- Thị trường điện cạnh tranh vẫn chỉ có trong mơ
- Ra mắt dịch vụ thanh toán tiền điện trực tuyến trên toàn quốc
- 59 nhà máy tham gia phát điện cạnh tranh
Ngành điện sắp hết độc quyền
Nhà máy điện than khó
Bà Trần Kim Oanh - Tổng Giám đốc Công ty CP Thủy điện Geruco Sông Côn cho biết, tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, doanh nghiệp này đã khai thác được các lợi thế về vị trí địa lý, thủy văn, hồ chứa, cơ cấu giá... Tuy nhiên, những doanh nghiệp thủy điện thường gặp bất lợi do những ràng buộc của thị trường và chịu ảnh hưởng trực tiếp của những yếu tố không thể tính toán. Cụ thể, khi hạn hán, giá thị trường cao, mực nước hồ xuống thấp, nhà máy không đủ sản lượng điện hợp đồng dẫn đến giảm doanh thu.
Ngược lại, vào mùa lũ, tất cả các hồ chứa đều tràn, hệ thống điện bị thừa nguồn, giá thị trường bằng 0, nhà máy thủy điện phải chạy với giá công suất nên doanh thu rất thấp. Bên cạnh đó, theo bà Trần Kim Oanh, do giới hạn truyền tải của đường dây 500kV Bắc - Nam nên lịch huy động các nhà máy ở miền Trung cũng bị ảnh hưởng. Trong khi nhiều điểm thiếu nguồn thì nhà máy lại bị giới hạn công suất phát.
Đại diện doanh nghiệp này cũng cho biết, hầu hết các nhà máy điện đều vay vốn bằng ngoại tệ, nhập khẩu công nghệ từ nước ngoài nên khi tỷ giá được điều chỉnh, họ không tránh khỏi bị ảnh hưởng. “Từ năm 2009-2015, tỷ giá VND/USD đã tăng 27%. Nhà máy thủy điện Sông Côn 2 từ khi vận hành đến nay đã phải bù 170 tỷ đồng do chênh lệch tỷ giá. Chi phí khấu hao không đủ trả nợ vay ngân hàng bằng ngoại tệ hàng năm”- bà Trần Kim Oanh cho hay.
Khi xây dựng 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 thu hồi chi phí phát điện. Tuy nhiên, quy định này lại hạn chế ở chỗ không thay đổi trong năm áp dụng và không có tham số tỷ giá trong công thức tính giá. Trong khi thông số đầu vào lại liên tục thay đổi nên ảnh hưởng đến doanh nghiệp.
Người dân được hưởng lợi
Có 3 nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh là: nhiệt điện khí Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2 và thủy điện Hủa Na, đại diện Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) cho hay, với quy định hiện hành, công ty điện lực không đảm bảo thu hồi được chi phí cố định. Theo ông Lê Trung Dũng - Phó Tổng Giám đốc PV Power, nhà máy chỉ thu hồi được 90% chi phí cố định thông qua giá hợp đồng, 10% còn lại phải thu hồi trên thị trường thông qua sản lượng bán trên thị trường (phát ngoài hợp đồng).
Tuy nhiên, thông thường giá thị trường thấp hơn giá hợp đồng của các nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2 nên phần doanh thu trên thị trường sẽ không đủ thu hồi chi phí cố định cho nhà máy. PV Power kiến nghị cần phân bổ hợp đồng cho nhà máy ở mức có thể thu hồi đủ chi phí cố định, đặc biệt với các nhà máy mới tham gia thị trường.
Cục Điều tiết Điện lực (Bộ Công Thương) cho biết, vận hành từ tháng 7-2012, từ 31 nhà máy điện (tổng công suất lắp đặt là 9.300MW) tham gia thị trường, năm 2012 đã có 59 nhà máy điện (tổng công suất 14.796MW) trực tiếp tham gia thị trường, chiếm 41,63% tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống.
Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng đánh giá: “Trước 2012, cung ứng điện của Việt Nam rất khó khăn, phải cắt điện luân phiên, ảnh hưởng đến sản xuất kinh doanh và phát triển kinh tế - xã hội, nhưng từ năm 2012 đến nay, thị trường phát điện cạnh tranh đã vận hành an toàn, tin cậy. Các doanh nghiệp càng tích cực và chủ động thì việc chuyển từ ngành độc quyền sang cơ chế thị trường càng nhanh”.
Sau thị trường phát điện cạnh tranh, từ năm 2016, thị trường bán buôn điện cạnh tranh sẽ được vận hành, tiến tới việc người dân sẽ được chọn nhà cung cấp điện thay vì phải mua điện qua EVN như hiện nay. Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, các tổng công ty điện lực phải giảm chi phí, nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng để cạnh tranh. Do đó, người dân được hưởng lợi.
