Tài liệu Luận văn thị trường điện việt nam (1)

TÓM TẮT Ở nhiều nước trên thế giới, công nghiệp điện đang chuyển dần về hướng cạnh tranh và thị trường điện đang thay thế phương pháp vận hành truyền thống. Mục tiêu chính của thị trường điện là giảm giá điện thông qua sự cạnh tranh. Những công ty phát điện phụ thuộc những đề xuất sản xuất của những công ty giá cả và khách hàng của họ và vì thế thị trường điện được hình thành dưới môi trường thị trường cạnh tranh. Khi những thị trường điện mới đang được thiết lập, thường có một nhu cầu để tạo mô hình mô phỏng thị trường trước khi quyết định một thiết kế thị trường chính thức. Mô phỏng này thì cần thiết để cho phép những chính sách và những người tham gia thị trường hiểu những sự liên quan của việc lựa chọn những thiết kế thị trường khác nhau. Thật ra thậm chí sau khi thiết kế thị trường được xác định, nó luôn luôn cần thiết đối với những người tham gia thị trường để được đào tạo thị trường làm việc như thế nào khi chuyển từ sự điều chỉnh tập trung truyền thống sang môi trường thị trường mở là điều căn bản đối với những người tham gia thị trường. Vì những lý do trên, thị trường điện Việt Nam được thành lập nhằm đáp ứng nhu cầu của nền kinh tế xã hội ngày càng phát triển. Thị trường điện Việt Nam được hình thành với 3 cấp độ (mô hình ) :  Cấp độ 1: Thị trường phát điện cạnh tranh (2005-2014)  Cấp độ 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (2015-2022)  Cấp độ 3: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (từ sau 2022) Luận văn nghiên cứu về tổng quan thị trường điện trên thế giới: giới thiệu thị trường điện của một số nước tiêu biểu, các hình thức hoạt động, cơ cấu ngành điện trong thị trường mở và rút ra những bài học . Từ những nghiên cứu trên, luận văn đã rút ra những kinh nghiệm vận hành để xây dựng thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam. MỤC LỤC CHƯƠNG 0 DẪN NHẬP ....................................................................................... 8 0.1. Tính cần thiết của đề tài ...................................................................................... 8 0.2. Nội dung nghiên cứu ........................................................................................... 8 0.3. Nhiệm vụ nghiên cứu .......................................................................................... 8 0.4. Đối tượng nghiên cứu và giới hạn đề tài .......................................................... 8 0.5. Phương pháp nghiên cứu .................................................................................... 8 0.6. Quá trình nghiên cứu........................................................................................... 9 0.7. Phần nội dung ...................................................................................................... 9 CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN ...................................................................10 1.1. Tổng quan về thị trường điện thế giới ............................................................. 10 1.1.1. Tổng quan hoạt động hệ thống điện theo cơ chế kín và mở ........................... 10 1.1.2. Khái niệm thị trường điện cạnh tranh ............................................................. 11 1.1.3. Thị trường điện trên thế giới ........................................................................... 12 1.1.3.1. Sự tái thiết ngành điện theo cơ chế thị trường cạnh tranh ............................. 12 1.1.3.2. Hoạt động thị trường điện cạnh tranh trên thế giới ....................................... 12 1.1.3.3. Thu hoạch từ những mô hình trên thế giới .................................................... 15 1.1.3.4. Kết quả thu được từ thị trường điện ở các nước là ....................................... 16 1.2. Hệ thống điện Việt Nam ..................................................................16 1.2.1. Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam .......................................................... 16 1.2.2. Giá bán điện .................................................................................................... 18 CHƯƠNG 2 CÁC QUY ĐỊNH VÀ ĐỊNH HƯỚNG XÂY DỰNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TẠI VIỆT NAM ....................................................................................................21 2.1. Hiện trạng mô hình quản lý sản xuất kinh doanh của EVN ......................... 21 2.1.1. Giới thiệu tổng quan .........................................................................................................................21 2.1.2. Giới thiệu về hệ thống điện quốc gia ............................................................. 21 2.1.3. Các nhà máy điện ........................................................................................ 22 2.1.3.1. Các dự án nguồn điện do EVN làm chủ đầu tư đang vận hành ................... 22 2.1.3.2. Các dự án nguồn điện do doanh nghiệp ngoài EVN làm chủ đầu tư ........ 23 2.1.3.3. Các lưới truyền tải cao áp 66, 110, 220, 500kV và phân phối ................... 23 2.2 Những tồn tại cần cải cách ............................................................................ 29 2.3. Những định hướng trong việc xây dựng thị trường điện ở Việt Nam ....... 30 2.3.1. Cấp độ 1: Thị trường phát điện cạnh tranh (2005 - 2014) ........................... 30 2.3.2. Cấp độ 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh ((2015 - 2022) .................. 31 2.3.3. Cấp độ 3: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (từ sau 2022) .................... 31 2.4. Tổ chức và hoạt động thị trường điện cạnh tranh giai đoạn 1 của EVN ..... 32 2.4.1. Mục tiêu ......................................................................................................... 32 2.4.2. Tổ chức và hoạt động ................................................................................... 33 2.5. Chức năng và mối quan hệ của các thành phần tham gia thị trường và hệ thống điện. .................................................................................................. 33 2.5.1. Người mua điện và người mua duy nhất ..................................................... 33 2.5.2. Các nhà máy điện .......................................................................................... 33 2.5.3. Công ty truyền tải điện. ........................................................................ 33 2.5.4. Các công ty điện lực ..................................................................................... 34 2.5.5. Cơ quan vận hành thị trường điện và hệ thống ........................................ 34 2.5.6. Cơ quan điều tiết: ............................................................................. 35 2.6. Việc hình thành và phát triển thị trường điện lực . ....................................... 35 2.7. Những vấn đề cần giải quyết khi chuyển đổi sang cơ chế thị trường điện ... 36 2.7.1. 2.7.2. 2.7.3. Đổi mới các doanh nghiệp ............................................................................ 