát điện phải cạnh tranh để bán

điện cho Cơ quan mua duy nhất. Như vậy cơ quan mua duy nhất sẽ độc quyền

mua điện từ các nguồn phát cạnh tranh và bán điện đến các công ty phân phối

điện.

Khác với mô hình độc quyền liên kết dọc, thị trường điện một người mua

cho phép cạnh tranh trong lĩnh vực phát điện trong khi chưa có điều kiện để thiết

lập các thiết chế của thị trường cạnh tranh cho đến tận khâu bán buôn và bán lẻ

điện. Thị trường điện cạnh tranh một người mua đòi hỏi phải chia tách chức

năng của các khâu truyền tải và phát điện trong mô hình liên kết dọc.


Khóa: 2008 - 2010.

10


Việc cho phép các nhà đầu tư tư nhân trong nước và nước ngoài đầu tư và

xây dựng nguồn điện sẽ giảm nhẹ gánh nặng tài chính cho ngân sách của Chính

phủ đầu tư vào ngành điện, chia sẻ bớt các rủi ro khi xây dựng nhà máy điện.

Việc đa dạng hoá thành phần trong phát điện cũng là động lực để nâng cao hiệu

quả hoạt động, giảm giá thành sản xuất điện của các nhà máy điện.

Như vậy so sánh với mô hình truyền thống liên kết dọc, mô hình một người

mua này đã đưa được cạnh tranh vào khâu phát điện. Tuy nhiên, cơ quan mua

duy nhất vẫn độc quyền mua điện từ các công ty phát điện và độc quyền phân

phối cho các khách hàng.

Trong giai đoạn đầu hình thành thị trường điện cạnh tranh, có nhiều nước

đã trải qua mô hình này, chủ yếu là các nước Đông Âu thuộc Liên Xô cũ, các

nước Hàn Quốc, Nam Mỹ và một số nước Đông Nam Á.

I.1.2.2 Ưu, nhược điểm của mô hình.

a. Ưu điểm:

- Không gây ra những thay đổi đột biến và xáo trộn lớn trong hoạt động sản

xuất kinh doanh và cơ cấu tổ chức của ngành điện hiện tại.

- Cơ hội thực hiện thành công cao do có đủ thời gian để các đối tượng tham

gia thị trường dần tăng cường năng lực của mình đáp ứng nhu cầu của thị

trường.

- Hình thành được môi trường cạnh tranh trong khâu phát điện, chủ yếu là

cạnh tranh phát triển nguồn mới và một phần cạnh tranh trực tiếp trên thị

trường ngắn hạn, ổn định được giá điện, giảm áp lực tăng giá.

- Thu hút được vốn đầu tư vào các nguồn điện mới, giảm gánh nặng cho

ngân sách đầu tư của Chính phủ vào ngành điện, là mô hình thích hợp cho

thời kỳ có nhu cầu cao về điện năng và đầu tư nguồn điện mới.

- Không gây ảnh hưởng lớn tới các hoạt động sản xuất kinh doanh của công

ty phân phối điện hiện tại.

- Hệ thống quy định cho hoạt động của thị trường chưa phức tạp do mô hình

đơn giản.


Khóa: 2008 - 2010.

11


- Nhu cầu đầu tư cơ sở hạ tầng kỹ thuật cho vận hành thị trường không lớn.

b. Nhược điểm:

- Đơn vị mua duy nhất được độc quyền mua buôn điện từ các đơn vị phát

điện nên có nhiều điều kiện cho các tiêu cực trong điều hành thị trường.

- Mức độ cạnh tranh chưa cao, chỉ giới hạn trong cạnh tranh phát điện. Sức

ép đối với các đơn vị phát điện giảm chi phí, tăng hiệu quả chưa lớn.

Không có cơ hội cho các công ty phân phối được lựa chọn nhà cung cấp.

- Đơn vị mua duy nhất phải có năng lực tài chính đủ mạnh để đảm bảo thực

hiện các hợp đồng mua điện đã ký và đủ uy tín để thu hút các nhà đầu tư

mới.

- Chưa có lựa chọn mua điện cho các khách hàng.

I.1.2.3 Các vấn đề về quản lý thị trường điện một người mua.

Sự thay đổi quan trọng nhất trong quản lý thị trường điện khi chuyển sang

mô hình một người mua là phải hình thành Đơn vị mua duy nhất và đơn vị điều

hành giao dịch thị trường điện. Các đơn vị phát điện, đơn vị mua duy nhất, công

ty truyền tải, cơ quan vận hành hệ thống và vận hành thị trường đóng vai trò

quan trọng đối với hoạt động của thị trường. Các đơn vị này cần phải được tách

biệt nhau về tài chính nên mô hình thị trường cần được thiết kế để tránh những

mâu thuẫn lợi ích nhằm tiến tới một thị trường cạnh tranh minh bạch, công bằng

và hiệu quả. Những quy định về chống phi cạnh tranh cần phải được ban hành

chặt chẽ để tránh được những hoạt động liên kết lũng đoạn thị trường. Các thành

phần tham gia thị trường điện một người mua và hoạt động của nó bao gồm:

a. Các công ty phát điện cạnh tranh

Các công ty phát điện giờ đây là những người bán, các công ty này sẽ cạnh

tranh với nhau để có thể bán điện cho người mua duy nhất. Khi có sự tham gia

của các công ty phát điện độc lập, mỗi công ty nên sở hữu vài nhà máy điện, lý

tưởng nhất là các công ty có thể sở hữu cả nhà máy nhiệt điện và thuỷ điện để có

thể hỗ trợ lẫn nhau trong quản lý và hoạt động thị trường. Kinh nghiệm các nước

trên thế giới cho thấy trong giai đoạn đầu hình thành thị trường điện cạnh tranh,


Khóa: 2008 - 2010.

12


các nhà máy điện thuộc công ty liên kết dọc sẽ tách ra khỏi công ty và hình thành

các công ty phát điện lớn.

Các nhà máy thuỷ điện đa mục tiêu vẫn có thể cạnh tranh một cách hiệu

quả nếu có một quy định phù hợp. Các nhà máy thuỷ điện bậc thang nên thuộc

quyền sở hữu của một công ty phát điện, giúp cho việc quản lý và khai thác bậc

thang hiệu quả hơn, tối ưu hoá thông qua sự phối hợp chặt chẽ giữa các nhà máy.

Để tránh hiện tượng lũng đoạn thị trường, tỉ lệ công suất đặt của một đơn vị phát

điện phải nhỏ hơn 25% tổng công suất đặt toàn hệ thống.

b. Truyền tải điện.

Khâu truyền tải điện mang tính độc quyền tự nhiên như đã phân tích ở trên.

Đơn vị truyền tải sẽ là một đơn vị hoạt động phi lợi nhuận, cung cấp các dịch vụ

truyền tải và được hưởng phí. Chức năng của đơn vị truyền tải như sau:

- Ký các hợp đồng cung cấp dịch vụ truyền tải, thực hiện việc đấu nối cho

các đơn vị phát điện và đơn vị phân phối. Đảm bảo việc tham gia lưới

truyền tải điện công bằng cho các đơn vị phát điện.

- Quản lý, vận hành thiết bị truyền tải đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy.

- Đầu tư phát triển lưới truyền tải phù hợp với quy hoạch điện lực.

c. Phân phối điện.

Cấp độ thị trường này các công ty phân phối chưa tham gia nên không có gì

thay đổi so với mô hình thị trường liên kết dọc.

d. Vận hành hệ thống và vận hành thị trường.

Đối với chức năng vận hành hệ thống điện thực hiện theo các điều khoản

theo luật qui định và không thay đổi nhiều. Các chức năng chính của vận hành

hệ thống điện bao gồm:

- Lập kế hoạch vận hành hệ thống điện ngắn hạn, trung hạn và dài hạn.

- Lập phương thức huy động nguồn và vận hành thời gian thực, thực hiện các

dịch vụ phụ trợ.

- Thực hiện các phối hợp sửa chữa, thí nghiệm nguồn, lưới.


Khóa: 2008 - 2010.

13


- Thực hiện các thao tác và xử lí sự cố trên hệ thống điện.

Đối với chức năng vận hành thị trường, đơn vị điều hành giao dịch thị

trường sẽ hoạt động theo Quy định thị trường do Cơ quan điều tiết điện lực quy

định. Chức năng chính như sau:

- Điều hành và quản lý hoạt động mua bán điện giao ngay. Quản lý việc thực

hiện mua bán công suất, điện năng trong các hợp đồng có thời hạn và các

hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện lực.

- Lập kế hoạch huy động công suất, điện năng của các nhà máy điện trên cơ

sở công suất, điện năng trong các hợp đồng có thời hạn, đăng ký mua bán

điện giao ngay của các đơn vị tham gia mua bán điện trên thị trường và các

ràng buộc kỹ thuật của hệ thống điện để giao cho đơn vị vận hành hệ thống

điện Quốc Gia và các đối tượng tham gia thị trường thực hiện.

- Xác định nhu cầu sử dụng các dịch vụ truyền tải điện, phân phối điện, các

dịch vụ phụ trợ để ký hợp đồng với các Đơn vị truyền tải điện, phân phối

điện, các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.

- Tính toán giá điện tức thời, lập hoá đơn thanh toán đối với lượng công suất,

điện năng mua bán giao ngay và các phí sử dụng dịch vụ phụ trợ.

e. Đơn vị mua duy nhất.

Trong thị trường phát điện cạnh tranh một người mua sẽ hình thành đơn vị

mua điện duy nhất với các chức năng chính như sau:

- Dự báo phụ tải trung và dài hạn để cân đối lượng nguồn cần bổ sung mới

phù hợp với quy hoạch.

- Tổ chức lựa chọn nhà đầu tư phát triển các nguồn điện mới theo nguyên tắc

cạnh tranh theo quy hoạch nguồn chi phí tối thiểu dưới sự giám sát của cơ

quan điều tiết điện lực.

- Thương thảo, ký và quản lý các hợp đồng mua điện với các nhà đầu tư

nguồn điện, các hợp đồng song phương với các đơn vị phát điện, các hợp

đồng truyền tải với công ty truyền tải, các hợp đồng dịch vụ vận hành.


Khóa: 2008 - 2010.

14


- Cân đối các yêu cầu mua điện trong thời kỳ ngắn hạn chuyển cho đơn vị

điều hành giao dịch thị trường điện thực hiện tổ chức mua bán giao ngay.

f. Điều tiết điện lực.

Khi thực hiện cải tổ ngành điện theo hướng mở ra thị trường cạnh tranh cần

phải có Cơ quan điều tiết điện lực nhằm phân tách rõ chức năng hoạch định

chính sách và chức năng điều tiết. Điều tiết được định nghĩa là việc thiết lập,

giám sát và tổ chức thực hiện chính sách, bảo đảm hiệu lực thi hành các luật lệ

nhằm thúc đẩy hiệu quả và tối ưu trong vận hành thị trường. Để đảm bảo thành

công của việc đưa cạnh tranh vào ngành điện, cần thiết phải có một thể chế điều

tiết rõ ràng, minh bạch, có một cơ quan điều tiết độc lập được trao đầy đủ quyền

lực để thực hiện các chức năng của mình. Cơ quan điều tiết cần phải độc lập về

quyền lợi với các bên tham gia thị trường.

Cơ quan điều tiết có chức năng sau:

- Quản lý cấp phép hoạt động điện lực trong phạm vi toàn quốc. Sửa đổi, bổ

sung và thu hồi giấy phép hoạt động điện lực khi đối tượng tham gia hoạt

động điện lực vi phạm các quy định về cấp phép.

- Xây dựng các quy định chi phối các hoạt động của thị trường điện và

hướng dẫn thực hiện.

- Giám sát và điều tiết quan hệ cung cầu.

- Xây dựng, giám sát và phê duyệt biểu giá điện.

- Giám sát thực hiện thi hành luật và các quy định, giải quyết tranh chấp, xử

phạt và cưỡng chế thi hành.

- Thực hiện hợp tác quốc tế trong lĩnh vực điều tiết điện lực và phát triển thị

trường điện, liên kết lưới điện khu vực và thị trường điện khu vực.

- Tiếp nhận và quản lý các dự án có liên quan đến việc hoàn thiện cơ chế,

chính sách điều tiết điện lực.

- Tổ chức đào tạo cán bộ, chuyên gia điều hành thị trường, chuyên gia quy

hoạch hệ thống, tính toán giá điện.


Khóa: 2008 - 2010.

15


I.1.2.4 Phân loại các nhóm người bán trong mô hình thị trường điện một người

mua.

a. Nhóm người bán được hình thành từ việc tái cơ cấu ngành điện.

Hình I-4. Sơ đồ nguyên tắc tái cơ cấu của ngành điện

(Nguồn: Tổng hợp của Tác giả)

Với việc chuyển đổi từ mô hình độc hình quyền tự nhiên sang mô hình thị

trường điện một người mua thì tất yếu phải thực hiện tái cơ cấu ngành điện do

đây là một trong những điều kiện tiên quyết bắt buộc cho việc hình thành và phát

triển thị trường điện. Các nguyên tắc chính cho tái cơ cấu ngành điện được xác

định cụ thể như sau:

- Tách biệt về sở hữu các công ty phát điện (bên bán điện) với Công ty Mua

bán điện (bên mua điện) để xoá bỏ mâu thuẫn quyền lợi trong mua bán

điện, tránh tình trạng Công ty Mua bán điện dùng vị thế của mình để mang

lại lợi nhuận cao hơn cho các đơn vị phát điện cùng chung sở hữu và gây

thiệt hại cho các đơn vị phát điện độc lập khác.

- Tách biệt các khâu cung cấp dịch vụ độc quyền với các khâu sẽ hoạt động

cạnh tranh nhằm đảm bảo đối xử công bằng, minh bạch của đơn vị này với

mọi đối tượng khác khi tham gia thị trường. Các đơn vị cung cấp dịch vụ

độc quyền cần có vị trí hoàn toàn độc lập với các đơn vị sẽ tham gia hoạt

động cạnh tranh để tránh tình trạng các đơn vị này sẽ gây khó khăn cho các


Khóa: 2008 - 2010.

16

KHỐI BÁN BUÔN, PHÂN PHỐI & BÁN LẺ

(Hiện thuộc sở hữu Nhà nước, sẽ cổ phần hóa)

Cạnh tranh trong WCM

CÁC NGUỒN CHIẾN LƯỢC, TRUYỀN TẢI & ĐIỀU ĐỘ VẬN HÀNH

(Thuộc sở hữu Nhà nước)Độc quyền Nhà nước

KHỐI PHÁT ĐIỆN

(Hiện thuộc sở hữu Nhà nước và tư nhân)

Cạnh tranh trong CGM

SMOSMO TNO TNO

Gencos & IPPsGencos & IPPs

SBSBPCsPCs

SMHP + Nuclear SMHP + Nuclear


đơn vị không chung sở hữu trong việc sử dụng các dịch vụ do các đơn vị

này cung cấp.

- Tái cấu trúc lại khâu phát điện thành các Đơn vị phát điện có quy mô và

năng lực cạnh tranh tương đương nhau để tạo nên cạnh tranh thực sự trong

khâu phát điện.

Như vậy việc tái cấu trúc để xây dựng thị trường điện cạnh tranh sẽ hình

thành nhóm người bán là các đơn vị phát điện nằm trong mô hình độc quyền liên

kết dọc trước đây mà vốn dĩ là các nhà máy điện có cùng một chủ sở hữu được

huy động vào lưới không theo cơ chế thị trường.

b. Nhóm người bán được hình thành từ các nguồn vốn đầu tư phi truyền

thống vào ngành điện.

Nhóm người bán là các BOT

Theo định nghĩa của Ngân hàng thế giới: “Phương thức đầu tư BOT là hình

thức Nhà đầu tư tiến hành đầu tư xây dựng công trình, sau khi hoàn thành sẽ

tiến hành kinh doanh khai thác trong một thời gian nhất định đảm bảo thu hồi

được vốn và có lợi nhuận hợp lý sau đó chuyển giao không bồi hoàn cho Nhà

nước.”

BOT (Build - Operate - Transfer) là một phương thức đầu tư được áp dụng

riêng trong lĩnh vực cơ sở hạ tầng, theo phương thức này, nhà đầu tư sẽ tiến hành

xây dựng và sau đó khai thác kinh doanh công trình đó trong một thời gian hợp

lý tùy thuộc vào từng lĩnh vực đầu tư và từng dự án cụ thể. Tuy nhiên khoảng

thời gian này phải đủ để nhà đầu tư thu hồi được vốn và các khoản chi phí đã

trang trải đồng thời có một tỷ lệ lợi nhuận hợp lý. Sau khoảng thời gian đó công

trình sẽ được chuyển giao không bồi hoàn cho Nhà nước để tiếp tục vận hành,

kinh doanh.

Hợp đồng BOT là văn bản được ký kết đầu tiên của dự án BOT, là thỏa

thuận của cơ quan có thẩm quyền của nước chủ nhà cho phép công ty BOT được

hưởng các quyền và ưu đãi như: quyền sử dụng đất, quyền sử dụng các dịch vụ

và các công trình công cộng, các ưu đãi về thuế, các biện pháp hỗ trợ khác.

Ngoài ra hợp đồng BOT cũng có các điều khoản thương mại và tài chính thông


Khóa: 2008 - 2010.

17


thường khác. Hợp đồng BOT cũng là nền tảng quan trọng nhất cho việc đàm

phán và ký kết các hợp đồng sau đó. Các điều khoản trong hợp đồng BOT sẽ

được áp dụng cho tất cả các hợp đồng khác ký giữa công ty BOT và bên thứ ba.

Hợp đồng bao tiêu sản phẩm là một trong những hợp đồng quan trọng bậc

nhất của một dự án BOT, đặc biệt đối với các nhà đầu tư vì nó quyết định khả

năng tiêu thụ sản phẩm của công ty, cũng có nghĩa là quyết định khả năng tạo ra

doanh thu từ việc vận hành dự án. Hợp đồng này thường được ký kết giữa công

ty BOT và doanh nghiệp nhà nước được chỉ định bởi cơ quan có thẩm quyền đã

ký kết hợp đồng BOT. Theo hợp đồng này, doanh nghiệp nước chủ nhà cam kết

mua và công ty BOT cam kết bán lại sản phẩm sản xuất ra từ dự án theo các điều

khoản thỏa thuận trong hợp đồng.

Nhóm người bán là các IPP

Khác với các dự án đầu tư dạng BOT, việc đầu tư phát triển các dự án dạng

IPP (nhà máy điện độc lập) hoàn toàn do các chủ đầu tư chủ động trên cơ sở phù

hợp với Qui hoạch phát triển điện và được Chính phủ chấp thuận. Việc mua bán

điện giữa chủ đầu tư và bên mua điện được thực hiện trên cơ sở Hợp đồng mua

bán điện được ký kết giữa hai bên mà không cam kết bao tiêu toàn bộ sản

lượng điện sản xuất từ nhà máy, điều này dẫn tới chủ đầu tư phải chấp nhận

cạnh tranh để bán điện cho bên mua.

I.2 Cơ sở lý thuyết về hiệu quả khai thác nhà máy điện trong mô

hình thị trường điện một người mua

I.2.1 Các vấn đề về hiệu quả khai thác của doanh nghiệp

I.2.1.1 Hiệu quả sản xuất kinh doanh

a. Khái niệm hiệu quả sản xuất kinh doanh

Trong cơ chế thị trường ngày nay, các doanh nghiệp muốn tồn tại và phát

triển thì phải làm ăn có hiệu quả. Có nhiều khái niệm khác nhau về hiệu quả sản

xuất kinh doanh của doanh nghiệp, tuy nhiên khái niệm mang tính tổng quan

nhất về hiệu quả sản xuất kinh doanh là nó phản ánh khả năng sử dụng các

nguồn lực của doanh nghiệp.


Khóa: 2008 - 2010.

18


Giáo trình “Kinh tế học” của P.Samueleson và W.Nordhaus viết: “hiệu quả

tức là sử dụng một cách hữu hiệu nhất các nguồn lực của nền kinh tế để thỏa

mãn nhu cầu mong muốn của con người”. Giáo sư kinh tế học N.Gregory

Mankiw của đại học Harvard cho rằng: “hiệu quả có nghĩa là xã hội thu được kết

quả cao nhất từ các nguồn lực khan hiếm của mình”. Cũng đồng quan điểm này,

từ điển kinh tế của Manfred Kuhn viết: “tính hiệu quả được xác định bằng cách

lấy kết quả tính theo đơn vị giá trị chia cho chi phí kinh doanh”.

Như vậy có thể khái quát rằng nghiên cứu về hiệu quả sản xuất kinh doanh

là các nghiên cứu so sánh giữa một bên là các chỉ tiêu phản ánh kết quả đầu ra

với một bên là các nguồn lực đầu vào, đồng thời các tính toán này được so sánh

với các “chuẩn” để có thể đưa ra những đánh giá rằng hoạt động của doanh

nghiệp là hiệu quả hay không hiệu quả. Trong thực tế, đối với nhiều hoạt động

sản xuất kinh doanh, có nhiều yếu tố đầu vào và các yếu tố đầu ra có thể đo

lường được, tuy nhiên có nhiều yếu tố việc định lượng là không dễ dàng. Do đó,

hiệu quả kinh doanh của doanh nghiệp phải thể hiện cả về mặt định tính và định

lượng.”

Nếu xét về định lượng, người ta chỉ thu được hiệu quả kinh doanh khi nào

kết quả lớn hơn chi phí, chênh lệch này càng lớn thì hiệu quả càng cao và ngược

lại. Khi đánh giá về mặt định tính, mức độ hiệu quả kinh tế cao phản ánh sự cố

gắng, nỗ lực, trình độ quản lí của mỗi khâu, mỗi cấp trong hệ thống và sự gắn bó

của việc giải quyết những yêu cầu và mục tiêu kinh tế với những yêu cầu và mục

tiêu chính trị - xã hội. Hai mặt định tính và định lượng của phạm trù hiệu quả có

quan hệ chặt chẽ với nhau.

Đặc biệt khi doanh nghiệp là đơn vị cơ bản của mọi nền kinh tế nên hoạt

động của doanh nghiệp nằm trong tổng thể chung của nền kinh tế tổng thể. Vì

vậy, hiệu quả kinh doanh của doanh nghiệp phải luôn có sự gắn kết giữa hiệu

quả kinh tế và hiệu quả xã hội.”

Quan điểm này không những phản ánh được mối quan hệ bản chất của hiệu

quả kinh tế là sự so sánh giữa kết quả sản xuất với chi phí sản xuất, mà còn biểu

hiện sự tương quan về lượng và chất giữa kết quả và chi phí. Nó được biểu hiện


Khóa: 2008 - 2010.

