Thị trường phát điện cạnh tranh: Sức ép từ nhiều phía

Một trong nhiều lý do của việc chậm tiến độ các nhà máy điện có nguyên nhân từ sự bất cập về nguồn nhiên liệu đầu vào cơ chế giá khiến cho người bán kêu bị ép giá, người mua kêu bị bắt bí. 

Quyết định đưa thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) vận hành thí điểm từ 1/7/2011 là nỗ lực của Chính phủ với hy vọng đưa ngành điện phát triển ngày càng cao với dịch vụ ngày càng tốt hơn, doanh nghiệp cạnh tranh bình đẳng hơn, người dân hưởng lợi nhiều hơn. Mừng nhiều và cũng không kém phần lo lắng, đó là tâm trạng của các chủ đầu tư các nhà máy điện.

Mừng và… lo

Ông Nguyễn Thanh Kim, Giám đốc Công ty Thủy điện Sử Pán 2 (Lào Cai), rất hào hứng chờ đón ngày vận hành thị trường VCGM. Theo ông Kim, Sử Pán 2 có lợi thế suất đầu tư khá hiệu quả, điện lượng hàng năm có thể vượt công suất thiết kế do có lưu vực nước tốt. Nhờ đó, giá điện ký hợp đồng bán cho Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) khá rẻ so với điện mua từ Trung Quốc và các nhà máy thủy điện khác. Vì vậy, ông Kim hy vọng sẽ đủ sức cạnh tranh trên thị trường. Ông Vũ Xuân Cường- Phó TGĐ Công ty CP nhiệt điện Phả Lại- cũng rất hy vọng Nhiệt điện Phả Lại sẽ chủ động về sản lượng, củng cố thiết bị, phấn đấu giảm giá thành phát điện để tăng sức cạnh tranh… Đây là tâm trạng chung của các chủ đầu tư.

Tuy nhiên, cùng với hy vọng “được cởi trói” khi tham gia thị trường VCGM, các nhà máy điện cũng không khỏi lo lắng khi chưa có sự bình đẳng của đầu vào, nhất là các nhà máy nhiệt điện than, khí. Trong khi ngành than đang kêu giá bán than cho các nhà máy phát điện chưa theo kịp thị trường thì các nhà máy nhiệt điện than ngoài Vinacomin lại kêu phải mua than chất lượng kém, không đúng chủng loại khiến cho việc vận hành khó khăn, mất nhiều công sàng tuyển, lại dễ bị sự cố.

Ông Hoàng Xuân Quốc- TGĐ Công ty CP Điện lực dầu khí Nhơn Trạch 2- than vãn về giá khí cung cấp cho các nhà máy tuabin khí của PVN đắt hơn nhiều so với giá bán cho các nhà máy của EVN hay BOT. Theo ông Quốc, ở các nhà máy chạy dầu và khí, giá nguyên liệu chiếm chi phí lớn nhất trong việc hình thành giá điện. Sự không công bằng về giá đã khiến các nhà máy không thể cạnh tranh bình đẳng. Vì vậy, Bộ Công  Thương cần sớm thiết lập mặt bằng giá khí cho các nhà máy điện chạy khí để đảm bảo công bằng.

Mặc dù ông Trần Tuệ Quang- Trưởng phòng giá của Cục Điều tiết điện lực (ERAV)- cho biết, Chính phủ đang chỉ đạo nghiên cứu để đưa việc cung cấp nhiên liệu hoạt động theo cơ chế thị trường nhưng các doanh nghiệp vẫn băn khoăn là bao giờ cơ chế đó thành hiện thực, trong khi ngày vận hành VCGM đang gần kề.