36 Đào tạo nguồn nhân lực ............................................................................... 37 Xây dựng cơ sở hạ tầng ................................................................................. 37 CHƯƠNG 3 HOẠT ĐỘNG KINH DOANH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN KHI ......... CHUYỂN SANG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN .............................................................................. 38 3.1. Thực trạng tổ chức sản xuất kinh doanh ở các nhà máy điện ..............................38 3.2. Công việc kiện toàn bộ máy phù hợp với việc tham gia thị trường phát điện .. cạnh tranh. ...................................................................................................... 39 3.3 Thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh ..................................................... 39 3.3.1. Quy định về vận hành thị trường phát điện cạnh tranh ................................. 39 3.3.1.1. Đối tượng áp dụng .......................................................................................... 39 3.3.1.2. Giải thích các từ ngữ ...................................................................................... 40 3.3.2. Quyền và nghĩa vụ của EVN và các thành viên thị trường ..........................................43 3.3.2.1. Quyền và nghĩa vụ của EVN ......................................................................... 43 3.3.2.2. Quyền và nghĩa vụ của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia. ........... 44 3.3.2.3. Quyền và nghĩa vụ của các đơn vị phát điện thị trường ................................ 44 3.3.2.4. Quyền và nghĩa vụ của các đơn vị phát điện gián tiếp ........................................ 45 3.3.2.5. Quyền và nghĩa vụ của các đơn vị quản lý lưới điện ............................. 45 3.3.2.6. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị quản lý số liệu đo đếm .................................. 46 3.3.2.7. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị quản lý chất lượng hệ thống đo đếm ............ 46 3.3.2.8. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin . ......................... 47 CHƯƠNG 4 VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH ........ 48 4.1. Vận hành thị trường điện ................................................................ 48 4.1.1. Hệ thống công nghệ thông tin vận hành thị trường điện lực ...................... 48 4.1.1.1. Hệ thống máy tính vận hành thị trường điện lực ........................................ 48 4.1.1.2. Các chương trình lập phương thức ngày và điều độ giờ tới . ..................... 48 4.1.2. Thông tin thị trường. ..................................................................... 48 4.1.2.1. Công bố thông tin ............................................................................... 48 4.1.3. Chương trình đánh giá an ninh hệ thống và kế hoạch sửa chữa ................. 49 4.1.3.1. Qui định chung về đánh giá an ninh hệ thống. ............................................... 49 4.1.3.2. Thỏa thuận lịch sửa chữa ......................................................................................................49 4.1.4. Chào giá . ....................................................................................................... 50 4.1.4.1. Quy định chung về chào giá. ........................................................................ 50 4.1.4.2. Thay đổi bản chào và công suất công bố mới. .................................... 51 4.1.4.3. Công suất dự phòng hệ thống ............................................................................ 51 4.1.5. Điều độ hệ thống. .......................................................................................... 52 4.1.6. Giá thị trường .................................................................................. 55 4.1.7. Can thiệp và dừng thị trường điện lực .......................................................... 56 4.1.7.1. Ao có quyền can thiệp và dừng thị trường trong các trường hợp sau .......... 56 4.1.7.2. Thẩm quyền quyết định dừng thị trường ...................................................... 56 4.1.7.3. Ao không được dừng thị trường trong các trường hợp sau: . ...................... 56 4.1.7.4. Tuyên bố dừng thị trường điện lực . ............................................................. 56 4.1.7.5. Vận hành hệ thống trong thời gian dừng thị trường điện lực ......................... 56 4.1.7.6. Khôi phục thị trường .................................................................................... 57 4.2. An ninh hệ thống . ........................................................................................ 57 4.2.1. Các khái niệm liên quan đến an ninh hệ thống............................................ 57 4.2.1.1. Chế độ vận hành an toàn .............................................................................. 57 4.2.1.2. Sự cố thông thường . ..................................................................................... 57 4.2.1.3. Chế độ vận hành tin cậy. .............................................................................. 57 4.2.2. Trách nhiệm của Ao trong việc duy trì an ninh hệ thống .............................. 57 4.2.3. Trách nhiệm của các hành viên thị trường trong việc duy trì an ninh hệ thống . 4.2.4. Điều khiển tần số trong hệ thống .................................................................. 59 4.2.4.1. Quyền hạn và trách nhiệm của Ao ................................................................ 59 4.2.4.2. Quyền hạn và trách nhiệm của các đơn vị phát điện ......................................... 59 4.2.4.3. Dự phòng quay ............................................................................................... 59 4.2.4.4. Hệ thống giảm công suất khan cấp, sa thải tổ máy . ....................................... 59 4.2.5 Điều khiển điện áp trong hệ thống. ........................................................... 60 4.2.5 Trách nhiệm của các đơn vị phát điện, đơn vị quản lý lưới điện ...........................60 4.2.6. Vận hành hệ thống trong tình trạng thiếu công suất dự phòng quay............. 60 4.2.7. Can thiệp thị trường điện lực liên quan đến an ninh hệ thống ....................... 61 4.2.8. Trong thời gian dừng thị trường điện ......................................................................................61 4.2.9. Tuân theo lệnh điều độ liên quan đến an ninh hệ thống................................. 61 4.2.10. Khởi động đen. .............................................................................................. 62 4.2.11. Phân tích sự cố ............................................................................................... 62 4.2.12. Các quy định vận hành hệ thống điện .......................................................... 62 4.2.13. Các quy định về vận hành lưới điện truyền tải .............................................. 62 4.2.14. Các thiết bị giám sát và điều khiển từ xa.. .................................................... 