HỌC VIỆN CHÍNH TRỊ QUỐC GIA HỒ CHÍ MINH

NGUYỄN HOÀI NAM

PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC

TẠI VIỆT NAM

LUẬN ÁN TIẾN SĨ

CHUYÊN NGÀNH: KINH TẾ PHÁT TRIỂN

Hà Nội - 2018

HỌC VIỆN CHÍNH TRỊ QUỐC GIA HỒ CHÍ MINH

NGUYỄN HOÀI NAM

PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC

TẠI VIỆT NAM

CHUYÊN NGÀNH : KINH TẾ PHÁT TRIỂN

MÃ SỐ : 62 31 01 05

LUẬN ÁN TIẾN SĨ

Người hướng dẫn khoa học: PGS,TS BÙI VĂN HUYỀN

TS NGUYỄN NGỌC TOÀN

Hà Nội - 2018

LƠI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết

quả nêu trong luận án là trung thực, có nguồn gốc rõ ràng và được trích dẫn đầy đủ

theo quy định.

Tác giả

Nguyễn Hoài Nam

MỤC LỤC

MỞ ĐẦU ................................................................................................................................ 1

Chương 1: TÔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU .......................................... 13

1.1. Các nghiên cứu quốc tế về phát triển thị trường điện lực ................................ 13

1.2. Các nghiên cứu trong nước về xây dựng và phát triển thị trường điện lực .... 17

1.3. Kết luận rút ra từ những nghiên cứu về phát triển thị trường điện lực và

hướng nghiên cứu của luận án .......................................................................... 26

Chương 2: CƠ SỞ LÝ LUẬN VÀ KINH NGHIỆM THỰC TIỄN VỀ PHÁT

TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC .......................................................... 30

2.1. Khái niệm, vai trò và đặc điểm của thị trường điện lực ................................... 30

2.2. Khái niệm và nội dung phát triển thị trường điện lực ...................................... 48

2.3. Kinh nghiệm phát triển thị trường điện lực và bài học đối với Việt Nam...... 59

Chương 3: THỰC TRẠNG PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC

TẠI VIỆT NAM ...................................................................................... 77

3.1. Khái quát về ngành điện tại Việt Nam ....................................................... 77

3.2. Thực trạng phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam giai đoạn

2006 - 2015 ........................................................................................ 83

3.3. Đánh giá chung về thị trường điện lực tại Việt Nam ............................. 100

Chương 4: PHƯƠNG HƯỚNG VÀ GIẢI PHÁP PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG

ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM ..................................................................... 118

4.1. Triển vọng phát triển thị trường điện lực Việt Nam ...................................... 118

4.2. Quan điểm, mục tiêu và phương hướng phát triển thị trường điện

lực giai đoạn đến 2030 ..................................................................................... 128

4.3. Các giải pháp phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam ............................ 140

KẾT LUẬN ........................................................................................................................... 149

DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH KHOA HỌC ĐÃ ĐƯỢC CÔNG BỐ

CỦA TÁC GIẢ CÓ LIÊN QUAN ĐẾN ĐỀ TÀI LUẬN ÁN............................. 151

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO ..................................................................... 152

PHỤ LỤC 1 ............................................................................................................ 159

PHỤ LỤC 2 .......................................................................................................................... 160

PHỤ LỤC 3 .......................................................................................................................... 172

PHỤ LỤC 4 ............................................................................................................ 174

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

AEEGSI: Cơ quan điều tiết Khí, Điện và Nước Italia

ADB: Ngân hàng Phát triển châu Á

BCT: Bộ Công Thương

BOT: Xây dựng - vận hành - chuyển giao

CĐTĐL: Cục Điều tiết điện lực

CSHT&NT: Cơ sở hạ tầng và nền tảng

DN: Doanh nghiệp

ESCO: Công ty dịch vụ năng lượng

EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam

EVNGENCO: Tổng Công ty phát điện (thuộc EVN)

EVNPC: Công ty điện lực (thuộc EVN)

EU: Liên minh châu Âu

GIZ: Cơ quan Hợp tác phát triển Đức

GDP: Tổng sản phẩm quốc nội

HĐMBĐ: Hợp đồng mua bán điện

KNK: Khí nhà kính

MVA Mega-volt ampere (đơn vị đo dung lượng máy biến áp)

NCS: Nghiên cứu sinh

NLTT: Năng lượng tái tạo

OECD Tổ chức hợp tác và phát triển kinh tế

ODA: Hỗ trợ phát triển chính thức

PV Power: Tổng công ty điện lực dầu khí Việt Nam

TTĐ: Thị trường điện lực

Vinacomin Power: Tổng công ty điện lực Than - Khoáng sản Việt Nam

UNDP: Chương trình Phát triển Liên Hợp Quốc

World Bank: Ngân hàng Thế giới

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.1. Đặc điểm của các cấp độ cạnh tranh thị trường điện lực .......................... 44

Bảng 2.2. Các tiêu chí đánh giá sự phát triển thị trường điện lực............................. 55

Bảng 3.1: Cơ cấu nhu cầu tiêu thụ điện theo các ngành, lĩnh vực ............................ 84

Bảng 3.2: Khối lượng đường dây và trạm biến áp các năm 2011-2016 .................. 92

Bảng 3.3: Tổng hợp các chính sách hỗ trợ phát triển nguồn điện NLTT tại Việt Nam ........ 104

Bảng 3.4: Tổng hợp đánh giá về thị trường điện lực tại Việt Nam giai đoạn

2006 - 2017 ............................................................................................. 107

Bảng 3.5. Thẩm quyền thực hiện các chức năng quản lý – điều tiết chủ yếu đối

với thị trường điện lực ............................................................................ 116

Bảng 4.1: Dự báo tăng trưởng GDP toàn quốc ....................................................... 118

Bảng 4.2: Kết quả dự báo nhu cầu điện đến năm 2030 .......................................... 127

Bảng 4.3: Kết quả tính toán cân bằng cung - cầu điện năng đến năm 2030 ........... 130

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 0.1. Các khối chức năng của phần mềm Corrective mô-đun 1 ........................ 11

Hình 2.1. Chuỗi sản xuất - cung ứng điện năng của ngành công nghiệp điện lực .... 30

Hình 2.2. Cung - cầu điện năng................................................................................. 35

Hình 2.3. Mô hình thị trường điện độc quyền ........................................................... 40

Hình 2.4. Mô hình thị trường cạnh tranh sản xuất điện ............................................ 41

Hình 2.5. Mô hình thị trường điện cạnh tranh bán buôn ........................................... 42

Hình 2.7. Cấu trúc TTĐ Italia ................................................................................... 61

Hình 2.8. Mô hình quản lý thị trường điện tại Italia ................................................. 62

Hình 2.9. Quá trình cải cách ngành điện và TTĐ của Trung Quốc .......................... 69

Hình 3.1: Tổ chức ngành điện Việt Nam sau cải cách và tổ chức lại EVN .............. 78

Hình 3.2: Tương quan giữa tăng trưởng kinh tế và diễn biến nhu cầu điện Việt Nam ........ 80

Hình 3.3: Cấu trúc bộ máy quản lý - điều tiết thị trường điện Việt Nam ................. 82

Hình 3.5: Cơ cấu công suất nguồn điện tại Việt Nam năm 2016 ............................. 86

Hình 3.6: Thị phần của các doanh nghiệp tham gia sản xuất điện tại Việt Nam ...... 88

Hình 3.7: Sản lượng điện nhập khẩu của Việt Nam ................................................. 90

Hình 3.8: Các cấp độ xây dựng thị trường điện lực tại Việt Nam ............................ 94

Hình 3.9: Cấu trúc và cơ chế hoạt động thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam .......... 95

Hình 3.10: Các bên tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh ......................... 96