19


cụ thể dưới dạng tổng hợp nhiều chỉ tiêu kinh tế khác nhau trong quá trình sản

xuất.

Hiệu quả kinh tế là hiệu quả xét về mặt kinh tế, được so sánh, tính toán, dựa

trên giá trị và được đo bằng đồng tiền. Còn hiệu quả xã hội được so sánh dựa

trên bảo đảm lợi ích cho con người, được đo bằng hệ thống các chỉ tiêu về phát

triển con người và xã hội như sức khỏe, học vấn, trình độ văn hóa, quan hệ con

người, quan hệ xã hội, bảo vệ môi trường sinh thái.

Trong thực tế đời sống kinh tế - xã hội hai loại hiệu quả này có mối quan hệ

chặt chẽ với nhau, chúng vừa là kết quả vừa là điều kiện cho nhau, vừa thống

nhất, vừa mâu thuẫn với nhau. Khi xem xét hai loại hiệu quả này phải đặt trong

một mối quan hệ cả về không gian, thời gian, về chất và lượng. Xét trên quan

điểm hệ thống thì hiệu quả kinh tế và hiệu quả xã hội cần được giải quyết hài

hòa đối với các doanh nghiệp.

Có thể thấy rõ mối quan hệ này giữa hiệu quả doanh nghiệp và hiệu quả

tổng thể của toàn xã hội trong hoạt động sản xuất kinh doanh của ngành điện lực.

Trên phương diện của ngành điện, rõ ràng là nếu chỉ coi ngành điện là một

ngành kinh tế thông thường thì sẽ không có chuyện giá điện bán thấp hơn so với

giá thành sản xuất. Tuy nhiên, lợi ích của ngành điện khi xem xét trong tổng thể

nền kinh tế quốc dân, ngành điện buộc phải thực hiện nhiệm vụ công ích, bán

điện ở khu vực nông thôn thậm chí còn thấp hơn cả giá thành. Như vậy, hiệu quả

của doanh nghiệp và hiệu quả tổng thể vừa thống nhất và vừa mâu thuẫn

Hiệu quả kinh doanh của doanh nghiệp là một vấn đề phức tạp, có mối

quan hệ với tất cả các yếu tố của quá trình như: Lao động, tư liệu lao động, đối

tượng lao động…nên các doanh nghiệp chỉ có thể đạt được hiệu quả khi sử dụng

các yếu tố cơ bản của quá trình kinh doanh có hiệu quả. Hiệu quả sản xuất kinh

doanh là một chỉ tiêu chất lượng tổng hợp phản ánh một cách khái quát nhất kết

quả sản xuất kinh doanh và lợi ích thu được cả về mặt kinh tế cũng như xã hội.

b. Phân loại hiệu quả sản xuất kinh doanh

Hiệu quả là một phạm trù rộng rãi trong tất cả các lĩnh vực kinh tế, xã hội,

chính trị… Hiệu quả của các hoạt động sản xuất kinh doanh lại được biểu hiện ở


Khóa: 2008 - 2010.

20


nhiều dạng khác nhau, mỗi dạng thể hiện đặc trưng ý nghĩa cụ thể riêng. Việc

phân loại hiệu quả sản xuất kinh doanh theo những tiêu thức khác nhau có tác

dụng thiết thực trong công tác quản lý. Đây chính là cơ sở các chỉ tiêu và hiệu

quả sản xuất kinh doanh để từ đó đưa ra những biện pháp nâng cao hiệu quả sản

xuất kinh doanh của doanh nghiệp. Ta có thể phân hiệu quả thành những loại

sau:

- Hiệu quả kinh doanh riêng biệt, hiệu quả xã hội

- Hiệu quả chi phí bộ phận, hiệu quả chi phí tổng hợp

- Hiệu quả tuyệt đối và hiệu quả tương đối

Hiệu quả kinh doanh riêng biệt, hiệu quả phương diện xã hội

Hiệu quả sản xuất kinh doanh riêng biệt

Là hiệu quả sản xuất kinh doanh thu được từ hoạt động sản xuất kinh doanh

của từng doanh nghiệp, biểu hiện ở lợi nhuận mà mỗi doanh nghiệp đạt được,

bao gồm:

- Hiệu quả kinh doanh: Là tỷ số giữa doanh thu tiêu thụ sản phẩm và chi phí

bỏ ra cho việc sản xuất kinh doanh khối lượng sản phẩm hàng hóa đó, nó

phụ thuộc vào hoạt động kinh doanh của doanh nghiệp.

- Hiệu quả thu được do các nghiệp vụ tài chính: Là tỷ số giữa thu và chi

mang tính chất nghiệp vụ tài chính trong quá trình sản xuất kinh doanh.

- Hiệu quả hoạt động liên doanh liên kết: Là tỷ số giữa thu nhập được phân

chia từ kết quả hoạt động liên doanh liên kết với chi phí bỏ ra để liên doanh

liên kết.

- Hiệu quả các hoạt động khác: Là kết quả của các hoạt động kinh tế khác

ngoài các hoạt động đã nêu trên so với chi phí đã bỏ ra cho các hoạt động

này.

Hiệu quả phương diện xã hội

Là sự đóng góp của các doanh nghiệp vào sự phát triển chung của nền kinh

tế dưới hình thức là nghĩa vụ đóng góp cho nhà nước. Khi doanh nghiệp kinh


Khóa: 2008 - 2010.

21


doanh có hiệu quả đạt được lợi nhuận cao sẽ đóng góp cho nền kinh tế xã hội các

khía cạnh:

- Thuế cho nhà nước.

- Tăng sản phẩm quốc nội.

- Nâng cao chất lượng hàng hóa dịch vụ.

- Tạo công ăn việc làm cho người lao động, giảm thất ngiệp

- Góp phần chuyển dịch cơ cấu kinh tế tốt hơn…

Việc đánh giá hiệu quả kinh doanh hay hiệu quả xã hội chỉ mang tính chất

tương đối vì ngay trong một chỉ tiêu nó cũng phản ánh cả hai mặt hiệu quả. Hiệu

quả kinh doanh tăng lên sẽ làm tăng hiệu quả xã hội và hiệu quả kinh doanh

giảm đi cũng sẽ làm hiệu quả xã hội giảm theo.

Hiệu quả chi phí bộ phận và chi phí tổng hợp

Mỗi doanh nghiệp khi tiến hành sản xuất kinh doanh lại có những điều kiện

cụ thể về trình độ quản lý, vốn, kỹ thuật hay trang thiết bị riêng… Cũng như vậy

sản phẩm khi đưa ra thị trường cũng có các mức chi phí khác nhau, do vậy mà

hiệu quả sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp nói chung là dựa trên cơ sở sản

xuất hiệu quả của các chi phí bộ phận cấu thành. Khi đánh giá hiệu quả sản xuất

kinh doanh ta không những đánh giá tổng hợp mà còn cần đánh giá ở từng bộ

phận, giai đoạn hay công đoạn riêng.

Hiệu quả tuyệt đối và hiệu quả so sánh

- Hiệu quả tuyệt đối: Là hiệu quả được tính toán cho từng phương án cụ thể,

xác định mức thu được và chi phí bỏ ra để có thể đi đến quyết định có thực

hiện hay bỏ qua dự án này không.

- Hiệu quả so sánh: Được xác định bằng cách so sánh các chỉ tiêu hiệu quả

tuyệt đối của các phương án với nhau, mục đích là để lựa chọn cách làm

hiệu quả nhất.


Khóa: 2008 - 2010.

22


I.2.1.2 Các hướng nâng cao hiệu quả

Từ khái niệm về hiệu quả sản xuất kinh doanh, các hướng để nâng cao hiệu

quả sản xuất kinh doanh như sau:

a. Biện pháp tăng doanh thu khi chi phí giữ nguyên hoặc mức tăng chi phí

chậm hơn mức tăng doanh thu:

Quan tâm đến chất lượng sản phẩm nhằm đảm bảo uy tín của doanh nghiệp

trên thị trường. Mở rộng các hoạt động tiếp, mở rộng thị trường tiêu thụ nhằm

tạo ra điều kiện mở rộng quy mô sản xuất để tăng doanh thu và tăng lợi nhuận.

b. Biện pháp giảm chi phí khi doanh thu không giảm hoặc mức giảm doanh

thu ít hơn:

Khi nền kinh tế rơi vào khó khăn việc cắt giảm chi phí là điều rất quan

trọng. Tuy nhiên, cần phân loại đúng các chi phí để cắt giảm cho hiệu quả, phân

tích tỉ trọng để đánh đúng vào trọng tâm. Muốn làm được điều đó doanh nghiệp

cần có một tầm nhìn tổng thể về tình hình kinh doanh của mình. Ngoài ra, cần có

một cái nhìn hướng về tương lai và đặt niềm tin mình vào đó. Khi chọn đúng

cách thì chắc hẳn tự các doanh nghiệp sẽ thực hiện tốt chiến lược giảm chi phí.

c. Biện pháp nâng cao hiệu quả sử dụng vốn:

- Xác định chính xác nhu cầu vốn lưu động của công ty

- Chủ động khai thác và sử dụng nguồn vốn kinh doanh nói chung và vốn lưu

động nói riêng một cách hợp lý và linh hoạt

- Tăng cường công tác quản lý các khoản phải thu, hạn chế tối đa lượng vốn

bị chiếm dụng

- Có biện pháp sử dụng có hiệu quả vốn bằng tiền tạm thời nhàn rỗi

- Tổ chức tốt việc tiêu thụ nhằm đẩy nhanh tốc độ luân chuyển vốn lưu động

- Có biện pháp phòng ngừa những rủi ro có thể xảy ra

d. Biện pháp nâng cao hiệu quả sử dụng nguồn nhân lực:

Trong phạm vi một doanh nghiệp, sử dụng lao động được coi là vấn đề

quan trọng hàng đầu vì lao động là một trong ba yếu tố đầu vào của quá trình sản


Khóa: 2008 - 2010.

23


xuất. Nhưng sử dụng lao động sao cho có hiệu quả cao nhất lại là một vấn đề

riêng biệt đặt ra trong ra trong từng doanh nghiệp. Việc doanh nghiệp sử dụng

những biện pháp gì, những hình thức nào để phát huy khả năng của người lao

động nhằm nâng cao năng suất lao động và hiệu quả sản xuất kinh doanh là một

điều hết sức quan trọng, có ý nghĩa quyết định đến sự thành công hay thất bại

của doanh nghiệp đó. Mặt khác biết được đặc điểm của lao động trong doanh

nghiệp sẽ giúp cho doanh nghiệp tiết kiệm được chi phí, thời gian và công sức vì

vậy mà việc thực hiện mục tiêu của doanh nghiệp dễ dàng hơn.

Nâng cao hiệu quả sử dụng lao động là cơ sở để nâng cao tiền lương, cải

thiện đời sống cho công nhân, giúp cho doanh nghiệp có bước tiến lớn trong hoạt

động sản xuất kinh doanh.

I.2.2 Các vấn đề về hiệu quả khai thác nhà máy điện trong các mô hình tổ

chức thị trường điện lực

I.2.2.1 Khái niệm về hiệu quả khai thác các nhà máy điện

Khi nhà máy điện được định nghĩa như một doanh nghiệp, hiệu quả khai

thác các nhà máy điện hoàn toàn phụ thuộc vào mô hình tổ chức thị trường điện

lực mà nhà máy điện nằm trong mô hình đó. Tuy nhiên về phương diện tổng

quan, hiệu quả khai thác các nhà máy điện có thể hiểu là khi đảm bảo các yêu

cầu về kỹ thuật của hệ thống, các nhà máy điện được gọi là khai thác hiệu quả

khi các nguồn đầu vào xác định được sử dụng và mang lại kết quả đầu ra là lớn

nhất. Các kết quả đầu ra có thể là sản lượng điện năng phát vào lưới hoặc doanh

thu bán điện mà nhà máy điện thu được.

a. Hiệu quả khai thác nhà máy điện trong thị trường độc quyền liên kết dọc

- Đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật hệ thống, chất lượng điện năng, an toàn, tin

cậy…

- Trong mô hình này, các nhà máy điện đều trực thuộc công ty điện lực quốc

gia, được huy động phát điện lên lưới theo cách thức điều động của trung

tâm điều độ hệ thống điện quốc gia. Bản thân nhà máy điện không phải

cạnh tranh để được phát điện, hiệu quả khai thác các nhà máy điện là hiệu

quả của toàn hệ thống.


Khóa: 2008 - 2010.

24


b. Hiệu quả nhà máy điện trong thị trường điện một người mua

Khác biệt lớn nhất trong việc đánh giá hiệu quả của nhà máy điện trong mô

hình này so với mô hình độc quyền liên kết dọc đó là các nhà máy điện phải

cạnh tranh với nhau để được phát điện lên lưới. Vì thế ngoài việc phải chịu

những ràng buộc về các điều kiện kỹ thuật hệ thống, các nhà máy điện đã có

mức độ tự do hơn trong việc cạnh tranh bán điện để đảm bảo lợi ích riêng của

nhà máy điện là lớn nhất.

Như đã phân tích ở trên, một thị trường điện đã và đang được hình thành

với các bên tham gia là các nhà máy điện, Công ty mua bán điện, các Công ty

Truyền tải điện và các Công ty Phân phối điện. Thông qua Đơn vị vận hành hệ

thống điện và thị trường điện (SMO) sẽ đảm bảo cho hoạt động của thị trường

điện đạt hiệu quả cao nhất về kinh tế cho toàn xã hội và mặt khác vẫn đảm bảo

các tiêu chuẩn về chất lượng điện năng, an toàn, tin cậy và liên tục.

Kết quả của cải cách cơ cấu và xây dựng thị trường điện ở nhiều nước trên

thế giới cho thấy đây là một tiến bộ của khoa học quản lý trong ngành kinh tế

năng lượng. Nó tạo ra môi trường kinh doanh cạnh tranh bình đẳng giữa các

doanh nghiệp và là giải pháp hữu hiệu nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh

doanh của các doanh nghiệp kinh doanh điện.

Một trong những mục tiêu quan trọng hàng đầu khi tái cơ cấu ngành điện

và chuyển đổi mô hình từ cơ chế độc quyền sang cơ chế thị trường là tạo ra môi

trường cạnh tranh rõ ràng trong khâu phát điện nhằm giảm chi phí và nâng cao

hiệu quả sản xuất kinh doanh cũng như trách nhiệm đối với chủ sở hữu của các

nhà máy điện.

Thông qua hoạt động của thị trường điện, qui luật cung cầu và cạnh tranh

sẽ được phản ánh thực chất hơn. Trong cơ chế thị trường điện, chủ sở hữu của

các nhà máy điện phải quan tâm đúng mức đến việc nâng cao hiệu quả vận hành

nhằm mục tiêu giảm thiểu chi phí và nâng cao khả năng cạnh tranh trong thị

trường bằng giá bán hợp lý nhằm mục tiêu bán được nhiều sản phẩm, tăng doanh

thu trong thị trường.


Khóa: 2008 - 2010.

25


Trong cơ chế độc quyền, quản lý tập trung trước đây của ngành điện Việt

Nam thì trách nhiệm đối với hiệu quả sản xuất kinh doanh và phát triển của các

nhà máy điện còn nhiều hạn chế do các nhà máy điện đều là đơn vị hạch toán

phụ thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam, việc có bán được điện hay không

không ảnh hưởng đến doanh thu của nhà máy, không khuyến khích được các nhà

máy điện giảm chi phí, tìm đầu ra cho sản phẩm của mình. Khi chuyển sang thị

trường phát điện cạnh tranh, các công ty phát điện sẽ phải tự cân bằng thu chi tức

là phải chịu trách nhiệm bảo quản tài sản, chi tiêu tiền vốn, phát triển và nâng

cao chất lượng dịch vụ khách hàng, kết quả hoạt động kinh doanh sẽ gắn liền với

sự tồn tại của doanh nghiệp, thu nhập của các thành viên.

Hiệu quả sản xuất kinh doanh của công ty phát điện, xét một cách định

lượng được xác định bằng chênh lệch giữa doanh thu và chi phí, chênh lệch này

càng lớn thì hiệu quả càng cao và ngược lại. Thông thường, đối với một doanh

nghiệp điện lực không thực hiện chức năng công ích và trong điều kiện hạch

toán độc lập, chỉ tiêu quan trọng nhất, tổng quan nhất để đánh giá hiệu quả sản

xuất kinh doanh thường xuyên được sử dụng là chỉ tiêu lợi nhuận. Đây là cách

thức so sánh tuyệt đối kết quả đầu ra với chỉ tiêu tổng quan là doanh thu và các

yếu tố đầu vào là tổng chi phí. Lợi nhuận ở đây được xác định như sau:

Lợi Nhuận = Tổng Doanh Thu - Tổng Chi Phí (1.1)

Như đã phân tích ở trên, do tính đặc thù trong cơ chế độc quyền, doanh thu

và lợi nhuận của các nhà máy điện bị điều tiết và cân đối giữa các đơn vị trong

toàn Tổng công ty Điện lực Việt Nam nên ta không đi sâu vào phân tích về hiệu

quả khai thác các nhà máy điện trong cơ chế độc quyền.

Trong cơ chế thị trường điện một người mua, để nâng cao hiệu quả sản xuất

kinh doanh, các công ty phát điện bằng nguồn lực của mình phải tìm cách nâng

cao doanh thu và giảm thiểu chi phí. Để tăng doanh thu thì các công ty phát điện

phải có một giá bán hợp lý nhằm mục tiêu bán được nhiều sản phẩm. Tuy nhiên

việc đạt được mức giá bán đảm bảo mức lợi nhuận biên (lợi nhuận đơn vị) không

có nghĩa nhà máy điện sẽ đạt được doanh thu cực đại vì doanh thu của nhà máy

phụ thuộc đồng thời vào mức giá bán và thời lượng bán tức là thời gian nhà máy


Khóa: 2008 - 2010.

26


được phép phát điện vào lưới. Do đó khi đánh giá hiệu quả khai thác các nhà

máy điện, các chỉ tiêu cơ bản thường xuyên được xem xét.

I.2.2.2 Các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả khai thác nhà máy điện trong mô hình thị

trường điện một người mua.

Với đặc điểm của các nhà máy điện là (i) vốn đầu tư ban đầu rất lớn, đặc

biệt là các nhà máy thủy điện; (ii) phần chi phí cố định trong cấu trúc chi phí là

lớn, và đối với nhà máy thủy điện là rất lớn. Do đó, rõ ràng là thời gian khai thác

nhà máy điện càng nhiều sẽ càng hiệu quả một khi giá điện bán vào lưới cạnh

tranh là chấp nhận được. Để hoạt động của nhà máy điện là hiệu quả (trên quan

điểm của nhà máy điện hạch toán độc lập và không thực hiện nhiệm vụ công

ích), lợi nhuận của nhà máy điện tăng bắt buộc phải tăng doanh thu. Doanh thu

từ bán điện của một công ty phát điện được xác định theo công thức sau:

Doanh Thu = Pc x Q (1.2)

Trong đó:

Pc là giá bán điện của Công ty phát điện

Q là sản lượng điện bán được của công ty phát điện (phụ thuộc vào thời

gian phát điện lên lưới)

Từ công thức (1.2) nhận thấy, (i) với sản lượng điện bán được là cố định thì

giá bán càng cao sẽ mang lại lợi nhuận càng cao và ngược lại, (ii) với giá bán cố

định thì sản lượng điện bán được càng nhiều thì doanh thu càng lớn và ngược lại.

Nói cách khác, doanh thu tỉ lệ thuận với giá bán và sản lượng điện bán được.

Tuy nhiên, xét một cách tổng thể thì khi giá bán càng cao, tính cạnh tranh

của sản phẩm càng giảm, sản phẩm sẽ trở lên khó bán hơn và sẽ ảnh hưởng tới

doanh thu. Do vậy trong cơ chế thị trường, các công ty phát điện phải có một giá

bán hợp lý để có thể đạt được doanh thu cao nhất. Mức giá bán tối ưu mang lại

lợi nhuận cao nhất theo quan điểm của kinh tế học là mức giá tương ứng với

mức sản lượng cung ứng thỏa mãn điều kiện doanh thu biên bằng chi phí biên:

MR = MC


Khóa: 2008 - 2010.

27


Từ công thức (1.1) ta cũng nhận thấy rằng, khi biết trước Doanh thu, để

tăng Lợi nhuận của doanh nghiệp ta phải tìm cách giảm thiểu Chi phí.

Từ các phân tích trên đây ta đưa ra được một số chỉ tiêu đánh giá hiệu quả

khai thác các nhà máy điện trong cơ chế thị trường điện.

a. Doanh thu trong thị trường cạnh tranh

Về phương diện lý thuyết, với các sản phẩm hàng hóa thông thường và đặt

trong cơ chế thị trường, doanh thu là chỉ tiêu quan trọng quyết định mức lợi

nhuận của doanh nghiệp. Khi cố định các yếu tố đầu vào, nếu doanh thu tăng thì

về lợi nhuận của doanh nghiệp tăng lên, như đã phân tích doanh thu hoàn toàn

phụ thuộc vào giá bán và sản lượng bán, vì thế mức giá bán đảm bảo lợi ích lớn

nhất của doanh nghiệp, như chúng tôi đã đề cập là mức giá tương ứng với mức

sản lượng mà ở đó chi phí biên bằng doanh thu biên.

Tuy nhiên, trong nhiều trường hợp, cấu trúc chi phí với phần lớn chi phí cố

định việc cung ứng có thể thực hiện khi giá bán lớn hơn chi phí biến đổi bình

quân P > AVC. Trường hợp của nhà máy thủy điện là ví dụ điển hình, với phần

lớn chi phí nằm ở chi phí cố định do vậy nhà máy thủy điện càng huy động nhiều

càng hiệu quả ngay cả khi giá điện thấp vì nếu không huy động nhà máy điện

vẫn phải chịu chi phí cố định rất lớn. Như vậy một khi P > AVC thì rõ ràng là

mức giá không những cho phép bù đắp toàn bộ chi phí biến đổi VC mà còn cho

phép bù đắp một phần của chi phí cố định trong khi đó nếu không vận hành sẽ

mất toàn bộ chi phí cố định.

Sản phẩm điện năng là sản phẩm mang tính chất đặc thù, không thể tích trữ

được như các hàng hóa thông thường khác. Việc mua bán sản phẩm điện luôn

luôn thể hiện sự cân bằng giữa nguồn cung (từ các nhà máy điện) và nhu cầu của

các hộ tiêu thụ điện (phục vụ nhu cầu sản xuất, sinh hoạt…).