62 4.2.15. Các thiết bị thông tin liên lạc, lưu trữ dữ liệu và ghi âm phục vụ vận hành. . ........................................................................................................................ 63 4.2.16. Ghi chép, lưu trữ trao đổi thông tin vận hành ............................................... 63 CHƯƠNG 5 THANH TOÁN VÀ HỢP ĐỒNG CFD ................................. 65 5.1. Thanh toán ...................................................................................................... 65 5.1.1. Đối tượng áp dụng .......................................................................................................................................65 5.1.2. Các thông số thanh toán .................................................................................. 65 5.1.2.1. Giá hợp đồng (Pc), đ/kWh. ..................................................................... 65 5.1.2.2. Tính tiền điện thanh toán ........................................................................................... 65 5.1.3. Trình tự, thủ tục thanh toán ........................................................................................... 68 5.1.4. Điều chỉnh thanh toán tiền điện ...................................................................... 69 5.1.5. Tiền lãi do thanh toán chậm. ........................................................................... 69 5.1.6. Tranh chấp trong thanh toán ........................................................................... 70 5.2. Hợp đồng CFD. ..................................................................................... 70 5.2.1. Quy định chung ....................................................................................... 70 5.2.2. Trách nhiệm của EVN đối với hợp đồng CFD .............................................. 70 5.2.3. Trách nhiệm của đơn vị phát điện thị trường ....................................................... 70 5.2.4. Nội dung của hợp đồng CFD ........................................................................ 71 5.2.5. Nguyên tắc xác định giá và sản lượng hợp đồng CFD................................... 71 5.3. Quan hệ giữa đơn vị chào giá thay, đơn vị phát điện gián tiếp, đơn vị quản lý lưới điện và Ao ................................................................................................ 71 5.3.1. Mục đích của việc chào giá thay...................................................................... 71 5.3.2. Các yêu cầu đối với đơn vị chào giá thay ........................................................ 71 5.3.3. Quan hệ giữa các đơn vị phát điện gián tiếp với đơn vị chào giá thay và Ao 72 5.3.4. Quan hệ giữa các đơn vị quản lý lưới điện với Ao. ........................................ 72 5.4. Xử lý tranh chấp . .............................................................................................. 72 5.4.1. Nguyên tắc xử lý tranh chấp ............................................................................ 72 5.4.2. Những hành vi bị cấm trên thị trường ......................................................................... 72 5.4.3. Xử lý vi phạm ..................................................................................................................................................73 CHƯƠNG 6 KINH DOANH NĂNG LƯỢNG VÀ QUẢN LÝ RỦI RO ........... 74 6.1. Những công cụ kinh doanh và vận hành thị trường điện ............................. 74 6.1.1. Áp dụng lý thuyết chi phí biên vào trong thị trường điện ..........................................74 6.1.2. Hợp đồng sai khác, công cụ tài chính áp dụng trong thị trường .................. 74 6.1.2.1. Cơ chế thực hiện hợp đồng sai khác CFD. .......................................................... 74 6.1.2.2. Hiệu quả thực tế khi áp dụng hợp đồng sai khác CFD ..................................................75 6.1.3. Hợp đồng song phương. ............................................................................... 76 6.1.4. Vấn đề điều tiết điện lực ............................................................................... 76 6.2. Giá năng lượng có tính đến ràng buộc lưới điện . ........................................ 77 6.3. Xây dựng giá năng lượng phản ánh chi phí đối với việc chào giá năng lượng tại thị trường dài hạn, ngắn hạn ..................................................................... 77 6.3.1. Giá chào của nhà máy ................................................................................... 77 6.3.2. Xác định các thành phần trong giá chào ....................................................... 77 6.4. Những giao dịch trong thị trường điện, vai trò của hợp đồng trung hạn, ngắn hạn và các hợp đồng dịch vụ hệ thống. ........................................................................78 6.4.1. Hợp đồng dài hạn được thực hiện với các nhà máy: ......................................................78 6.4.2. Hợp đồng trung hạn có thời hạn 1 năm . ...................................................... 78 6.4.3. Hợp đồng trung hạn-TPA. ...........................................................................................................78 6.4.4. Hợp đồng trao đổi thủy-nhiệt điện .......................................................... 78 6.4.5. Thị trường điện ngày tới ............................................................................. 79 6.4.5.1. Dự báo phụ tải ............................................................................................... 79 6.4.5.2. Dự báo giá 6.4.5.3. Chiến lược kinh doanh .................................................................................... 79 6.5. Đánh giá tài sản và phân tích rủi ro.................................................................. 81 6.5.1. Đánh giá tài sản ................................................................................................. 81 6.5.2. Phân tích rủi ro ................................................................................................... 81 6.5.3. Nắm vững thông tin về tài sản .......................................................................... 81 CHƯƠNG 7 KẾT LUẬN ....................................................................................... 83 7.1. Kết quả đạt được ................................................................................................... 83 7.2. Chính sách và chiến lược phát triển thị trường điện ở Việt Nam ........................ 83 7.3. Hướng phát triển đề tài .................................................................................... 