Bên cạnh nỗi lo về giá và chất lượng nhiên liệu, tình trạng không đủ nhiên liệu cũng luôn ám ảnh các nhà máy tuabin khí. Số liệu từ PV Power cho biết, dự báo khí Nam Côn Sơn từ tháng 10-12/2011 sẽ thiếu 1,05 triệu m3/ngày. Năm 2012 sẽ thiếu 1,08 - 2,46 triệu m3/ngày (tùy theo mùa). Nguồn khí MP3 từ tháng 6 đến tháng 12/2011 thiếu 1,22 triệu m3/ngày, trong năm 2012 sẽ thiếu 1,02 triệu- 1,57 triệu m3/ngày. Đó là chưa kể những sự cố bất khả kháng về nguồn cung nhiên liệu không chỉ làm giảm khả năng cạnh tranh của nhà máy mà còn khiến các nhà máy luôn căng thẳng, bởi lẽ, dù đã đăng ký được công suất phát điện nhưng nếu bị sự cố đột xuất không phát được thì các nhà máy sẽ bị phạt, lúc đó biết kêu ai?

Các nhà máy thủy điện lại canh cánh nỗi lo tính toán lượng nước về. Theo quy định, trước ngày 15/9 hàng năm phải lập kế hoạch vận hành thị trường năm tới, phải tính toán và công bố giá trị nước cho từng thành phần. Trong khi đó, giá trị nước phụ thuộc rất nhiều vào thời tiết, khó mà tính toán chính xác. Do đó rất khó  phản ánh đúng việc chào giá theo thành phần.

Sự xung đột lợi ích không chỉ bộc lộ giữa người mua – người bán mà ngay cả người bán với nhau. Nhiều người lo rằng, nhiều nhà máy trên cùng dòng sông mà cử một đại diện chào chung thì sẽ nảy sinh những mâu thuẫn về huy động nguồn và giá, nhất là giữa những nhà máy khác chủ đầu tư. Còn các nhà máy dưới 30MW không được chào giá thì phải trông cậy hoàn toàn vào sự “ưu ái’ của EVN. Ông Lê Văn Quang- Phó giám đốc Thủy điện Đa Nhim, Hàm Thuận, Thác Mơ- cũng cho rằng, tiêu chí để xác định nhà máy điện tốt nhất chưa rõ. “Công ty tôi có nhà máy thủy điện nhỏ Sông Pha, trước đây ký hợp đồng chung với nhà máy lớn, nhưng giờ tách ra vẫn chưa có hướng dẫn để giải quyết"- ông Quang nói.

Bài toán giá điện trong cơ chế thị trường

Việc vận hành giá điện theo cơ chế thị trường từ 1/6/2011 đang làm dấy lên hy vọng phát ra những tín hiệu tích cực thu hút đầu tư. Theo lẽ thường, nguồn cung thiếu nhiều sẽ thuận lợi cho các nhà sản xuất vì không lo ế hàng. Tuy nhiên, những tồn tại về giá điện lại đặt các nhà máy điện chạy dầu trước tình trạng càng sản xuất càng lỗ. Ông Nguyễn Hữu Á-  Giám đốc Công ty Nhiệt điện Cần Thơ- cho biết, năm 2010, công ty đã chạy dầu để phát 1,125 tỷ KWh điện và đã “góp phần” làm cho EVN lỗ gần 3.000 tỷ đồng. Nay dù vận hành theo cơ chế thị trường nhưng không phải muốn đẩy giá điện lên bao nhiêu cũng được vì Nhà nước sẽ áp dụng cơ chế giá trần để hạn chế tăng giá đột biến. Dù không muốn nhưng khi thiếu điện EVN vẫn phải huy động nguồn điện chạy dầu để đáp ứng nhu cầu. Vấn đề là, phương thức thanh toán giá điện với các tổ máy chạy dầu và vận hành theo chu trình đơn sẽ thực hiện như thế nào cho hợp lý?. Về việc này, ông Trần Tuệ Quang nói, các nhà máy chạy dầu và chu trình đơn sẽ được thanh toán theo cơ chế cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Ông Hoàng Xuân Quốc lại băn khoăn, chủ trương tăng giá bán điện hiện nay mới chỉ áp dụng cho giá bán lẻ, chưa quan tâm đến lĩnh vực bán buôn nên chưa thể thu hút đầu tư vào ngành điện. Bà Võ Tú Oanh-  Phó ban thương mại PV Power- bày tỏ: Thông tư 41 quy định giá bán điện được tính theo VNĐ và chỉ được bù đắp 2,5% trượt giá, trong khi 80% chi phí ở các nhà máy dùng ngoại tệ với mức trượt giá quá 11%. Hơn nữa, trước đây, các nhà máy điện ký hợp đồng dài hạn với EVN trên tinh thần “mỗi bên chịu lỗ một ít”, nay giá điện bán lẻ vận hành theo cơ chế thị trường thì các nhà máy bán điện như PV Power cũng cần được điều chỉnh. Tuy nhiên, ông  Quang khẳng định: Việc điều chỉnh là rất khó vì theo thông tư 41, mọi hợp đồng mua bán đều đã tính hết mọi biến động của thông số đầu vào, tỉ giá, biến động trượt giá để các bên chấp nhận mọi rủi ro khi tham gia thị trường điện.