Đặc biệt, trong cơ chế thị trường điện một người mua, vấn đề giá bán điện

của các nhà máy điện có những điểm rất khác biệt. Việc huy động các nhà máy

điện đáp ứng nhu cầu phụ tải sau khi thỏa mãn các ràng buộc kỹ thuật sẽ được

thực hiện theo nguyên tắc tối thiểu hóa chi phí mua điện (tối thiểu hóa chi phí

cho Người mua duy nhất), do vậy việc huy động các tổ máy được sắp xếp theo


Khóa: 2008 - 2010.

28


thứ tự giá từ thấp đến cao để đáp ứng nhu cầu phụ tải. Để được sắp xếp trong

lịch huy động (bán được điện) thì các nhà máy điện phải có một giá bán hợp lý

phù hợp với đặc trưng của phụ tải tiêu thụ điện. Do đặc điểm về cơ cấu chi phí

nên giá chào bán cần phải hết sức linh động vì không phải lúc nào cũng đặt bài

toàn giá bán lớn hơn chi phí bình quân.

Đối với những hệ thống điện có cấu trúc với nhiều nhà máy thủy điện mà

khả năng cung ứng phụ thuộc nhiều vào thời tiết, do ảnh hưởng của đặc điểm khí

hậu cũng như tình hình phát triển của nền kinh tế trong giai đoạn hiện nay, việc

huy động các nhà máy điện nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu thụ chịu sự tác động

mạnh mẽ của yếu tố mùa cũng như tập quán sinh hoạt theo ngày đêm.

(i) Yếu tố mùa trong năm

- Mùa mưa: Giai đoạn này thời tiết mát mẻ, nhu cầu tiêu thụ điện thường

không cao, hơn nữa đây là thời kỳ nước về trên các hồ thủy điện rất nhiều

nên việc đáp ứng nhu cầu tiêu thụ là thuận lợi. Trong giai đoạn này thường

chỉ cần huy động các nhà máy có giá tương đối rẻ để đáp ứng nhu cầu tiêu

thụ điện.

- Mùa khô: Giai đoạn này nước về các hồ thủy điện thường rất hạn chế, nước

dùng để phát điện chủ yếu là lượng nước được tích trong các hồ thủy điện

trong giai đoạn mùa mưa, việc huy động các nhà máy được cân đối sao cho

đảm bảo đủ điện trong toàn bộ mùa khô. Hơn nữa, giai đoạn cuối mùa khô

thường là thời kỳ nắng nóng, nhu cầu tiêu thụ điện rất cao nên việc đảm

bảo cung cấp điện thường gặp rất nhiều khó khăn. Trong giai đoạn này

thường xuyên phải huy động các nhà máy có giá bán điện tương đối đắt tiền

để đáp ứng nhu cầu phụ tải.

(ii) Đặc điểm sinh hoạt ngày đêm

Nhu cầu tiêu thụ điện biến đổi rất mạnh trong một ngày đêm theo tập quán

sinh hoạt, sản xuất của người dân. Thông thường, nhu cầu tiêu thụ điện thường

thấp vào ban đêm, cao vào các giờ ban ngày. Với đặc điểm sinh hoạt ngày đêm,

nhu cầu tiêu thụ điện trong một ngày được chia thành ba thời kỳ là thời kỳ thấp

điểm, thời kỳ bình thường và thời kỳ cao điểm.


Khóa: 2008 - 2010.

29


Phù hợp với quy luật cung cầu, ta nhận thấy để có thể bán được nhiều sản

phẩm, tăng Doanh thu thì các công ty phát điện phải có cơ cấu giá bán phù hợp

với đặc trưng tiêu thụ điện. Do vậy giá bán điện cũng cần thiết phải linh động,

tức là nên chia theo mùa và theo các giờ cao điểm, trung bình và thấp điểm.

Với đặc trưng tiêu thụ điện như phân tích ở trên, nếu các công ty phát điện

chỉ có một giá bán duy nhất thì có thể xảy ra trường hợp khi nhu cầu thấp thì giá

bán lại cao dẫn đến không bán được sản phẩm và khi nhu cầu tiêu thụ cao thì lại

có giá bán thấp dẫn đến không mang lại hiệu quả. Tóm lại, giá bán là yếu tố

quan trọng ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác nhà máy điện, giá bán cần được

chào cho người mua duy nhất một cách linh hoạt theo cấu trúc chi phí và theo

đặc điểm của đường cầu.

Một ví dụ đơn giản thể hiện vấn đề này, giả sử ta có một nhà máy thủy

điện, có một giá bán duy nhất, lượng nước về hồ mỗi tháng trong năm là không

đổi. Vào mùa lũ khi mà lũ về các hồ thủy điện rất nhiều, mức độ cạnh tranh để

được xếp vào biểu đồ phụ tải là rất cao, nếu giá bán của nhà máy không hợp lý

thì có thể dẫn đến không được huy động, một lượng nước phải xả qua các cửa

xả, lượng nước dùng để phát điện bị giảm, do đó lượng sản phẩm của nhà máy

này giảm đi, nghĩa là suất hao cao. Ngược lại, nếu nhà máy có cơ chế giá phù

hợp và được huy động tai mọi thời điểm, khi đó lượng nước được dùng để phát

điện là lớn nhất, sản lượng điện là lớn nhất, nhà máy đạt hiệu quả cao nhất.

b. Thời gian vận hành tương đương

Thời gian vận hành tương đương của một nhà máy điện được xác định theo

công thức sau:

(1.3)

Trong đó:

T - thời gian vận hành tương đương trong năm của nhà máy điện (h);

Pđ - công suất đặt của nhà máy (MW);

Q - sản lượng điện bán được trong năm của nhà máy điện.


Khóa: 2008 - 2010.

30


Sở dĩ chỉ tiêu này được xem là chỉ tiêu đo lường hiệu quả vận hành của nhà

máy điện là vì, từ công thức (1.3) ta nhận thấy thời gian vận hành tương đương

(T) tỉ lệ thuận với sản lượng điện bán được của nhà máy, điều đó có nghĩa T

càng lớn thì sản lượng điện bán được càng cao và ngược lại. Từ đó có thể thấy, T

chính là một chỉ tiêu quyết định hiệu quả vận hành của nhà máy một khi cơ cấu

giá thành cung ứng đã được xác định

Thời gian vận hành tương đương của một nhà máy điện được quyết định

bởi các yếu tố sau:

- Bố trí thời gian sửa chữa tổ máy phù hợp và giảm thiểu thời gian bất khả

dụng tổ máy do sự cố hay hư hỏng trang thiết bị: các tổ máy cần phải đảm

bảo khả năng sẵn sàng cao nhất ở các thời điểm có khả năng và điều kiện

để huy động và sẽ được bố trí sửa chữa vào khoảng thời gian mà cơ hội

được huy động là thấp nhất. Do vậy có thể nhận thấy các tổ máy thủy điện

luôn phải đảm bảo khả năng sẵn sàng cao nhất vào những thời kỳ nhiều

nước và lần lượt được đưa ra sửa chữa vào thời kỳ ít nước. Điều ngược lại

đối với các tổ máy nhiệt điện.

- Giá bán điện hợp lý để nhà máy được huy động nhiều: như đã phân tích ở

trên, nếu các nhà máy điện có cơ cấu giá bán phù hợp thì sẽ được huy động

nhiều để đáp ứng nhu cầu phụ tải, khi đó thời gian vận hành tương đương

của nhà máy sẽ cao.

c. Suất tiêu hao nhiên liệu

Suất tiêu hao nhiên liệu được định nghĩa là lượng nhiên liệu được sử dụng

để sản xuất ra một đơn vị sản phẩm, được xác định theo công thức sau:

Với một lượng nhiên liệu đầu vào không đổi thì suất hao sẽ càng giảm khi

lượng sản phẩm sản xuất ra càng nhiều. Điều này đồng nghĩa với việc công tác

vận hành và điều kiện vận hành nhà máy điện quyết định suất tiêu hao nhiên liệu

và xa hơn là hiệu quả khai thác nhà máy điện. Thật vậy, khi nhiên liệu đầu vào là

các tài nguyên không tái sinh như than đá, khí đốt hay dầu mỏ, nếu các nhà máy


Khóa: 2008 - 2010.

31


điện chào giá chỉ được tham gia cung ứng trong thời gian ngắn thì rõ ràng chi

phí phải trả cho việc khởi động sẽ rất lớn và khi đó suất tiêu hao nhiên liệu cũng

rất lớn. Khai thác nhà máy như vậy rõ ràng là không hiệu quả. Trong khi đó đối

với NMTĐ thì lượng nước được sử dụng cho phát điện cũng tương ứng với

lượng nguyên liệu đầu vào được sử dụng để sản xuất ra sản phẩm điện năng và

sản phẩm đó được tiêu thụ, tức là lượng nước này tạo ra doanh thu cho chủ sở

hữu của nhà máy; còn lượng nước xả cũng tương ứng với phần doanh thu của

lượng nước này bằng không.

Việc giảm Chi phí cũng đồng nghĩa với việc giảm suất hao để sản xuất ra

một đơn vị sản phẩm tức là giảm chi phí biến đổi. Để giảm suất hao thì lượng

sản phẩm sản xuất ra phải tăng. Từ các phân tích ở trên có thể dễ dàng nhận thấy

rằng để tăng lượng sản phẩm đầu ra thì ngoài việc đảm bảo chế độ vận hành hợp

lý và tiết kiệm thì thời gian vận hành phải đảm bảo và điều này có được thì phần

nhiều giá bán chào vào hệ thống phải hợp lý.

I.2.2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác các nhà máy điện

Như vậy, có thể nhận thấy rằng, việc khai thác hiệu quả các nhà máy điện

trong mô hình tổ chức thị trường điện một người mua phụ thuộc đồng thời vào

các yếu tố nội bộ và các yếu tố bên ngoài nhà máy điện.

Rõ ràng rằng các vấn đề về khai thác đảm bảo suất tiêu hao nhiên liệu thấp,

mức độ sẵn sàng (độ khả dụng) của các nhà máy, chiến lược tham gia lưới với

tính linh động của giá của nhà sản xuất chắc chắn sẽ ảnh hưởng tới hiệu quả khai

thác các nhà máy điện. Tuy nhiên, tính linh động về giá cả còn phụ thuộc rất

nhiều vào yếu tố bên ngoài quan trọng là mức giá biên hệ thống, tính sẵn sàng

trong cung ứng còn phụ thuộc vào nguồn năng lượng đầu vào sẵn có. Tác giả

trình bày dưới đây, các yếu tố quan trọng nhất ảnh hưởng tới hiệu quả khai thác

các nhà máy điện trong mô hình thị trường điện một người mua

a. Giá biên hệ thống

Giá biên hệ thống SMP (System Marginal Price) là giá của tổ máy hay nhà

máy cuối cùng tham gia phát điện vào hệ thống điện (bán cho một người mua

duy nhất) khi bỏ qua các ràng buộc trên lưới điện truyền tải.


Khóa: 2008 - 2010.

32


Giả sử hệ thống có n tổ máy độc lập nhau (thuộc n công ty), giá điện mà

mỗi công ty bán vào lưới là p1, p2, ....., pn, để không làm mất tính tổng quát, ta

giả sử : p1 < p2 < .....< pn

Giả sử đơn vị điều độ hệ thống điện và thị trường điện (SMO) chỉ cần huy

động đến tổ máy thứ h nào đó (1 < h < n), vậy Ph chính là giá biên tại thời điểm

xem xét (ph = SMP). Trong trường hợp tồn tại 2 nhà máy có giá chào như nhau,

SMO sẽ chia đều phần công suất yêu cầu cho mỗi nhà máy nếu điều kiện kỹ

thuật cho phép.

Từ nguyên tắc huy động tổ máy đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện ta nhận thấy:

khi một tổ máy có giá bán thấp hơn giá biên thì tổ máy đó sẽ được huy động và

ngược lại khi một tổ máy có giá bán cao hơn giá biên thì tổ máy sẽ không được

huy động.

Từ giá biên hệ thống và giá bán điện của nhà máy điện có thể đánh giá

được nhà máy đó có được huy động để đáp ứng biểu đồ phụ tải hay không, đó là

căn cứ để các nhà máy điện trong thị trường xây dựng chiến lược phát phù hợp

Từ các phân tích trên ta có thể nhận thấy rằng, tổ máy có giá bán cao nhất

nhưng thấp hơn giá biên hệ thống sẽ đạt Doanh thu biên cao nhất trong thị

trường. Do đó, các nhà máy để đạt được tổng doanh thu cao trong thị trường cần

có một cơ cấu giá phù hợp với biểu đồ giá biên hệ thống.

b. Mức độ khả dụng tổ máy phát điện

Mức độ khả dụng của các tổ máy phát điện sẽ ảnh hưởng trực tiếp tới hiệu

quả khai thác của các nhà máy. Mức độ khả dụng của tổ máy là một thành phần

quyết định thời gian vận hành, đồng nghĩa với việc quyết định Tổng doanh thu

của nhà máy. Nhà máy sẽ đạt doanh thu biên lớn nhất khi giá chào gần nhất với

giá biên, nhưng chỉ đạt Tổng doanh thu cực đại khi có thời gian phát lớn nhất.

Thông thường các tổ máy được bố trí sửa chữa theo (i) chu kỳ vận hành

(đại tu sau 48 tháng vận hành, trung tu sau 24 tháng và tiểu tu sau 12 tháng), (ii)

theo khuyến cáo của nhà cung cấp thiết bị hoặc (iii) theo các hợp đồng bảo

dưỡng sửa chữa với các nhà thầu. Nếu tuân thủ theo các yếu tố trên có thể xảy ra

trường hợp lịch sửa chữa của tổ máy rơi vào giai đoạn tổ máy có khả năng được


Khóa: 2008 - 2010.

33


huy động cao nhất và ngược lại tổ máy lại khả dụng vào giai đoạn không có cơ

hội huy động.

Trong thực tế, các tổ máy thủy điện luôn phải đảm bảo khả năng sẵn sàng

cao nhất vào những thời kỳ nước về nhiều để có thể được huy động tối đa, lần

lượt được tách ra sửa chữa trong thời kỳ ít nước. Các tổ máy nhiệt điện nên tách

ra sữa chữa vào mùa lũ vì khả năng được huy động không cao và phải đảm bảo

khả năng sẵn sàng cao nhất vào mùa khô.

c. Nguồn năng lượng đầu vào

Như đã biết, các nguồn năng lượng dùng để sản xuất điện năng bao gồm:

than, khí, nước, dầu… đây có thể là các nguồn sơ cấp như thủy năng, hoặc năng

lượng thứ cấp như than đá, các sản phẩm dầu mỏ, khí đốt. Nếu như tính sẵn sàng

trong cung cấp của than, dầu mỏ và khí đốt là đảm bảo thì tính ổn định thì nguồn

nước tại các nhà máy thủy điện là điểm hạn chế lớn nhất của loại hình nhà máy

điện này.

Đối với các nhà máy thủy điện, nước về hồ sẽ là yếu tố quyết định hiệu quả

sản xuất kinh doanh của nhà máy thủy điện. Trong mùa lũ lượng nước về các hồ

thủy điện thường rất nhiều và với lưu lượng lớn, nếu có giá bán hợp lý thì các

nhà máy thủy điện có thể được khai thác tối đa 24/24h trong mỗi ngày mùa lũ

và đạt được hiệu quả cao nhất. Trong mùa khô, lưu lượng nước về các hồ thủy

điện rất hạn chế, việc khai thác các nhà máy thủy điện chủ yếu dựa vào lượng

nước tích được trong hồ từ cuối mùa lũ năm trước. Năm nào nước về tốt thì nhà

máy có nhiều nước để phát điện, đạt hiệu quả sản xuất kinh doanh cao và ngược

lại, nếu nước về kém thì nhà máy sẽ không có nước để phát điện.

Đối với các loại hình nhà máy khác các yếu tố quyết định hiệu quả sản xuất

kinh doanh là giá nhiên liệu đầu vào, giới hạn nhiên liệu….

TỔNG KẾT CHƯƠNG 1

Chương 1 là Chương cơ sở lý luận của luận văn, là khung phân tích phục

vụ cho các phân tích đánh giá hiện trạng sau đó. Trong chương này, tác giả đã hệ

thống hóa các nội dung cơ bản như sau:


Khóa: 2008 - 2010.

34


Thứ nhất: Giới thiệu tổng quan về thị trường điện một người mua, trong

đó nêu ra các mô hình thị trường điện, từ mô hình thị trường điện độc quyền

trước đây đến mô hình cao nhất của thị trường điện sau này là mô hình bán lẻ

cạnh tranh. Trong mỗi mô hình thị trường điện tác giả đã phân tích đánh giá để

nêu bật đặc điểm của từng mô hình, phân tích các ưu nhược điểm cũng như các

vấn đề trong quản lý thị trường điện một người mua.

Thứ hai: Đưa ra khái niệm về hiệu quả sản xuất kinh doanh. Hiệu quả sản

xuất kinh doanh là một phạm trù kinh tế phản ánh trình độ sử dụng các nguồn tài

lực, vật lực vốn có của doanh nghiệp để đạt được kết quả cao nhất trong hoạt

động sản xuất kinh doanh với chi phí sản xuất kinh doanh là thấp nhất.

Thứ ba: Đưa ra các chỉ tiêu phân tích hiệu quả sản xuất kinh doanh và các

nhân tố tác động đến hiệu quả sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp (cụ thể là

đối với hiệu quả sản xuất kinh doanh của các nhà máy điện), để từ đó tìm hiểu

các biện pháp nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh.


Khóa: 2008 - 2010.

35


CHƯƠNG II

PHÂN TÍCH THỰC TRẠNG KHAI THÁC CÁC NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN

ĐỘC LẬP TRONG CƠ CHẾ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

MỘT NGƯỜI MUA Ở VIỆT NAM

II.1 Hiện trạng hệ thống điện và tổ chức thị trường điện một người

mua ở Việt Nam.

II.1.1 Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam

Do yếu tố lịch sử cũng như địa lý, hệ thống điện Việt Nam hiện nay được

chia thành ba hệ thống điện (HTĐ) miền, đó là: (i) HTĐ miền Bắc bao gồm 28

tỉnh, thành phố phía Bắc trải dài từ Quảng Ninh đến Hà Tĩnh, (ii) HTĐ miền

Trung bao gồm 9 tỉnh, thành phố trải dài từ Quảng Bình đến Khánh Hoà và 4

tỉnh Tây Nguyên, (iii) HTĐ miền Nam bao gồm 23 tỉnh, thành phố phía Nam trải

dài từ Ninh Thuận đến Cà Mau.

Hình II-1. Phân vùng hệ thống điện Việt nam



Khóa: 2008 - 2010.

36

Miền Bắc

5900MW

TP. Ha Noi

1500 MWTP. HCM

2250 MW

Miền Nam

7400 MW

Miền Trung

1500MW

Hệ thống truyền tải điện Quốc gia


II.1.1.1 Phụ tải hệ thống điện

Theo số liệu của Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia, trong năm 2009 điện

năng sản xuất toàn hệ thống điện quốc gia đạt 87019 GWh với công suất cực đại

ghi nhận được là 13867 MW.

Do ảnh hưởng của đặc điểm khí hậu cũng như tình hình phát triển của nền

kinh tế trong giai đoạn hiện nay, biểu đồ phụ tải HTĐ Việt Nam chia thành 2

dạng điển hình là biểu đồ phụ tải mùa hè và biểu đồ phụ tải mùa đông.

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của năm 2010, được thể hiện chi tiết như

sau:

Ngày 23-03-2010

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

QG Bắc Nam Trung

Ngày 20-01- 2010

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

QG Bắc Nam Trung

Hình II-2. Biểu đồ phụ tải ngày hè Hình II-3. Biểu đồ phụ tải ngày

đông

(Nguồn: Báo cáo tổng kết quí 1&2/2010 - Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia)

Qua hai dạng biểu đồ phụ tải trên cho thấy biểu đồ phụ tải ngày HTĐ Việt

Nam rất lồi lõm và có độ dốc lớn; trong ngày có một thấp điểm và hai cao điểm,

thấp điểm ngày thường rơi vào khoảng từ 22h ngày hôm trước đến 4h, cao điểm

sáng từ 9h30 - 11h30 và cao điểm tối từ 17h - 20h. Yếu tố quyết định vấn đề này

là do trong các thành phần phụ tải của hệ thống thì thành phần Quản lý & Tiêu

dùng dân cư chiếm tỷ trọng lớn.


Khóa: 2008 - 2010.

37


II.1.1.2 Nguồn điện trong hệ thống điện

Theo thống kê của Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia, HTĐ Việt Nam hiện

có các dạng nguồn phát chính là thuỷ điện, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, tuabin

khí.

a. Tỷ trọng các loại nguồn trong hệ thống

Theo số liệu của ĐĐQG, tính đến hết năm 2009 tổng công suất đặt các loại

nguồn trong HTĐ Việt Nam là 18481MW. Số liệu thống kê tỷ trọng về sản

lượng cũng như công suất của các loại nguồn trong HTĐ Quốc gia năm 2009

như sau:

Loại nguồn Sản lượng (GWh) Tỉ lệ (%)

Thuỷ điện 29977 34.45%

Nhiệt điện than 12532 14.40%

Nhiệt điện dầu (FO) 2551 2.93%

TBK chạy khí 37117 42.65%

TBK chạy dầu 249 0.29%

Nhiệt điện chạy khí 482 0.55%

Nguồn khác 10 0.01%

Nhập khẩu Trung Quốc 4102 4.71%

Bang II-1. Tỷ trọng sản lượng các loại nguồn điện năm 2009

(Nguồn: Báo cáo tổng kết vận hành 2009 - Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia)


Khóa: 2008 - 2010.

38


TBK chạy khí, 42.65%

Nhiệt điện dầu (FO), 2.93%

Nhiệt điện than, 14.40%

Thuỷ điện, 34.45%

Nhập khẩu Trung Quốc, 4.71%

Nguồn khác, 0.01%Nhiệt điện chạy

khí, 0.55%

TBK chạy dầu, 0.29%

Thuỷ điện Nhiệt điện than Nhiệt điện dầu (FO)

TBK chạy khí TBK chạy dầu Nhiệt điện chạy khí

Nguồn khác Nhập khẩu Trung Quốc

Hình II-4. Biểu đồ tỷ trọng sản lượng các loại nguồn năm 2009


Loại nhà máy Công suất đặt (MW) Tỷ lệ(%)

Tổng 18481 100%

Thuỷ điện 6173 33.4%

NĐ than 2145 11.6%

NĐ dầu 537 2.9%

TBK 3197 17.3%

Diesel + TĐN 500 2.7%

IPP & BOT 5929 32.1%

Bang II-2. Công suất đặt các loại nguồn năm 2009


Khóa: 2008 - 2010.

