Do những ràng buộc của thị trường và chịu ảnh hưởng trực tiếp từ những yếu tố như thủy văn,ệpthủyđiệngặpkhóvìquyđịlich da bong c1 thời tiết, nên những đơn vị thủy điện gặp bất lợi. Ảnh: internet

Không thu hồi đủ chi phí cố định

Theo báo cáo của Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương), sau 3 năm đưa vào vận hành thị trường phát điện cạnh tranh, đã có 59 nhà máy điện với tổng công suất lắp đặt là 14.796 MW trực tiếp tham gia thị tường, chiếm 41,63% tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống, thay vì con số 31 nhà máy điện.

Việc vận hành thị trường đã tạo sự công khai, minh bạch trong huy động các nhà máy điện vận hành trong hệ thống điện.

Là một doanh nghiệp tham gia thị trường phát điện cạnh tranh ngay từ những ngày đầu tiên, ông Lê Trung Dũng, Phó Tổng Giám đốc Tổng công ty điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) đánh giá, sau 3 năm đi vào vận hành, tới nay, các quy định về thị trường đã ngày càng rõ ràng và đầy đủ, thị trường hoạt động ổn định, minh bạch, các nhà máy được huy động theo bản chào, thông tin được công bố góp phần làm minh bạch việc huy động, vận hành các nhà máy.

Tuy nhiên, các nhà máy của PV Power gặp phải một số khó khăn liên quan tới quy định của thị trường hoặc các điều kiện khách quan.

Cụ thể, ông Dũng cho hay, theo quy định, sản lượng hợp đồng hàng năm được phân bổ cho các nhà máy điện tương đương 90% sản lượng phát. Điều này có nghĩa, nhà máy chỉ được đảm bảo thu hồi thu hồi 90% chi phí cố định thông qua giá hợp đồng, 10% chi phí cố định còn lại nhà máy cần phải thu hồi trên thị trường thông qua phần sản lượng bán trên thị trường, tức là sản lượng phát ngoài thị trường.

Song do giá thị trường thông thường thấp hơn giá hợp đồng, nên phần doanh thu trên thị trường của phần sản lượng phát ngoài sản lượng hợp đồng sẽ không đủ thu hồi chi phí cố định cho nhà máy.

Trong khi đó, thị trường phát điện cạnh tranh hiện hoạt động theo mô hình thị trường điện tập trung, chào giá theo chi phí biến đổi. Nhưng do giá khí áp dụng cho nhà máy điện Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2 của đơn vị này cao hơn so với giá khí của cá nhà máy điện khác trong cùng hệ thống cấp khí Nam Côn Sơn đến hơn 35%.

Với mức chi phí nhiên liệu chiếm tỷ trọng chủ yếu trong chi phí biến đổi (khoảng hơn 90%), đã khiến giá chào của hai nhà máy này cao, làm giảm sức cạnh tranh trên thị trường.

Do vậy, ông Trung kiến nghị, cần xem xét việc phân bổ sản lượng phát ngoài sản lượng hợp đồng cho nhà máy ở mức có thể thu hồi đủ chi phí cố định, đặc biệt là đối với các nhà máy điện mới.

Công thức tính giá không có tham số tỷ giá

Đối với các đơn vị phát điện, bà Trần Kim Oanh, Tổng Giám đốc của Công ty Cổ phần thủy điện Geruco Sông Côn cho hay, mặc dù việc tham gia thị trường giúp doanh nghiệp có điều kiện khai thác tốt nhất lợi thế về vị trí địa lý, thủy văn, hồ chứa, cơ cấu giá. Tuy vậy, do những ràng buộc của thị trường và chịu ảnh hưởng trực tiếp từ những yếu tố như thủy văn, thời tiết, nên những đơn vị thủy điện như Sông Côn thường gặp bất lợi.

Theo đó, trong trường hợp hạn hán, giá thị trường cao, mực hồ nước xuống thấp, nhà máy không phát đủ sản lượng điện hợp đồng, dẫn đến doanh thu hợp đồng âm, gây thiệt hại về doanh thu.

Còn trong mùa lũ, tất cả các hệ thống các hồ chứa đều tràn, hệ thống trong tình trạng thừa nguồn, giá thị trường bằng 0, nhà máy thủy điện phải chạy với giá công suất, dẫn tới doanh thu rất thấp.

Bên cạnh đó, giới hạn truyền tải của đường dây 500kV Bắc Nam cũng ảnh hưởng đến việc lập lịch huy động của nhà máy ở miền Trung, có thời điểm thiếu nguồn và hồ tràn nhưng nhà máy vẫn bị giới hạn công suất phát dẫn đến chưa khai thác được tối ưu lượng nước.

Một khó khăn khác được bà Oanh nêu ra là vấn đề đầu tư. Trên thực tế, thị trường điện Việt Nam chịu ảnh hưởng rất lớn bởi những biến động của kinh tế vĩ mô, trực tiếp và quan trọng nhất là vấn đề tỷ giá ngoại tệ.

Hiện phần lớn nhà máy trên thị trường có chi phí đầu tư lớn phải vay ngoại tệ và nhập khẩu thiết bị công nghệ từ nước ngoài. Mỗi lần Ngân hàng Nhà nước thay đổi chính sách ngoại hối thì đối tượng gánh chịu nặng nề nhất chính là các nhà đầu tư nguồn, trong đó chiếm tỷ trọng lớn nhất là Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Theo tính toán của Thủy điện Sông Côn, chỉ riêng tỷ giá USD từ 2009 đến 2015 đã tăng đến 27%, nhà máy Thủy điện Sông Côn 2 từ khi vận hành đến nay đã phải bù đắp chênh lệch tỷ giá đến 170 tỷ đồng.

Khi ban hành khung pháp lý cho thị trường phát điện cạnh tranh, Bộ Công Thương đã xác định nguyên tắc xây dựng giá công suất thị trường là đảm bảo cho nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi chi phí phát điện. Tuy nhiên, quy định này vẫn còn hạn chế ở điểm không thay đổi trong năm áp dụng và trong công thức tính giá không có tham số tỷ giá.

Trong khi chi phí đầu tư chịu tác động bởi nhiều yếu tố thì biểu giá công suất thị trường chỉ được điều chỉnh hàng năm có lẽ không kịp thời và chưa đảm bảo được nguyên tắc thu hồi chi phí phát điện.

“Ngành điện đã mở ra thị trường cạnh tranh giai đoạn 1, chuẩn bị vận hành thị trường bán buôn trong năm 2016 và xác định lộ trình khởi động thị trường bán lẻ vào năm 2023. Chính vì vậy, cần có một giải pháp hoàn thiện và linh hoạt hơn với các biến động đầu vào khi xây dựng biểu giá công suất, nhằm tăng độ nhạy của ngành và có sự chuẩn bị tin cậy về mặt chính sách để thu hút đầu tư”, bà Oanh đề xuất.