Vấn đề minh bạch tài chính cũng là mối quan tâm của các chủ đầu tư. Việc EVN đang nợ tiền mua điện của ngành dầu khí trên 5.000 tỷ đồng, của ngành than trên 1.800 tỷ đồng đã để lại dấu ấn không mấy dễ chịu. Các nhà đầu tư cho rằng: Cơ chế vận hành thị trường điện có 2 yếu tố quan trọng là cơ quan điều hành hệ thống điện và đơn vị mua buôn duy nhất lại đều đang trực thuộc EVN. Nếu EVN thanh toán “không sòng phẳng” thì nhà sản xuất cũng không biết làm thế nào. Về vấn đề này, ERAV cho biết, thời gian qua do tài chính khó khăn nên EVN đã nợ tiền một số nhà máy điện. Hiện EVN đang được yêu cầu lập một quy trình thanh toán, chuyển tiền nội bộ để đảm bảo tiền chuyển từ các công ty điện lực qua các khâu nhằm phục vụ việc thanh toán thị trường.

Theo TS Nguyễn Minh Phong (Viện Nghiên cứu phát triển kinh tế- xã hội Hà Nội), cùng với việc xây dựng được thị trường nhiên liệu và cơ chế tài chính minh bạch, việc tái cơ cấu ngành điện để tách bạch giữa các khâu điều hành, sản xuất điện và phân phối điện là vấn đề vô cùng cấp bách. Nếu nhà sản xuất chưa được quyền lựa chọn khách hàng, người dân chưa được quyền lựa chọn nhà phân phối (vì chỉ có một công ty mua bán điện duy nhất), bản thân đơn vị mua buôn duy nhất này cũng không có nhiều cơ hội để lựa chọn nhà cung cấp (vì cung chưa đủ cầu) thì chưa thể có một thị trường điện cạnh tranh hoạt động hiệu quả.

Ngọc Loan

Các phương thức huy động tổ máy trong TTĐ

        Trong ngành công nghiệp điện tái cấu trúc, huy động tổ máy (UC) chính là việc tối ưu hóa các nguồn điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải với chi phí thấp nhất. Với mục tiêu liên quan là tối thiểu hóa chi phí vận hành, huy động tổ máy nói chung chính là huy động theo chi phí (CBUC). Nếu vấn đề duy trì an ninh được đề cao trong các giải pháp UC, đó chính là huy động tổ máy theo ràng buộc an ninh hệ thống (SCUC). Mô hình SCUC này gồm 03 vấn đề cơ bản: đáp ứng phụ tải, tối đa hóa an ninh, và tối thiểu hóa chi phí trong đó việc đáp ứng phụ tải là một ràng buộc mạnh và là nghĩa vụ đối với SCUC. Tối đa hóa an ninh thường được thỏa mãn bằng việc duy trì đủ dự phòng quay ở những vùng miền ít bị tắc nghẽn để dễ dàng đáp ứng phụ tải khi cần thiết. Tối thiểu hóa chi phí có thể được thực hiện bằng việc giảm huy động các tổ máy có giá đắt (trong khi vẫn đáp ứng các ràng buộc liên quan) và điều độ kinh tế các tổ máy đã được huy động. Nói chung, trong thị trường tái cấu trúc, SMO sẽ sử dụng SCUC để phục vụ lập kế hoạch vận hành ngày tới.
 

