Vận hành sản xuất điện tại Công ty Thủy điện Đồng Nai.

Báo cáo của Bộ Công Thương cho hay, đến nay cả nước đã có 87 nhà máy điện tham gia giao dịch trên thị trường điện cạnh trạnh với tổng công suất 22.946 MW, tăng 2,8 lần so với thời điểm mới vận hành thị trường vào tháng 7/2012 mới chỉ có 31 nhà máy điện.

Mặc dù thị trường điện cạnh tranh đã triển khai hơn 6 năm và đã giúp các doanh nghiệp tăng tính minh bạch, công bằng trong việc lập lịch, huy động các nhà máy điện, tuy nhiên, trên thực tế, nhiều đơn vị phát điện vẫn vấp phải những khó khăn, vướng mắc nhất định khi tham gia.

Vướng trong vận hành 

Theo đại diện Tổng công ty Phát điện 2 (GENCO2), khi tham gia thị trường điện cạnh tranh giúp doanh nghiệp thuận lợi và chủ động hơn trong tính toán, lập lịch vận hành, sửa chữa, bảo dưỡng… Tuy nhiên, khi thời tiết cực đoan, lưu lượng nước về hồ thủy điện thấp hơn nhiều so với kế hoạch tính toán đã gây ra nhiều khó khăn cho các nhà máy vì vừa thực hiện cấp nước hạ du, vừa đảm bảo không vi phạm mực nước giới hạn theo quy định. Điều này ảnh hưởng không nhỏ đến hiệu quả sản xuất kinh doanh của các nhà máy.

Khi có mưa lũ, lưu lượng nước về hồ nhiều dẫn đến nguy cơ xả tràn nhưng do giới hạn truyền tải nên một số thời điểm các nhà máy thủy điện vẫn không được khai thác hết công suất như mong muốn theo bản chào giá.

Ngoài ra, việc vận hành theo quy trình vận hành liên hồ chứa bị ràng buộc về mực nước giới hạn trong mùa khô cũng như mùa lũ. Từ đó làm hạn chế nhà máy trong việc linh động trong xây dựng chiến lược chào giá vận hành tối ưu, giảm thiểu cơ hội kinh doanh trong thị trường điện. Đặc biệt, còn có nguy cơ rất cao trong việc tích không đủ nước cho hồ chứa phục vụ kế hoạch vận hành năm sau trong trường hợp xả tràn điều tiết về mực nước đón lũ và trước lũ nếu dự báo mới bị sai lệch.

Cùng với đó, việc vận hành ưu tiên đảm bảo cấp nước hạ du cao hơn mục tiêu phát điện theo các quy trình vận hành liên hồ đã được phê duyệt cũng ảnh hưởng đến vận hành tối ưu của nhà máy, tăng tổn thất, điện tự dùng.

Ông Phùng Văn Sinh, Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Phát điện 1 (GENCO 1) đưa ra ví dụ, đối với Nhà máy thủy điện Bắc Bình là nhà máy điện bậc thang nên việc đăng ký ngừng máy để sửa chữa đột xuất phải có sự thống nhất để phối hợp trong chào giá, đăng ký ngừng máy với đơn vị điều độ.

“Có nhiều thời điểm, việc huy động sản lượng các tổ máy chưa sát với kế hoạch huy động của đơn vị thông qua các bản chào giá dẫn đến lưu lượng cấp nước hạ du qua phát điện không đảm bảo yêu cầu. Ngược lại, có thời điểm nhà máy chỉ chào giá để đảm bảo lưu lượng cấp nước hạ du, phần sản lượng còn lại chào bằng giá trần nhưng vẫn bị huy động sản lượng lớn dẫn đến vi phạm mực nước tối thiểu của hồ chứa theo quy trình liên hồ,” ông Sinh nói.

Việc phân bổ sản lượng hợp đồng có tỷ lệ phân bổ vào các chu kỳ thấp điểm thường ít hơn rất nhiều so với các chu kỳ khác dẫn đến rủi ro cho các nhà máy trong vận hành thị trường điện. Do vậy, nhiều doanh nghiệp cho rằng, cần phải có cơ chế phân bổ sản lượng hợp lý, đảm bảo cơ chế chia sẻ rủi ro cho bên bán và bên mua điện.