39


Diesel và TĐN, 2.7%

Tua bin khí + Đuôi hơi,

17.3%

Nhiệt điện dầu, 2.9%

Nhiệt điện than, 11.6%


Ngoài EVN, 32.1%

Thuỷ điện Nhiệt điện than Nhiệt điện dầu

Tua bin khí + Đuôi hơi Diesel và TĐN Ngoài EVN

Hình II-5. Biểu đồ tỷ lệ các loại nguồn năm 2009


b. Nguyên tắc khai thác và sắp xếp lịch sửa chữa các loại nguồn

Theo ĐĐQG, do đặc điểm công nghệ phát điện và đặc thù hệ thống dẫn đến

nguyên tắc khai thác các NMĐ hiện nay như sau:

- Thuỷ điện: Khai thác theo điều tiết hồ chứa trong mùa khô, theo thứ tự

giá trong mùa lũ. Kế hoạch sửa chữa thường được bố trí vào mùa khô do

sản lượng ít hơn so với mùa lũ.

- Nhiệt điện than, dầu: Huy động cao trong mùa khô, hạn chế trong mùa

lũ (đảm bảo công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp...). Kế hoạch sửa

chữa thường được bố trí vào mùa lũ.

- Gasturbine chạy dầu: Do chi phí sản xuất điện cao nên thường chạy ở

chế độ phủ đỉnh, chống quá tải hoặc theo yêu cầu đặc biệt; huy động lấy

sản lượng nếu thiếu điện năng trong mùa khô. Kế hoạch sửa chữa theo số

giờ vận hành tương đương (EOH).

- Gasturbine chạy khí và đuôi hơi: Huy động cao trong mùa khô, giảm

khai thác trong mùa lũ (đảm bảo công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện

áp...). Kế hoạch sửa chữa theo số giờ vận hành tương đương (EOH).

Chính vì vậy, kế hoạch sửa chữa của toàn hệ thống điện quốc gia được sắp

xếp theo nguyên tắc và thứ tự ưu tiên sau:


Khóa: 2008 - 2010.

40


- Không đồng thời bố quá nhiều tổ máy phát điện ra sửa chữa nhằm đảm

bảo hệ thống điện luôn luôn có dự phòng về công suất vào mọi thời điểm

trong năm vận hành.

- Không đồng thời bố nhiều tổ máy phát điện trong một khu vực ra sửa

chữa nhằm đảm bảo hệ thống truyền tải điện luôn làm việc trong giới hạn

cho phép.

- Tôn trọng tối đa kế hoạch sửa chữa tổ máy của các đơn vị đề xuất.

- Kế hoạch sửa chữa nguồn điện phải phù hợp với đặc thù cung ứng của

nguồn nhiên liệu (đặc thù thủy văn, kế hoạch cung cấp than, kế hoạch

sửa chữa bảo bưỡng hệ thống cung cấp khí). Ưu tiên bố trí thủy điện sửa

chữa vào mùa khô, nhiệt điện và tua bin khí vào mùa mưa.

- Hệ thống làm việc kinh tế nhất

II.1.2 Lộ trình phát triển thị trường điện và đặc điểm của thị trường điện một

người mua ở Việt Nam

II.1.2.1 Lộ trình hình thành và phát triển thị trường điện

Ngày 26/1/2006, Thủ tướng Chính Phủ đã ban hành Quyết định số

26/2006/QĐ-TTg phê duyệt Lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển thị

trường điện lực. Theo quyết định này, thị trường điện Việt Nam được hình thành

và phát triển qua 3 cấp độ:

- Cấp độ 1 (2005 - 2014): thị trường phát điện cạnh tranh.

- Cấp độ 2 (2015 - 2022): thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

- Cấp độ 3 (từ sau 2022): thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

a. Thị trường phát điện cạnh tranh (từ năm 2006 đến năm 2014)

Trong thị trường phát điện cạnh tranh (còn gọi là thị trường điện một người

mua), các đơn vị phát điện thuộc sở hữu nhà nước, công ty cổ phần hoặc công ty

tư nhân sẽ tham gia chào giá cạnh tranh trên thị trường điện giao ngay và ký hợp

đồng bán buôn điện có thời hạn với Công ty Mua bán điện là đơn vị mua duy

nhất trong thị trường điện.


Khóa: 2008 - 2010.

41


Công ty Mua bán điện ký hợp đồng bán buôn điện cho các công ty phân

phối.

Các công ty phân phối bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện.

b. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (từ năm 2015 đến năm 2022)

Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh sẽ có nhiều người bán và nhiều

người mua. Các đơn vị phát điện sẽ ký các hợp đồng có thời hạn và tham gia

chào giá cạnh tranh để bán điện cho các đơn vị mua buôn hoặc các công ty phân

phối điện. Các đơn vị bán buôn sẽ phải cạnh tranh để bán điện cho các đơn vị

phân phối và các khách hàng lớn.

c. Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (từ sau năm 2022)

Trong thị trường bán lẻ điện cạnh tranh các khách hàng được quyền lựa

chọn nhà cung cấp điện cho mình (đơn vị phát điện, đơn vị bán lẻ điện) để ký

hợp đồng mua bán điện hoặc mua điện giao ngay.

Đây là mức độ cạnh tranh cao nhất của thị trường điện lực và hiện mới chỉ

triển khai ở một vài nước trên thế giới như Na Uy, Thụy Điển, Australia…

Trong khuân khổ của đề tài tác giả chỉ đi sâu phân tích các vấn đề trong thị

trường phát điện cạnh tranh một người mua.

II.1.2.2 Đặc điểm của thị trường phát điện cạnh tranh

a. Đặc điểm thị trường phát điện cạnh tranh

Theo Quyết định 26/2006/QĐ-TTg, thị trường phát điện cạnh tranh được

thực hiện trong giai đoạn từ 2006 đến 2014 và được chia làm hai cấp độ như sau:

Cấp độ 1: thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm (thị trường điện nội bộ

của EVN) - thực hiện từ năm 2005 đến 2008. Đặc điểm chính của giai đoạn này

là chỉ có các công ty cổ phần phát điện do EVN nắm giữ cổ phần chi phối hoặc

các công ty phát điện do EVN nắm giữ 100% vốn tham gia chào giá và cạnh

tranh bán điện trên thị trường. Các nhà máy điện độc lập (IPP) không thuộc sở

hữu của EVN tiếp tục bán điện cho EVN theo các hợp đồng mua bán điện dài

hạn (PPA) đã được ký kết.


Khóa: 2008 - 2010.

42


Cấp độ 2: thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh - thực hiện từ năm

2009 đến năm 2014. Trong giai đoạn này tất cả các công ty phát điện (gồm các

công ty phát điện thành viên của EVN và các nhà máy điện độc lập - IPP) đều

tham gia thị trường phát điện cạnh tranh. Các đơn vị phát điện sẽ bán điện thông

qua các hợp đồng có thời hạn và chào giá cạnh tranh để bán điện trên thị trường

điện giao ngay. Tỷ lệ điện năng mua bán theo hai hình thức của từng đơn vị do

Cục Điều tiết điện lực quy định.

b. Các hình thức mua bán điện trên thị trường

Trong thị trường phát điện cạnh tranh có 2 hình thức mua bán điện như sau:

- Mua bán thông qua hợp đồng có thời hạn giữa bên bán và bên mua;

- Mua bán giao ngay giữa bên bán và bên mua thông qua đơn vị điều hành

giao dịch thị trường điện lực.

Ở các nước trên thế giới, lượng điện năng mua bán thông qua hợp đồng có

thời hạn thường chiếm tỷ lệ khoảng 80 - 85% tổng sản lượng điện năng sản xuất

của các công ty phát điện, phần còn lại được mua bán theo phương thức mua bán

điện giao ngay.

Theo qui định của Luật Điện lực, tỷ lệ điện năng mua bán theo hai hình

thức sẽ do Cục Điều tiết điện lực quy định thay đổi phụ thuộc vào sự phát triển

của thị trường điện lực.

II.1.3 Hiện trạng cơ cấu, mô hình thị trường điện một người mua ở Việt

Nam

II.1.3.1 Cơ cấu mô hình thị trường điện một người mua

Theo Đề án thiết kế, khi hình thành thị trường phát điện cạnh tranh một

người mua, cơ cấu Công ty mẹ - Tập đoàn Điện lực Việt Nam gồm: (i) các nhà

máy điện hạch toán phụ thuộc giữ vai trò là Công ty phát điện, (ii) Công ty

truyền tải điện, (iii) Công ty phân phối điện, (iii) Trung tâm Điều độ hệ thống

điện Quốc gia và (iv) Công ty Mua bán điện (giữ vai trò cơ quan mua duy nhất).

Các chức năng chính của các đơn vị này như sau:


Khóa: 2008 - 2010.

43


Đơn vị phát điện: có chức năng kinh doanh bán điện cho bên mua điện theo

hợp đồng có thời hạn và chào giá bán điện giao ngay trên thị trường điện lực.

Đơn vị truyền tải điện: cung cấp dịch vụ truyền tải và hưởng phí truyền tải

điện, không kinh doanh mua bán điện.

Các công ty phân phối điện: thực hiện chức năng quản lý vận hành lưới

điện phân phối và bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện.

Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia: thực hiện các chức năng chỉ

huy, điều khiển các đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện. Phương

thức vận hành hệ thống điện quốc gia được lập trên cơ sở tuân thủ theo các quy

định trong các hợp đồng mua bán điện có thời hạn và bản chào giá bán của các

đơn vị phát điện.

Công ty Mua bán điện: mua điện từ đơn vị phát điện theo hợp đồng có thời

hạn và mua điện giao ngay trên thị trường; Bán điện cho các đơn vị phân phối

theo giá trong khung giá bán buôn điện đã được phê duyệt. Trong giai đoạn thị

trường phát điện cạnh tranh, Công ty Mua bán điện là đơn vị mua buôn duy nhất

trên thị trường.


Khóa: 2008 - 2010.

44


s

Hình II-6. Sơ đồ liên hệ dòng tiền trong thị trường điện một người mua


II.1.3.2 Cơ chế mua bán điện

a. Mua điện thông qua các hợp đồng có thời hạn

Căn cứ vào cơ cấu ngành điện Việt Nam, mô hình tổ chức của Tập đoàn

Điện lực Việt Nam, công tác mua điện từ các hợp đồng trực tiếp có thời hạn hiện

được thực hiện như sau:

Các công ty phát điện hạch toán phụ thuộc EVN (Hoà Bình, Trị An, Ialy,

Tuyên Quang...): Công ty Mua bán điện sẽ ký hợp đồng với EVN hoặc các

nhà máy này. Giá điện do EVN quyết định trên cơ sở tổng chi phí sản xuất

cộng lợi nhuận tối đa không quá 5%, tùy thuộc cân đối lợi nhuận của Công

ty Mua bán điện cũng như của Tập đoàn.

Các công ty phát điện là đơn vị thành viên của EVN:


Khóa: 2008 - 2010.

CÔNG TY

MUA BÁN ĐIỆN

Các

CTĐL

Thị

trường

Khách

hàng

lớn

Xuất

khẩu

điệnCác loại thuế

Chi phí quản lý, vận hành, khấu hao

Hợp đồng Nhập khẩu điện

Các NMĐ bán điện qua HĐ

Các NMĐ bán điện qua TTĐ

Cơ quan truyền tải, Cơ quan điều độ

Công ty mẹ, các NMĐ thuộc EVN

45


i. Các đơn vị cổ phần hoá: Đối với các Công ty phát điện đã cổ phần

hoá và đã ký Hợp đồng mua bán điện với EVN, Công ty Mua bán điện

hiện kế thừa quyền và nghĩa vụ của EVN trong các hợp đồng mua bán

điện với các công ty này. Đối với các công ty phát điện hiện đang

trong quá trình cổ phần hoá, Công ty Mua bán điện sẽ trực tiếp ký hợp

đồng mua bán điện trên cơ sở giá điện và thời hạn hợp đồng được Hội

đồng quản trị EVN phê duyệt.

ii. Các công ty cổ phần phát điện là đơn vị thành viên của EVN (Hải

Phòng, Quảng Ninh...): Công ty Mua bán điện trực tiếp đàm phán và

ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định chung.

iii. Các công ty phát điện TNHH MTV trực thuộc EVN (Phú Mỹ, Thủ

Đức, Cần Thơ): Công ty Mua bán điện hiện kế thừa quyền và nghĩa vụ

của EVN trong các hợp đồng mua bán điện đã ký với các công ty này.

iv. Các Công ty BOT: Phú Mỹ 2-2, Phú Mỹ 3: Công ty Mua bán điện kế

thừa quyền và nghĩa vụ của EVN trong các hợp đồng mua bán điện

với các công ty BOT.

Các nhà máy IPP: Đối với các IPP đã ký hợp đồng với EVN, Công ty Mua

bán điện hiện kế thừa quyền và nghĩa vụ của EVN trong các hợp đồng mua

bán điện. Đối với các IPP mới: Công ty Mua bán điện đàm phán và ký kết

hợp đồng mua bán điện theo quy định chung.

Các nhà máy điện, đặc biệt là các nhà máy điện độc lập sẽ cạnh tranh nhau

về giá để được huy động phát điện lên lưới đáp ứng nhu cầu phụ tải. Giá bán

điện ký kết trong hợp đồng là yếu tố quyết định nhà máy có được huy động phát

điện lên lưới hay không, điều này sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến sản lượng điện bán

cũng như tổng doanh thu của công ty phát điện.

b. Mua điện giao ngay trên thị trường điện lực:

Theo quy định của Luật Điện lực, một phần điện năng do Công ty Mua bán

điện mua từ các công ty phát điện được thực hiện thông qua hình thức giao ngay

trên thị trường điện lực. Theo kinh nghiệm của nhiều nước khi bắt đầu thực hiện

thị trường điện thì lượng điện năng được thực hiện theo phương thức mua bán


Khóa: 2008 - 2010.

46


điện giao ngay sẽ chiếm khoảng 5 - 20% tổng sản lượng điện năng trao đổi mua

bán.

Khi thị trường phát điện cạnh tranh một người mua vận hành, việc mua bán

điện giao ngay trên thị trường điện giữa Công ty Mua bán điện và các Công ty

phát điện thông qua đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực sẽ được thực

hiện theo Quy định thị trường điện do cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban

hành.

Yếu tố quyết định việc khai thác các nhà máy điện sẽ là giá chào của các

nhà máy. Chiến lược chào giá của các công ty phát điện sẽ quyết định sản lượng

được huy động cũng như doanh thu của công ty phát điện. Để có chiến lược chào

giá hợp lý thì các công ty cần có các nghiên cứu kỹ lưỡng về thị trường và giá

biên của thị trường.

II.1.3.3 Thực trạng công tác mua điện hiện nay

a. Cơ sở pháp lý và nguyên tắc đàm phán mua bán điện

Công tác đàm phán, ký kết và thực hiện Hợp đồng mua bán điện với các

đơn vị phát điện căn cứ vào các văn bản pháp quy sau:

- Bộ Luật Dân sự, Luật Điện lực, Luật Thương mại và các văn bản hướng

dẫn thực hiện.

- Nghị định số 16/2005/CP-NĐ ngày 07/02/2005 của Chính phủ về quản lý đầu tư xây dựng công trình.

- Quyết định 30/2005/QĐ-BCN ngày 31/8/2006 của Bộ trưởng Bộ Công

nghiệp về Quy định về quản lý đầu tư xây dựng các dự án điện độc lập.

- Quyết định 709/QĐ-NLDK ngày 13/4/2004 của Bộ Công nghiệp về Hướng

dẫn tạm thời nội dung phân tích kinh tế tài chính đầu tư và khung giá mua

bán điện các dự án nguồn điện.

- Quyết định số 2014/QĐ-BCN ngày 13/6/2007 của Bộ Công nghiệp về Qui

định tạm thời nội dung tính toán phân tích kinh tế, tài chính đầu tư và

khung giá mua bán điện các dự án nguồn điện.


Khóa: 2008 - 2010.

47


- Quyết định 1704/QĐ-EVN-TTĐ ngày 28/6/2006 của Tổng Giám đốc EVN

ban hành Quy định về trình tự, thủ tục mua bán điện giữa Tổng công ty

Điện lực Việt Nam và Chủ đầu tư các dự án nhà máy điện độc lập (IPP).

Trong đàm phán PPA thì quan trọng nhất là đàm phán giá bán điện. Trên

thực thế, giá bán điện của các nhà máy điện được bên bán và bên mua tính toán

và thỏa thuận trên cơ sở các thông số đầu vào cụ thể của dự án. Nguyên tắc tính

toán là dựa trên toàn bộ các chi phí thực tế của chủ đầu tư bỏ ra trong thời gian

xây dựng và thời gian vận hành với mức sinh lợi nội tại mong muốn đạt được

hiệu quả kinh tế cho cả bên mua điện và bên bán điện, tuân thủ các qui định của

Nhà nước và không vượt khung giá phát điện do Bộ Công Thương (trước đây là

Bộ Công nghiệp) qui định theo từng thời kỳ.

b. Các dạng Hợp đồng mua bán điện

Hiện nay, EVN ủy quyền cho Công ty mua bán điện ký Hợp đồng mua bán

điện (PPA) với các Công ty phát điện thuộc EVN và Chủ đầu tư các IPP, ủy

quyền cho các Công ty Điện lực ký và thực hiện PPA đối với các dự án IPP có

tổng công suất < 30MW.

Các dạng PPA hiện nay:

- Hợp đồng của các Công ty phát điện hạch toán độc lập trực thuộc EVN và

các Công ty phát điện cổ phần mà EVN là cổ đông chi phối :

Đối với các Công ty phát điện hạch toán độc lập (Uông Bí, Phú Mỹ, Cần

Thơ, …): EVN ký PPA với thời hạn 1 năm. Giá điện NM Uông Bí là giá

toàn phần tính theo VND/kWh. Giá điện các nhà máy Phú Mỹ, Cần Thơ và

Thủ Đức được chia thành giá công suất và giá điện năng. Cuối năm, Hội

đồng Quản trị EVN căn cứ vào sản lượng huy động và các chi phí thực tế

của từng nhà máy tiến hành xem xét điều chỉnh giá điện mua.

Đối với các Công ty phát điện cổ phần (thủy điện Vĩnh Sơn - Sông Hinh,

Thác Bà, Thác Mơ, nhiệt điện Phả Lại, Ninh Bình, Bà Rịa: Tập đoàn ký

PPA với các công ty có thời hạn 4 năm, giá điện do Hội đồng Quản trị phê

duyệt và là giá toàn phần (VNĐ/kWh), không cam kết sản lượng huy động.


Khóa: 2008 - 2010.

48


Đối với nhà máy thủy điện, giá điện cố định được phân theo mùa. Đối với

nhà máy nhiệt điện, giá điện được điều chỉnh theo giá nhiên liệu.

- Đối với các IPP:

Các nhà máy điện BOT Phú Mỹ 2.2, BOT Phú Mỹ 3, IPP Cà Mau 1&2,

Nhơn Trạch 1: PPA có thời hạn 20 năm, giá điện theo giá công suất

(USD/kW/tháng) và giá điện năng (USD/kWh - phụ thuộc vào giá nhiên

liệu). Ngoài ra bên mua phải đảm bảo bao tiêu lượng khí tối thiểu hàng năm

theo Hợp đồng cung cấp khí ký giữa bên bán và bên cung cấp khí.

Các NMĐ Hiệp Phước và Formosa : là các nhà máy bán điện dư lên lưới.

PPA có thời hạn 5-10 năm, giá điện tính bằng USD/kWh và được điều

chỉnh theo giá nhiên liệu. Ngoài ra bên Mua phải cam kết công suất huy

động tối thiểu để đảm bảo duy trì cung cấp cho phụ tải tại chỗ của NMĐ.

Các nhà máy bán điện dư khác bao gồm: Vê Đan, Amata, Bourbon: PPA có

thời hạn ngắn 2-5 năm, giá điện tính bằng USD/kWh và được điều chỉnh

theo giá nhiên liệu. Không cam kết sản lượng hoặc công suất huy động.

Các nhà máy thủy điện độc lập gồm : Cần Đơn, Srokphumieng… Các PPA

có thời hạn 20-25 năm, giá bán điện là toàn phần tính bằng đ/kWh và

không cam kết sản lượng huy động.

Các nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn, Na Dương, Sơn Động và Cẩm Phả và

một số IPP khác: PPA có thời hạn 25 năm, giá điện toàn phần tính cố định

tính theo VND/kWh và không cam kết sản lượng huy động.

- Nhập khẩu điện:

Nhập khẩu từ Trung Quốc: mua điện từ lưới điện Trung Quốc ở cấp điện áp

110kV (200-300MW). Từ 2007 mua ở cấp điện áp 220kV (450-500MW).

Giá điện cố định tính theo USD/kWh. Từ năm 2007 sẽ áp dụng điều chỉnh

theo tỷ giá RMB/USD sau mỗi 2 năm.

Nhập khẩu điện từ Lào: Hiện nay chỉ có 1 Hợp đồng mua điện từ nhà máy

thủy điện Xêkaman 3. Giá điện tính theo USD/kWh có trượt giá hàng năm.


Khóa: 2008 - 2010.

49


Có cam kết sản lượng huy động 722 tr.kWh (sản lượng bậc 1). Giá điện với

sản sản lượng mua trên mức cam kết bằng 50% giá của sản lượng bậc 1.

c. Đánh giá

Hiện nay, đang tồn tại nhiều dạng hợp đồng mua bán điện khác nhau nên

việc thực hiện gặp rất nhiều khó khăn.

Một số hợp đồng có bao tiêu sản lượng, một số có ràng buộc trong huy

động công suất, các nhà máy này được huy động theo các điều kiện ràng buộc

nên nhiều thời điểm bắt buộc phải huy động các nhà máy này dù giá của chúng

có thể cao hơn các nhà máy khác.

Đối với các nhà máy thủy điện độc lập thông thường được ký theo 1 giá

hoặc 2 giá (mùa khô, mùa mưa). Trong giai đoạn mùa khô thông thường sẽ được

huy động hết theo lượng nước có (gồm lượng nước về hồ và lượng nước tích

trong hồ từ mùa lũ năm trước), trong giai đoạn mùa lũ, các hợp đồng chỉ có 1

hoặc 2 giá sẽ có nhiều hạn chế về mức độ cạnh tranh để được phát điện lên lưới

nhất là vào thời gian thấp điểm của hệ thống.