Hình 3.11: Diễn biến giá điện bán lẻ tại Việt Nam giai đoạn 2005 – 2017 .............. 98

Hình 3.12: Diễn biến sự tham gia của các nhà máy điện vào giao dịch tại thị

trường phát điện cạnh tranh ...................................................................... 99

Hình 3.13: Cơ cấu nguồn điện tham gia giao dịch trên thị trường điện Việt Nam .......... 100

Hình 3.14: So sánh tiêu thụ điện năng Việt Nam và quốc tế .................................. 101

Hình 3.15: Giá điện một số nước trong khu vực châu Á (2015-2017) ................... 111

Hình 4.1: Cơ cấu tiêu thụ điện của thị trường điện lực Việt Nam theo dự báo

đến 2030 ................................................................................................. 128

Hình 4.2: Cấu trúc bộ máy quản lý - điều tiết thị trường điện lực Việt Nam theo

Đề xuất mô hình 2 .................................................................................. 134

Hình 4.3: Cấu trúc bộ máy quản lý - điều tiết thị trường điện lực Việt Nam theo

Đề xuất mô hình 3. ................................................................................. 138

1

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài

Sự phát triển ổn định và bền vững của nền kinh tế và nâng cao sự thịnh

vượng cho cuộc sống của con người cần đến dịch vụ điện năng được cung cấp một

cách hiệu quả và tin cậy. Điện năng là đầu vào cho phần lớn các hoạt động sản xuất

kinh doanh và tiêu dùng. Ngành điện cũng là ngành công nghiệp hạ tầng chủ chốt

của hầu hết các nền kinh tế trên thế giới.

Trong quá khứ, ngành điện trên khắp các quốc gia đều vận hành theo mô

hình “độc quyền tự nhiên”. Với mô hình này, việc sản xuất điện năng trên quy mô

công nghiệp được thực hiện theo chuỗi cung ứng do các nhà cung cấp “độc quyền”

đảm nhiệm, có sự điều tiết của nhà nước đối với giá cả, điều kiện gia nhập thị

trường, quản lý đầu tư và kiểm soát chất lượng dịch vụ. Quá trình sản xuất - cung

ứng điện được tích hợp theo chiều dọc, tập trung vào một hoặc một số nhà cung cấp

độc quyền theo sự điều tiết của Nhà nước. Mô hình này cũng phù hợp khi năng lực

sản xuất điện (công suất phát) chưa đủ để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện. Nói cách

khác, khi sản xuất không đủ để đáp ứng nhu cầu, vấn đề ưu tiên của ngành công

nghiệp điện là gia tăng sản lượng và bảo đảm an ninh cung cấp điện.

Khi ngành điện bước vào giai đoạn có năng lực sản xuất cao hơn đáp ứng

được khả năng tiêu thụ của khách hàng, ưu tiên của ngành sẽ là sản xuất kinh tế và

hiệu quả hơn, đi đôi với mô hình kinh doanh, tổ chức thị trường tiên tiến hơn. Lúc

này nhu cầu của khách hàng là dịch vụ điện năng với giá thành hợp lý hơn, chất

lượng và độ tin cậy cao hơn và bước đầu hình thành cơ sở cho cạnh tranh. Từ đây

quá trình chọn lọc tự nhiên bắt đầu. Các nhà máy có công nghệ lạc hậu, sản xuất

kém hiệu quả sẽ dần bị thay thế bởi các nhà máy mới có công nghệ hiện đại và chi

phí thấp hơn. Những khu vực, hoạt động trong ngành công nghiệp điện lực vốn kém

hiệu quả sẽ dần chuyển đổi và hình thành các mô hình, cách thức vận hành tối ưu

hơn, ít chi phí hơn. Kết quả là các yếu tố sản xuất có hiệu quả kinh tế cao nhất được

tồn tại trong ngành. Quá trình chọn lọc này được diễn ra khi ngành điện có sự tự do

hóa và xây dựng thị trường điện lực (TTĐ) có cạnh tranh. Kinh nghiệm quốc tế từ cuối

thập niên 1980 cho đến đầu những năm 2000 cho thấy, nhiều quốc gia đã thành công

trong việc phát triển TTĐ theo hướng tự do hóa và cải thiện cơ chế cạnh tranh, chuyển

2

đổi ngành công nghiệp điện năng lên một giai đoạn mới hiệu quả hơn, chất lượng cao

hơn và nâng cao mức độ hài lòng của khách hàng.

Ở nước ta, ngành điện có lịch sử phát triển lâu dài và đã đóng góp nhiều

thành tựu đáng kể cho phát triển kinh tế xã hội. Chính phủ đã sớm có lộ trình hoàn

thiện tổ chức, tự do hóa và cải thiện cơ chế cạnh tranh TTĐ ở khâu sản xuất điện

(năm 2014), bán buôn điện (năm 2021) và bán lẻ điện (sau năm 2021) thông qua

Quyết định số 26/QĐ-TTg năm 2006. Đây là quyết định cho thấy sách lược dài hạn và

tầm nhìn phù hợp cho ngành công nghiệp điện năng. Các mục đích cơ bản được đặt ra

đối với việc phát triển TTĐ, định hướng tự do hóa và cải thiện cơ chế cạnh tranh là:

Thứ nhất, từng bước phát triển TTĐ cạnh tranh một cách ổn định, xóa bỏ bao

cấp trong ngành điện, tăng quyền lựa chọn nhà cung cấp điện cho khách hàng sử

dụng điện;

Thứ hai, thu hút vốn đầu tư từ mọi thành phần kinh tế trong và ngoài nước

tham gia hoạt động điện lực, giảm dần đầu tư của Nhà nước cho ngành điện;

Thứ ba, tăng cường hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh của ngành điện,

giảm áp lực tăng giá điện; đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy và chất lượng

ngày càng cao; và đảm bảo phát triển ngành điện bền vững.

Cho đến nay, thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh (cấp độ 1) đã được vận

hành chính thức từ ngày 01 tháng 7 năm 2012, đánh dấu một bước phát triển mới của

ngành điện Việt Nam. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thuộc cấp độ 2 trong Lộ

trình hình thành và phát triển TTĐ tại Việt Nam, được thực hiện từ năm 2015 đến năm

2021 theo 02 giai đoạn trải qua giai đoạn vận hành thí điểm (đến 2019) và vận hành

hoàn chỉnh từ sau 2019.

Việc phát triển TTĐ nói chung đã thu được những kết quả khả quan như nâng

cao năng lực vận hành, độ tin cậy của hệ thống, cơ bản cung cấp đủ điện cho phát triển

kinh tế xã hội. Bên cạnh đó, việc vận hành thị trường phát điện cạnh tranh đã tăng minh

bạch, công bằng trong việc huy động các nguồn điện. Các nhà máy phát điện tham gia

thị trường cũng bước đầu nâng cao được hiệu quả sản xuất, kinh doanh.

Tuy nhiên, TTĐ vẫn tồn tại một số hạn chế như sau:

Thứ nhất, Cơ chế giá điện chưa hợp lý, không phản ánh đúng bản chất giá cả

thị trường và quan hệ cung - cầu, chịu sự điều tiết mạnh mẽ của Nhà nước trong khi

tình trạng bao cấp trong ngành điện chưa được xóa bỏ hoàn toàn. Biểu giá điện hiện

3

được duy trì ở mức thấp trong khi chi phí sản xuất đang ngày một tăng cao. Không

chỉ các hộ tiêu thụ có thu nhập thấp mà các lĩnh vực công nghiệp tiêu thụ nhiều năng

lượng cũng đang được gián tiếp trợ giá thông qua giá điện thấp. Đây là gánh nặng

không chỉ đối với ngành điện mà còn đối với ngân sách quốc gia khi quan hệ kinh tế bị

bóp méo và nhà nước phải thực hiện việc trợ giá.