Trong khi đó, UC được sử dụng bởi các GENCO chính là việc tối ưu hóa các tổ máy nhằm tối đa hóa lợi nhuận. Mục tiêu của UC trong trường hợp này khác với của SCUC và đó chính là huy động tổ máy theo giá (PBUC) để nhấn mạnh tầm quan trọng của tín hiệu giá. Đối với mô hình PBUC, đáp ứng phụ tải không còn là nghĩa vụ mà mục tiêu chỉ là tối đa hóa lợi nhuận, còn vấn đề an ninh sẽ được tách ra khỏi điện năng và được chào giá như một dịch vụ phụ trợ. Cũng trong mô hình mới này, tín hiệu mà sẽ quyết định việc huy động lên xuống tổ máy chính là giá, bao gồm giá mua nhiên liệu, giá bán điện năng, giá bán dịch vụ phụ trợ, vv.

Khi so sánh SCUC và PBUC, sẽ là sai lầm nếu cho rằng việc tối đa hóa lợi nhuận cơ bản cũng giống như tối thiểu hóa chi phí. Lợi nhuận được tính bằng hiệu giữa doanh thu và chi phí. Theo đó, lợi nhuận không chỉ phụ thuộc vào chi phí mà còn được quyết định bởi doanh thu. Nếu mức tăng lợi nhuận lớn hơn mức tăng chi phí, GENCO có thể phát nhiều điện năng hơn nhằm thu thêm lãi. Ngược lại, việc bán năng lượng sẽ kém hấp dẫn với GENCO nếu mức tăng doanh thu nhỏ hơn mức tăng chi phí. Trường hợp cực đoan, nếu mục tiêu của mô hình mới là tối thiểu hóa chi phí, một GENCO có thể sẽ không phát điện bởi nó không có động lực để cung cấp điện cho phụ tải với chi phí bằng 0.

Điểm đặc trưng của PBUC khi so với CBUC là mọi thông tin thị trường được phản ánh thông qua giá thị trường. Điều này có thể thấy qua một số ví dụ như sau: mặc dù phụ tải hệ thống không phải là một ràng buộc mạnh trong mô hình PBUC nhưng dự báo phụ tải lại là đầu vào cho dự báo giá; Tương tự, vấn đề an ninh có thể không cần xem xét trong việc thiết lập PBUC, nhưng các tiêu chuẩn an ninh của SMO lại ảnh hưởng đến giá thị trường; Các ràng buộc liên quan tắc nghẽn truyền tải là yêu cầu bắt buộc trong mô hình SCUC nhưng thông tin lưới truyền tải lại không phải luôn sẵn sàng cho các GENCO để thiết lập PBUC. Do việc tắc nghẽn truyền tải có thể dẫn đến các mức giá khác nhau giữa các vùng miền khác nhau, nó sẽ được thể hiện thông qua các giá biên địa phương trong PBUC; vv.

Trong ngành công nghiệp điện tái cấu trúc, có thể tồn tại sự chênh lệch giữa điện năng và các dạng hàng hóa khác, như là nhiêu liệu hay mức độ phát thải cho phép. Những chênh lệch về giá chính là những cơ hội cho việc buôn chênh lệch. PBUC có thể được sử dụng để xác định những cơ hội đó.

Định giá tổ máy phát cũng là một vấn đề rất quan trọng đối với các GENCO trong một thị trường điện cạnh tranh do nó quyết định lợi nhuận của GENCO đó. Trong trường hợp này, một mô hình PBUC hiệu quả sẽ giúp tối đa hóa giá trị các tổ máy.