II.1.4 Nguyên tắc và thực trạng huy động các nhà máy điện trong cơ chế thị

trường điện một người mua hiện nay

Sự khác biệt lớn nhất giữa sản phẩm điện năng và những sản phẩm hàng

hóa khác là sản phẩm điện năng có mối liên hệ không thể tách rời với hệ thống

vật lý và sản xuất và tiêu thụ diễn ra gần như đồng thời. Trong hệ thống điện,

cung và cầu luôn phải được cân bằng tức thời (cân bằng nguồn và tải), sự cân

bằng này được thể hiện qua tần số của HTĐ Quốc gia, bất kỳ sự mất cân bằng

nào đều dẫn tới sự thay đổi của tần số hệ thống, có thể dẫn đến tần số vượt ra

ngoài dải hoạt động cho phép, điều này sẽ ảnh hưởng tới hoạt động và tuổi thọ

của các thiết bị sử dụng điện cũng như chính các thiết bị trong nhà máy điện.

Một sự khác biệt đáng kể nữa giữa điện năng và các loại hàng hóa khác là

điện năng sản xuất bởi một nhà máy không thể truyền trực tiếp đến 1 khách hàng

cụ thể, ngược lại, một khách hàng không thể nhận điện chỉ từ một nguồn phát.

Do vậy lượng điện bán được của một công ty phát điện là lượng điện được huy

động phát lên lưới điện Quốc gia.


Khóa: 2008 - 2010.

50


Do đặc thù của sản phẩm điện năng cũng như hệ thống điện Việt Nam, hiện

nay ĐĐQG đang thực hiện việc huy động các nhà máy điện để đáp ứng biểu đồ

phụ tải theo nguyên tắc (sắp xếp theo trình tự ưu tiên) như sau:

- Huy động theo các yêu cầu kỹ thuật như bù điện áp, chống quá tải...

- Huy động theo các yêu cầu khách quan khác như tưới tiêu, giao thông thủy

- Huy động theo các ràng buộc trong hợp đồng mua bán điện

- Huy động theo tính toán tối ưu và tính toán thị trường điện

Chính vì vậy, giá bán điện là một yếu tố ảnh hưởng lớn đến việc huy động

nhà máy điện. Dưới đây là thống kê giá bán của các loại hình NMĐ trong hệ

thống được sắp xếp theo thứ tự từ thấp đến cao:

Loại hình phát điện Chủ sở hữu Giá điện (đ/kWh) Ghi chú

Thủy điện EVN 200 - 400

Tuabin khí EVN hoặc ngoài 400 - 500

Thủy điện độc lập Ngoài EVN 496 - 846 Một số NMTĐ có giá mùa mưa/mùa khô

Nhiệt điện than EVN hoặc ngoài 600 - 800

Nhiệt điện dầu EVN 2000 - 3000

Tuabin khí dầu EVN 4000 - 5000

Bang II-3. Giá bán điện của các loại hình phát điện

(Nguồn: Tổng hợp của tác giả)

Như đã phân tích ở trên, trong các thành phần nguồn của HTĐ Quốc gia,

thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn, việc khai thác các nhà máy này hoàn toàn phụ

thuộc vào yếu tố mùa trong năm. Với đặc điểm của phụ tải hệ thống và cơ cấu

nguồn điện như hiện nay, việc khai thác các nhà máy điện để đáp ứng biểu đồ

phụ tải được chia làm 2 mùa rõ rệt là mùa mưa (các tháng 6, 7, 8) và mùa khô

(các tháng còn) như sau:

a. Mùa mưa


Khóa: 2008 - 2010.

51


Do đặc điểm thời tiết khí hậu, vào mùa mưa nước về các hồ thuỷ điện rất

dồi dào, vì vậy các nhà máy thuỷ điện sẽ có sẵn nguồn nhiên liệu để vận hành tối

đa (nếu được xếp vào biểu đồ huy động).

Tuy nhiên, đây là thời kỳ nguồn cung của hệ thống lớn nhưng nhu cầu (phụ

tải) lại thấp do thời tiết mát mẻ nên các nhà máy phải cạnh tranh nhau quyết liệt

để được phát điện lên lưới (đặc biệt là vào các giờ thấp điểm của hệ thống), nếu

các nhà máy thủy điện không cạnh tranh được để phát điện thì bắt buộc phải xả

thừa nước vì khả năng tích trữ của hồ chứa là hạn chế.

Chi tiết các thành phần nguồn tham gia phủ biểu đồ phụ tải vào mùa mưa

được thể hiện trên hình dưới đây:

TBK + ST, 39.8%

TBK dầu, 0.0%

Diesel, 0.0%Mua ngoài, 5.4%


NĐ than, 12.5% NĐ dầu, 0.8%

Hình II-7. Tỉ trọng thành phần nguồn trong mùa mưa



Khóa: 2008 - 2010.

52


Phủ biểu đồ phụ tải mùa lũ

Thuỷ điện

TBK + ST

NĐ than

Mua ngoài NĐ dầu TBK dầuDiesel

0500

100015002000250030003500400045005000550060006500700075008000850090009500

10000105001100011500120001250013000135001400014500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hình II-8. Phủ biểu đồ phụ tải trong mùa mưa


b. Mùa khô

Vào mùa khô lượng nước về các hồ thuỷ điện hạn chế, nước dùng cho phát

điện chủ yếu là lượng nước đã tích được trong hồ từ mùa mưa liền trước. Do vậy

việc khai thác các nhà máy thủy điện hoàn toàn tuân theo đường điều tiết (lượng

nước này được sử dụng hết để phát điện và có thể kết hợp tưới tiêu…), giai đoạn

này các nhà máy thủy điện hầu như không phải cạnh tranh.

Chi tiết các thành phần nguồn tham gia phủ biểu đồ phụ tải vào mùa khô

được thể hiện như hình dưới đây.

TBK + ST, 50.9%

TBK dầu, 3.0%

Diesel, 0.0% Mua ngoài, 4.1%Thuỷ điện,

20.4%

NĐ than, 20.4%

NĐ dầu, 1.1%

Hình II-9. Tỉ trọng thành phần nguồn mùa khô(Nguồn: Báo cáo tổng kết vận hành 2009 - Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia)


Khóa: 2008 - 2010.

53


Phủ biểu đồ phụ tải mùa khô

TBK + ST

NĐ than

Mua ngoài NĐ dầu

Thuỷ điện

TBK dầuDiesel

0500

100015002000250030003500400045005000550060006500700075008000850090009500

100001050011000115001200012500130001350014000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hình II-10. Phủ biểu đồ phụ tải mùa khô


II.2 Phân tích, đánh giá hiệu quả khai thác các nhà máy thủy điện

độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua hiện nay

II.2.1 Giới thiệu và phân tích nguyên tắc khai thác các nhà máy thủy điện độc

lập trong cơ chế thị trường điện một người mua hiện nay

Theo Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18/7/2008 của Bộ Công

Thương, qui định tất cả các NMTĐ có công suất từ 30 MW trở xuống được coi

là nhà máy thủy điện nhỏ và được khai thác theo cơ chế chi phí tránh được. Vì

vậy, trong khuôn khổ đề tài, tác giả sẽ giới thiệu và phân tích, đánh giá hiện

trạng hiệu quả khai thác đối với các NMTĐ có công suất trên 30MW đã phát

điện thương mại trong thời gian qua.

Theo thống kê của Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia, riêng đối với loại

nhà máy này, Việt Nam hiện có 10 nhà máy với tổng công suất 596 MW chiếm

2,9 % tổng công suất đặt hệ thống điện quốc gia (tính đến hết tháng 6 năm

2010), tổng sản lượng điện bình quân hàng năm là 2.468 tỷ kWh. Các nhà máy

này được liệt kê chi tiết như dưới đây.

STT Chủ sở hữuNhà máy

điệnVị trí xây dựng

Tổng công suất

Ngày COD

Dạng điều tiết

Sản lượng bình quân năm (triệu


Khóa: 2008 - 2010.

54


STT Chủ sở hữuNhà máy

điệnVị trí xây dựng

Tổng công suất

(MW)

Ngày COD

Dạng điều tiết

Sản lượng bình quân năm (triệu

kWh)(MW) kWh)

1Cty CP thủy điện

Cần ĐơnCần Đơn

Bù Đốp, Bình Phước

2*41 1/2004 tuần396


SrokphumiengSrokphumieng

Bù Gia Mập, Bình Phước

2*25.5 10/2006 ngày240

3Cty CP ĐT & PT điện Sê San 3A

Sê San 3A

Iagrai, Gia lai 2*54 12/2006 ngày497


Tây BắcNậm

Chiến 2Mường La, Sơn La 2*16 2/2009 ngày 140


Bình ĐiềnBình Điền

Hương Trà, Thừa Thiên - Huế

2*22 5/2009 năm 182


Quế PhongQuế

PhongQuế Phong, Nghệ

An3*6 + 11*2

8/2009 ngày 80


Sông Côn 2Sông Côn

2

Đông Giang, Quảng Nam

3*21 8/2009 ngày 204

6Cty CP phát triển điện lực Việt Nam

Bắc BìnhBắc Bình, Bình

Thuận2*16 10/2009 ngày 145

9 Cty CP Sông BaKrongHn

ăngSông Hinh, Phú

Yên2*32 06/2010 năm 247.5

10Cty CP phát triển

điện Đại HảiSrepok 4 Buôn Đôn, Đăk Lăk 2*40 06/2010 ngày 336

Bảng II-4. Các NMTĐ độc lập do tư nhân đầu tư đã vận hành(Nguồn: Tổng hợp của Tác giả)

Qua các số liệu thống kê, một điều dễ nhận thấy là các IPP là loại nhà máy

có qui mô vừa và nhỏ, chỉ có NMTĐ Bình Điền và Krông H’năng là nhà máy có

hồ chứa điều tiết năm, còn lại là các nhà máy có hồ chứa điều tiết ngắn hạn (điều

tiết theo ngày và tuần).

Hiện nay giá bán điện của các IPP là giá điện toàn phần không đổi trong

suốt thời hạn hợp đồng. Các hợp đồng mua bán điện (PPA) được ký kết giữa bên

Bán và Công ty Mua bán điện có thời hạn từ 20-25 năm tùy dự án. Một số PPA

có giá bán điện trong năm được chia theo hai mùa (mùa khô và mùa mưa), còn

lại là giá cố định cho cả năm không phân biệt mùa.

Chi tiết giá bán điện của các nhà máy ký hợp đồng mua bán điện theo mùa

được liệt kê ở bảng II-5.


Khóa: 2008 - 2010.

55


Tên nhà máyThời hạn hợp đồng Giá điện (đ/kWh)

Bắt đầu Kết thúc Mùa khô Mùa mưa

S.P.Mieng 1/01/2008 Sau 25 năm 653 540

Sông Côn 5/05/2009 Sau 25 năm 656 535

Sesan 3A 1/12/2006 Sau 25 năm 650 496

Nậm Chiến 2 1/02/2009 Sau 25 năm 695 588

Bắc Bình 10/2009 Sau 25 năm 705 525

Quế Phong 08/2009 Sau 20 năm 700 610

Srepok 4 07/2010 Sau 25 năm 790 581.6

Bảng II-5. Các nhà máy điện có giá bán điện theo mùa(Nguồn: Tổng kết Công tác mua điện - Công ty Mua bán điện)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Nậm Chiến

Quế Phong

Bình Điền

Sông Côn 2

Sê San 3A

Bắc Bình

Cần Đơn

Srokphumieng

KrongHnăng

Srepok 4

Hình II-11. Giá bán điện của các NMTĐ có giá bán điện theo mùa


Giá bán điện của các nhà máy ký hợp đồng mua bán điện cố định cả năm

được liệt kê ở bảng II-6.

Tên nhà máyThời hạn hợp đồng Giá điện

Bắt đầu Kết thúc (đ/kWh)

Krong H'nang 07/2009 Sau 20 năm 638


Khóa: 2008 - 2010.

56


Cần Đơn 10/2003 Sau 25 năm 846

Bình Điền 05/2009 Sau 25 năm 634

Bảng II-6. Các nhà máy điện có giá bán cố định trong cả năm

(Nguồn: Tổng kết Công tác mua điện 2009 - Công ty Mua bán điện)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Nậm Chiến

Quế Phong

Bình Điền

Cần Đơn

KrongHnăng

Hình II-12. Giá bán điện của các NMTĐ có một giá điện cố định trong năm


Theo Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia; do (i) đặc thù của hệ thống điện

Việt Nam hiện nay và như xu hướng những năm tới, (ii) dạng biểu đồ phụ tải hệ

thống điện, (iii) nguyên tắc huy động nguồn; dạng biểu đồ giá biên ngày mùa

mưa hệ thống điện quốc gia có dạng như hình II-13:


Khóa: 2008 - 2010.

57


Dạng biểu đồ giá biên hệ thống mùa mưa

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0(h)

Giá

điệ

n (

đ/k

Wh

)

Giá SMP

Hình II-13. Dạng biểu đồ giá biên ngày hệ thống điện Việt Nam

(Nguồn: Tổng hợp của tác giả)

Với giá bán điện của các NMTĐ hiện nay và dạng giá biên ngày mùa mưa

như trên, trong thực tế có thể xẩy ra các trường hợp sau:

Trường hợp 1: Đường giá điện cao hơn đường giá biên hệ thống.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0(h)

Giá

điệ

n (

đ/k

Wh

)

Giá biên hệ thống Giá điện

Hình II-14. Đường giá điện cao hơn đường giá biên ngày hệ thống

Với trường hợp này giá bán điện của NMTĐ luôn cao hơn giá biên hệ

thống, điều này dẫn tới ngày hôm đó nhà máy không được huy động bất kỳ thời

điểm nào và doanh thu trong ngày vận hành bằng không.


Khóa: 2008 - 2010.

58


Trường hợp 2: Đường giá điện thấp hơn đường giá biên hệ thống.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0(h)

Giá

điệ

n (

đ/k

Wh

)


Hình II-15. Đường giá điện thấp hơn đường giá biên ngày hệ thống

Với trường hợp này giá bán điện của NMTĐ luôn thấp hơn giá biên mua

điện của hệ thống , điều này dẫn tới ngày hôm đó nhà máy được huy động tối đa

liên tục và nhưng doanh thu trong ngày vận hành thấp.

Trường hợp 3: Đường giá điện cắt đường giá biên hệ thống.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0(h)

Giá

điệ

n (

đ/k

Wh

)


S1

S2

S3

S4

S5

Hình II-16. Đường giá điện thấp hơn đường giá biên ngày hệ thống

Với trường hợp này giá bán điện của NMTĐ tại các miền S1, S3 và S5 cao

hơn giá biên hệ thống, như vậy tại các miền này nhà máy không được huy động.

Tại các miền S2 và S4 giá biên của hệ thống cao hơn giá bán điện nên nhà máy

được huy động tối đa; như vậy trong ngày có những thời điểm nhà máy không


Khóa: 2008 - 2010.

59


được huy động, có những thời điểm nhà máy được huy động nhưng giá bán điện

thấp hơn giá biên nhiều, điều này dẫn tới doanh thu của nhà máy trong ngày vận

hành tương đối thấp. Doanh thu nhà máy sẽ chỉ đạt tối đa khi biểu đồ giá bán

điện ngày xấp xỉ hoặc trùng khít với biểu đồ giá biên hệ thống điện.

Xét một cách tổng thể, nói chung giá bán điện của các NMTĐ là tương đối

rẻ so với các loại hình phát điện khác (một số nhiệt điện than, tuabin khí, đặc

biệt là các nguồn chạy dầu...). Vì vậy trong giai đoạn mùa khô toàn bộ lượng

nước về hồ cùng với lượng nước đã tích được trong các hồ thủy điện trong giai

đoạn mùa mưa năm trước sẽ được sử dụng cho phát điện. Tuy nhiên với đặc thù

hệ thống điện Việt Nam tổng công suất các NMTĐ chiếm xấp xỉ 33.4% công

suất toàn hệ thống, trong giai đoạn mùa lũ hầu hết tất cả các hồ đều có nước về

với lưu lượng lớn (mùa lũ ở miền bắc từ tháng 6 - 8, miền Nam từ tháng 7 - 9,

miền Trung từ tháng 8 - 10), trong đó các NMTĐ của EVN (chiếm 30.5% công

suất hệ thống) có chi phí phát điện rất thấp nên trong giai đoạn này mỗi NMTĐ

độc lập phải cạnh tranh với các nhà máy khác (các NMTĐ khác, các nhà máy

nhiệt điện, các nhà máy tua bin khí,…) về cơ hội phát điện đặc biệt là vào giờ

thấp điểm trong ngày.

Thực tế vận hành những năm qua cho thấy, với giá bán điện là một giá trị

không đổi trong ngày vận hành thì vào các giờ thấp điểm của hệ thống, khi nhu

cầu hệ thống không cao nhà máy thường không được huy động, trong khi vào

các giờ cao điểm, nhu cầu hệ thống rất cao thì nhà máy lại có giá bán rẻ, do vậy

doanh thu trong ngày vận hành của nhà máy thấp (thấp điểm của hệ thống thì

không bán được sản phẩm, cao điểm của hệ thống thì bán rẻ), thậm chí trong

mùa lũ nhà máy có thể phải xả thừa nước (khi nhà máy đã tích đủ nước nước và

lượng nước về nhiều hơn lượng nước được sử dụng để phát điện).

Để minh chứng, ta xem xét kết quả vận hành HTĐ quốc gia ngày 28/7/2009 như dưới đây:


Khóa: 2008 - 2010.

60


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0(h)

Giá

điệ

n (

đ/k

Wh

)

Giá biên hệ thống

Giá Nậm Chiến 695đ

Giá Bà Rịa 612đ

Giá Thác Bà 477đ

Hình II-17. Giá biên HTĐ và giá điện các IPP miền Bắc ngày 28/7/2009.(Nguồn: Báo cáo sản xuất HTĐ quốc gia ngày 28/7/2009 - ĐĐQG)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0(h)

Giá

điệ

n (

đ/k

Wh

)


Giá Srepok 4 790đGiá Bà Rịa 612đ

Giá Vĩnh Sơn 522đ

Hình II-18. Giá biên hệ thống và giá điện các IPP miền Trung ngày 28/7/2009

(Nguồn: Báo cáo sản xuất HTĐ quốc gia ngày 28/7/2009 - ĐĐQG)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0(h)

Giá

điệ

n (

đ/k

Wh

)


Giá Cần Đơn 846đGiá Bà Rịa 612đ

Giá Thác Mơ 452đ

Hình II-19. Giá biên hệ thống với giá điện các IPP miền Nam ngày 28/7/2009.

(Nguồn: Báo cáo sản xuất HTĐ quốc gia ngày 28/7/2009 - ĐĐQG)


Khóa: 2008 - 2010.

61


II.2.2 Đánh giá hiệu quả khai thác các nhà máy thủy điện độc lập trong cơ

chế thị trường điện một người mua hiện nay

Như cơ sở lý thuyết được tác giả trình bày ở Chương 1, ba chỉ tiêu Doanh

thu, Thời gian vận hành tương đương, Suất hao nhiên liệu là các chỉ tiêu có ảnh

hưởng quyết định đến hiệu quả khai thác nhà máy điện. Vì vậy, để có cơ sở đánh

giá hiệu quả khai thác các nhà máy thủy điện độc lập trong cơ chế thị trường

điện một người mua hiện nay, ta sẽ tiến hành xem xét và đánh giá trên từng chỉ

tiêu cụ thể.

II.2.2.1. Đánh giá theo chỉ tiêu Doanh thu

Trong thực tế, sản lượng điện bình quân hàng năm của mỗi NMTĐ đều

được cấu thành từ sản lượng điện bình quân mùa mưa và sản lượng điện bình

quân mùa khô (có trong thiết kế của dự án trên cơ sở các thông số thủy năng,

thủy văn). Do giá bán điện là một giá trị không đổi theo mùa (với các nhà máy

có 2 giá trong năm) hoặc cố định cả năm (với các nhà máy có một giá trong

năm), nên khi đánh giá chỉ tiêu Doanh thu năm ta sẽ tiến hành đánh giá chỉ tiêu

Doanh thu theo từng mùa.

Như cơ sở lý thuyết được tác giả trình bày ở Chương 1, Doanh thu là một

chỉ tiêu để chủ đầu tư xem xét, đánh giá hiệu quả hoạt động của NMTĐ. Chỉ tiêu

này được đánh giá là tốt khi Doanh thu thực tế lớn hơn Doanh thu kế hoạch và

ngược lại là xấu.

a. Trong giai đoạn mùa khô

Trong giai đoạn mùa khô, lượng nước chủ yếu sử dụng cho phát điện là

lượng nước tích được trong hồ từ mùa mưa liền trước (thông thường các hồ thủy

điện đều tích đầy nước), lượng nước về hồ trong mùa này khá hạn chế và ảnh

hưởng không nhiều đến sản lượng của cả mùa khô.

Theo Công ty Mua bán điện, Doanh thu kế hoạch, Doanh thu thực tế mùa

khô của các NMTĐ độc lập trong các năm từ 2007 - 2009 như sau:

S NMĐ 2007 2008 2009


Khóa: 2008 - 2010.

62


T T

Doanh thu kế hoạch

(tỷ đồng)

Doanh thu thực

tế (tỷ đồng)

Đánh giá


(tỷ đồng)

Doanh thu thực

tế (tỷ đồng)

Đánh giá


(tỷ đồng)

Doanh thu thực

tế (tỷ đồng)

Đánh giá

1 Cần Đơn 200 201 Tốt 200 201 Tốt 200 202 Tốt

2 S.P.Miêng 79.3 75.6 Xấu 79.3 80.4 Tốt 79.3 80.9 Tốt

3 Sê San 3A 169.5 125.6 Xấu 169.5 170 Tốt 169.5 172 Tốt

4 N.Chiến 2 Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữa mùa lũ

5 Bình Điền Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữa mùa lũ

6 Quế Phong Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữa mùa lũ

7 Sông Côn Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữa mùa lũ

8 Bắc Bình Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữa mùa lũ

9 K.R.Hnăng Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành

10 Srêpôk 4 Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành

Bảng II-7. Đánh giá chỉ tiêu doanh thu mùa khô của các NMTĐ độc lập

(Nguồn: Công ty Mua bán điện và tổng hợp của tác giả)

Qua bảng số liệu và kết quả đánh giá, tác giả nhận thấy hầu hết các NMTĐ

độc lập đều vượt chỉ tiêu Doanh thu mùa khô (Đánh giá: Tốt), chỉ có NMTĐ

Srok Phu Miêng và Sê San 3A mùa khô 2007 không đạt do lượng nước về ít hơn

trung bình nhiều năm. Điều này được lý giải rằng, vào mùa khô do nhu cầu phụ

tải tăng cao, giai đoạn này Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia đã thường xuyên

phải huy động các nhà máy có giá bán điện tương đối đắt tiền đáp ứng nhu cầu

phụ tải với mục tiêu đảm bảo đủ điện trong cả mùa khô. Vì vậy toàn bộ lượng

nước tích được trong hồ từ mùa mưa liền trước và lượng nước về trong mùa khô

của các NMTĐ hầu như được sử dụng hết cho mục đích phát điện. Chính vì vậy

các NMTĐ độc lập dễ dàng đạt hoặc vượt Doanh thu kế hoạch mùa khô.

b. Trong giai đoạn mùa mưa


Khóa: 2008 - 2010.