Thứ hai, TTĐ vẫn bị chi phối chủ yếu bởi các công ty trực thuộc hoặc có sở

hữu của Tập đoàn điện lực Việt Nam - vốn là công ty độc quyền trong ngành. Việc

thu hút vốn đầu tư từ các thành phần kinh tế trong và ngoài nước, đặc biệt là kinh tế

tư nhân tham gia hoạt động điện lực còn gặp nhiều khó khăn. Hệ quả là sản xuất và

cung ứng điện chưa đảm bảo ổn định, đặc biệt là trong các thời điểm mùa khô hàng

năm, xuất hiện tình trạng quá tải trên lưới điện truyền tải do mất cân đối về nguồn

điện giữa các vùng miền.

Thứ ba, Khách hàng sử dụng điện vẫn chưa có quyền lựa chọn nhà cung cấp

dịch vụ, và do đó chưa được đảm bảo đầy đủ về quyền lợi. Điều này tạo ra

nghịch lý trong quan hệ mua bán khi quan hệ khách hàng và nhà cung cấp dịch

vụ là không cân xứng một cách tương đối. Khi khách hàng không có sự lựa chọn

nào khác đồng nghĩa với việc nhà cung cấp dịch vụ có ít động lực để cải thiện hiệu quả

hoạt động sản xuất kinh doanh. Các cải thiện về hiệu quả hoạt động sản xuất kinh

doanh của ngành điện là chưa rõ ràng và chưa bền vững, gây áp lực tăng giá điện. Khi

đó quyền lợi của khách hàng sẽ bị ảnh hưởng.

Xuất phát từ những hạn chế trong thực tế phát triển TTĐ tại Việt Nam

hiện nay, nghiên cứu sinh đã lựa chọn vấn đề “Phát triển thị trường điện lực Việt

Nam” làm đề tài nghiên cứu cho Luận án Tiến sĩ Kinh tế, chuyên ngành Kinh tế

phát triển. Đây là nghiên cứu cần thiết để góp phần hình thành một số giải pháp

hoàn thiện và phát triển TTĐ, hướng đến một thị trường vận hành hiệu quả, cung

cấp điện năng tới khách hàng một cách an toàn, tin cậy và chất lượng dịch vụ cao

hơn, góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.

2. Mục đích và nhiệm vụ nghiên cứu

2.1.Mục đích

Mục đích nghiên cứu của luận án là nhằm đề xuất những giải pháp để phát

triển TTĐ tại Việt Nam. Các giải pháp này được đề xuất dựa trên cơ sở phân tích và

4

xác định các đặc điểm, vai trò cũng như các yếu tố ảnh hưởng đến sự phát triển của

TTĐ tại Việt Nam.

2.2.Nhiệm vụ

Để đạt được các mục đích nêu trên, luận án thực hiện các nhiệm vụ như sau:

Nghiên cứu sinh (NCS) trước hết tiến hành hệ thống lại cơ sở lý luận và thực

tiễn về phát triển TTĐ. Phần này phân tích và nhận dạng các vấn đề căn bản của

TTĐ và các nội dung phát triển TTĐ, qua đó hình thành khung lý thuyết về phát

triển TTĐ.

Đồng thời, NCS khảo cứu kinh nghiệm quốc tế về phát triển TTĐ, trong đó

xem xét những thị trường đã phát triển thành công, cũng như thị trường hiện đang

trong quá trình phát triển hoặc có những đặc điểm tương đồng với Việt Nam. Các

khảo cứu kinh nghiệm quốc tế giúp chỉ ra những vấn đề các nước đi trước đã gặp

phải, những rủi ro tiềm tàng trong quá trình phát triển, cách thức xử lý và bài học

cho Việt Nam.

Trên cơ sở khung lý thuyết và kinh nghiệm quốc tế, NCS phân tích và đánh giá

thực trạng phát triển TTĐ tại Việt Nam, chỉ ra những kết quả đạt được, những hạn

chế và nguyên nhân của những hạn chế này.

Những nghiên cứu, phân tích và khảo cứu được thực hiện ở các nhiệm vụ trên là

cơ sở để NCS đề xuất phương hướng và giải pháp để phát triển TTĐ tại Việt Nam đến

năm 2030. Các giải pháp phát triển TTĐ tại Việt Nam được đưa ra xét đến các dự báo

liên quan tới tăng trưởng kinh tế, xu hướng phát triển TTĐ và hướng đến việc khắc

phục các nguyên nhân gây ra những hạn chế đối với sự phát triển TTĐ tại Việt Nam.

3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

3.1.Đối tượng nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của luận án là phát triển TTĐ tại Việt Nam.

3.2.Phạm vi nghiên cứu

Nội dung nghiên cứu tập trung vào TTĐ tại Việt Nam, trên phạm vi toàn quốc

trong đó bao gồm các yếu tố cơ bản nhất là cung, cầu, cơ chế cạnh tranh và cơ chế

giá, và các yếu tố trung gian kết nối cung - cầu. Trong khuôn khổ luận án này, phát

triển TTĐ được nghiên cứu trên các yếu tố “cung” như phát triển chuỗi sản xuất và

5

cung ứng điện năng, hạ tầng điện lực, yếu tố “cầu” như phát triển nhu cầu điện bền

vững, cơ chế cạnh tranh TTĐ và cơ chế giá điện, và các yếu tố trung gian kết nối

cung - cầu như xây dựng và cải thiện cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ giao dịch

cho TTĐ và các nhân tố ảnh hưởng.

Về mặt thời gian và không gian, NCS tiến hành nghiên cứu thực trạng phát

triển TTĐ tại Việt Nam kể từ thời điểm 2004 đến 2017. Đây là khoảng thời gian từ

khi Luật Điện lực được ban hành trong đó quy định về việc xây dựng và phát triển

TTĐ. Thời kỳ lựa chọn để đưa ra định hướng và các giải pháp phát triển TTĐ là

giai đoạn từ nay đến năm 2030.

4.Cơ sở lý luận và phương pháp nghiên cứu

4.1.Cơ sơ ly luân

Luận án được nghiên cứu dựa trên cơ sở lý luận của chủ nghĩa Mác - Lênin, tư

tưởng Hồ Chí Minh; quan điểm, đường lối, chính sách của Đảng và pháp luật của

Nhà nước về phát triển kinh tế bền vững.

4.2.Phương phap nghiên cưu

Để nghiên cứu luận án, nghiên cứu sinh sử dụng các phương pháp nghiên cứu

cơ bản của kinh tế phát triển để nghiên cứu TTĐ trong sự vận động, phát triển và

liên hệ với các yếu tố ảnh hưởng; đề xuất giải pháp phát triển TTĐ tại Việt Nam

theo quan điểm lịch sử - cụ thể. Bên cạnh đó, để thu thập được thông tin, tư liệu

nhằm đánh giá hiện trạng phát triển TTĐ Việt Nam, tập trung vào chuỗi sản xuất -

cung ứng điện năng, NCS đã tiến hành một cuộc điều tra khảo sát đối với các đơn

vị, doanh nghiệp (DN) đã, đang và sẽ tham gia đầu tư vào lĩnh vực sản xuất điện,

đơn vị cung cấp dịch vụ truyền tải, phân phối điện và các chuyên gia trong ngành

điện, hiện đang công tác tại các cơ sở nghiên cứu, đào tạo hoặc đơn vị tư vấn có uy

tín trong ngành. Thông qua khảo sát, các khó khăn, rào cản đối với các DN khi tham

gia vào chuỗi cung ứng - sản xuất điện tại Việt Nam đã được nhận diện, từ khâu

chuẩn bị đầu tư, thi công, vận hành và giao dịch trên TTĐ. Nội dung khảo sát được

mô tả dưới đây, trong phần phương pháp nghiên cứu sử dụng trong Chương 3.