Gỡ về giá và thanh toán

Xung quanh câu chuyện tham gia thị trường điện, đại diện lãnh đạo Tổng công ty Phát điện 3 (GENCO 3) chia sẻ, giá điện và hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện tham gia trực tiếp trên thị trường điện được xây dựng theo hướng dẫn tại Thông tư 41/2010/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện hoặc Thông tư 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện của Bộ Công Thương. Theo đó, suất tiêu hao nhiên liệu bình quân cả vòng đời dự án được tính toán trên cơ sở thông số thiết kế của nhà máy điện.

Trong thực tế, khi nhà máy đi vào vận hành, một số nhà máy điện không thể đảm bảo được suất tiêu hao nhiên liệu như thiết kế ban đầu. GENCO 3 kiến nghị, Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương) xem xét có cơ chế cho phép điều chỉnh giá điện của nhà máy điện theo kết quả thí nghiệm đo đạc suất hao nhiên liệu của tổ máy hoặc nhà máy điện.

Ngoài ra, GENCO 3 cũng có những đề xuất liên quan tới thanh toán chênh lệch tỷ giá hàng năm. Theo đó, quy định tại Điểm 3, Mục III, Phụ lục V, Hợp đồng mua bán điện mẫu của Thông tư số 56/2016/TT-BCT: “Hàng năm, hai bên báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực kết quả tính toán chênh lệch tỷ giá của năm liền kề trước đó, đề xuất phương án thanh toán.” Tuy nhiên, đến nay, Bộ Công Thương mới quyết định cho phép các đơn vị phát điện được thanh toán chênh lệch thực hiện cho phần trả gốc vay ngoại tệ hàng năm của năm 2015 và năm 2016, nhưng thực tế là các đơn vị phát điện mới chỉ được thanh toán qua doanh thu phát điện khoản thực hiện của năm 2015.

“Để phản ánh đúng chi phí thực tế phát sinh của đơn vị phát điện, GENCO3 kiến nghị Bộ Công Thương cho phép các đơn vị được thanh toán chênh lệch phần trả gốc vay ngoại tệ hàng năm theo tỷ giá gốc là tỷ giá ngoại tệ tính toán trong phương án giá điện và hợp đồng mua bán điện của các nhà máy. Cùng đó, cho phép các đơn vị phát điện được thanh toán phần chênh lệch hàng năm sớm hơn để đảm bảo cân đối nguồn thu chi,” đại diện lãnh đạo GENCO 3 nhấn mạnh.

Về vấn đề thanh toán, theo ông Phạm Xuân Phong, Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực – Tập đoàn Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam (TKV) cho biết, thời gian thanh toán của các nhà máy bị kéo dài hơn so với trước khi vào thị trường.

“Trước đây, khi chưa tham gia vào thị trường điện cạnh tranh, ngay sau khi kết thúc tháng, đơn vị phát điện có thể phát hành ngay hồ sơ và hóa đơn thanh toán. Nhưng hiện nay, hồ sơ thanh toán phức tạp hơn và việc thanh toán phải kéo dài hơn do phải có sự xác nhận của nhiều bên tham gia. Do hồ sơ thanh toán nhiều nên các đơn vị cũng mất nhiều thời gian trong việc lập và phê duyệt hồ sơ thanh toán,” ông Phong nói.

Các doanh nghiệp cũng kiến nghị Bộ Công Thương có biện pháp xem xét tính toán giá trần thị trường phù hợp để giá thị trường phản ánh đúng với quy luật cung cầu đồng thời, xem xét các phương án để đơn giản và rút ngắn hơn nữa việc lập, phê duyệt và thanh toán đối với hồ sơ thanh toán hàng tháng của các đơn vị phát điện.

Bộ Công Thương cho hay, hiện Bộ này đang tích cực chuẩn bị cho bước tiếp theo triển khai chính thức thị trường bán buôn điện cạnh tranh 2019.

“Thời gian tới, cần phải hoàn thiện sớm hành lang pháp lý cho thị trường bán buôn. Nhưng khó khăn lớn nhất là làm sao xây dựng cơ chế bù chéo cho các Tổng công ty Điện lực, vì hiện nay khâu phát điện – đầu vào đã tiến hành thị trường, trong khi giá bán lẻ-đầu ra vẫn tiếp tục điều tiết,” ông Nguyễn Anh Tuấn, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực nói.

Cục trưởng Nguyễn Anh Tuấn cũng cho biết, sẽ tiếp tục nghiên cứu để điều chỉnh những vướng mắc mà các nhà máy phát điện gặp phải. Bên cạnh đó, đưa các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), các nhà máy năng lượng tái tạo… tham gia thị trường điện nhằm tăng số lượng các nhà máy trên thị trường./.