88 CHƯƠNG 0 DẪN NHẬP 0.1. Tính cần thiết của đề tài. Trước đây, thị trường điện Việt Nam là 1 thị trường độc quyền. Tổng Công ty Điện Lực Việt Nam (EVN) vẫn là nhà cung cấp điện chính trong cả nước. EVN vận hành và kinh doanh toàn bộ hệ thống điện, từ sản xuất đến truyền tải và phân phối điện năng. Hiện nay, thị trường điện Việt Nam cũng có sự thay đổi nhưng không đáng kể. Toàn bộ hệ thống truyền tải và phân phối điện năng đều do EVN quản lý, kinh doanh. Riêng phần nguồn phát thì cho phép các nhà đầu tư xây dựng các nhà máy điện độc lập (IPP) nhưng số lượng và công suất thì quá nhỏ so với tổng suất cả nước. Vì thế, thị trường điện Việt Nam vẫn còn là thị trường độc quyền, một thị trường có nhiều người mua nhưng chì có 1 người bán và là trung gian duy nhất bán điện là EVN. Như vậy, thị trường điện không có sự cạnh tranh. Với sự phát triển mạnh về kinh tế của Việt Nam trong những năm gần nay đã tạo sự gia tăng nhanh chóng nhu cầu về điện. Bên cạnh đó, Việt Nam lại vừa gia nhập tổ chức thương mại thế giới (WTO). Để đáp ứng sự phát triển của nền kinh tế Việt Nam, và tạo điều kiện thúc đẩy cho ngành điện Việt Nam phát triển thì cần có một cơ chế mới nhằm tạo điều kiện cho các nhà đầu tư trong và ngoài nước đầu tư vào ngành điện. Xuất phát từ những yêu cầu trên ngành điện cần “Xây dựng thị trường điện tại Việt Nam” tạo ra một cơ chế cạnh tranh mới nhằm đáp ứng yêu cầu cho các hộ tiêu thụ về giá cả, công suất và điện năng chất lượng cao. 0.2. Nội dung nghiên cứu.  Nghiên cứu các giải pháp hợp lý, có tính thực tiễn để xây dựng một thị trường điện có hiệu quả cao và phù hợp với điều kiện kinh tế Việt Nam.  Dựa vào tình hình thị trường hiện tại, hệ thống hiện hữu, điều kiện kinh tế và phương pháp xây dựng thị trường điện của các nước để xây dựng một thị trường điện Việt Nam. 0.3. Nhiệm vụ nghiên cứu.  Phân tích hệ thống điện của Việt Nam hiện nay.  Nghiên cứu thị trường điện của một số nước.  Nghiên cứu và xây dựng thị trường điện phù hợp với điều kiện Việt Nam. 0.4. Đối tượng nghiên cứu và giới hạn đề tài.  Đối tượng nghiên cứu: Hệ thống điện Việt Nam.  Giới hạn đề tài: Phần nguồn điện. 0.5. Phương pháp nghiên cứu. Phương pháp chủ yếu sử dụng trong đề tài này là: 6  Phương pháp thu thập và đọc hiểu các tài liệu liên quan từ cán bộ hướng dẫn, sách, các bài báo và từ Internet.  Phương pháp phân tích tài liệu. 0.6. Quá trình nghiên cứu.  Thu thập, nghiên cứu chọn lọc tài liệu liên quan.  Nghiên cứu, phân tích, đánh giá thị trường và hệ thống điện hiện hữu của Việt Nam.  Nghiên cứu và phân tích thị trường điện của một số nước.  Đề xuất giải pháp xây dựng thị trường điện Việt Nam.  Đánh giá hiệu quả của việc xây dựng thị trường điện Việt Nam. 0.7. Phần nội dung  Chương 1: Tổng quan thị trường điện  Chương 2: Các quy định và định hướng xây dựng thị trường điện tại việt nam  Chương 3: Hoạt động kinh doanh của nhà máy điện khi chuyển sang thị trường điện  Chương 4: Vận hành thị trường phát điện cạnh tranh  Chương 5: Thanh toán và hợp đồng CFD  Chương 6: Kinh doanh năng lượng và quản lý rủi ro  Chương 7: Kết luận 7 CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 1.1. Tổng quan về thị trường điện thế giới 1.1.1. Tổng quan hoạt động hệ thống điện theo cơ chế kín và mở Hệ thống điện kín: là hệ thống điện được điều khiển với hàm mục tiêu là tối ưu hóa cả quá trình từ sản xuất, truyền tải, phân phối đến tiêu thụ. Cách điều khiển này cóthể tập trung hay phân quyền, nhưng các hệ con phải phối hợp chặt chẽ với nhau nhằmđạt được mục tiêu chung. Nói cách khác, trong hệ thống điều khiển kín, không có khái niệm lợi nhuận riêng cho các hệ con của một quá trình, mà ngược lại các hệ con cùng phối hợp nhằm tối ưu lợi nhuận chung cho cả hệ thống lớn. Theo cơ chế này sẽ không có sự cạnh tranh giữa các hệ con trong cùng một hệ lớn. Trong hệ thống điện kín, bộ phận sản xuất, truyền tải và phân phối hoạt động theo quan hệ hàng dọc. Mọi hoạt động đều thông qua Trung tâm Điều độ. Các bộ phận chức năng theo mối quan hệ hàng dọc sẽ thực hiện tốt chức năng của mình. Yếu tố cạnh tranh trong thị trường không xảy ra. Mô hình hệ thống điện kín giới thiệu như ở hình 1.1 Bộ phận Truyền tải điện Nhà máy phát điện Nhà máy phát điện Khối điều khiển trung tâm ( Trung tâm điều độ ) Bộ phận phân phối Bộ phận Truyền tải điện Bộ phận phân phối Hình 1.1: Mô hình hệ thống điện kín Đây là một thị trường độc quyền. Điều này dẫn đến người tiêu dùng sẽ phải ký hợp đồng mua điện với mức giá được công ty độc quyền qui định. Hiện nay nước ta vận hành với cơ chế kín. Nhà nước đầu tư nguồn phát, mạng truyền tải, mạng phân phối và gọi là công ty điện lực. Các công ty điện lực sản xuất và cung cấp cho những nơi tiêu thụ. Trong giai đoạn nào đó, phải thừa nhận rằng, ngành điện cần phải có cơ chế độc quyền này vì chỉ có cơ quan nhà nước mới đủ khả năng xây dựng cơ sở hạ tầng ngành điện. Tuy nhiên, ngày nay cùng với sự phát triển rất phức tạp về cấu trúc hệ thống điện, sự đòi hỏi phải đa dạng về các nguồn đầu tư, dẫn tới quyền lợi của các phần tử trong hệ thống dần dần tách biệt làm cơ chế điều khiển hệ thống kín xuất hiện nhiều khiếm khuyết. Một cơ chế điều khiển hệ thống điện mới dần dần hình thành và có tác 8 dụng hết sức tích cực cho việc tăng trưởng hệ thống điện: hệ thống điện mở (hình 1.2) ra đời trong bối cảnh đó. Công ty phát điện Công ty Truyền tải điện Công ty phát điện Trung tâm mua bán điện năng ( Công ty môi giới -Powerpool ) Công ty phân phối Công ty Truyền tải điện Công ty phân phối Hình 1.2: Mô hình hệ thống điện mở (thị trường điện cạnh tranh) Hệ thống điện mở: là hệ thống điện được điều khiển theo kiểu phân tán mà theo đó một quá trình sản xuất được phân ra làm nhiều công đoạn là một công ty, một tập đoàn riêng biệt đảm nhiệm, nên có những mục tiêu và lợi nhuận riêng. Các hệ con chỉ việc điều khiển sao cho tối ưu hóa hàm mục tiêu của chính mình. Ngoài ra, các hệ con còn tuân thủ theo những luật lệ ràng buộc khi tham gia vào hệ thống lớn. Chính những luật lệ và sách lược mà hệ lớn đưa ra sẽ buộc các hệ con vận hành sao cho tối ưu hệ con của mình, điều này dẫn đến tối ưu cho toàn hệ. Lợi ích của mô hình hệ thống mở: việc tư nhân hóa ngành điện tại nhiều quốc gia mang lại sự tiến bộ rất lớn cho ngành điện, cò thể kể ra vài nét chính như sau: - Do cạnh tranh, giá thành sản xuất điện và truyền tải giảm, dẫn đến người tiêu thụ được hưởng lợi: các dịch vụ cung cấp điện cho khách hàng tốt hơn, chất lượng điện năng tốt hơn, độ tin cậy được nâng cao. - Nhà nước không phải bù lỗ cũng như bỏ vốn vào các công trình điện, vì thế nguồn vốn sẽ được đầu tư vào những lĩnh vực mà tư nhân không sẵn sàng đầu tư. 1.1.2. Khái niệm thị trường điện cạnh tranh  Thị trường là gì: thị trường là một tập hợp người mua và người bán tác động qua lại lẫn nhau, dẫn đến khả năng trao đổi.  Cơ chế cung cầu trong thị trường điện: phân tích cung cầu là một biện pháp căn bản và đầy hiệu quả, có thể áp dụng cho rất nhiều vấn đề quan trọng và thú vị. Có thể nêu ra một ví dụ như là dự đoán được tính hình kinh tế thế giới đang thay đổi tác động lên giá cả thị trường và nền sản xuất như thế nào.  Trong thị trường điện: Cầu là sản lượng điện năng cần thiết cung cấp cho các nhà truyền tải (cấp 1)phân phối (cấp 2) và các nhà tiêu thụ. 9 Cung là tổng năng lượng điện mà nhà sản xuất cung ứng cho thị trường.  Quy luật hoạt động của nền kinh tế thị trường: Theo kinh tế học đặc tuyến cầu và cung cắt nhau tại một điểm gọi là điểm cân bằng giữa giá cả và số lượng. Điểm này gọi là điểm thăng bằng thị trường. Cơ chế thị trường là xu hướng để cho giá cả thay đổi cho đến khi thị trường thăng bằng (có nghĩa là cho đến khi lượng cung cân bằng với lượng cầu).  