Luận án đồng sử dụng phương pháp quy hoạch tuyến tính để giải bài toán

cân bằng cung - cầu điện năng trong tương lai (Chương 4). Bên cạnh đó các phương

pháp như hệ thống hóa, thống kê, so sánh, các phương pháp tổng hợp, phân tích

6

định tính và phân tích định lượng cũng được ứng dụng để tìm ra những đặc trưng

và tính quy luật tác động đến đối tượng nghiên cứu.

4.2.1. Phương pháp nghiên cứu sử dụng tại Chương 1

Trong Chương 1, chủ yếu sử dụng phương pháp hệ thống hóa, phân tích để

đánh giá về quan điểm của các học giả trong nước cũng như trên thế giới về phát

triển TTĐ. Qua đó, rút ra những vấn đề đã được nghiên cứu và các vấn đề cần

nghiên cứu bổ sung và nghiên cứu mới về phát triển TTĐ tại Việt Nam.

4.2.2. Phương pháp nghiên cứu sử dụng tại Chương 2

Chương 2, chủ yếu sử dụng phương pháp hệ thống và khái quát hóa để đưa

ra những khái niệm cốt lõi và luận giải những vấn đề cơ bản về phát triển TTĐ.

Luận án đồng thời sử dụng phương pháp nghiên cứu đánh giá thực tiễn và kinh

nghiệm quốc tế về phát triển TTĐ để rút ra bài học cho Việt Nam.

4.2.3. Phương pháp nghiên cứu sử dụng tại Chương 3

Chương 3, chủ yếu sử dụng các phương pháp phân tích, thống kê, so sánh,

tổng hợp, biểu đồ kết hợp với điều tra xã hội học … để đánh giá hiện trạng phát

triển TTĐ tại Việt Nam. Điều tra được tiến hành như sau:

Điều tra được thực hiện từ tháng 6 đến tháng 8 năm 2017. Hình thức điều tra

là lập biểu khảo sát trực tuyến, gửi tới email của người được hỏi. NCS đã gửi các

biểu khảo sát trực tiếp tới trên 60 DN trong lĩnh vực đầu tư sản xuất điện trong và

ngoài nước, gửi gián tiếp qua quản trị viên của một số mạng lưới chuyên gia trong

lĩnh vực liên quan, thu được 24 ý kiến phản hồi. NCS nhận định rằng số lượng khảo

sát thu thập được tuy không lớn nhưng cơ bản đáp ứng được tính đại diện của mẫu

khi so sánh tương đối với số lượng các nhà máy điện đang giao dịch trên TTĐ Việt

Nam - hiện tại là 67 nhà máy. Biểu khảo sát được chia làm 3 phần chính được thiết

kế với phần lớn câu hỏi có cấu trúc, sử dụng để thu thập ý kiến đánh giá của người

được hỏi về các vấn đề liên quan đến khó khăn (yếu tố nội tại) và rào cản (yếu tố

bên ngoài) tác động đến hoạt động của DN trong lĩnh vực đầu tư, quản lý vận hành

các nhà máy sản xuất điện, bao gồm điện năng lượng tái tạo (NLTT).

Các yếu tố này được cấu trúc thành các 3 chính gồm:

- Các rào cản, khó khăn về quản lý, kỹ thuật - công nghệ

7

- Các rào cản, khó khăn về kinh tế - tài chính; và

- Các rào cản, khó khăn về môi trường giao dịch trên thị trường điện

- Các thang đánh giá được chia làm 5 mức như sau đối với khó khăn/rào cản

mà DN có thể gặp phải:

- Mức 1 tương ứng với “không phải là khó khăn/rào cản” đối với DN

- Mức 5 tương ứng với “là khó khăn/rào cản đáng kể” đối với DN

Ngoài ra NCS đã thiết kế một số câu hỏi mở để có thể thu thập một số thông

tin liên quan đến cảm nhận và ý kiến của những người được hỏi về các yếu tố vĩ mô

như môi trường kinh doanh, khung chính sách, thể chế điều tiết TTĐ. Các câu trả

lời thu được đã mang lại nhiều thông tin hữu ích đối với NCS trong việc kiểm

chứng hoặc xem xét các nhận định hoặc đề xuất các giải pháp phát triển TTĐ trong

phạm vi luận án này.

Hầu hết người tham gia khảo sát là đại diện các doanh nghiệp đã, đang và sẽ

tham gia đầu tư vào lĩnh vực sản xuất điện. Một số là đại diện cho đơn vị cung cấp

dịch vụ truyền tải, phân phối điện. Có 6 người tham gia khảo sát là các chuyên gia

trong ngành điện, hiện đang công tác tại các cơ sở nghiên cứu, đào tạo hoặc đơn vị tư

vấn có uy tín trong ngành. Trong số các đơn vị sản xuất điện tham gia khảo sát, có tới

9 đơn vị tham gia lĩnh vực điện mặt trời (37.5%), 5 đơn vị trong lĩnh vực đầu tư điện

gió (20.8%), 3 đơn vị đầu tư trên cả hai lĩnh vực điện gió và điện mặt trời, 3 đơn vị

quản lý vận hành nhà máy nhiệt điện than, 3 đơn vị sản xuất thủy điện. Còn lại là các

doanh nghiệp trong lĩnh vực điện sinh khối.

4.2.4. Phương pháp nghiên cứu sử dụng tại Chương 4

Tại Chương 4, trước tiên, NCS sử dụng phương pháp khái quát hóa những

vấn đề đã nghiên cứu ở Chương 2, Chương 3, cùng với đánh giá hiện trạng phát

triển của TTĐ hiện nay để đề xuất định hướng, giải pháp phát triển TTĐ tại Việt

Nam trong thời kỳ tới.

Đối với nội dung quan trọng là định hướng phát triển TTĐ tại Việt Nam

trong thời kỳ tới, NCS sử dụng kết quả dự báo tăng trưởng của TTĐ Việt Nam đến

năm 2030 của Viện Khoa học năng lượng – Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ

Việt Nam và sử dụng phương pháp quy hoạch tuyến tính để xác định cơ cấu nguồn

8

cung điện tương ứng, đảm bảo cân bằng cung cầu với ràng buộc tổng chi phí đầu tư

toàn hệ thống thấp nhất.

Xác định quy mô và cơ cấu nguồn cung điện năng nói riêng và nguồn cung

năng lượng nói chung, về bản chất là giải bài toán cân bằng cung cầu năng lượng. Bài

toán này có thể được xét với các quy mô khác nhau như ở cấp địa phương, cấp vùng,

cấp quốc gia hay liên quốc gia. Trong khuôn khổ luận án này, NCS xem xét bài toán

cân bằng cung cầu điện năng ở quy mô quốc gia trên cơ sở phân các phụ tải và nguồn

cung điện năng thành các vùng nhỏ hơn tương ứng với các miền Bắc – Trung -

Nam. Đây là phương pháp phổ biến thường áp dụng đối với bài toán cân bằng cung

cầu điện năng tại Việt Nam. Cách tiếp cận này sẽ không chỉ giúp làm rõ về quy mô,

cơ cấu năng lượng mà còn cho phép thực hiện các phân tích, tối ưu về truyền tải

điện năng, tối ưu về chi phí sản xuất nội vùng và liên vùng địa lý. Phương pháp cân

bằng cung cầu theo vùng sẽ phân tích các đặc trưng cơ bản của cung cầu và truyền

tải điện năng, các mối quan hệ giữa các thành phần của hệ thống qua đó đề xuất giải

pháp mô hình hóa tổng quát một vùng, mô hình hóa các hệ thống con (nếu có) và hệ

hàm mục tiêu cùng các ràng buộc mô hình hóa và giải bài toán cân bằng cung cầu

bằng phương pháp quy hoạch tuyến tính. Về nguyên tắc, mỗi vùng sẽ được mô phỏng

bởi ba yếu tố chính bao gồm:

- Đầu vào là những nguồn điện năng sản xuất tại vùng, nhập khẩu và vận tải

nội địa vào cùng đó: điện năng sản xuất từ thủy điện và năng lượng tái tạo sản xuất

của vùng đó, các loại nhiên liệu cho nhiệt điện, vận tải từ vùng khác đến, nhập

khẩu; khâu biến đổi và vận tải nội vùng là các nhà máy nhiệt điện và vận tải điện

trong vùng đang xét;

- Biến đổi và truyền tải trong vùng diễn ra tại các nhà máy sản xuất điện và

vận tải nội vùng. Các nhà máy điện được chia thành nhiều loại: nhiệt, thủy điện và

nguồn năng lượng tái tạo, trong đó các nhà máy nhiệt điện được phân loại theo loại

nhiên liệu sử dụng trong quá trình chuyển đổi từ nhiên liệu năng lượng sang điện

năng: khí thiên nhiên, than và dầu. Nguồn năng lượng tái tạo được chia thành các

nhà máy điện mặt trời, điện gió và các nhà máy nhiệt điện sử dụng sinh khối.

- Đầu ra là điện năng sản xuất để đáp ứng nhu cầu của vùng, vận tải cho xuất

khẩu và tới vùng khác.

9

Sự liên kết các vùng bằng các đường vận tải (hệ thống truyền tải) liên vùng sẽ tạo

thành hệ thống điện tổng thể.

Về mặt toán học, mô hình tổng thể cân bằng cung – cầu điện năng được xây

dựng như sau:

1 1

0T H

t h

H k

t h

S AX y S= =

+ − − = (1)

0 X D (2)

0 t tY R (3)

0 h h

kS S (4)

1

Hh

h

S S=

(5)

Trong đó:

t − nhóm khách hàng tiêu thụ điện; h − tiềm năng huy động nguồn cung điện

năng; X − vector lời giải của khâu sản xuất, biến đổi, hoặc truyền tải điện; tY −

vector lời giải tiêu thụ điện năng của nhóm khách hàng t ; h

kS − vector lời giải

(nghiệm) có thành phần tương ứng với các giá trị của tiềm năng huy động nguồn

điện năng h vào đầu các năm; HS − the vector which components are energy

resource stock values at the begin of season / vector lời giải (nghiệm) với thành

phần tương ứng với các giá trị của tiềm năng huy động nguồn cung điện năng h vào

cuối các năm; A − ma trận các hệ số kinh tế - kỹ thuật liên quan tới khâu sản xuất,

biến đổi, hoặc truyền tải điện; D − vector thể hiện năng lực sản xuất và truyền tải;

tR − vector nhu cầu tiêu thụ điện năng của nhóm khách hàng t ; hS − vector với các

thành phần đại diện cho khả năng huy động nguồn cung điện năng , h S − vector

với các thành phần tương ứng với khả năng lưu trữ điện năng.

Hàm mục tiêu là:

1 1

( , ) ( , ) ( , ) minТ H

t t h h h

k

t h

C Х r g q S S= =

+ + − → (6)

Trong đó:

- Thành phần đầu tiên của hàm mục tiêu đại diện cho tổng chi phí hoạt động

của toàn hệ thống. C là vectơ chi phí của các cơ sở sản xuất và truyền tải điện.

10

- Thành phần thứ hai của hàm mục tiêu mô tả tổn thất tài chính do thiếu hụt

điện năng. Phần cuối có giá trị bằng hiệu của hai đại lượng ( t tR Y− ); tr là vector chi

phí của tình trạng thiếu hụt năng lượng. Trong thực tế, việc ước lượng chi phí thực

của các thiệt hại do thiết hụt điện năng thường có những khó khăn nhất dịnh do bản

chất các thiệt hại là rất đa dạng, khó xác định và lượng hóa. Một cách tiếp cận phổ

biến là thiết lập các mức độ ưu tiên khác nhau đối với các nhóm khách hàng khác

nhau khi xem xét cấp điện.

- Thành phần thứ ba của hàm mục tiêu mô tả các thiệt hại, tổn thất do thiếu

các phương án dự phòng nguồn phát. Các hệ số của vector hq đặc trưng cho loại hình

công nghệ và địa điểm, khu vực dự phòng.

Với mô hình toán học được xây dựng, việc tính toán và đưa ra lời giải cân bằng

cung - cầu điện năng cần thực hiện một số lượng phép tính rất lớn. Bên cạnh đó, phải

thực hiện nhiều phân tích đối với lời giải hoặc phải lựa chọn phương án tương ứng với

mỗi sự thay đổi của các thông số đầu vào, các ràng buộc của mô hình hoặc các yếu tố

khác. Công việc này cần đến sự hỗ trợ của máy tính mà ở đó, mô hình toán học nêu

trên được xây dựng, lập trình và phát triển dưới dạng một phần mềm. Trong khuôn khổ

luận án này, NCS được Viện Khoa học năng lượng - Viện Hàn lâm Khoa học và Công

nghệ Việt Nam cho phép sử dụng và chia sẻ bản quyền phần mềm Corrective mô-đun

1. Corrective là phần mềm hỗ trợ nghiên cứu cho phép đánh giá tổ hợp các phương án

cân bằng cung cầu năng lượng khác nhau, ban đầu được Viện Các Hệ thống năng

lượng Melentiev - Liên bang Nga phát triển. Năm 2010, phần mềm đã được chuyển

giao cho Viện Khoa học năng lượng - Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt

Nam kèm theo việc xây dựng một mô hình năng lượng riêng cho Việt Nam. Phần

mềm và mô hình này cho phép nhà nghiên cứu có thể thực hiện các phân tích về thị

trường điện lực, cân bằng cung - cầu điện năng trong trung và dài hạn, các nghiên

cứu liên quan về an ninh năng lượng và kinh tế - môi trường - năng lượng… Một

tính năng nổi bật của Corrective là có thể mô phỏng tổ hợp (combinatoral

modelling) để tạo ra nhiều phương án phát triển khác nhau cho hệ thống xem xét,

trong đó có phát triển nguồn cung điện năng.

Cốt lõi của mô-đun 1 của Corrective (Hình 0.1) là các tập lệnh được viết trên

ngôn ngữ lập trình thông dịch Lua [55]. Corrective tích hợp bộ giải quy hoạch tuyến

11

tính số nguyên hỗn hợp lp_solve [50] để thực hiện chức năng giải các bài toán, phép

tính của mô hình, đưa ra lời giải (nghiệm) cho nhà nghiên cứu. Phần mềm

Corrective sẽ vận hành cùng cơ sở dữ liệu chạy trên nền tảng Firebird [46] có chức

năng lưu trữ dữ liệu ban đầu cũng như các kết quả tính toán.

Hình 0.1. Các khối chức năng của phần mềm Corrective mô-đun 1

Nguồn: [2]

Thành phần cốt lõi của Corrective mô-đun 1 là bộ thiết lập mô hình

(model generator), thực hiện chức năng đọc dữ liệu ban đầu từ cơ sở dữ liệu

hoặc nguồn dữ liệu khác, tạo ra các bài toán dưới dạng các hệ phương trình

tuyến tính như đã mô tả bằng các phương trình (1) - (6). Bộ thiết lập mô hình

chứa các quy tắc chuyển đổi dữ liệu ban đầu thành các vector và ma trận của

mô hình cân bằng cung - cầu điện năng. Nhà nghiên cứu có thể thay đổi các

quy tắc có sẵn hoặc thêm quy tắc mới.