63


Ngược với giai đoạn mùa khô, trong mùa mưa lượng nước về các hồ thủy

điện rất dồi dào, ngoài sử dụng cho mục đích phát điện thì phần còn lại sẽ được

tích trong hồ chứa. Tuy nhiên do thủy điện chiếm tỷ trọng khá lớn trong hệ thống

nên đây là giai đoạn cạnh tranh gay gắt về cơ hội phát điện của các nhà máy

điện.

Theo Công ty Mua bán điện, Doanh thu kế hoạch, Doanh thu thực tế mùa

mưa của các NMTĐ độc lập trong các năm từ 2007 - 2009 như sau:

S T T

NMĐ

2007 2008 2009


(tỷ đồng)

Doanh thu thực

tế (tỷ đồng)

Đánh giá


(tỷ đồng)

Doanh thu thực

tế (tỷ đồng)

Đánh giá


(tỷ đồng)

Doanh thu thực

tế (tỷ đồng)

Đánh giá

1 Cần Đơn 135.3 112.2 Xấu 135.3 93 Xấu 135.3 113 Xấu

2 S.P.Miêng 60.9 59.5 Xấu 60.9 54 Xấu 60.9 47 Xấu

3 Sê San 3A 101 60 Xấu 101 33 Xấu 101 75 Xấu

4 N.Chiến 2 Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữ mùa lũ

5 Bình Điền Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữ mùa lũ

6 Quế Phong Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữ mùa lũ

7 Sông Côn Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữ mùa lũ

8 Bắc Bình Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Vào VH từ giữ mùa lũ

9 K.R.Hnăng Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành

10 Srêpôk 4 Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành Chưa vào vận hành

Bảng II-8. Đánh giá chỉ tiêu doanh thu mùa mưa của các NMTĐ độc lập

(Nguồn: Công ty Mua bán điện và tổng hợp của tác giả)

Qua bảng số liệu và kết quả đánh giá, tác giả nhận thấy các NMTĐ độc lập

đều không đạt chỉ tiêu Doanh thu mùa mưa (Đánh giá: Xấu). Điều này được lý

giải rằng, vào mùa mưa (thông thường thời tiết mát mẻ) nên nhu cầu phụ tải

không cao, trong khi đó đây là giai đoạn nước về các hồ thủy điện rất dồi dào;


Khóa: 2008 - 2010.

64


nên trong giai đoạn này mỗi NMTĐ độc lập phải cạnh tranh với các NMĐ khác

(NMTĐđộc lập khác, NMTĐ của EVN, các nhà máy nhiệt điện than, tua bin

khí…) về cơ hội phát điện. Do giá bán điện không hợp lý nên vào các giờ nhu

cầu tiêu thụ điện thấp (các giờ thấp điểm) các NMTĐ đã không được huy động

nên tổng sản lượng điện mùa mưa thấp, đây là yếu tố khiến Doanh thu mùa mưa

của các NMTĐ độc lập không đạt kế hoạch đề ra.

II.2.2.2. Đánh giá theo chỉ tiêu Thời gian vận hành tương đương

Trong thực tế, khi xem xét đánh giá tính khả thi của dự án xây dựng NMĐ,

người ta quan tâm đến Số giờ sử dụng công suất cực đại (Tmax) của nhà máy

này, Tmax sẽ quyết định đến sản lượng điện bình quân hàng năm của dự án. Đối

với các dự án thủy điện, số giờ sử dụng công suất cực đại được tính toán cụ thể

theo chế độ thủy văn, điều tiết hồ chứa có xem xét đến yêu cầu đảm bảo nước hạ

lưu mùa kiệt của từng công trình.

Theo “Qui định tạm thời nội dung tính toán phân tích kinh tế, tài chính đầu

tư và khung giá mua bán điện các dự án nguồn điện” được ban hành kèm theo

quyết định số 2014/QĐ-BCN ngày 13/6/2007 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp,

qui định Tmax của các dự án NMTĐ phải nằm trong khoảng từ 4000h/năm đến

tối đa 5500h/năm.

Như cơ sở lý thuyết được tác giả trình bày ở Chương 1, Thời gian vận hành

tương đương (T) là một chỉ tiêu để hàng năm chủ đầu tư xem xét, đánh giá hiệu

quả hoạt động của NMTĐ trong năm. Chỉ tiêu này được đánh giá là đạt khi Thời

gian vận hành tương đương lớn hơn hoặc bằng Số giờ sử dụng công suất cực đại

và ngược lại là không đạt.

Theo thống kê của Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia, Số giờ vận hành

tương đương và Tmax của các nhà máy thủy điện độc lập được liệt kê trong bảng

II-9:

Nhà máy Tmax2007 2008 2009

T Đánh Giá T Đánh Giá T Đánh Giá

Cần Đơn4950 4630 Không đạt 4338 Không 4652 Không đạt


Khóa: 2008 - 2010.

65


Nhà máy Tmax2007 2008 2009

T Đánh Giá T Đánh Giá T Đánh Giá

đạt

S.P Miêng

4800

4620 Không đạt 4623

Không

đạt 4422 Không đạt

Sê san 3A

46003198 Không đạt 3648

Không

đạt 4287 Không đạt

Sông Côn 5200 Tháng 8/2009 mới vào vận hành

Bình Điền 5350 Tháng 5/2009 mới vào vận hành

Nậm Chiến 2

4650 Tháng 2/2009 mới vào vận hành

Quế Phong 4800 Tháng 8/2009 mới vào vận hành

Srepok 4 4850 Tháng 6/2010 mới vào vận hành

Bắc Bình 495 Tháng 10/2009 mới vào vận hành

K.R.Hnăng 5200 Tháng 6/2010 mới vào vận hành

Bảng II-9. Đánh giá chỉ tiêu Thời gian vận hành tương đương của các NMTĐ độc lập.

(Nguồn. Tổng hợp của Tác giả)

Qua bảng số liệu và kết quả đánh giá, tác giả nhận thấy, tất cả các NMTĐ

độc lập đều không đạt chỉ tiêu Thời gian vận hành tương đương (Đánh giá:

Không đạt). Điều này có thể được lý giải do những nguyên nhân sau:

- Giá bán điện không hợp lý nên tổ máy không được huy động nhiều (như

nhận xét của tác giả ở chỉ tiêu Doanh thu).

- Lịch sửa chữa của các nhà máy không hợp lý nên tổ máy đã không khả

dụng vào những thời điểm có cơ hội được phát điện: Trong thực tế, đối với

mỗi tổ máy phát điện sau một thời gian vận hành đều phải tách ra bảo trì

sửa chữa. Nếu như các nhà máy tiến hành các công việc sửa chữa, bảo

dưỡng đúng các chu kỳ thì có thể phải tách tổ máy thủy điện ra sửa chữa


Khóa: 2008 - 2010.

66


vào thời kỳ mùa lũ (nếu năm đầu tiên đưa vào vận hành trong giai đoạn

mùa lũ). Bên cạnh đó, hiện nay do ảnh hưởng của biến đổi khí hậu cũng

như tác động của nạn phá rừng đầu nguồn đang diễn ra gay gắt nên có

những hồ lũ xuất hiện rất sớm hoặc rất muộn trái qui luật tự nhiên. Vì vậy

các nhà máy thủy điện phải có lịch sửa chữa các tổ máy hợp lý, sửa chữa

vào giai đoạn cơ hội phát điện ít và sẵn sàng khi cơ hội phát điện cao.

- Do năng lực quản lý vận hành, sửa chữa và khắc phục sự cố chưa tốt nên tổ

máy phải ngừng sửa chữa nhiều và thời gian sửa chữa kéo dài hơn bình

thường: (i) Theo truyền thống của ngành điện, ngay khi chuẩn bị đưa một

nhà máy điện mới vào vận hành, EVN đã xây dựng một bộ khung cán bộ

quản lý đặc biệt là cán bộ quản lý kỹ thuật là những người có kinh nghiệm

từ những nhà máy đã vận hành có cùng công nghệ. Trong khi đó, việc tham

gia vào khâu phát điện - một lĩnh vực hoàn toàn mới khiến cho chủ sở hữu

của các NMTĐ độc lập gặp nhiều khó khăn, lúng túng trong công tác quản

lý, điều hành nói chung cũng như lĩnh vực quản lý kỹ thuật nói riêng. (ii)

Do tham gia vào một lĩnh vực mới, chưa có cơ hội để khẳng định được uy

tín của doanh nghiệp nên các NMTĐ độc lập không thu hút được nguồn

nhân lực có chất lượng cao, công tác đào tạo nguồn nhân lực gặp nhiều khó

khăn do thiếu hệ thống tào liệu phục vụ đào tạo, thiếu trang thiết bị phục vụ

thực hành, thiếu cán bộ có năng lực để hướng dẫn, kèm cặp (mặc dù đã có

những giải pháp thuê các nhà máy của EVN đào tào). Vì vậy thực tế vận

hành công tác vận hành, sửa chữa cũng như khắc phục sự cố gặp nhiều khó

khăn, lúng túng. (iii) Tất cả các đơn vị quản lý các NMTĐ độc lập đều hoạt

động theo mô hình công ty cổ phần, vì vậy chính sách sử dụng lao động

phục vụ công tác vận hành và sửa chữa có nhiều hạn chế, hầu hết các đơn vị

chỉ có lực lượng sửa chữa nhỏ, đơn giản. Các công việc sữa chữa lớn đều

không thể tự đảm trách được.

- Thiếu vật tư thiết bị dự phòng nên thời gian bất khả dụng của tổ máy khá

nhiều: (i) Do thiếu kinh nghiệm trong việc thiết lập danh mục vật tư dự

phòng, (ii) Do nguồn kinh phí đầu tư cho việc mua sắm vật tư dự phòng

không có nhiều, trong khi đó các vật tư thiết bị của NMTĐ đều là thiết bị


Khóa: 2008 - 2010.

67


đặc chủng, đắt tiền và đa phần phải nhập từ nước ngoài. Chính vì vậy trong

thực tế nhiều tổ máy đã không thể khả dụng do không có vật tư thay thế

hoặc chờ mua sắm mất rất nhiều thời gian.

- Do các nguyên nhân khách quan khác như sự cố hoặc sửa chữa trên hệ

thống dẫn đến giới hạn khả năng phát của nhà máy.

II.2.2.3. Đánh giá theo chỉ tiêu Suất hao nước

Trong thực tế, chế độ của dòng chảy tự nhiên thường không phù hợp với

nhu cầu tiêu thụ điện. Chẳng hạn, xét chu kỳ một năm thì lưu lượng nước về trên

các sông thay đổi rất mạnh (đặc biệt là giữa mùa mưa và mùa khô), trong khi đó

điện năng tiêu thụ hàng tháng của phụ tải hệ thống lại thay đổi không nhiều, do

vậy vào mùa lũ lượng nước về quá nhiều, không thể sử dụng hết theo công suất

vận hành các tổ máy, còn mùa cạn lưu lượng nước của dòng chảy quá ít không

đáp ứng đủ cho nhu cầu phát điện. Xét trong phạm vi ngắn hơn, ví dụ một ngày

đêm, thì lưu lượng nước hầu như không thay đổi, trong khi đó biểu đồ công suất

phụ tải tổng hệ thống lại thay đổi rất lớn theo ca kíp làm việc của các nhà máy xí

nghiệp và nhu cầu điện sinh hoạt.

Chính vì vậy, đối với các NMTĐ trong mùa khô lượng nước tích được

trong hồ từ mùa lũ năm trước cùng với lượng nước về hồ của những tháng mùa

khô sẽ được sử dụng hoàn toàn cho việc phát điện với mục tiêu đưa mức nước hồ

về mức nước chết (là mức nước thấp nhất trong hồ chứa mà ở đó NMTĐ có thể

vận hành lâu dài, đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật quy định) vào đầu mùa lũ

kế tiếp. Tuy nhiên trong mùa lũ, thông thường nước về nhiều do vậy vào thời

gian đầu và giữa mùa lũ, ngoài lượng nước về hồ được sử dụng ngay cho phát

điện (được huy động theo yêu cầu của điều độ hệ thống điện) thì lượng nước còn

lại sẽ được tích trong hồ phục vụ cho việc phát điện của mùa khô năm sau. Tuy

nhiên do khả năng tích của hồ có hạn nên sau khi tích đầy hồ, nếu lượng nước về

hồ vẫn lớn hơn lượng nước sử dụng cho phát điện thì bắt buộc phải xả thừa, vấn

đề cần quan tâm là nếu nhà máy đã được huy động tối đa 24/24h thì việc xả thừa

là bất khả kháng nhưng nếu nhà máy chưa được huy động tối đa mà vẫn phải xả

thừa thì quá lãng phí.


Khóa: 2008 - 2010.

68


Thống kê về lưu lượng xả và sản lượng không được huy động các nhà máy

thủy điện độc lập được liệt kê trong bảng II-10.

Nhà máy

2007 2008 2009

Lưu lượng xả

Sản lượng không được

huy động

Lưu lượng xả


huy động

Lưu lượng xả


huy động

Triệu m3 Triệu kWh Triệu m3 Triệu kWhTriệu

m3Triệu kWh

Sê San 3A 423,453 26,123 867,007 48,818 474,387 23,995

Cần Đơn 1895.19 8,996 109,179 8,530 289,51 18,323

S.P.Miêng 1007.18 151,585 1,905,34 103,607 778,90 34,960

Sông Côn Tháng 8/2009 mới vào vận hành

Bình Điền Tháng 5/2009 mới vào vận hành

Nậm Chiến 2 Tháng 2/2009 mới vào vận hành

Quế Phong Tháng 8/2009 mới vào vận hành

Srepok 4 Tháng 6/2010 mới vào vận hành

Bắc Bình Tháng 10/2009 mới vào vận hành

K.R.Hnăng Tháng 6/2010 mới vào vận hành

Bảng II-10. Lượng nước xả và sản lượng điện không được huy động của các NMTĐ độc lập trong mùa lũ.

(Nguồn: Tổng hợp của Tác giả từ các Báo cáo tổng kết vận hành các năm

2007, 2008, 2009 - Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia)

Như cơ sở lý thuyết được tác giả trình bày ở Chương 1, Suất hao nhiên liệu

là một chỉ tiêu để xem xét, đánh giá hiệu quả hoạt động của NMTĐ. Chỉ tiêu này

được đánh giá là tốt khi Suất hao nhiên liệu thực tế bằng Suất hao nhiên liệu

thiết kế và ngược lại. Đối với loại hình thủy điện thì nước chính là nhiên liệu duy

nhất phục vụ cho việc phát điện. Chính vì vậy khi xem xét về chỉ tiêu Suất hao

nhiên liệu ta sẽ xem xét đánh giá Suất hao nước thực tế so với Suất hao nước

thiết kế.

Với lượng nước về hồ trong năm, nếu nhà máy có cơ cấu giá hợp lý, lượng

điện bán được càng lớn và lượng nước phải xả thừa càng ít thì suất hao của nhà


Khóa: 2008 - 2010.

69


máy càng nhỏ, nghĩa là nhà máy hoạt động càng hiệu quả. Ngược lại, nếu giá

bán không hợp lý dẫn đến phải xả nước nhiều, sản lượng huy động trong năm bị

suy giảm, khi đó suất hao nước của nhà máy sẽ càng lớn và nhà máy hoạt động

không hiệu quả.

Dưới đây là các số liệu về Suất hao nước thiết kế và Suất hao nước thực tế

của các NMTĐ độc lập trong những năm qua.

Nhà máy

Suất

hao

thiết kế

2007 2008 2009

Tổng

lượng

nước về

Suất

hao

thực tế

Đánh

giá

Tổng

lượng

nước về

Suất

hao

thực tế

Đánh

giá

Tổng

lượng

nước về

Suất hao

thực tế

Đánh

giá

m3/kWh triệu m3 m3/kWh triệu m3 m3/kWh triệu m3 m3/kWh

Sê San 3A 18.41 5657.59 26.21 Xấu 7131 27.76 Xấu 9152 29.77 Xấu

Cần Đơn 11.54 4833.08 15.25 Xấu 4425 17.8 Xấu 6569 15.8 Xấu

S.P.Mieng 21.53 4436.98 27.34 Xấu 4440 28.39 Xấu 6160 22.28 Xấu

Sông Côn Tháng 8/2009 mới vào vận hành

Bình Điền Tháng 5/2009 mới vào vận hành

N.Chiến 2 Tháng 2/2009 mới vào vận hành

Quế Phong Tháng 8/2009 mới vào vận hành

Srepok 4 Tháng 6/2010 mới vào vận hành

Bắc Bình Tháng 10/2009 mới vào vận hành

K.R.Hnăng Tháng 6/2010 mới vào vận hành

Bảng II-11. Suất hao nước thiết kế và suất hao nước thực tế của các NMTĐ

trong những năm qua

(Nguồn: Thu thập và tính toán của Tác giả)

Qua bảng số liệu và kết quả đánh giá (Đánh giá: Xấu), tác giả nhận thấy tất

cả các NMTĐ độc lập đều không đạt chỉ tiêu Suất hao nước. Tức là lượng nước

được sử dụng cho phát điện chưa tương xứng với khả năng vận hành của nhà

máy, điều này có thể được lý giải do nhà máy còn lãng phí các cơ hội phát điện

(các nguyên nhân như đã trình bày ở các chỉ tiêu trên) dẫn tới ảnh hưởng đến

hiệu quả sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp.


Khóa: 2008 - 2010.

70


II.2.3 Tổng kết đánh giá chung các kết quả phân tích về hiện trạng hiệu quả

khai thác các nhà máy thủy điện độc lập trong cơ chế thị trường điện

một người mua

Như các phân tích, đánh giá ở trên thì hiện nay các NMTĐ độc lập đều

không đạt các chỉ tiêu về Doanh thu, Thời gian vận hành tương đương, Suất hao

nước. Đây là nguyên nhân dẫn đến hiệu quả khai thác các nhà máy điện độc lập

không cao. Những nguyên nhân này xuất phát từ cả người mua, người bán cũng

như đặc thù sản phẩm điện năng và đặc thù của hệ thống điện. Các nguyên nhân

có thể được tóm tắt như sau:

II.2.3.1 Đối với người bán.

- Biểu giá bán điện chưa hợp lý và linh hoạt, chưa phù hợp với biểu đồ giá

biên của hệ thống điện.

- Lịch sửa chữa định kỳ của một số tổ máy phát điện không hợp lý. Việc xây

dựng kế hoạch sửa chữa chưa chú ý đến đặc thù thủy văn và những bất

thường do biến đổi khí hậu, do nạn phá rừng gây ra.

- Năng lực quản lý vận hành, sửa chữa và khắc phục sự cố chưa tốt nên tổ

máy phát điện còn phải ngừng sửa chữa nhiều và thời gian sửa chữa kéo dài

hơn bình thường.

- Thiếu vật tư thiết bị dự phòng nên thời gian bất khả dụng của tổ máy khá

nhiều.

II.2.3.2 Đối với người mua.

- Là doanh nghiệp nên mục tiêu tối thiểu hóa chi phí mua điện (nhằm gia

tăng lợi nhuận) được đặt lên hàng đầu mà chưa quan tâm nhiều đến các lợi

ích xã hội khác.

- Qui định thời hạn hợp đồng mua bán điện quá dài (20-25 năm) dẫn đến khó

khăn trong việc thay đổi các nội dung hợp đồng.

- Có nhiều dạng hợp đồng mua bán điện khác nhau.


Khóa: 2008 - 2010.

71


II.2.3.3 Do tính chất đặc thù của sản phẩm điện và đặc thù hệ thống điện

- Sản phẩm điện năng là một sản phẩm đặc thù, khác hẳn các hàng hóa thông

thường khác, sản phẩm điện năng không thể tích trữ được. Khâu sản xuất

và tiêu thu hầu như diễn ra đồng thời.

- Biểu đồ phụ tải rất nhấp nhô, chênh lệch giữa cao điểm và thấp điểm rất

lớn.

- Các tổ máy nhiệt điện than và tua bin khí (có đuôi hơi) là các tổ máy khởi

động chậm, không thể ngừng và khởi động thường xuyên nên nhiều thời

điểm giá bán các nhà máy nhiệt điện than và tuabin khí đắt hơn các nhà

máy thủy điện nhưng vẫn được duy trì vận hành.

- Hệ thống điện còn nhiều sự cố và bất thường dẫn đến hạn chế khả năng

khai thác các tổ máy phát điện

Tổng hợp các kết quả phân tích trên được thể hiện trong bảng II-12.

Chỉ tiêu hiệu quả

Yếu tố ảnh hưởng

Nguyên nhân Đề xuất

Doanh thu của các công ty phát điện

Biểu giá bán điện

Giá bán điện hiện nay chưa hợp lý.

Xây dựng cơ chế giá điện nhiều giá

Thời gian vận hành

tương đương

Khả năng sẵn sàng của tổ máy

Lịch sửa chữa các tổ máy chưa hợp lý

Năng lực của lực lượng sửa chữa thấp

Vật tư dự phòng kém

Do ràng buộc trên hệ thống điện

Thiết lập lịch sửa chữa hợp lý

Nâng cao năng lực quản lý vận hành và sửa chữa

Thiết lập cơ chế chia sẻ vật tư dự phòng giữa các nhà máy có cùng công nghệ và xuất xứ thiết bị

Suất hao nguyên liệu

Xả nước trong khi tổ máy không được huy động.

Giá bán điện chưa hợp lý

Xây dựng cơ chế giá bán điện nhiều giá

Bảng II-12: Tổng hợp các kết quả phân tích


Khóa: 2008 - 2010.

72



Chương 2 là Chương phân tích và đánh giá thực trạng khai thác các NMTĐ

độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua. Trong chương này, tác giả

đã thực hiện được các nội dung cơ bản như sau:

Thứ nhất: Giới thiệu và phân tích về hệ thống điện Việt Nam, trong đó nêu

ra ra các đặc thù của phụ tải hệ thống, của cơ cấu nguồn và nguyên tắc thiết lập

kế hoạch sửa chữa cũng như khai thác các nhà máy trong hệ thống.

Thứ hai: Phân tích, đánh giả hiệu quả khai thác các NMTĐ độc lập trong

cơ chế thị trường điện một người mua hiện nay trên cơ sở thống kê, phân tích

các số liệu liên quan và tìm ra những yếu tố ảnh hưởng.

