Tính hiệu quả và khả năng kiểm soát lũng đoạn thị trường điện Việt Nam

Kinh nghiệm cho thấy rằng với mô hình PBP khả năng lũng đoạn thị trường là cao hơn so với CBP. Với PBP, nhà đầu tư buộc phải đảm bảo lợi nhuận kỳ vọng thông qua việc chào giá toàn phần và được tự do chào giá trong biên độ giá trần – giá sàn lớn hơn so với CBP, dẫn đến nguy cơ lũng đoạn thị trường cao hơn CBP.

 

Lũng đoạn thị trường là một vấn đề lớn cần lưu ý trong thị trường điện Việt Nam, phụ thuộc vào một số yếu tố liên quan khác như:
Sự tập trung sở hữu trong lĩnh vực phát điện. Càng tập trung sở hữu vào một vài chủ đầu tư thì khả năng lũng đoạn thị trường càng cao. Thị trường điện Việt Nam sẽ phụ thuộc rất nhiều vào khối phát điện của EVN. Nếu khối phát điện của EVN được chia ra làm nhiều đơn vị riêng lẻ hay chúng có chung một chủ sở hữu cổ phần chính sẽ được điều tiết để đảm bảo hoạt động độc lập và không chia sẻ lợi ích chung, khi đó việc tập trung và lũng đoạn thị trường có thể giảm đến mức chấp nhận được. Nếu tiếp tục để hình thành một công ty lớn hay nếu các đơn vị phát điện có thể có chung lợi ích kinh tế thì phải xem xét hết sức thận trọng đến khả năng lũng đoạn thị trường.

Dự phòng hệ thống. Khi dự phòng hệ thống thấp thì một đơn vị phát điện nhỏ cũng có thể lũng đoạn thị trường. Khi dự phòng hệ thống của Việt Nam đang ở mức rất thấp, bằng chứng là trong thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm EVN, thời gian đạt giá trần rất cao, và khi có một tổ máy chính bị sự cố thì việc tạm ngừng thị trường là không tránh khỏi. Tình trạng này có thể giảm khi bắt đầu thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh, mặc dù có tiếp tục có thể tình trạng thiếu công suất và cơ hội lũng đoạn thị trường vẫn có vào những năm khô hạn, dẫn đến tình trạng giá cao trong mô hình PBP. Với CBP khi dự phòng hệ thống thấp, nguy cơ lũng đoạn thị trường được hạn chế do đơn vị phát điện không thể đẩy giá lên quá cao như PBP.

Phạm vi của hợp đồng dài hạn. Với mô hình PBP, nhà đầu tư có khả năng và có thể tăng giá điện nhằm đảm bảo doanh thu/lợi nhuận kỳ vọng. Hợp đồng dài hạn có thể đảm bảo tài chính cho đơn vị phát điện. Mặc dù vậy đơn vị phát điện vẫn có động lực để đẩy giá điện năng trên thị trường giao ngay và làm mức độ dao động của giá thị trường tăng lên nhằm đạt được mục đích ký kết hợp đồng dài hạn mới (cho công suất hiện có hay tăng thêm). Sử dụng mô hình CBP, chi phí cố dịnh đã được bảo đảm cho nhà đầu tư bởi bên mua điện, rủi ro được giảm bớt khi hợp đồng dài hạn được xem xét nghiêm túc và hợp lý.

Nhìn chung, chưa thể kết luận được vào lúc này chính xác lũng đoạn thị trường như thế nào sẽ là vấn đề đối với thị trường điện Việt Nam. Cụ thể, điều này phụ thuộc vào quyết định tái cơ cấu phần phát điện của EVN. Trong trường hợp các quyết định đã được ban hành, thiết kế thị trường phải giảm thiểu được nguy cơ và khả năng lũng đoạn thị trường, do vậy nên chọn mô hình CBP là thích hợp.

Khả năng chuyển đổi và áp dụng thực tiễn
Mô hình CBP có khả năng vận hành đơn giản, cơ quan vận hành hệ thống- vận hành thị trường điều độ tập trung các thủy điện nên tối ưu được nguồn nước, giảm thiểu chi phí cho hệ thống, tăng hiệu quả vận hành sản xuất, đảm bảo được tài chính cho đơn vị phát điện cũng như giảm áp lực tài chính cho bên mua.

Lập lịch huy động thủy điện
Các nhà máy thủy điện sẽ đựơc huy động nhằm tối thiểu chi phí hoạt động của hệ thống (có xem xét đến mục đích thủy lợi và chống lũ). Thủy địên sẽ được huy động để thay thế vào thời điểm khi nhiệt điện với chi phí biến đổi cao hơn có thể phải chạy.
Mặc dù việc lập lịch huy động này có thể làm với cả PBP hay CBP, tuy nhiên đối với CBP thì khả năng thực hiện là dễ hơn. CBP yêu cầu chi phí biến đổi của nhiệt điện phải được phê duyệt bởi cơ quan điều tiết, qua đó một bản phê duyệt chi phí biến đổi của nhiệt điện cũng sẽ được dùng để lập lịch huy động.
Ngược lại, với PBP, không cần phê duyệt chi phí biến đổi này, và đơn vị phát điện có thể chào giá tự do khác với chi phí biến đổi của họ. Điều này cho thấy khi lập lịch huy động thủy điện phải dự trù chi phí biến đổi cho nhiệt điện phải được tính và có thế sai khác với thực tế.
Vì vậy việc lập lịch huy động thủy điện sẽ đơn giản hơn và minh bạch hơn với CBP. Điều này rất quan trọng với Việt Nam, một Quốc gia có hệ thống phát điện bao gồm cả thủy điện và nhiệt điện.

Xử lý các nhà máy điện BOT
Các BOT hiện tại ở Việt Nam đang sử dụng hợp đồng PPA 2 thành phần, trong đó tách riêng thanh toán cho điện năng và công suất. Điều này khá thuận lợi trong thanh toán khi chuyển đổi sang mô hình CBP với hình thức mua bán công suất và điện năng. Với PBP, BOT khi chuyển đổi sang phải thay đổi hợp đồng PPA hiện hữu thành hợp đồng CfD một thành phần.

Qua phân tích theo ba mục tiêu trên, đối với Việt Nam, phương án phù hợp là dùng mô hình chào giá theo chi phí –CBP.

 
Các hạn chế của mô hình CBP
Bên cạnh những điểm nổi bật phù hợp với tình hình Việt Nam, thực tế cho thấy mô hình CBP còn có một số hạn chế như sau cần xem xét để có biện pháp điều chỉnh khi áp dụng tại Việt Nam:
     - Đơn vị phát điện chỉ chào giá phần chi phí biến đổi.
    - Quy mô của thị trường chỉ bao gồm các nhà máy nhiệt điện tham gia trực tiếp, các nhà máy thủy điện được điều độ tập trung theo cơ quan vận hành thị trường và vận hành hệ thống (MSO) nhằm tối ưu lợi ích của hệ thống.
    - Việc điều tiết đòi hỏi nhiều công việc phải được tiến hành ngay từ đầu và tốn nhiều công sức như:
+ Quy hoạch phát triển nguồn mới phải nhất thiết tuân theo đúng least-cost planning
+ Trong vận hành thị trường phải có cơ chế đủ mạnh để quy định về chi phí của nhà máy

(Sưu tầm)