Sau khi thực hiện các công việc thiết lập mô hình và tính toán, kết quả sẽ được

thể hiện ở dạng Bảng cân bằng điện năng định dạng HTML, có thể trích xuất ra các

định dạng phổ biến khác. Phần mềm cũng hỗ trợ phân tích các điểm yếu của hệ

thống theo các vùng địa lý nhờ giao diện đồ họa. Tuy nhiên, trong khuôn khổ luận

án, NCS không sử dụng chức năng này do phạm vi nghiên cứu không xét đến các

vấn đề tương tự như trên. Các bước tính toán chủ yếu, yêu cầu dữ liệu đầu vào của

Corrective sẽ được mô tả trong Phụ lục 4 của luận án.

5. Đóng góp mới của luận án

Đóng góp về mặt khoa học:

12

Trong hiểu biết của NCS, đây là luận án đầu tiên tại Việt Nam nghiên cứu phát

triển TTĐ dưới góc độ kinh tế phát triển. Bằng cách sử dụng những phương pháp

nghiên cứu của kinh tế phát triển, NCS đã làm rõ thêm cơ sở lý luận về phát triển

TTĐ tại Việt Nam định hướng tự do hóa và cải thiện cơ chế cạnh tranh, từ khái

niệm, nội dung, đặc điểm, các điều kiện và nhân tố ảnh hưởng và các chỉ tiêu phản

ánh sự phát triển của TTĐ. Thông qua việc tính toán và xác định cân bằng cung cầu

điện năng dựa theo phương pháp quy hoạch tuyến tính, luận án đã nhận dạng được

vấn đề chủ yếu trong giai đoạn đến 2030 của phát triển TTĐ tại Việt Nam là là bảo

đảm đủ nguồn cung điện năng với cơ cấu hợp lý và lượng dự phòng nguồn cung

thích hợp. Đây là yếu tố tiên quyết, trọng yếu để bảo vệ hệ thống điện nói riêng và

nền kinh tế nói chung trước các nguy cơ có thể xảy ra trong quá trình tự do hóa

TTĐ như sự cố thiếu hụt nguồn cung trên quy mô lớn lũng đoạn thị trường, biến

động về nguồn cung hoặc giá năng lượng trên thị trường năng lượng quốc tế hoặc

các nguyên nhân địa chính trị khác….

Đóng góp về mặt thực tiễn:

Luận án đã chỉ ra sự cần thiết phải giảm dần sự điều tiết của Nhà nước đối với giá

điện để thị trường điện vận hành theo cơ chế thị trường, qua đó khuyến khích đầu tư

phát triển ngành điện đồng thời thực hiện đồng bộ các giải pháp huy động đầu tư tư

nhân vào phát triển nguồn cung điện năng, bao gồm điện NLTT. Luận án chỉ ra rằng để

phát triển TTĐ bền vững hơn, cần thực hiện tốt quản lý nhu cầu điện và duy trì mức

tăng trưởng phù hợp. Đây là biện pháp hiệu quả để giảm thiểu áp lực lên nguồn cung

điện năng đảm bảo cơ cấu tiêu thụ hợp lý góp phần phát triển kinh tế - xã hội bền vững.

6. Kết cấu của luận án

Ngoai phân mơ đâu, kêt luân, danh mục các công trình khoa học đã được công

bố của tác giả liên quan đến luận án, phu luc va danh mục tai liêu tham khao, nôi

dung cua luận án bao gôm bốn chương, mười hai tiết.

Chương 1: Tổng quan tình hình nghiên cứu

Chương 2: Cơ sở lý luận và kinh nghiệm thực tiễn về phát triển thị trường điện lực

Chương 3: Thực trạng phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam

Chương 4: Phương hướng và giải pháp phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam

13

Chương 1

TÔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU

1.1. CÁC NGHIÊN CỨU QUỐC TẾ VỀ PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC

Việc cung cấp nguồn điện năng một cách kinh tế và tin cậy là nền tảng

không thể thiếu để cung cấp nhiều dịch vụ quan trọng cho cuộc sống hiện đại. Điện

năng là đầu vào chủ yếu cho một loạt các hoạt động tiêu thụ trong hộ gia đình, vận

tải và sản xuất kinh doanh. Ngành điện cũng là ngành công nghiệp chủ chốt của hầu

hết các nền kinh tế trên thế giới. Các nghiên cứu về phát triển TTĐ của các học giả

nước ngoài đã được giới thiệu từ trên 30 năm qua, với đóng góp từ rất nhiều công

trình nghiên cứu hàn lâm cũng như các nghiên cứu đúc kết từ thực tiễn phát triển và

đảm bảo cân bằng cung - cầu điện năng, xây dựng và vận hành TTĐ ở các quốc gia

với nền thể chế khác nhau.

Về định hướng phát triển và đảm bảo cung cầu năng lượng nói chung và

điện năng nói riêng, nghiên cứu tổng quan cho thấy các học giả đồng thuận trên

các vấn đề lớn là: nhu cầu tiêu thụ điện cần được phát triển hợp lý trên cơ sở sử

dụng tiết kiệm và hiệu quả, giảm dần sự phụ thuộc và tài nguyên hóa thạch và tăng

tỉ trọng của các nguồn NLTT. Theo nhận định của Holger Rogallviệc sản xuất và sử

dụng năng lượng tự thân đã chứa đựng những rủi ro và các vấn đề nghiêm trọng

khác gây hậu quả xấu cho xã hội và môi trường [20]. Do vậy, phát triển năng lượng

cần tuân theo những nguyên tắc của sự phát triển bền vững, theo đó giảm sự phụ

thuộc của hệ thống vào năng lượng nguyên tử và nhiên liệu hóa thạch, đồng thời

vẫn phải duy trì các dịch vụ năng lượng trong vai trò then chốt ở quá trình tái sắp

xếp xã hội công nghiệp. Một chính sách năng lượng được xem là bền vững nếu thỏa

mãn được ba nhóm yêu cầu chính [42; 49; 73]:

1) Khía cạnh sinh thái: ứng phó với tình trạng trái đất ấm dần lên, có xét đến

những giới hạn chịu đựng của thiên nhiên, giảm sự phụ thuộc vào những tài nguyên

năng lượng không tái tạo được, khai thác trong khả năng tái tạo của những nguồn

tài nguyên tái tạo, và giảm dần những mối nguy hiểm cho sức khỏe con người từ

bức xạ, ô nhiễm và chất thải;

2) Khía cạnh kinh tế: phát triển năng lượng phải tính đến các hiệu ứng với nền

kinh tế như chi phí, tạo việc làm, thỏa mãn đủ nhu cầu năng lượng với chi phí hợp

14

lý, mức độ tập trung hóa thấp, sự phụ thuộc vào nguyên liệu thô và yếu tố hiệu quả -

cạnh tranh trong sử dụng.

3) Khía cạnh văn hóa - xã hội: xem xét đến khả năng chịu đựng của xã hội, bảo

đảm khả năng cung cấp năng lượng trong dài hạn, góp phần tránh những xung đột

quốc tế và có độ an toàn cao [20].

Với nhận định rằng hai thách thức lớn nhất của chiến lược phát triển năng

lượng là giảm sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch và ứng phó với biến đổi khí

hậu, các tác giả Vaughn Nelson, Christian Ngô và Joseph Natowitz đã chỉ ra hai

chiến lược cốt lõi của một chính sách năng lượng bền vững đó là:

1) Xây dựng hệ thống tiêu dùng năng lượng thông minh, trong đó năng lượng

được sử dụng tiết kiệm và hiệu quả. Với các nước phát triển và những nền kinh tế mới

nổi, có mức tăng tưởng cao, sẽ có nhiều cơ hội để tiết giảm mức độ, nhu cầu tiêu thụ

năng lượng để tiến sát tới nhu cầu thực về năng lượng cho kinh tế - xã hội [67; 70];

2) Tiến tới hệ thống ít sử dụng và giảm dần sự phụ thuộc vào năng lượng hóa

thạch, đẩy mạnh sử dụng NLTT và thận trọng phát triển năng lượng nguyên tử. Đây

là các dạng năng lượng phi các-bon và không phát thải CO2 khi tiêu thụ năng

lượng. Mức đóng góp của các dạng nhiên liệu năng lượng phi các-bon hiện chiếm

khoảng 20% tổng tiêu thụ nhiên liệu sơ cấp trên toàn cầu [67; 70].

