Thị trường điện cạnh tranh: DN hụt hơi

Ảnh minh họa

Tham gia thị trường điện từ thời điểm 1/7/2012, bà Trần Thị Oanh, Tổng giám đốc CTCP Thủy điện Geruco - Sông Côn nhìn nhận, cái được lớn là hệ thống các văn bản pháp quy, quy trình, quy phạm đã từng bước được hoàn thiện, tạo điều kiện thuận lợi để các đơn vị tham gia thị trường điện thực sự có một môi trường cạnh tranh, minh bạch. Sau hơn 3 năm đi vào vận hành chính thức, thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam đã mở ra nhiều cơ hội, đồng thời cũng tạo những thách thức nhất định cho EVN, người tiêu dùng cũng như các đơn vị phát điện.

Đối với người sử dụng điện, thị trường phát điện cạnh tranh đã tạo điều kiện thuận lợi và cơ sở ngày càng ổn định cho cộng đồng được hưởng lợi chính từ phương thức vận hành tối ưu theo chi phí. Đó cũng là cơ hội cho người sử dụng điện, cho nhiều ngành sản xuất được hưởng một hệ thống an toàn, tin cậy với giá điện phù hợp nhất.

Khi tỷ lệ tổng công suất của toàn hệ thống tham gia thị trường tăng lên, giá điện sẽ phản ánh đúng nhu cầu tiêu thụ điện, thể hiện rõ yếu tố cạnh tranh, là động lực thúc đẩy nhiều ngành kinh tế - xã hội phát triển. “Đối với đơn vị phát điện như Nhà máy Thuỷ điện Sông Côn, khi

tham gia thị trường phát điện cạnh tranh đã có điều kiện khai thác tốt nhất những lợi thế đặc thù về vị trí địa lý, thủy văn, hồ chứa, cơ cấu giá hợp đồng để xây dựng chiến lược chào giá hiệu quả, nhằm tối đa hóa doanh thu của nhà máy trên nền tảng thị trường minh bạch và cạnh tranh”, bà Oanh nói.

Tuy nhiên, các DN cho biết nhiều khó khăn không lường trước được luôn trực chờ, có thể khiến họ không thu hội đủ chi phí cố định. Cụ thể, do những ràng buộc của thị trường và chịu ảnh hưởng trực tiếp từ những yếu tố không thể tính toán như thủy văn, thời tiết, những DN thuỷ điện thường gặp bất lợi khi tình hình thời tiết diễn biến cực đoan.

Thứ nhất, trong trường hợp hạn hán, giá thị trường cao, mực nước hồ xuống thấp, nhà máy không phát đủ sản lượng điện hợp đồng dẫn đến doanh thu hợp đồng âm. Thứ hai, vào mùa lũ, tất cả 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, cũng dẫn đến doanh thu 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 nhiều 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…

Bổ sung thêm thông tin, ông Lê Trung Dũng, Phó tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam (PV Power) cho biết, sau 3 năm tham gia thị trường, các nhà máy điện của PV Power cũng gặp phải một số những khó khăn, vướng mắc, hoặc liên quan tới các quy định của thị trường, hoặc các điều kiện khách quan khác. Nhất là việc không đảm bảo được thu hồi đủ chi phí cố định.

Cụ thể, theo quy định, sản lượng hợp đồng (Qc) được phân bổ cho các nhà máy nhiệt điện tương đương 90% sản lượng phát bình quân nhiều năm của nhà máy trong hợp đồng mua bán điện (theo quy định tại Thông tư 30, tỷ lệ này có thể cho phép giảm tới 81% trong điều kiện hiện nay).

Điều này có nghĩa rằng nhà máy chỉ được đảm bảo 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 thông qua phần sản lượng bán trên thị trường (sản lượng phát ngoài hợp đồng).

Tuy nhiên, do giá thị trường thông thường thấp hơn giá hợp đồng của các nhà máy điện Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2, nên phần doanh thu trên thị trường từ sản lượng phát ngoài Qc sẽ không đủ thu hồi chi phí cố định cho nhà máy. Ông Dũng kiến nghị, Bộ Công Thương xem xét việc phân bổ Qc cho nhà máy ở mức có thể thu hồi đủ chi phí cố định, đặc biệt đối với các nhà máy điện mới.

Đồng thời xem xét sớm hòa giá khí để giảm bớt sức ép về giá thành cao cho các nhà máy điện của PV Power.