Hoạt động giao dịch buôn bán trong thị trường điện: Hoạt động mua bán trong thị trường điện cạnh tranh thông qua Trung tâm mua bán điện (công ty môi giới). Trung tâm mua bán điện sẽ nhận các đồ thị phụ tải của khách hàng mua điện và các hồ sơ thầu của các nhà cung ứng năng lượng và thực hiện giao dịch đấu thầu. Khi hoạt động đấu thầu hoàn tất, Trung tâm sẽ lên kế hoạch cho các nhà cung ứng kết nối theo như các hợp đồng đã thắng thầu. 1.1.3. Thị trường điện trên thế giới: 1.1.3.1. Sự tái thiết ngành điện theo cơ chế thị trường cạnh tranh: Tái thiết ngành điện theo cơ chế mở là xu thế toàn cầu. Xu thế này tạo được bước tiến rất rõ rệt trong ngành điện. Sự hình thành thị trường điện cạnh tranh mang mục đích gia tăng hiệu quả phục vụ của ngành và giảm giá thành điện năng ( có thể thấy qua kinh nghiệm của các ngành có tính đặc thù tương tự như ngành bưu chính viễn thông, giao thông vận tải, phát thanh truyền hình…). Điện năng là một dạng hàng hóa, nhưng là một dạng đặc biệt, điện khó có thể được tích trữ, việc sản xuất và truyền tải điện bị ràng buộc bởi nhiều đặc tính kỹ thuật. Việc đòi hỏi sự cung cấp điện liên tục với độ ổn định là nguyên nhân làm giá điện gia tăng đối với khách hàng. Do đó tính phân nhóm và cạnh tranh trong ngành điện tạo ra những lợi thế rõ ràng: tạo những mức giá minh bạch, và như thế giảm thiểu sự bù lỗ cũng như các trợ cấp không mang lợi ích kinh tế, hướng tới một sân chơi công bằng cho các nhà đầu tư bằng qui tắc thưởng phạt: thưởng cho những bộ phận hoạt động tốt và phạt những tổ chức hoạt động kém hiệu quả, tạo nhiều cơ hội cho những sáng kiến mới và tạo nhiều sự chọn lựa thuận lợi cho khách hàng… 1.1.3.2. Hoạt động thị trường điện cạnh tranh trên thế giới: 1. Thị trường điện tại Anh: Xu hướng tái thiết ngành điện được khởi đầu tại Anh vào thập niên 90. Sự thành công này đã thu hút nhiều sự quan tâm của các nước khác. Trước khi hình thành thị trường điện theo cơ chế thị trường, cơ cấu ngành công nghiệp điện nước Anh mang tính truyền thống: quốc gia độc quyền với những công ty điện lực có mối quan hệ hàng dọc. Quá trình tái thiết cơ cấu đã được đề xướng khi Luật Điện lực 1983 ra đời. Luật này cho phép các nguồn phát tư nhân xây dựng hoạt động và bán điện cho quốc gia thông qua lưới truyền tải. Bước cải tổ lớn tiếp theo là ban hành Luật Điện lực 1989. Mục tiêu của luật này là tư nhân hóa hoàn toàn và hình thành được thị trường điện bán lẻ cạnh tranh vào năm 1998. Năm 1990 với việc phân chia Ban quản lý điện lực trung tâm thành 4 tổ chức riêng rẽ: 2 công ty nguồn phát (National Power và Powergen), 1 công ty truyền tải (sau này là National Grid Company) và hệ phân phối bao gồm 12 tiểu bang. Từ lúc đó, các thị phần dần dần được chia sẽ, trước tiên là cho những khách hàng công nghiệp lớn, và tới tháng tư năm 1998 là cho tất cả các khách hàng có khả năng, nghĩa là hình thành thị trường mua bán điện tự do. Những thay đổi ở Anh đặt ra những nhu cầu mới trong xã hội, nhất là trong liên minh Châu Âu, nơi mà đang cần có những sự cải cách mới nhằm thúc đẩy sự phát triển đã gần bão hòa trong những thập kỷ trước (để cạnh tranh được với nền kinh tế khác như Mỹ, Nhật). 10 2. Thị trường điện các nước Bắc Âu Sự tái thiết lập cơ cấu ngành điện theo xu hướng tự do hóa tại các nước Bắc Âu đã xuất hiện theo hai cấp. Tại cấp quốc gia, mỗi quốc gia theo đuổi một quá trình tự do hóa riêng của mình, với các cách thức riêng biệt. Cấp khu vực, quá trình tái lập cơ cấu ngành điện và tự do hóa tiến hành song song nhằm để thị trường điện Bắc Âu (NordPool) hình thành và phát triển. Tại cấp khu vực (các quốc gia), nhu cầu chính là phải mở rộng các nguyên tắc về cạnh tranh trong thị trường nội địa ra biên giới các quốc gia. Nỗ lực hình thành cơ cấu ngành điện xuyên biên giới nhằm phát triển thị trường tự do Bắc Âu được đánh dấu bởi sự kiện đã tạo ra một khối thị trường điện chung, hay trung tâm môi giới mua bán điện Bắc Âu (Nord-Pool) hoạt động xuyên suốt từ thị trường NaUy đến Thụy Điển. Nguồn gốc Nord-Pool chính là thị trường chung NaUy-Thụy Điển hoạt động vào tháng 1/1996. Đây là thị trường điện mở hoàn toàn đầu tiên tại Bắc Âu.Tại cấp quốc gia việc tái thiết diễn ra với cường độ khác nhau, đặc biệt mạnh nhất tại thị trường điện NaUy và Thụy Điển. 3. Thị trường điện NaUy: Với hệ thống có hơn 98% là nguồn phát thủy điện, bắt đầu hình thành cơ chế cạnh tranh vào năm 1991 bằng việc phá vỡ các quan hệ ngành dọc, hình thành công ty truyền tải độc lập và thành lập chế độ kinh doanh. Sự cải cách của NaUy không bao hàm không bất kỳ sự thay đổi nào về quyền sở hữu. Công nghiệp điện năng NaUy đặt dưới sự kiểm soát sở hữu công cộng (tiểu bang, quốc gia, khu tự trị) và một cơ cấu có tổ chức phi tập trung, và nó được duy trì sau khi cải tổ. Việc kinh doanh điện được khống chế bởi những hợp đồng song phương giữa nhà cung cấp và khách hàng, thông qua trung tâm giao dịch. Thị trường này được bổ sung bởi các giao dịch hàng ngày ngoài hợp đồng. Những thành phần tham gia trong thị trường điện NaUy là 70 nhà sản xuất và 230 nhà phân phối, cũng như 2 triệu người sử dụng ở đầu cuối. Lượng lớn những người sử dụng ở đầu cuối kinh doanh trong thị trường bán sỉ trên cơ sở song phương hay giá động, nhưng lượng chủ yếu các khách hàng nhỏ thâm nhập vào thị trường hoặc là qua công ty phân phối địa phương hoặc qua một nhà cung cấp bên ngoài. Hầu hết những nhà sản xuất cũng là những nhà phân phối, và hầu như tất cả các nhà phân phối cũng là các nhà thương mại, tức là họ mua sỉ điện năng và bán sỉ hay bán lẻ. 4. Thị trường điện tại Mỹ: Mỹ là nước liên bang (52 bang), mỗi bang hoạt động với hệ thống luật riêng, sự tự do hóa mang tính pháp lý tại quốc gia này. Ngành điện tại Mỹ được đẩy mạnh tái cấu trúc vào những năm 1995. Do tính chất nước Mỹ là nước liên bang nên cơ chế hoạt động thị trường điện tại Mỹ giữa các bang có mức độ khác nhau. Thị trường điện của Mỹ giống như có đa số thị trường điện trên thế giới, ngành điện Mỹ chưa cho phép phi điều tiết bộ phận truyền tải và phân phối, bộ phận này phụ thuộc điều khiển bởi Power Pool- trung tâm mua bán điện, Power Pool được kiểm soát bởi vận hành viên hệ thống độc lập ISO (Independent System Operator). Tại khu vực nguồn phát được cạnh tranh một cách tự do tại các bang, nhưng có bang có thị trường trung tâm, vận hành trên cơ sở trao đổi năng lượng (Cali): có bang vận hành dựa ISO (Pensylvania) và có bang không chính thức có thị trường trung tâm. Các công ty tư nhân ở thị trường này luôn theo đuổi lợi nhuận kinh tế, họ có thể sáp nhập và mở rộng đầu tư ra nước ngoài như là sự tiếp tục của quá trình tự do hóa. 11 Những vấn đề rút ra từ thị trường điện tại Mỹ:  Mở rộng cạnh tranh trong khâu phát điện (tư nhân được phép đầu tư) và quyền lựa chọn nhà cung cấp của khách hàng.  Việc tái thiết ngành điện được định hướng nhờ chính sách tổng quát, khu vực tư nhân sẽ không được khuyến khích vào cấu trúc độc quyền.  