Báo cáo Đánh giá năng lượng toàn cầu - Hướng tới một tương lai bền vững,

do Học viện Quốc tế về Phân tích các hệ thống ứng dụng (IIASA) xuất bản năm

2012 đã nhận định rằng các nguồn NLTT có trữ lượng phong phú, sẵn có và chi phí

sản xuất ngày càng rẻ. Các TTĐ cần thay đổi cơ bản trong việc sử dụng nhiên liệu hóa

thạch để chuyển đổi hướng tới các hệ thống năng lượng sạch và ít phát thải khí nhà

kính (KNK) [12]. Các chuyên gia của IIASA nhận định rằng cần có cách tiếp cận tổng

thể trong phát triển bền vững các thị trường năng lượng, trong đó các chính sách năng

lượng cần kết hợp với các chính sách trong các ngành công nghiệp, xây dựng, đô thị

hóa, giao thông vận tải... Quan trọng hơn, cần có chính sách, quy định và các cơ chế

đầu tư ổn định thúc đẩy quá trình chuyển đổi nhanh các hệ thống năng lượng theo

hướng sử dụng năng lượng hiệu quả và đa dạng hóa nguồn cung cấp năng lượng nói

chung và điện năng nói riêng [12].

Về xây dựng và vận hành TTĐ, trong giai đoạn những năm 1990 khi trào lưu

tự do hóa ngành điện và cải thiện cơ chế cạnh tranh trên TTĐ tại các quốc gia tiên

15

phong tại châu Âu và Bắc Mỹ, các nghiên cứu của P. Joskow, S. Littlechild, D.

Newberry, M. Pollitt và một số học giả khác đã mở đầu và đặt nền móng về lý thuyết

cho việc xây dựng thành công TTĐ. Đây cũng chính là những kinh nghiệm được đúc

rút từ chính quá trình xây dựng và phát triển TTĐ tại các quốc gia này. Các công trình

nghiên cứu đáng chú ý trong thời kỳ này là:

• Điều tiết các DN độc quyền đã tư nhân hóa tại Anh quốc, Beesley, M. and S.

Littlechild (1989)

• Các vấn đề về tự do hóa ngành điện, David M. Newbery (1996);

• Tư nhân hóa và tự do hóa các công ty truyền tải, David M. Newbery (1997);

• Thiết kế TTĐ cạnh tranh, Tập sách do Frederick S. Hillier biên tập (1998);

• Các bài học kinh nghiệm của quá trình tự do hóa TTĐ, P. Joskow (2006);

• Tái cơ cấu ngành điện: xét trên quan điểm quốc tế, do Fereidoon P. Sioshansi

và Wolfgang Pfaffenberger biên tập (2006);

Trước khi có làn sóng cải cách ngành điện trên khắp thế giới, mô hình sản

xuất - cung ứng điện năng truyền thống được xây dựng dựa vào các nhà cung cấp

“độc quyền” có sự điều tiết của nhà nước đối với giá cả, điều kiện gia nhập thị

trường, quản lý đầu tư, kiểm soát chất lượng dịch vụ và hành vi DN. Đây được xem

là mô hình “độc quyền tự nhiên”. Tuy nhiên các nghiên cứu của Joskow chỉ ra rằng,

cấu trúc ngành điện cần thay đổi theo hướng: thúc đẩy cạnh tranh trong khu vực

phát điện, cải cách điều tiết khâu truyền tải và phân phối điện vốn tiếp tục được xem

là các thể chế/đối tượng/chủ thể “độc quyền tự nhiên” [59].

Các nhà nghiên cứu cũng chỉ ra xu thế cải cách ngành điện trên thế giới nói

chung diễn ra tương tự như mô hình thành công của các ngành công nghiệp hạ tầng

mạng lưới khác như viễn thông và khí tự nhiên [59; 63; 68; 69]. Các khu vực có nhiều

tiềm năng để tạo ra cạnh tranh như phát điện được chia tách khỏi các chủ thể độc

quyền tự nhiên như là các đơn vị truyền tải và phân phối điện [52]. Theo đó, chi phí

gia nhập và rời khỏi thị trường đối với các khu vực cạnh tranh dần được phi điều

tiết và khách hàng có thêm cơ hội lựa chọn giữa các nhà cung cấp trong môi trường

cạnh tranh [45]. Các dịch vụ cung cấp bởi khu vực độc quyền tự nhiên đang được

tách khỏi khu vực dịch vụ cạnh tranh, có trách nhiệm bảo đảm sự tiếp cận hạ tầng

lưới điện công bằng cho các đơn vị phát điện và giá sử dụng hạ tầng lưới điện được

16

xác định bằng các cơ chế điều tiết mới có cách thức kiểm soát chi phí tốt hơn thay

vì quy trình điều tiết theo tỉ suất lợi nhuận [59].

Sự thay đổi sâu rộng nói trên nhìn chung đều hướng đến hai mục đích tăng

hiệu quả kinh tế và cung cấp nhiều lựa chọn hơn cho khách hàng sử dụng điện

thông qua việc tạo ra mức độ cạnh tranh lớn hơn cho toàn ngành [64].

Các nghiên cứu cũng chỉ ra kết quả tích cực của việc cải cách ngành điện:

trong hơn 30 năm qua, phần lớn các nước phát triển đã tiến hành các chương trình

tư nhân hóa, tái cơ cấu và phi điều tiết các lĩnh vực mà trước đó là sân chơi của các

chủ thể độc quyền hoặc sở hữu nhà nước như hàng không, vận tải, viễn thông, khí

tự nhiên, bưu chính, tàu hỏa và một số lĩnh vực khác. Mặc dù kết quả đạt được có

khác nhau và không phải lúc nào cũng thành công nhưng xu thế chung là ủng hộ

cho các cải cách mang tính tự do hóa đối với các lĩnh vực độc quyền có điều tiết.

Mô hình cạnh tranh cho TTĐ từ cấp độ độc quyền có điều tiết cho tới cạnh

tranh hoàn toàn đã được Hunt và Shuttleworth đề xuất bao gồm bốn cấp độ [54]:

- Cấp độ 1: độc quyền ở đó đơn vị độc quyền kiểm soát toàn bộ chuỗi cung

ứng bao gồm sản xuất, truyền tải, phân phối điện;

- Cấp độ 2: cạnh tranh trong khâu sản xuất điện, thị trường mở cửa có thêm sự

tham gia của các đơn vị sản xuất điện độc lập

- Cấp độ 3: cạnh tranh bán buôn, khi các công ty phân phối điện được mua

điện trực tiếp từ các nhà sản xuất điện;

- Cấp độ 4: cạnh tranh bán lẻ, khi đó thị trường ở trạng thái cạnh tranh cao

nhất, khách hàng dược quyền lựa chọn nhà cung cấp điện ở cấp độ bán lẻ.