Thứ ba: Chỉ ra các nguyên nhân dẫn đến hiệu quả khai thác các NMTĐ

độc lập hiên nay là do người bán, người mua hay do đặc thù sản phẩm điện năng

và đặ thù của hệ thống điện.


Khóa: 2008 - 2010.

73


CHƯƠNG III

ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KHAI THÁC

CÁC NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỘC LẬP TRONG CƠ CHẾ THỊ

TRƯỜNG ĐIỆN MỘT NGƯỜI MUA Ở VIỆT NAM

III.1 Định hướng phát triển của thị trường điện một người mua ở

Việt Nam.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam có nhiệm vụ chính và quan trọng là sản xuất

tiêu thụ điện năng và đầu tư phát triển ngành công nghiệp điện đáp ứng yêu cầu

điện phục vụ sản xuất, phát triển kinh tế chính trị văn hoá và đời sống dân sinh

trong toàn xã hội, làm nòng cốt để ngành công nghiệp điện lực Việt Nam phát

triển nhanh và bền vững, cạnh tranh và hội nhập kinh tế quốc tế có hiệu quả. Phù

hợp với yêu cầu và định hướng chiến lược phát triển kinh tế xã hội, công nghiệp

hoá và hiện đại hoá đất nước.

Trong giai đoạn từ năm 2006 đến 2014, thực hiện Quyết định 26/2006/QĐ-

TTg ngày 26/1/2006 của Thủ tướng Chính phủ về lộ trình, các điều kiện hình

thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam, Tổng công ty

Điện lực Việt Nam (nay là Tập đoàn Điện lực Việt Nam) đã tích cực xây dựng,

triển khai thực hiện cũng như tham gia hiệu quả thị trường phát điện một người

mua.

III.1.1 Quan điểm xây dựng thị trường điện một người mua.

Việc thiết kế và xây dựng thị trường điện một người mua tại Việt Nam

thống nhất theo các quan điểm như sau:

- Thỏa mãn các mục tiêu ngắn hạn và dài hạn

- Thu hút vốn đầu tư phát triển nguồn điện

- Tăng hiệu quả sản xuất

- Tăng quyền lựa chọn mua điện cho khách hàng

- Đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy và chất lượng

- Phát triển bền vững


Khóa: 2008 - 2010.

74


- Xây dựng thị trường điện cần xét đến hạ tầng cơ sở về vật chất và con

người còn đang trên đà hoàn thiện.

- Phát triển qua từng cấp độ từ đơn giản đến phức tạp, từ bán tự động đến tự

động hoá hoàn toàn.

- Tăng dần tính cạnh tranh qua các cấp độ.

- Đảm bảo ổn định

- Không đột biến trong hoạt động sản xuất - kinh doanh

- Đủ thời gian để tăng cường năng lực của từng khâu sản xuất.

III.1.2 Các vấn đề cần chú ý khi xây dựng và triển khai thị trường điện một

người mua.

Khi triển khai thị trường điện một người mua tại Việt Nam, các vấn đề sau

cần được chú ý:

- Thị trường điện về mặt “dài hạn” có thể đưa đến việc giảm áp lực tăng giá

mua điện, tuy nhiên rủi ro về tài chính “ngắn hạn” khi mới triển khai là

không thể bỏ qua.

- Rủi ro về tài chính trong giai đoạn đầu triển khai là khó tránh khỏi nên cần

chuẩn bị tốt các biện pháp để giảm thiểu thiệt hại và có thể chịu đựng được

tổn thất.

- Do tính cạnh tranh trong thị trường điện dẫn đến giá trị của một số nhà máy

giảm và có nguy cơ dẫn đến phá sản.

- Việc tách các khâu Phát điện - Truyền tải - Phân phối để xác định các thành

phần chi phí của các khâu này trong giá điện là một bước vô cùng quan

trọng trong kế hoạch triển khai Thị trường điện hoàn chỉnh.

- Hệ thống SCADA/EMS, trao đổi thông tin cho các bên tham gia thị trường,

đo đếm và truyền tin dung lượng lớn sẽ là một yêu cầu cấp thiết để đảm bảo

cho thị trường điện hoạt động thông suốt.


Khóa: 2008 - 2010.

75


- Không có một mô hình nào đã áp dụng trên thế giới phù hợp cho tất cả các

yêu cầu mà EVN và tình hình phát triển thực tế của ngành điện Việt Nam

đang đặt ra.

- Mô hình Thị trường điện ban đầu CÀNG ĐƠN GIẢN CÀNG TỐT và lợi

ích nó mang lại thậm chí có thể còn tốt hơn một mô hình phức tạp từ khía

cạnh quản lý. Tuy nhiên mô hình phải được thiết kế rất kỹ lưỡng từ ban đầu

từ khía cạnh minh bạch, công bằng, không phân biệt đối xử và hạn chế

được các vấn đề can thiệp và thao túng bằng các quyết định của “cá nhân”

vào quá trình vận hành thị trường điện.

III.1.3 Định hướng phát triển của thị trường điện một người mua.

Phát triển thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam bao gồm những mục

tiêu cụ thể sau:

III.1.3.1 Tăng cường hiệu quả sản xuất kinh doanh của ngành điện.

Thông qua hoạt động của thị trường điện khâu phát điện qui luật cung cầu

và cạnh tranh sẽ được phản ánh thực chất hơn. Khi chuyển sang thị trường phát

điện cạnh tranh sẽ có áp lực đòi hỏi các đơn vị phát điện phải nâng cao hiệu quả

và năng suất, cắt giảm chi phí cung cấp điện, nâng cao chất lượng dịch vụ khách

hàng, kết quả hoạt động kinh doanh sẽ gắn liền với sự tồn tại của doanh nghiệp,

thu nhập của các thành viên. Nhờ đó các đơn vị này sẽ có khả năng định giá điện

của họ một cách cạnh tranh và vẫn thu được lợi nhuận. Mức tăng chi phí dịch vụ

cung cấp điện trong tương lai sẽ thấp hơn mức tăng chi phí khi không có thị

trường.

III.1.3.2 Tạo môi trường hấp dẫn, thu hút vốn đầu tư vào lĩnh vực phát điện,

ngăn chặn nguy cơ thiếu điện.

Khi một khuôn khổ pháp lý và điều tiết rõ ràng và lành mạnh được xây

dựng và các mức giá đầy đủ được thiết lập để thu hút các đầu tư mới, các nhà

đầu tư phi Chính phủ sẽ tin tưởng hơn và quan tâm hơn đến việc đầu tư vào

ngành điện Việt Nam. Với chương trình cải cách, sẽ có cơ hội tốt hơn đạt được

mức tăng trưởng vượt quá 3.600 MW công suất phát mới mà dự tính sẽ được các

đơn vị ngoài EVN đầu tư trong giai đoạn 2003 - 2010. Do đó, ngành điện sẽ có


Khóa: 2008 - 2010.

76


đủ nguồn phát để đáp ứng nhu cầu điện dự báo và hỗ trợ tăng trưởng kinh tế của

đất nước.

III.1.3.3 Đảm bảo cân bằng cung cầu điện năng cho nền kinh tế quốc dân theo cơ

chế thị trường.

Sự phát triển của ngành điện ảnh hưởng trực tiếp đến sự phát triển của nền

kinh tế. Tuy nhiên chính sự phát triển nhu cầu sử dụng điện gây ra mâu thuẫn.

Các ngành kinh tế quốc dân yêu cầu ngành điện phát triển nhanh, nhưng để phát

triển nhanh cần đầu tư nhiều vốn, giá điện bán ra sẽ cao. Ngược lại nếu giá bán

điện thấp sẽ làm cho ngành điện mất khả năng thu hồi vốn, không phát triển

được theo yêu cầu của nền kinh tế quốc dân. Các nước trên thế giới đã tìm thấy

con đường giải quyết mâu thuẫn này bằng cách áp dụng giá điện cạnh tranh. Giá

điện cạnh tranh sẽ là công cụ của thị trường điện để tạo ra sự cân bằng tự nhiên

nhu cầu sử dụng điện, lợi nhuận của các ngành sản xuất và các đơn vị cung cấp

điện. Thông qua các tín hiệu công khai trên thị trường điện, khách hàng sử dụng

điện sẽ đánh giá đúng được bức tranh kinh doanh của EVN.

III.1.3.4 Tiến tới mở ra các loại hình kinh doanh đa dạng ở các bước tiếp theo

của thị trường điện, đảm bảo phát triển ngành điện bền vững

Một số loại hình kinh doanh được thực hiện một cách dễ dàng trong việc

mua bán các loại hàng hoá khác (như nhiều người cùng mua và bán, định giá

mua - bán thống nhất...) nhưng lại rất khó thực hiện trong ngành điện nếu vẫn

theo cách kinh doanh độc quyền như cũ. Chuyển hướng sang thị trường điện có

thể giúp ngành điện dễ dàng thực hiện các quy luật mua - bán hàng hoá như các

ngành nghề khác.


Khóa: 2008 - 2010.

77


III.2 Các giải pháp nâng cao hiệu quả khai thác các NMTĐ độc lập

trong cơ chế thị trường điện một người mua ở Việt Nam.

III.2.1 Xây dựng biểu giá bán điện phù hợp với diễn biến thủy văn của hồ

chứa và đặc thù hệ thống điện Việt Nam

III.2.1.1 Cơ sở đề xuất

Theo các kết quả phân tích ở Chương 2, hiện nay giá bán điện chưa hoàn

toàn phù hợp với diễn biến thủy văn của hồ chứa và đặc thù hệ thống điện Việt

nam. Chính vì vậy, nhằm nâng cao hiệu quả khai thác NMTĐ độc lập thông qua

việc cải thiện các chỉ tiêu nêu trên, tác giả đề xuất giải pháp Xây dựng biểu giá

bán điện linh hoạt phù hợp với diễn biến thủy văn của hồ chứa và đặc thù hệ

thống điện Việt Nam. Cụ thể biểu giá bán điện mới sẽ có 4 loại giá, đó là:

- Giá bán điện mùa khô

- Giá bán điện cho các giờ thấp điểm của mùa lũ

- Giá bán điện cho các giờ bình thường của mùa lũ

- Giá bán điện cho các giờ cao điểm của mùa lũ

III.2.1.2 Nội dung của giải pháp

Trên cơ sở giá bán điện trong Hợp đồng mua bán điện được ký kết giữa

Chủ sở hữu NMTĐ độc lập và Công ty Mua bán điện (EPTC) như đã được đề

cập tại Chương 2. Chủ đầu tư đề nghị EPTC phối hợp tính toán và thỏa thuận lại

biểu giá bán điện theo phương pháp và trình tự sau:

Bước 1: Xác định các cặp giá bán điện bình quân mùa khô và mùa lũ.

(i) Tính tổng doanh thu dự kiến hàng năm

R = Pc x Eo

Trong đó: R - Tổng doanh thu dự kiến hàng năm

Pc - Giá điện bình quân năm (có trong Hợp đồng mua bán điện)

Eo - Sản lượng điện bình quân hàng năm của NMTĐ

(ii) Xác định các cặp giá bình quân mùa khô, mùa mưa


Khóa: 2008 - 2010.

78


Mối liên hệ giá điện bình quân mùa mưa và mùa khô được thể hiện như

sau:

Pc_mua * E_mua + Pc_kho * E_kho = R

Trong đó: Pc_mua - Giá điện bình quân mùa mưa

Pc_kho - Giá điện bình quân mùa khô

Ekho - Sản lượng điện bình quân mùa khô

Emua - Sản lượng điện bình quân mùa mua

Trên cơ sở công thức liên hệ trên, bên Bán xây dựng các cặp giá điện bình

quân mùa khô, mùa mưa sao cho các cặp giá điện này không vượt khung giá là

mùa khô từ 2.5 - 5.0 US cent/kWh; mùa mưa từ 2.0 - 4.7 US cent/kWh (Qui định

tạm thời nội dung tính toán phân tích kinh tế, tài chính đầu tư và khung giá mua

bán điện các dự án nguồn).

Bước 2: Xác định các cặp giá bán điện giờ thấp điểm, giờ cao điểm của

mùa mưa.

Căn cứ theo Thông tư số 08/2010/TT-BCT ngày 24/02/2010 Quy định về

giá bán điện năm 2010 và hướng dẫn thực hiện, qui định các khung thời gian để

tính giá điện như sau:

Giờ Cao Điểm: từ 9h30 đến 11h30 và từ 17h đến 20h (05 giờ) tất cả

các ngày từ thứ Hai đến thứ Bảy trong năm, Chủ nhật không có giờ

cao điểm.

Giờ Bình Thường: từ 04h đến 9h30, 11h30 đến 17h và từ 20h đến 22h

(13giờ) tất cả các ngày từ thứ Hai đến thứ Bảy trong năm, riêng Chủ

nhật từ 4h đến 22h (18h).

Giờ Thấp Điểm: từ 22h đến 04h (06 giờ) sáng hôm sau tất cả các ngày

trong năm.

Như vậy, theo thông tư này thì trong 168 h của một tuần có 30h cao điểm,

42h thấp điểm và 96h bình thường.

Nguyên tắc tính toán biểu giá phát điện mùa mưa là dựa trên tổng doanh

thu dự kiến không đổi hằng tuần và sản lượng điện phát vào các giờ cao điểm,


Khóa: 2008 - 2010.

79


các giờ bình thường và các giờ thấp điểm trong tuần. Biểu giá bán điện mùa mưa

được xác định sao cho giá điện các giờ thấp điểm đủ thấp để có thể được huy

động tối đa. Trình tự tính toán như sau:

(i) Tính tổng doanh thu dự kiến không đổi hàng tuần mùa mưa

Doanh thu dự kiến không đổi hàng tuần được xác định bởi:

Rtuan = Pc_mua * Etuan (**)

Trong đó: R - Tổng doanh thu dự kiến không đổi hàng tuần của mùa lũ

Pc_mua - Giá điện bình quân mùa mưa

Etuan - Sản lượng điện phát kỳ vọng tuần mùa mưa.

P_NMĐ - Công suất của NMTĐ

(Etuan = P_NMĐ * 168)

168 - Số giờ trong một tuần

(ii) Xác định các cặp giá bán điện giờ thấp điểm, cao điểm của mùa mưa

Để nhà máy được khai thác tối đa trong ngày mùa mưa và đảm bảo doanh

thu kỳ vọng thì bên Bán cần phải giảm giá bán vào các giờ thấp điểm và tăng giá

bán vào các giờ cao điểm (nhằm phù hợp với dạng biểu đồ phụ tải ngày và

nguyên tắc huy động nguồn trong hệ thống). Công thức xác định mối liên hệ giá

điện giờ thấp điểm và giờ cao điểm trong mùa mưa như sau:

Ptđ x Etđ + Pbt x Ebt + Pcđ x Ecđ = Rtuan

Ptđ, Pbt, Pcđ - Giá điện các giờ thấp điểm, bình thường và cao điểm trong

ngày mùa mưa

Pbt = Pc_mua

Etđ, Ebt, Ecđ - Sản lượng điện phát các giờ thấp điểm, bình thường và cao

điểm trong tuần.

Căn cứ vào mỗi cặp giá mùa mưa, mùa khô đã xác định được ở Bước 1, bên

Bán xây dựng các cặp giá điện giờ thấp điểm, giờ cao điểm của mùa mưa cho

nhà máy theo công thức dưới đây:


Khóa: 2008 - 2010.

80


Ptđ = (Rtuan - Pc_mua x Ebt - Pcđ x Ecđ)/Etđ

(Công thức liên hệ giá điện giờ thấp điểm, giờ cao điểm của mùa mưa)

Bước 3: Xác định biểu giá điện

Căn cứ các cặp giá bán điện giờ thấp điểm, giờ cao điểm trên, bên Bán và

bên Mua thống nhất lựa chọn một cặp giá, thỏa mãn các ràng buộc:

- Không vượt khung giá phát điện của Nhà nước

- Có khả năng cạnh tranh với các nhà máy nhiệt điện và tua bin khí vào các

giờ thấp điểm của mùa lũ (giá điện của nhiệt điện và tua bin khí được trình

bày ở Bảng II-3).

Từ cặp giá đã lựa chọn, hai bên thống nhất giá điện cho giờ bình thường của

mùa mưa và giá mùa khô trên cơ sở suy ngược lại phương án đã chọn.

III.2.1.3 Kết quả kỳ vọng

Với biểu giá bán điện như tác giả đề xuất sẽ mang lại lợi ích cho các bên

liên quan, cụ thể như sau:

Lợi ích đối với xã hội.

Trong thực tế hiện nay, việc NMTĐ xả nước sau khi hồ chứa tích đầy dễ

tạo ra lũ nhân tạo gây ngập lụt nghiêm trọng, xói lở và bồi lấp cho vùng hạ lưu,

ảnh hưởng lớn đến đời sống sinh hoạt cũng như hoạt động kinh tế của nhân dân

phía hạ du cũng như môi trường tự nhiên.

Do vậy, với việc áp dụng biểu giá bán điện như tác giả đề xuất thì ngay từ

thời kỳ đầu mùa mưa NMTĐ đã được huy động tối đa 24/24h trong ngày nên

lượng nước chảy xuống hạ du không lớn và ổn định, hơn nữa hồ chứa sẽ có dung

tích dự phòng để cắt lũ trong suốt cả mùa mưa (trường hợp nếu bắt buộc phải xả

thừa do nước về quá nhiều thì cũng không gây lũ lớn ở hạ du), đảm bảo sự ổn

định đối với các hoạt động kinh tế cũng như đời sống sinh hoạt của nhân dân

phía hạ lưu cũng như môi trường tự nhiên.

Ngoài ra, với việc giảm khai thác các nhà máy nhiệt điện, các nhà máy tua

bin khí vào các giờ thấp điểm (do các NMTĐ được huy động cao) đã tiết kiệm


Khóa: 2008 - 2010.

81


được nguồn nhiên liệu hóa thạch đang ngày càng cạn kiệt và giảm ô nhiểm môi

trường do phát thải của các nhà máy điện này gây ra.

Hơn nữa, việc áp dụng giải pháp nâng cao hiệu quả khai thác các NMTĐ

độc lập sẽ có tác động tích cực:

i. Thu hút thêm sự quan tâm đến cơ hội đầu tư vào lĩnh vực sản xuất

điện của của giới doanh nhân, của các doanh nghiệp thuộc mọi thành

phần kinh tế. Từ đó thu hút thêm nguồn vốn đầu tư vào lĩnh vực sản

xuất điện, góp phần đảm bảo cung ứng đủ điện một cách bền vững cho

công cuộc phát triển đất nước. Chính phủ không phải đầu tư nhiều vốn

cho ngành điện như trước đây.

ii. Góp phần mang lại thành công cho công cuộc cải tổ ngành điện mà cụ

thể là mô hình thị trường điện một người mua. Giúp nhân dân hiểu

hơn về những chính sách đúng đắn trong công tác quản lý ngành, cũng

như định hướng phát triển ngành điện của Nhà nước như quyết định

số 26/TT của Thủ Tướng Chính phủ đã chỉ rõ.

Lợi ích đối với bên Bán điện.

Như đã biết, đối với NMTĐ thì lượng nước được sử dụng cho phát điện

cũng tương ứng với lượng nguyên liệu đầu vào được sử dụng để sản xuất ra sản

phẩm điện năng và sản phẩm đó được tiêu thụ, tức là lượng nước này tạo ra

doanh thu cho chủ sở hữu của NMTĐ; còn lượng nước xả cũng tương ứng với

phần doanh thu của lượng nước này bằng không.


Khóa: 2008 - 2010.

82


Biểu đồ giá biên hệ thống mùa mưa và giá bán điện dự kiến

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0(h)

Giá

điệ

n (

đ/k

Wh

)

Giá SMP Biểu giá điện mùa mưa dự kiến Giá bán theo hợp đồng (1 giá cả năm)

Bảng III-13: Biểu đồ giá biên hệ thống mùa mưa và giá bán điện dự kiến(Nguồn: Tổng hợp của Tác giả)

Thực trạng khai thác các NMTĐ trong những năm vừa qua đã được tác giả

trình bày và phân tích ở Chương 2, vào các giờ thấp điểm của mùa mưa hầu hết

các NMTĐ không được huy động (mặc dù tổ máy sẵn sàng và nhà máy đang

phải xả nước để bảo vệ an toàn công trình) do giá bán điện cao hơn giá biên hệ

thống (như hình trên). Điều này dẫn đến sản lượng điện thực phát mùa mưa của

nhà máy thấp hơn sản lượng điện mùa mưa kế hoạch khá lớn (do sản lượng điện

mỗi ngày thấp), do đó doanh thu năm của NMTĐ sẽ thấp hơn doanh thu kế

hoạch.

Với việc áp dụng biểu giá bán điện linh hoạt như tác giả đề xuất thì trong

mùa mưa NMTĐ được huy động tối đa do giá bán điện luôn thấp hơn giá biên hệ

thống tại mọi thời điểm (như hình trên). Điều này dẫn đến sản lượng điện thực

phát mùa mưa của nhà máy đạt hoặc cao hơn sản lượng điện mùa mưa kế hoạch

(do sản lượng điện mỗi ngày đều tối đa), do đó doanh thu năm của NMTĐ sẽ đạt

thậm chí cao hơn doanh thu kế hoạch.

Giải pháp này ngoài việc nâng cao hiệu quả khai thác các NMTĐ (thông

qua việc cải thiện cả 3 chỉ tiêu doanh doanh thu, thời gian vận hành tương đương


Khóa: 2008 - 2010.

83


và suất hao nước) mà còn có những tác động tích cực định hướng dư luận

“NMTĐ không những không còn là nguyên nhân gây ra lũ mà còn là tác nhân

giảm thiểu được lũ lụt”, góp phần giảm được sức ép của chính quyền địa phương

và nhân dân tại nơi xây dựng và khu vực hạ du của NMTĐ lên chính các chủ đầu

tư NMTĐ.

Lợi ích đối với bên mua điện (Công ty Mua bán điện).

Do giá của các nhà máy nhiệt điện, nhà máy tua bin khí là không đổi.Vì vậy

với việc áp dụng biểu giá bán điện linh hoạt như tác giả đề xuất tức là vào các

giờ thấp điểm các NMTĐ đã giảm giá bán điện thấp hơn giá của các nhà máy

nhiệt điện, nhà máy tua bin khí (để cạnh tranh cơ hội phát điện) dẫn đến giá biên

của hệ thống giảm thấp. Điều này ngoài mang lại doanh thu cho chính NMTĐ

được huy động còn giảm chi phí cho người mua duy nhất là Công ty Mua bán

điện (so với trường hợp các nhà máy vẫn giữ giá cố định như hiện nay) do mua

được điện năng rẻ hơn các nhà máy nhiệt điện, nhà máy tua bin khí.