ISO là bộ phận quan trọng trong vận hành thị trường điện tại Mỹ. 5. Tại Ấn Độ: Ngành công nghiệp điện Ấn Độ đã có lịch sử phát triển hơn một thế kỷ, với gần 50 năm đầu phát triển chậm chạp. Khi ban hành Luật Điện lực 1948 đã có tác động củng cố ngành công nghiệp quan trọng này với sự hợp nhất ở cấp quốc gia và khu vực, hình thành chế độ công hữu. Mặc dù có những bước tiến dài với những thành công sau đó, hiện nay Ấn Độ đang cần có những sự đổi mới để đáp ứng những thách thức trong xu thế mới. Ở Ấn Độ, tiến trình tái thiết cơ cấu ngành điện được thực hiện dưới áp lực của yêu cầu phát triển kinh tế. Tập hợp của những yếu tố như tăng trưởng kinh tế đột ngột, giá điện thấp và giảm hiệu suất vận hành trong nhiều năm trước nay đã dẫn đến một sự thiếu hụt nhu cầu nghiêm trọng đe dọa sự tồn tại của Bộ điện lực quốc doanh (SEB). Tại mức này thì sự thiếu hụt nhu cầu dùng điện có thể đe dọa triển vọng phát triển kinh tế của Ấn Độ. Cải tiến giá điện, với quan điểm là tăng giá gần bằng với chi phí biên dài hạn. Sự tái cấu trúc của SEB được đề xuất với sự phân rã và tư nhân hóa các công ty phân phối. Một trung tâm vận hành mạng lưới và truyền tải trung ương đã được thành lập để phát triển và vận hành các đường dây liên khu vực và quản lý các trung tâm điều độ khu vực. Việc lựa chọn một mô hình thị trường thích hợp cho Ấn Độ đang là một bài toán trọng điểm cho các chuyên gia. Tuy nhiên, do những hạn chế về quan hệ pháp lý cần phải được Chính phủ và Quốc hội họp bàn rất lâu để chấp thuận vì thế quá trình thị trường hóa ngành điện còn tiến hành chậm. Những vấn đề rút ra từ thị trường điện tại Ấn Độ:  Bước đột phá của thị trường Ấn Độ là việc tư nhân hóa các công ty phân phối.  Nguyên nhân quá trình thị trường hóa ngành điện là do cơ chế pháp lý của chính quyền. 6. Thị trường điện Trung Quốc: Từ khi bước vào thời kỳ mở cửa, cuối những năm 70, nền kinh tế Trung Quốc tăng trưởng với tốc độ trung bình 9% mỗi năm. Để đạt sự phát triển ổn định như vậy đã có một bước nhảy vọt về sản lượng điện, từ 65 GW vào năm 1980 lên đến 300 GW vào năm 2000. Hiện nay, Trung Quốc xếp thứ hai toàn cầu, cả về dung lượng lắp đặt và khả năng nguồn phát. Tuy nhiên, tính về sản lượng bình quân đầu người, với mức 900 kWh, Trung Quốc chỉ xếp hạng 80 trên thế giới. Trước xu thế tái lập cơ cấu ngành điện trên thế giới, Trung Quốc đã xúc tiến nhiều nghiên cứu về xây dựng thị trường điện nhằm tạo những cơ hội phát triển mới. Khoảng ¾ nguồn năng lượng ở Trung Quốc dựa vào nguồn than đá. Ngoài ra, Trung Quốc cũng phát triển trong khai thác tiềm năng tiềm năng thủy điện. Dự án Tam Môn với dung lượng dự kiến là 18200 MW, được xem là thủy điện lớn nhất thế giới hiện nay. Thực tế, sản lượng thủy điện chiếm khoảng 17% tổng sản lượng toàn ngành, trong khi năng lượng hạt nhân đóng góp 2,1 GW, chiếm khoảng 1,3% và đang có kế hoạch gia tăng lên 20 GW vào năm 2010. Ngành điện Trung Quốc theo cơ chế quản lý ngành dọc tức là theo chế độ công hữu và chính phủ quản lý. Cho đến khoảng giữa thập niên 80, sự đầu tư cơ sở hạ tầng ngành điện vẫn hoàn toàn dựa vào ngân quỹ nhà nước. Chưa có nguồn phát tư nhân, và 12 các dự án từ nguồn tài chính nước ngoài vẫn còn phải chờ đợi. Tuy nhiên, ngay từ đầu năm 90, bộ phận quản lý đầu tư nước ngoài về năng lượng (FDI) được lập ra, và các tổ chức nguồn phát tư nhân (IPP) đã được chấp nhận. Trong suốt thập niên 90, FDI đã cho phép các dự án đầu tư (IPP) được khoảng 24 GW. Tác động của cuộc khủng hoảng kinh tế Châu Á vào năm 1997 gây ra sự thiệt hại về sản lượng của ngành, động thời làm giảm mức tiêu thụ trong những năm kế tiếp. Kết quả là có khoảng 27 GW dư thừa. Hiện nay Ủy ban Kinh tế và Thương mại Quốc gia đảm trách vai trò của chính phủ trong việc quản lý ngành điện lực. Công tác nghiên cứu và phát triển thị trường điện cạnh tranh vẫn đang được tích cực thực hiện. Trung Quốc đã xây dựng một chiến lược bốn bước cho sự đi lên của ngành điện:  Bước thứ nhất, từ tháng 1.1997 đến tháng 3.1998: thành lập Công ty điện lực quốc gia (SPC) và giải tán Bộ điện lực, phá bỏ sự độc quyền nhà nước trong ngành điện, giá điện tại Trung Quốc đã giảm 20%.  Bước thứ hai, từ 1998 đến 2000: phát triển thị trường cạnh tranh khu vực nguồn phát và hoàn thành cơ cấu quản lý mới trong hệ thống.  Bước thứ ba, từ năm 2001 đến năm 2010: hình thành một mạng lưới truyền tải, phân phối thống nhất toàn quốc một cách đầy đủ, hoàn tất việc tách biệt các bộ phận: nguồn phát, truyền tải và phân phối.  Bước thứ tư, từ sau năm 2010: từng bước mở cửa toàn bộ thị trường, chính thức vận hành thị trường điện cạnh tranh và đạt tiêu chuẩn thế giới để kết nối với các hệ thống điện các quốc gia trong khu vực. Những vấn đề rút ra từ thị trường điện tại Trung Quốc:  Mặc dù là nước xã hội chủ nghĩa nhưng đã sớm cho phép phát triển nguồn phát điện tư nhân (IPP) với công suất khá lớn (24 GW).  Thành lập bộ phận nghiên cứu và từng bước hình thành thị trường điện theo kế hoạch.  Đây là quốc gia Châu Á mà Việt Nam chúng ta có thể tìm hiểu học hỏi. 1.1.3.3. Thu hoạch từ những mô hình trên thế giới: Mỗi một khu vực trên thế giới sẽ có mô hình cấu trúc ngành riêng, phụ thuộc vào thể chế kinh tế - chính trị - xã hội của khu vực đó. Mặc dù có sự khác nhau về cấu trúc tại mỗi khu vực, nhưng đều có một số yếu tố chung như sau: Sự tái lập cơ cấu tổ chức ngành điện dẫn đến những công ty có cơ cấu ngành dọc được tổ chức lại thành 3 công ty độc lập quan hệ hàng ngang là: nguồn phát- truyền tải và phân phối gọi là việc tái lập cơ cấu chức năng. Điều này bao hàm việc loại trừ phần nguồn phát ra khỏi định hướng hoạt động của hệ truyền tải để sự cạnh tranh được phát huy dễ dàng. Thứ hai, do cơ cấu của quá trình cạnh tranh có thể quá đa dạng nên chúng ta sẽ tách sự cạnh tranh nguồn phát thành một cấp riêng để xem xét. Cuối cùng, yếu tố tư nhân hóa thường xuyên được kết hợp với việc tái lập cơ cấu. Sự quan trọng của sở hữu tư nhân làm cho quá trình tái lập cơ cấu chức năng càng thêm phức tạp ở những lĩnh vực buộc phải có sự quản lý của nhà nước. Có khá nhiều ràng buộc có thể cản trở tiến trình này. Khi yếu tố kỹ thuật bị môi trường hay những tác động kinh tế xã hội bên ngoài ràng buộc, như khu vực nhà máy thủy điện hay hạt nhân, thì cơ chế công hữu vẫn được khuyến khích do thị trường tư nhân không thể dễ dàng dung hòa được tất cả các yếu tố đó. Những trường hợp như vậy, luôn có một chướng ngại cho việc tư nhân hóa. Như ở NaUy tồn tại một chế độ cạnh tranh mà không có sự tư nhân hóa nguồn phát do có đến 98% nguồn là nhà máy thủy điện. Những ràng buộc quan trọng khác bao gồm tính khách quan của thị trường nhiên liệu và khả năng của 13 mạng truyền tải. Những thị trường điện cạnh tranh sẽ được hưởng lợi từ những thị trường nhiên liệu cạnh tranh. Ở những khu vực mà mỏ than có mối quan hệ tích hợp hàng dọc với nhà máy phát điện thì tình hình cạnh tranh có thể trở nên phức tạp. Tình trạng này đã xảy ra ở Tây Ban Nha, Úc và Alberta (Canada). Tại nhiều quốc gia, khí đốt nắm một vai trò quan trọng nhằm giảm bớt những trở ngại trong sự cạnh tranh. Những nhà máy có chu trình khí liên hợp thì khá đơn giản để xây dựng và vận hành, có giá đầu tư thấp và hiệu suất nhiệt rất cao. Những nơi có cơ sở hạ tầng khí đốt phát triển tốt thì sự cạnh tranh sẽ được bền vững hơn. Hơn nữa, mối quan hệ kỹ thuật luôn có sự quan hệ mềm dẻo và chặt chẽ giữa nguồn phát và hệ truyền tải. Bất cứ một trở ngại nào xảy ra trên hệ truyền tải cũng làm xấu đi hoạt động của thị trường nguồn và ngược lại. Mạng truyền tải là phương tiện mà qua nó diễn ra sự cạnh tranh điện lực. Khả năng của mạng truyền tải thể hiện bằng giới hạn quá tải của mạng. Khi mạng bị tắc nghẽn, thị trường bị phân rã về mặt địa lý, sự cạnh tranh bị giới hạn. 1.1.3.4. Kết quả thu được từ thị trường điện ở các nước là:  Cạnh tranh làm giảm giá bán ở khâu phát điện.  