Các từ viết tắt:

SMO: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

GENCO: Đơn vị phát điện trong thị trường

CBUC: Cost-based Unit Commitment

SCUC: Security-Constrained Unit Commitment

          PBUC: Price-based Unit Commitment

Mô hình trò chơi giao dịch điện năng

      Hình 1 minh họa một thị trường điện nơi mà các nhà máy và các công ty điện lực gửi lên những bản chào và SMO quyết định giá thị trường tự do dựa trên tổ máy cuối cùng được điều độ nhằm mục đích cân bằng cung – cầu trong thị trường. Nếu nhu cầu cao hơn lượng điện phát ra bởi các thành viên, giá điện sẽ tăng. Ngược lại, nếu lượng điện năng nhiều hơn nhu cầu, giá sẽ giảm. 

Lý thuyết trò chơi được sử dụng ở đây bởi đơn vị điều phối thị trường SMO nhằm phân tích hành vi của các thành viên. Trong trò chơi giao dịch điện, giao dịch của các thành viên được mô hình hóa thành một trò chơi của các chiến lược mà trong đó các thành viên cạnh tranh để tối đa hóa các “lợi nhuận ròng” (payoff) của mình. Ở đây, lợi nhuận ròng là về mặt kinh tế và các lựa chọn của các thành viên được gọi là các chiến lược. Mỗi tập con các thành viên được gọi là một liên minh (coalition), và liên minh tổng (grand coalition) mô tả toàn bộ các thành viên.

Hình 1 - Thị trường điện tự do

Có hai dạng trò chơi giao dịch điện: hợp tác và phi hợp tác. Một trò chơi phi hợp tác diễn ra khi các liên minh chỉ tập trung vào việc tối đa hóa các lợi nhuận ròng của mình mà không quan tâm đến lợi nhuận ròng của các liên minh đối lập. Trong trò chơi hợp tác, các thành viên trong một liên minh sẽ phối hợp các chiến lược với nhau. Nói cách khác, trong trò chơi phi hợp tác các thành viên không thực hiện các cam kết phối hợp các chiến lược của họ. Ngược lại, trong trò chơi hợp tác các thành viên có thể đưa ra những cam kết đáng tin cậy để phối hợp các chiến lược. Trong một trò chơi phi hợp tác, một số thành viên chọn ra một chiến lược trong khi các thành viên khác cố gắng xác định trách nhiệm tốt nhất của mình đối với chiến lược đó. Còn trong trò chơi hợp tác các thành viên định ra các chiến lược mà sẽ dẫn tới kết quả tốt nhất cho liên minh.

Có hai dạng cam kết được trao đổi giữa các thành viên trong một liên minh. Dạng thứ nhất là cam kết về việc phối hợp các chiến lược, ví dụ: tất cả đều chào giá cao (“we all bid high”). Dạng thứ 2 là cam kết theo phân bổ lợi nhuận ròng.

* Quyết định chiến lược chào giá của các thành viên thị trường

Hình 2 thể hiện các chiến lược chào giá mà một thành viên có thể đưa ra trong thị trường. Mỗi thành viên có thể quyết định tham gia vào thị trường hoặc thực hiện các hợp đồng song phương với các thành viên khác. Thực chất, họ có thể tham gia thị trường nếu lợi nhuận ròng cao hơn lợi nhuận thu được từ các hợp đồng song phương.

Hình 2 – Các lựa chọn chiến lược chào giá của thành viên

Khi tiến hành các hợp đồng song phương, một đơn vị có thể chọn hoạt động đơn lẻ (không phối hợp các chính sách giá với các thành viên khác) hoặc phối hợp các chiến lược giá của mình với các thành viên thị trường. Trong quyết định tham gia thị trường, một thành viên có thể chọn hoặc hợp tác với thị trường (chấp nhận giá tự do) hoặc thông đồng (collude) với các thành viên khác. Các quy định thị trường sẽ ngăn cản mọi liên minh ngoại trừ liên minh tổng và khuyến khích hợp tác trong thị trường.

Đức Tâm