Thực tế trong những năm vừa qua cho thấy, khi NMTĐ phải xả lũ trong khi

cơ hội phát điện không nhiều đã tạo ra những luồng dư luận không tốt đối với

Công ty Mua bán điện nói riêng và Tập đoàn Điện lực Việt Nam nói chung như

không công bằng, minh bạch, phân biệt đối xử… đặc biệt là độc quyền trong lĩnh

vực phát điện. Việc áp dụng biểu giá điện linh hoạt không những sẽ giúp cho bên

Mua nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh thông qua việc giảm được chi phí

mua điện mà còn giúp xã hội hiểu hơn về ngành điện Việt Nam, về đặc thù của

lĩnh vực sản xuất điện và sản phẩm điện, tránh được những dư luận không hay

như hiện nay.

III.2.2 Thiết lập kế hoạch sửa chữa phù hợp với đặc thù thủy văn và đặc thù

hệ thống điện


Theo các kết quả phân tích ở Chương 2, hiện nay kế hoạch sửa chữa của

nhà máy điện độc lập chưa phù hợp với đặc thù thủy văn và đặc thù hệ thống

điện. Chính vì vậy, nhằm nâng cao hiệu quả khai thác NMTĐ độc lập thông qua


Khóa: 2008 - 2010.

84


việc cải thiện các chỉ tiêu nêu trên, tác giả đề xuất giải pháp: “Thiết lập kế hoạch

sửa chữa phù hợp với đặc thù thủy văn và đặc thù hệ thống điện”.

Thông thường, các tổ máy phát điện nói chung sau các chu kỳ vận hành đều

phải tách ra sửa chữa, bảo dưỡng theo đúng qui định của nhà chế tạo và phù hợp

với các qui định về quản lý kỹ thuật của ngành điện Việt Nam (như Quy phạm

kỹ thuật vận hành nhà máy điện và lưới điện). Đối với các tổ máy thủy điện, chu

kỳ sửa chữa qui định như sau:

(i) Định kỳ sau 12 tháng (1 năm) vận hành sẽ tách sửa chữa tiểu tu;

(ii) Định kỳ 24 tháng vận hành (2 năm) sẽ tách sửa chữa trung tu;

(iii) Định kỳ 48 tháng vận hành (4 năm) sẽ tách sửa chữa đại tu;

Như tác giả đã phân tích ở trên, nếu trước đây, việc xây dựng, triển khai và

điều tiết kế hoạch sửa chữa toàn bộ các công trình nguồn và lưới điện hằng năm

được thực hiện theo sự chỉ đạo trực tiếp, thống nhất từ EVN xuống các đơn vị thì

hiện nay, quy trình này đã có nhiều thay đổi, nhất là đối với hệ thống nguồn điện

Ðến thời điểm này, tỷ lệ nguồn điện độc lập ngoài EVN đã chiếm trên 30%

công suất toàn hệ thống, chưa kể đến một phần không nhỏ công suất thuộc quyền

sở hữu của EVN đã chuyển sang các công ty cổ phần nên về cơ bản, công tác

sửa chữa đều do các đơn vị này chủ động, EVN rất khó có thể can thiệp sâu và

chỉ đạo theo cách thức đã và đang làm với các đơn vị trực thuộc…

Theo Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia, hiện nay công tác phối hợp lập kế

hoạch sửa chữa các tổ máy phát điện trên hệ thống điện quốc gia được thực hiện

theo các điều khoản qui định tại Qui trình Điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ

Công nghiệp (nay là Bộ Công Thương) ban hành theo quyết định số 56/QĐ-

BCN ngày 26/11/2001.

Đối với các NMTĐ, trên cơ sở các chu kỳ sửa chữa nêu trên, các đơn vị

quản lý vận hành căn cứ vào tình hình thực tế và khuyến cáo của nhà sản xuất

cũng như chuyên gia để lập kế hoạch sửa chữa tổ máy, gửi và thỏa thuận với

Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia.


Khóa: 2008 - 2010.

85


Như tác giả đã trình bày và phân tích ở Chương 2, một trong những nguyên

nhân dẫn đến hiệu quả khai thác các NMTĐ độc lập hiện nay chưa đạt được như

mong muốn là do việc lập kế hoạch sửa chữa các tố máy phát điện chưa hợp lý.

Theo Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện Việt Nam hiện

nay và trong những năm tới luôn làm việc với cận biên dự phòng công suất thấp,

chính vì vậy trong thực tế vận hành việc thay đổi lịch sửa chữa đối với mỗi tổ

máy phát điện là rất khó khăn. Chính vì vậy trong những năm qua, khi một số hồ

thủy điện xuất hiện lũ sớm hoặc lũ muộn (nước về hồ thủy điện sớm hơn chu kỳ

hằng năm), NMTĐ có cơ hội phát điện nhưng lại không có đủ tổ máy sẵn sàng

hoặc tổ máy phát điện vẫn bắt buộc phải tách ra sửa chữa theo đúng kế hoạch.

Chính vì vậy tác giả đề xuất giải pháp Thiết lập kế hoạch sửa chữa phù hợp với

đặc thù thủy văn và đặc thù hệ thống điện.


Trong cơ chế thị trường điện một người mua hiện nay, việc phát điện của

một nhà máy điện phụ thuộc rất nhiều yếu tố trong đó có yếu tố cạnh tranh, khả

năng cung cầu… Chính vì vậy, công tác lập lịch sửa chữa tối ưu của nhà máy rất

quan trọng, nhà máy được đưa ra sửa chữa khi cơ hội phát điện ít, sẵn sàng phát

khi cơ hội phát điện cao. Khi có được lịch sửa chữa tối ưu sẽ làm tăng khả năng

cạnh tranh của nhà máy, tăng sản lượng phát và tăng doanh thu, lợi nhuận của

nhà máy.

Như tác giả đã phân tích, trong thực tế khi Lịch sửa chữa cho tất cả các tổ

máy trong hệ thống điện đã được thiết lập thì việc thay đổi thời gian sửa sẽ

không dễ dàng do cận biên dự phòng của hệ thống rất thấp. Chính vì vậy nhằm

đạt được mục tiêu phát điện nhiều, bán sản lượng cao và tránh những rủi ro khi

phải lùi thời gian sửa chữa các tổ máy vượt quá so với khuyến cáo của nhà sản

xuất, cung cấp thiết bị. Thực tế hiện nay, do tác động của biến đổi khí hậu toàn

cầu và nạn phá rừng đầu nguồn đã và đang diễn ra gay gắt khiến qui luật lũ về

các hồ thủy điện (bao gồm chu kỳ lũ sớm, lũ chính vụ và lũ muộn) ít nhiều bị tác

động. Thực tế cho thấy có những năm một vài hồ thủy điện lũ xuất hiện rất sớm

vào đúng thời kỳ cuối mùa khô hoặc đã hết mùa mưa vẫn xuất hiện lũ với lưu

lượng lớn (do rừng không còn giữ được vai trò điều tiết lưu lượng nước về hồ).


Khóa: 2008 - 2010.

86


Trong khi đó với các công tác đại tu sửa chữa tại các NMTĐ lại tuân theo

chu kỳ năm (12 tháng với tiểu tu, 24 tháng với trung tu và 48 tháng với đại tu)

nên nhằm duy trì trạng thái sẵn sàng của các tổ máy điện đảm bảo có thể tận

dụng tối đa lượng nước về hồ cho việc phát điện trong những năm tới, tác giả đề

nghị:

Các chủ sở hữu của các NMTĐ độc lập rà soát lại các kế hoạch sửa chữa

đại tu, trung tu, tiểu tu của các tổ máy. Xây dựng lại kế hoạch sửa chữa hàng

năm đảm bảo các mục tiêu:

i. Các kế hoạch sữa chữa tổ máy phải được bố trí hợp lý vào khoảng thời

gian từ đầu tháng 11 hàng năm (cách thời kỳ lũ muộn khoảng 1 tháng) đến

cuối tháng 4 năm sau (cách thời kỳ lũ sớm khoảng 1 tháng).

ii. Các kế hoạch sữa chữa tổ máy phải được bố trí hợp lý đảm bảo mỗi khoảng

thời gian chỉ tối đa một tổ máy tiến hành sửa chữa.

iii. Các kế hoạch sữa chữa tổ máy phải được bố trí hợp lý đảm bảo có đủ

nguồn nhân lực tham gia sửa chữa cũng như có đủ vật tư dự phòng để thực

hiện.


Như tác giả đã phân tích ở trên, vào mùa khô cơ hội được huy động tối đa

của các NMTĐ là rất lớn. Với giải pháp Thiết lập kế hoạch sửa chữa phù hợp

với đặc thù thủy văn và đặc thù hệ thống điện do tác giả đề xuất thì vào các

thời kỳ có thể xẩy ra lũ (đặc biệt là với những cơn lũ trái qui luật như hiện nay)

các NMTĐ luôn sẵn sàng phát điện với mức công suất cao nhất vì vậy và sẽ

được khai thác tối đa, chính vì vậy sẽ cải thiện được cả 3 chỉ tiêu về doanh thu,

về thời gian vận hành tương đương cũng như suất hao nước.

III.2.3 Đề xuất hỗ trợ chuyên môn các vấn đề về quản lý vận hành nhà máy

điện độc lập


Theo các kết quả phân tích ở Chương 2, do năng lực quản lý vận hành, sửa

chữa và khắc phục sự cố chưa tốt và thiếu vật tư thiết bị dự phòng nên ảnh


Khóa: 2008 - 2010.

87


hưởng đến hiệu quả khai thác NMTĐ độc lập. Chính vì vậy, nhằm nâng cao hiệu

quả khai thác NMTĐ độc lập thông qua việc cải thiện các chỉ tiêu nêu trên, tác

giả đề xuất giải pháp: “Hỗ trợ chuyên môn các vấn đề quản lý vận hành nhà

máy điện độc lập”.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) hiện đang sở hữu 27 nhà máy thủy

điện có công suất đặt khác nhau, với đa dạng về công nghệ và xuất xứ. Với chiều

dầy kinh nghiệm trong công tác quản lý vận hành nguồn điện, EVN hiện có (i)

đội ngũ cán bộ quản lý và kỹ thuật nhiều kinh nghiệm, (ii) nguồn nhân lực lành

nghề trong công tác vận hành, xử lý sự cốvà sửa chữa thiết bị, (iii) hệ thống các

trang thiết bị hiện đại phục vụ công tác sửa chữa, thí nghiệm, (iv) hệ thống trang

thiết bị phục vụ công tác thực hành, diễn tập xử lý sự cố hoàn hảo, (v) hệ thống

các tài liệu qui chuẩn về vận hành và sửa chữa các thiết bị trong các nhà máy

điện.

Tuy nhiên, là một doanh nghiệp nhà nước nên EVN có những ràng buộc về

cơ chế chính sách trong việc đãi ngộ nhân tài, mặt khác theo lộ trình cải cách và

tái cơ cấu ngành điện, EVN đã và đang sắp xếp lại các doanh nghiệp thành viên

theo hướng gọn nhẹ và tinh giảm biên chế. Chính vì vậy, hiện nay một số cán bộ

quản lý và cán bộ kỹ thuật của các doanh nghiệp thành viên của EVN có nguyện

vọng được đến làm việc tại những doanh nghiệp mới để phát huy được năng lực

cũng như được đãi ngộ xứng đáng so với trình độ và cống hiến của mình.

Thực tế cho thấy, các NMTĐ đều được xây dựng tập trung theo từng khu

vực theo phân vùng địa lý những nơi có tiềm năng thủy điện. Tuy nhiên do chủ

sở hữu của các NMTĐ đều có ngành nghề truyền thống khác nhau nên sự liên

kết, hỗ trợ nhau trong công tác xây dựng, quản lý vận hành chưa cao.

Bên cạnh đó, do nhiều nguyên nhân trong đó có việc tiết kiệm chi phí đầu

tư nên ngay từ thiết kế NMTĐ, một số khâu trong qui trình công nghệ đã bị đơn

giản hóa, hầu hết các thiết bị trong nhà máy là thiết bị xuất xứ từ Trung Quốc.

Cũng do nguồn vốn hạn hẹp và thiếu kinh nghiệm trong quản lý vận hành nhà

máy điện nên trang thiết bị phục vụ công tác sửa chữa thí nghiệm không được

đầu tư hoặc đầu tư ít và thiếu đồng bộ, đặc biệt là hệ thống vật tư dự phòng thay

thế hầu như không có hoặc có nhưng không phải là những vật tư chiến lược.


Khóa: 2008 - 2010.

88



a. Hỗ trợ nguồn nhân lực có chuyên môn và kinh nghiệm khai thác vận

hành nhà máy điện

- Đối với lực lượng cán bộ quản lý và cán bộ kỹ thuật: Xây dựng chính sách

trọng dụng và đãi ngộ xứng đáng đối với lực lượng cán bộ kỹ thuật và cán

bộ quản lý nhằm: (i) Sử dụng hợp lý và tạo sự yên tâm công tác cho lực

lượng cán bộ có chất lượng cao hiện có, (ii) Thu hút nguồn cán bộ quản lý

và cán bộ kỹ thuật có kinh nghiệm tại các NMTĐ của EVN, đặc biệt là các

NMTĐ có cùng công nghệ và xuất xứ trang thiết bị.

- Đối với lực lượng vận hành và sửa chữa nhà máy: (i) Xây dựng chính sách

thu hút nguồn nhân lực chất lượng cao trên cơ sở trọng dụng và đãi ngộ

thỏa đáng, (ii) xây dựng kế hoạch đào tạo và tái đào tạo lực lượng vận

hành, lực lượng sửa chữa trên cơ sở tham khảo kinh nghiệm trong công tác

đào tạo của các NMTĐ thuộc EVN. Xây dựng và chuẩn hóa hệ thống tài

liệu các qui trình kỹ thuật phục vụ công tác vận hành, xử lý sự cố và sửa

chữa các thiết bị trong NMTĐ.

b. Đẩy mạnh hợp tác với các đơn vị thủy điện khác.

- Hợp tác với các đơn vị có năng lực trong công tác sửa chữa thủy điện:

Nhằm tinh giảm và tiết kiệm chi phí, hầu hết chủ sở hữu của các NMTĐ

độc lập đều không chủ trương xây dựng lực lượng sửa chữa (chỉ duy trì một

bộ phận nhỏ làm công tác sửa chữa nhỏ, giản đơn) cũng như không đầu tư

mua sắm các trang thiết bị phục vụ công tác sửa chữa, thí nghiệm và đặc

biệt là còn thiếu kinh nghiệm trong lĩnh vực này. Vì vậy giải pháp mà tác

giả đề xuất là các chủ sở hữu các NMTĐ độc lập cần xây dựng mối quan hệ

với các đơn vị có kinh nghiệm sửa chữa thủy điện hiện có trong khu vực

như các công ty thí nghiệm điện, các công ty thủy điện uy tín khác, mời các

đơn vị này tham quan, khảo sát và ký kết các hợp đồng sửa chữa nguyên

tắc. Để khi có những trục trặc, hư hỏng mà đơn vị không thể tự khắc phục

được hoặc sẽ mất nhiều thời gian để xử lý hơn bình thường (do thiếu nguồn


Khóa: 2008 - 2010.

89


nhân lực và trang thiết bị cũng như kinh nghiệm) thì sẽ được hỗ trợ nhanh

nhất từ các đơn vị này.

- Do nguồn kinh phí đầu tư cho việc mua sắm vật tư dự phòng không có

nhiều, trong khi đó các vật tư thiết bị của NMTĐ đều là thiết bị đặc chủng,

đắt tiền và đa phần phải nhập từ nước ngoài rất mất thời gian. Chính vì vậy

giải pháp mà tác giả đề xuất là các chủ sở hữu của các NMTĐ có cùng công

nghệ, cùng xuất xứ thiết bị phối hợp lập danh mục các trang thiết bị (đặc

biệt là các trang thiết bị có tần suất hư hỏng nhiều), thống nhất phân bổ cho

mỗi đơn vị tiến hành mua sắm một số hang mục vật tư cụ thể, tạo nguồn vật

tư dự phòng cho nhau khi cần thiết, hạn chế tối đa thời gian bất khả dụng tổ

máy khi có hỏng hóc hoặc sự cố.


Với giải pháp mà tác giả đề xuất, sẽ góp phần:

i. Nâng cao chất lượng công tác quản lý điều hành NMTĐ, một lĩnh vực

hoàn toàn mới và đang gặp nhiều khó khăn đối với các chủ sở hữu

hiện nay.

ii. Chất lượng công tác sửa chữa, khắc phục sự cố đảm bảo chất lượng

cũng như giảm thiểu thời gian bất khả dụng tổ máy mà không phải đầu

tư nhiều kinh phí.

Từ đó, những giải pháp này sẽ góp phần nâng cao hiệu quả khai thác các

NMTĐ độc lập trên cơ sở cải thiện được cả 3 chỉ tiêu là doanh thu, thời gian vận

hành tương đương và suất hao nước mà hiện nay các NMTĐ đang phải đối mặt.


Khóa: 2008 - 2010.

90



Chương 3 là Chương tác giả đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả khai

thác các máy điện độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua. Trong

chương này, tác giả đã thực hiện được các nội dung cơ bản như sau:

Thứ nhất: Giới thiệu về định hướng phát triển thị trường điện một người

mua ở Việt Nam, trong đó tác giả đã phân tích về quan điểm xây dựng thị

trường, các vấn đề cần chú ý khi xây dựng và triển khai thị trường cũng như định

hướng phát triển thị trường một người mua ở Việt Nam.

Thứ hai: Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả khai thác các NMTĐ

độc lập trong cơ chế thị trường điện một người mua cũng như phân tích lowicj

ích của các bên liên quan nếu thực hiện giải pháp.


Khóa: 2008 - 2010.

91


PHẦN KẾT LUẬN

Hưởng ứng chính sách khuyến khích đầu tư vào lĩnh vực phát điện của Nhà

nước, trong những năm qua các thành phần kinh tế trong và ngoài nước đã tham

gia đầu tư, xây dựng và đưa vào vận hành hàng loạt các dự án nguồn điện, góp

phần đáng kể trong việc cung ứng điện cho nền kinh tế quốc dân.

Tái cơ cấu ngành điện và vận hành thị trường phát điện cạnh tranh đã mang

lại những đổi thay tích cực cho ngành điện Việt Nam cũng như mang đến những

cơ hội kinh doanh mới cho các thành phần kinh tế phi truyền thống. Tuy nhiên,

khai thác các nhà máy điện trong cơ chế thị trường điện một người mua như thế

nào để đạt được hiệu quả cao nhất luôn là vấn đề mà các nhà quản lý nhà máy

điện cần phải giải quyết. Trong khuôn khổ phạm vi luận văn này, ba giải pháp đã

được lựa chọn để trình bày ở trên có thể nói là khá quan trọng và cần thiết cho

các nhà quản lý NMTĐ độc lập. Đây là các giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả

khai thác các NMTĐ độc lập, góp phần cho thị trường điện một người mua ở

Việt Nam ngày càng hoạt động hiệu quả, dần nâng cao từng bước tính cạnh

tranh, công bằng và minh bạch trong hoạt động điện lực nhằm hướng tới mục

tiêu cuối cùng là đưa ngành điện Việt Nam ngày càng phát triển bền vững!


Khóa: 2008 - 2010.

92


TÀI LIỆU THAM KHẢO

PHẦN TÀI LIỆU TIẾNG VIỆT

[1]. Báo cáo tổng kết vận hành hệ thống điện Quốc gia năm 2008. Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia.



[4]. Báo cáo tổng kết vận hành hệ thống điện Quốc gia, quí I&II năm 2010. Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia.

[5]. Tổng kết công tác mua bán điện năm 2009. Công ty Mua bán điện.

[6]. Phòng Vận hành Kinh tế, (2010). Báo cáo tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường phát điện cạnh tranh năm 2011. Báo cáo gửi Cục Điều tiết điện lực do Phòng Vận hành Kinh tế - Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia lập.

[7]. Phương thức vận hành hệ thống điện Quốc gia 6 tháng cuối năm 2010 và định hướng cho năm 2011. Phòng Tính toán hệ thống điện - Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia lập.

[8]. Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm 2008 của Bộ trưởng Bộ Công Thương,(2008). Quy định về biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo. Bộ Công thương.

[9]. Quyết định số 2014/QĐ-BCN ngày 13 tháng 06 năm 2007 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp, (2007). Ban hành Quy định tạm thời nội dung tính toán phân tích kinh tế, tài chính đầu tư và khung giá mua bán điện các dự án nguồn điện. Bộ Công nghiệp

[10]. TS. Bùi Xuân Hồi,(2008). Lý thuyết giá năng lượng. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật

[11]. Viện Năng lượng - EVN, (2005). Tổng sơ đồ phát triển điện VI. Viện Năng lượng

[12]. Ngô Sơn Hải, (2004). Vận hành kinh tế hệ thống điện. Tài liệu tham khảo nội bộ cơ quan Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia


Khóa: 2008 - 2010.

93


[13]. PGS.TS. Nguyễn Ái Đoàn, (2008). Giáo trình kinh tế học vĩ mô. Nhà xuất bản Bách Khoa - Hà Nội

[14]. Phòng Vận hành Kinh tế, (2010). Thị trường điện Việt Nam - Quá trình hình thành và phát triển. Tài liệu biên soạn đào tạo vận hành các nhà máy điện, Phòng Vận hành Kinh tế - Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia.

[15]. Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ. Phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực Việt Nam. Thủ Tướng Chính Phủ.

[16]. TS Nguyễn Đại Thắng, (2004). Bài giảng kinh tế học vi mô. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật - Hà Nội.

[17]. Thông tư 08/2010/TT-BCT ban hành ngày 24 tháng 2 năm2010. Quy định về giá bán điện năm 2010 và hướng dẫn thực hiện. Bộ Công Thương.

[18]. Bộ Công nghiệp, (2006). Quy định thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm nội bộ.

[19]. Thông tư 18/2010/TT-BCT ngày 10/05/2010, (2010). Quy định thị trường vận hành thị trường phát điện cạnh tranh. Bộ Công Thương

PHẦN TÀI LIỆU TIẾNG ANH

[20]. Electricity Regulatory Authority of Vietnam, (2006). The single buyer model in Vietnam

[21]. Mohammad Shahidehpour - Hatim Yamin, (2002). Market operations in Electric power system


Khóa: 2008 - 2010.

94

Luan Van 29Oct2010 Print

Documents

Transcript of Luan Van 29Oct2010 Print