Các quyết định đầu tư được căn cứ trên lợi ích kinh tế.  Công nghệ sản xuất và phân phối được các nước phát triển chuyển giao, cải thiện được dịch vụ phục vụ khách hàng.  Thị trường điện có thể mở rộng qua các quốc gia trong khu vực mà không tổn thất đến lợi ích của các thành viên tham gia, không phân biệt quyền sở hữu nhà nước hay tư nhân.  Hiệu quả cung cấp điện gia tăng.  Gia tăng nguồn vốn vào ngành năng lượng điện mà Chính phủ không có được. Tóm lại, quá trình cấu trúc lại ngành điện đòi hỏi có thời gian và không phải là dễ dàng đối với tất cả các quốc gia. Tuy nhiên, lợi ích do cơ chế thị trường đem lại là rất to lớn, điện sẽ rẻ hơn cho người tiêu dùng, nhà nước không phải cấp nhiều vốn đầu tư mà vẫn đảm bảo nhu cầu năng lượng cho sự phát triển nền kinh tế , nên nhiều quốc gia vẫn theo đuổi tiến trình tái thiết này. 1.2. Hệ thống điện Việt Nam 1.2.1. Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam Điện là “đầu vào” quan trọng đối với sản xuất hàng hóa, đồng thời đóng vai trò quan trọng trong việc cải thiện điều kiện sống của con người. Trên thế giới hiện nay, điện là nhu cầu thiết yếu và nhu cầu dùng điện ngày càng gia tăng. Các nhà khoa học dự đoán nguồn nhiên liệu sẽ cạn kiệt trong tương lai gần, vì thế họ đang tìm kiếm những nguồn năng lượng mới bù vào những nguồn nhiên liệu đang sử dụng. Hiện nay, năng lượng mặt trời, năng lượng gió, năng lượng địa nhiệt…đang là những nguồn năng lượng được thế giới ủng hộ (năng lượng sạch). Việt Nam có nguồn tài nguyên năng lượng dồi dào, tuy nhiên việc thiếu vốn đầu tư cho khai thác và sản xuất năng lượng từ những nguồn tài nguyên là một vấn đề chính mà Chính phủ đang gặp phải. Hiện nay Việt Nam vẫn còn là một trong những nước có sản lượng và năng lượng tiêu thụ điện bình quân đầu người khá thấp. Trong năm 1995 tiêu thụ đầu người ở Việt Nam là 15 kWh (Viện Năng lượng, 1997). Lý do quan trọng nhất là có ít nguồn phát, hệ thống năng lượng hiệu quả thấp do kỹ thuật lạc hậu. Ngành điện Việt Nam đã trải qua gần 48 năm, từ những năm 50 miền Bắc bắt đầu đưa vào vận hành nhà máy điện Vinh, Lào Cai, Việt Trì, Thái Nguyên. Tuy nhiên, cho 14 đến thập kỷ 70, việc đưa điện về nông thôn chủ yếu cho nhu cầu bơm nước. Đến những năm 1984 nhà máy nhiệt điện Phả Lại và nhất là năm 1989, nhà máy thủy điện Hòa Bình được đưa vào vận hành thì mạng lưới điện phát triển. Miền Nam, sự phát triển ngành điện chỉ thực sự sau năm 1975, từ năm 1988, khi nhà máy thủy điện Trị An được đưa vào vận hành thì mới phát triển lưới điện. Ngày nay rất nhiều công trình nhiệt điện với công suất lớn đã được xây dựng đáp ứng nhu cầu công nghiệp hóa, như nhà máy nhiệt điện Bà Rịa, cụm nhà máy điện Phú Mỹ. Miền Trung, trước năm 1975 nền công nghiệp điện lực rất thấp kém, sự thiếu hụt điện nghiêm trọng. Nguồn điện chủ yếu phụ thuộc cụm máy phát Diesel công suất thấp. Từ khi đưa vào vận hành đường dây truyền tải siêu cao áp Bắc - Trung - Nam 500kV, mạng lưới điện miền Trung phát triển. Từ năm 1986, nền kinh tế Việt Nam chuyển đổi từ bao cấp sang cơ chế thị trường, trong đó năng lượng là một lĩnh vực hạ tầng cơ sở có ưu tiên nhất định trong việc đầu tư của quốc gia. Theo đánh giá sơ bộ hạ tầng cơ sở năng lượng của Việt Nam cần khoảng 7,4 tỷ USD từ nguồn trong nước cũng như nước ngoài trong khoảng thời gian từ 1996-2000, trong đó khoảng 1,832 tỷ USD từ nguồn vốn tư nhân (Ngân hàng Thế giới). Lĩnh vực năng lượng của Việt Nam hiện nay hầu như được sự quản lý chủ yếu từ phía Chính phủ. Ba Tập đoàn lớn trong lĩnh vực năng lượng là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (khí và dầu mỏ), Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), và Tập đoàn Than và Khoáng sản Việt Nam (lĩnh vực than, khoáng sản). Năm 1997, với sự phát triển mạnh của nhu cầu, Tập đoàn điện lực Việt Nam phải huy động tất cả các nguồn để thỏa mãn các họat động phát triển kinh tế. Tổng sản lượng của năm 1997 đạt đến 19,2 GWh. Theo báo cáo hàng năm của EVN, tỷ lệ tăng của sản lượng điện Việt Nam theo kế hoạch cho năm 1998 là 9,8 %. Thủy điện chiếm phần lớn nhưng rất nhạy với sự biến đổi của lượng nước. Bên cạnh thủy điện chiếm phần lớn, hệ thống phân phối quá cũ cũng là một yếu tố gây mất tin cậy cho việc cung cấp điện. Một vài hộ tiêu thụ công nghiệp cố gắng tồn tại bằng cách dùng máy phát như là nguồn dự phòng. Một vài hộ tiêu thụ lớn như khu công nghiệp hay khu chế xuất có cả nhà máy phát điện độc lập của họ. Ở các khu vực nông thôn, lưới phân phối quá cũ, đường dây phân phối điện áp thấp quá dài gây ra tổn thất và sụt áp. Hầu hết các xí nghiệp nhỏ như nhà máy xay xát phải dùng động cơ Diesel để truyền động. Nước ta, trong sự nghiệp công nghiệp hóa hiện đại hóa, ngành điện trở thành một ngành mũi nhọn. Ý thức được điều đó EVN đã phấn đấu và đạt được những mục tiêu phát triển nguồn rất tốt: từ tổng công suất nguồn 4549,7 MW (năm 1995) lên 6300 MW (năm 2000), 8860 MW (năm 2002), và 11340 MW (năm 2006). Sản lượng điện từ 14,636 tỷ kWh (1995) lên 26,575 tỷ kWh (2000) và 51,296 tỷ kWh (2006) với tốc độ tăng trưởng bình quân 12,7%. 15 Bảng 1.1 - Sản lượng điện 2005 Nguồn Sản lượng điện sản xuất (triệu kWh) Sản lượng điện của các nhà máy thuộc EVN 52.050 Thủy điện 16.130 Nhiệt điện than 8.125 Nhiệt điện dầu (FO) 678 Tua bin khí (khí +dầu) 16.207 Diesel 43 Sản lượng điện của các IPP 10.867 Hiện nay, về cơ bản EVN đã đáp ứng đủ nhu cầu điện cho các ngành kinh tế quốc dân và sinh hoạt của nhân dân. Nhưng trong tương lai, nhu cầu về điện tăng lên rất cao, như dự báo theo phương án của các cơ sở dùng điện sản xuất: 52,050 tỷ kWh (2005), khoảng 88 đến 93 tỷ kWh (2010) và năm 2020 đạt sản lượng từ 201 đến 250 tỷ kWh. Trên cơ sở đó tổng công suất phát sẽ là: 11.340 MW (2005), 23.400 MW (2010) và 26.854 MW (2020). Để đáp ứng nhu cầu về điện của nền kinh tế quốc dân, trong giai đoạn 2001-2020, bình quân mỗi năm EVN phải đầu tư 2 tỷ USD. Tuy nhiên vấn đề nguồn vốn đang gặp nhiều khó khăn. Tương lai đến năm 2010, do tốc độ phát triển của nhu cầu cao hơn sản lượng điện nên cần có đầu tư lớn cho việc phát triển nguồn. Nhằm làm nhẹ bớt gánh nặng đối với vốn đầu tư cho Chính phủ, có hai phương án khả thi là mua điện từ nhà máy công suất nhỏ tư nhân hay từ nguồn BOT. 1.2.2. Giá bán điện Thủ tướng Nguyễn Tấn Dũng đã ký Quyết định số 276/20006/QĐ-TTg phê duyệt lộ trình điều chỉnh giá điện giai đoạn 2007-2010. Theo đó, từ ngày 1/1/2007, giá bán lẻ điện bình quân là 842 đồng /kWh; từ ngày 1/7/2008, giá bàn lẻ điện bình quân là 890 đồng /kWh; từ năm 2010, giá bán lẻ điện sẽ thực hiện trên cơ sở giá thị trường. Nguyên tắc điều chỉnh giá điện là Nhà nước tiếp tục hỗ trợ cho các đối tuợng sử dụng điện là người có thu nhập thấp và các hộ sinh sống ở nông thôn (hiện chiếm 80% dân số). Theo biểu giá mới, giá bán điện sinh hoạt không thay đổi cho 100 kWh đầu tiên (550 đồng/kWh), các kWh tiêu thụ tiếp theo được tính lũy tiến theo bậc thang. Giá trần bán lẻ điện sinh hoạt nông thôn là 700 đồng /kWh. Khung giá bán lẻ điện do đơn vị phát điện độc lập trực tiếp bán lẻ cho các đối tượng sử dụng do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá ±25% đối với giá bán điện quy định trong Quyết định này. Bảng 1.2 - Biểu giá điện áp dụng từ 01 tháng 01 năm 2007 Đơn vị tính: đ/kWh TT 1 1.1 1.1.1 1.1.2 Đối tượng áp dụng giá Giá bán điện cho sản xuất Các ngành sản xuất bình thường Cấp điện áp từ 110kV trở lên a) Giờ bình thường b) Giờ thấp điểm c) Giờ cao điểm Cấp điện áp từ 22kV đến dưới 110 kV a) Giờ bình thường b) Giờ thấp điểm 16 Mức giá 785 425 1.590 815 445 1.1.3 1.1.4 1.2 1.2.1 1.2.2 2 2.1 2.1.1 2.1.2 2.2 2.2.1 2.2.2 2.3 2.3.1 2.3.2 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 4 4.1 4.2 4.3 c) Giờ cao điểm Cấp điện áp từ 6kV đến dưới 22 kV a) Giờ bình thường b) Giờ thấp điểm c) Giờ cao điểm Cấp điện áp dưới 6 kV a) Giờ bình thường b) Giờ thấp điểm c) Giờ cao điểm Bơm nước tưới tiêu cho lúa và rau màu Cấp điện áp từ 6 kV trở lên a) Giờ bình thường b) Giờ thấp điểm c) Giờ cao điểm Cấp điện áp dưới 6 kV a) Giờ bình thường b) Giờ thấp điểm c) Giờ cao điểm Giá bán điện cho các cơ quan hành chính sự nghiệp Bệnh viện , nhà trẻ , mẫu giáo ,trường phổ thông Cấp điện áp từ 6 kV trở lên Cấp điện áp dưới 6 kV Chiếu sáng công công Cấp điện áp từ 6 kV trở lên Cấp điện áp dưới 6 kV Hành chính sự nghiệp Cấp điện áp từ 6 kV trở lên Cấp điện áp dưới 6 kV Giá bán điện sinh hoạt bậc thang Cho 100 kWh đầu tiên Cho kWh từ 101-150 Cho kWh 151-200 Cho kWh 201-300 Cho kWh 301-400 Cho kWh từ 401 trở lên Giá bán điện cho kinh doanh , dịch vụ Cấp điện áp từ 22kV trở lên a) Giá bình thường b) Giá thấp điểm c) Giờ cao điểm Cấp điện áp từ 6 kV đến dưới 22 kV a) Giờ bình thường b) Giờ thấp điểm c) Giờ cao điểm Cấp điện áp dưới 6 kV a) Giờ bình thường b) Giờ thấp điểm c) Giờ cao điểm 17 1.645 860 480 1.715 895 505 1.775 600 240 1.140 630 250 1.200 875 920 965 1.005 990 1.030 550 1.110 1.470 1.600 1.720 1.780 1.410 770 2.615 1.510 885 2.715 1.580 915 2.855 GHI CHÚ:  Đối tượng và mức giá trên áp dụng thống nhất trong cả nước.  Biểu giá trên đây áp dụng cho hoạt động sản xuất, kinh doanh và tiêu dùng.  Giờ cao điểm : từ 18h đến 22h (04 giờ).  Giờ bình thường : từ 04h đến 18h (14 giờ).  Giờ thấp điểm : từ 22h đến 04h ( 06 giờ).  Tổng công ty điện lực Việt Nam chuẩn bị đủ công tơ điện 3 giá để lắp đặt cho các hộ sử dụng thuộc đối tượng áp dụng hình thức giá này.  Giá bán lẻ phục vụ sinh hoạt bậc thang. 18 CHƯƠNG 2 CÁC QUY ĐỊNH VÀ ĐỊNH HƯỚNG XÂY DỰNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TẠI VIỆT NAM 2.1. Hiện trạng mô hình quản lý sản xuất kinh doanh của EVN 2.1.1. Giới thiệu tổng quan Tập đoàn Điện lực Việt Nam (tên giao dịch quốc tế là Vietnam Electricity, viết tắt là EVN), được thành lập tại quyết định số 148/2006/QĐ- TTg ngày 22/06/2006 của Thủ tướng Chính phủ trên cơ sở tổ chức lại cơ quan quản lý, điều hành và một số đơn vị hạch toán phụ thuộc của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. EVN là công ty nhà nước, có tư cách pháp nhân, con dấu, biểu tượng, Điều lệ tổ chức và hoạt động, được mở tài khoản tại Kho bạc Nhà nước, Ngân hàng theo quy định của pháp luật, được tự chủ kinh doanh, có trách nhiệm kế thừa và nghĩa vụ pháp lý của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. EVN là doanh nghiệp lớn Nhà nước hạng đặc biệt, với thị phần kinh doanh trên 90% điện năng trên phạm vi toàn quốc, số lao động trên 80.000 người, bao gồm 54 doanh nghiệp thành viên và đơn vị sự nghiệp, họat động trong phạm vi cả nước về chuyên ngành kinh doanh (bao gồm các khâu nghiên cứu, khảo sát, thiết kế, xây lắp, sản xuất, truyền tải, phân phối điện, chế tạo thiết bị và phụ tùng điện, xuất nhập khẩu…) và một số lĩnh vực sản xuất, dịch vụ khác liên quan đến ngành điện. EVN chịu trách nhiệm đầu tư để phát triển ngành công nghiệp điện, tổ chức sản xuất và tiêu thụ điện đảm bảo nhu cầu điện năng cho sản xuất và sinh hoạt phù hợp với yêu cầu và định hướng chiến lược phát triển kinh tế - xã hội của đất nước và theo nhiệm vụ được Thủ tướng Chính phủ giao trong từng thời kỳ kế hoạch đáp ứng yêu cầu năng lượng điện cho quốc gia, phục vụ cho công cuộc công nghiệp hóa - hiện đại hóa đất nước. 2.1.2. Giới thiệu về hệ thống điện quốc gia: Hệ thống điện quốc gia gồm 3 khâu: sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng, trong đó có trên 20 nhà máy điện, 4 công ty truyền tải và 7 công ty điện lực. Hệ thống điện quốc gia liên hệ chặt chẽ với nhau trong quá trình sản xuất, truyền tải và phân phối điện một cách liên tục dưới sự chỉ huy thống nhất về chế độ vận hành. Các nhà máy phát điện trực thuộc EVN được thành lập theo quyết định của Bộ Công nghiệp, có nhiệm vụ sản xuất điện năng theo kế hoạch được giao hàng năm . Các lưới truyền tải cao áp 66, 110, 220 và 500kV do các công ty truyền tải hoặc các công ty điện lực quản lý có nhiệm vụ truyền tải điện năng. Các lưới phân phối trung áp 6, 10, 15, 22 và 35kV do các công ty điện lực quản lý, có nhiệm vụ phân phối điện năng cho các ngành kinh tế, chiếu sáng và sinh họat cho nhân dân. Các nhà máy điện và các công ty truyền tải là các đơn vị hạch toán phụ thuộc EVN. Các công ty điện lực là các đơn vị hạch toán độc lập. 19 2.1.3. Các nhà máy điện 2.1.3.1. Các dự án nguồn điện do EVN làm chủ đầu tư đang vận hành Bảng 2.1- Các nguồn điện do EVN làm chủ đầu tư vận hành giai đoạn 2003-2005 STT Tên nhà máy Công suất –MW Năm vận hành 1 Đuôi hơi Phú Mỹ 2.1 MR 160 2003 2 Đuôi hơi của Phú Mỹ 2.1 MR 160 2005 3 TBKHH Phú Mỹ 4 450 2003-2004 4 Nhiệt điện than Uông Bí MR 300 2005 5 Thủy điện Sê San 3 273 2005-2006 Bảng 2.2 - Các nguồn điện do EVN làm chủ đầu tư vận hành giai đoạn 2006 - 2010 STT Tên nhà máy Công suất –MW 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 Thủy điện Tuyên Quang Thủy điện Đại Ninh Thủy điện A Vương 1 Mở rộng thủy điện Thác Mơ Thủy điện Quảng Trị Thủy điện Dak Rinh Thủy điện PleiKrong Thủy điện Bản Lả (Nghệ An 1) Thủy điện Đồng Nai 3-4 Thủy điện Sông Tranh 2 Thủy điện Sông Côn 2 Thủy điện Sông Ba Hạ Thủy điện Thượng Kon Tum Thủy điện Buôn Kướp Thủy điện Bản Chát Thủy điện An Khê + Ka Nak Buơn Tua Srah Thủy điện Sre Pok 3 Thủy điện Sê San 4 Nhiệt điện dầu- khí Ô Môn 1 Nhiệt điện than Ninh Bình MR Nhiệt điện than Uông Bí MR Nhiệt điện Nhơn Trạch Nhiệt điện Nghi Sơn Nhiệt điện Hải Phòng Nhiệt điện Quảng Ninh Nhiệt điện Ô Môn II (theo công nghệ TBKCTHH) 342 2x 150 170 75 70 100 110 300 510 120 70 250 220 280 200 163 85 180 330 600 300 Tổ máy 2x 300 600(*) 600 600(**) 600 750 (*) Giai đoạn 1: 600 MW (**) Giai đoạn 1: Theo công nghệ đốt than 20 Năm vận hành 2006-2007 2007-2008 2007 2008 2007 2007 2008 2008 2009-2010 2009 2010 2010-2011 2010-2011 2008-2009 2010 2009 2009 2009-2010 Sau 2010 2006-2007 2007 2008 2007-2008 2010-2011 2006-2007 2008-2009 2010-2011