Về cơ chế giá điện, các nghiên cứu gần đây của EU, UNDP, World Bank,

GIZ đều có chung nhận định giá điện bán lẻ bình quân tại Việt Nam hiện nay ở mức

tương đối thấp và vẫn tồn tại trợ giá, đặc biệt cho nhiên liệu hóa thạch ở các hình

thức khác nhau [89; 52; 84; 85; 86]. Nhà nước có các can thiệp và điều chỉnh đối

với giá điện mà đôi khi làm cho thị trường không vận hành được theo các lộ

trình xây dựng và cải thiện mức độ cạnh tranh trong ngành điện. Các khuyến cáo

của các tổ chức quốc tế đều tập trung vào đề xuất các giải pháp gỡ bỏ các chính

sách trợ giá, mở cửa và hạ thấp rào cản tiếp cận TTĐ, tiến hành cải cách cơ chế

quản lý giá điện để thị trường vận hành hiệu quả hơn và thu hút được đầu tư vào

sản xuất - cung ứng điện.

17

Bên cạnh đó, xây dựng chính sách, cơ chế quản lý và điều tiết TTĐ cũng

là một nội dung quan trọng thu hút được sự quan tâm và nghiên cứu của nhiều

học giả. Đây là các nghiên cứu cung cấp những kiến giải sâu sắc và các ví dụ

sinh động từ thực tế quản lý và điều tiết thị trường tại nhiều quốc gia trên thế

giới. Nền móng lý thuyết và các kinh nghiệm đúc rút từ thực tế được công bố

tại các nghiên cứu của các tác giả Cushman, Littlechild, North, Moen và

Hamrin, và Stern [47; 63; 65; 72; 77; 78].

Tác giả Cushman đã nhấn mạnh về tầm quan trọng của việc đảm bảo tính

độc lập của các cơ quan điều tiết trong việc thực thi quyền hạn và chức năng của họ.

Ông lập luận rằng khi cơ quan điều tiết có sự độc lập thì họ có khả năng tốt hơn

trong việc thuê nhân sự có năng lực và trình độ vì họ ít bị ràng buộc hơn theo quy

định chung về lương bổng cho nhân sự khu vực hành chính công [47]. Các cơ quan

độc lập cũng được cho là có các định hướng hoạt động - công tác trong dài hạn tập

trung hơn và ít bị ảnh hưởng hơn bởi các mục tiêu ngắn hạn [58; 62]. Việc đánh giá

và đo lường sự độc lập của cơ quan điều tiết được Stern đề xuất năm 1997 như sau:

Khoảng cách giữa chính phủ và cơ quan điều tiết đo lường theo các yếu tố như việc

thành lập và giải tán các cơ quan điều tiết, ngân sách cho các cơ quan điều tiết, và

quan hệ giữa cơ quan điều tiết và chính phủ (ví dụ như một đơn vị riêng biệt với các

bộ, ngành khác, cơ quan độc lập với chính phủ) [51; 77].

B. Mountain và S. Littlechild cho rằng có thể xem xét mức độ độc lập của cơ

quan điều tiết điện lực thể hiện ở quy trình thành lập hoặc giải tán (hoặc cơ chế bảo

đảm nhiệm kỳ cho thành viên), nguồn ngân sách hoạt động của cơ quan điều tiết.

Đây được xem là các yếu tố chủ chốt trong việc đảm bảo sự vận hành có hiệu quả

của cơ quan điều tiết [66].

1.2. CÁC NGHIÊN CỨU TRONG NƯỚC VỀ XÂY DỰNG VÀ PHÁT TRIỂN

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC

Là một quốc gia đang phát triển, có thể chế kinh tế, chính trị mang nhiều đặc

thù và là một trong những quốc gia trong nhóm thu nhập trung bình thấp có tăng

trưởng kinh tế ấn tượng nhất trong gần hai thập kỷ qua, Việt Nam có những bài

toán, vấn đề liên quan đến phát triển hạ tầng điện lực phức tạp và riêng biệt so với

nhiều quốc gia khác. Các nghiên cứu được thực hiện theo các cách tiếp cận truyền

thống về phát triển cung - cầu cho TTĐ thông qua quy hoạch phát triển điện lực, cơ

18

chế quản lý nhu cầu điện, cơ chế giá. Gần đây, các học giả đã xem xét sâu hơn về

các cơ chế, nền tảng cạnh tranh cho TTĐ thông qua các đề xuất hoặc nghiên cứu về

thiết kế các hình thái cạnh tranh cho khâu sản xuất điện (thị trường phát điện), khâu

bán buôn điện (thị trường bán buôn điện) và khâu phân phối, bán lẻ điện (thị trường

bán lẻ điện). Bên cạnh đó, một số nghiên cứu đã bàn luận về các định hướng, giải

pháp phát triển cung điện năng, bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia trong đó có

các đánh giá về tiềm năng khai thác nguồn NLTT, cơ chế thúc đẩy đầu tư tư nhân

hay khả năng can thiệp của Nhà nước vào thị trường thông qua cơ chế giá mua hoặc

bao tiêu cho đầu ra của các nhà máy điện tái tạo. Các lý thuyết kinh điển hoặc kinh

nghiệm tại các nước phát triển về xây dựng và phát triển TTĐ đều được nghiên cứu

và áp dụng từng bước, một cách thận trọng, xem xét kỹ lưỡng tất cả các đặc điểm về

thể chế, trình độ phát triển, cách thức vận hành bộ máy quản lý và các thành viên

tham gia TTĐ tại Việt Nam. Đây cũng là xu hướng chung đối với các nghiên cứu

trong nước về xây dựng và phát triển TTĐ tại Việt Nam.

1.2.1. Nghiên cứu về phát triển và bảo đảm cân bằng cung-cầu điện năng

Về cơ sở khoa học đối với phát triển và bảo đảm cân bằng cung - cầu điện

năng trong đó định hướng chính sách phát triển nguồn điện năng trong nước, các

nghiên cứu đã đề cập đến các vấn đề về những yếu kém nội tại của hệ thống năng

lượng Việt Nam nói chung và ngành điện nói riêng, bao gồm các khâu từ khai thác,

sản xuất, biến đổi, truyền tải và sử dụng điện năng, định hướng và khung chính sách

phát triển nguồn điện năng theo hướng phát triển bền vững, trong vai trò là một

ngành chủ lực của hệ thống kết cấu hạ tầng. Trình độ phát triển của ngành vẫn còn

nhiều yếu kém, bất cập, đông thơi phai đôi măt vơi nhiêu thach thưc ca nội tại và

khách quan như: hiệu suất chung của ngành điện còn thấp; hiệu quả sản xuất kinh

doanh của các cơ sở năng lượng chưa cao; cơ chế điều hành giá điện còn nhiều bất

cập; trạng thái an ninh năng lượng quốc gia chưa đảm bảo và cơ chế quản lý ngành

ở cấp quốc gia thiếu tính tổng thể [18].

Theo nghiên cứu của Viện Khoa học năng lượng - Viện Hàn lâm Khoa học và

Công nghệ Việt Nam, dự kiến tổng nhu cầu tiêu thụ điện năng quốc gia sẽ đạt trên

500 triệu kWh vào năm 2030 tương đương với mức tăng trưởng 400% cho giai

đoạn 2010 – 2030 [16]. Đây là mức tăng trưởng rất cao, gây sức ép đầu tư xây dựng

19

các công trình nguồn điện năng, gia tăng các hậu quả tiêu cực tới môi trường do sản

xuất năng lượng và ảnh hưởng tới an ninh năng lượng quốc gia. Các tác giả Bùi Huy

Phùng, Ngô Tuấn Kiệt và Đoàn Văn Bình cũng nhận định sẽ có khả năng xảy ra mất

cân đối cung - cầu của nguồn năng lượng sơ cấp trong nước, dẫn đến việc phụ thuộc

nhiều hơn vào nguồn năng lượng nhập khẩu và ảnh hưởng đến cung cầu tiêu thụ điện

năng trên quy mô toàn quốc [16; 2]. Điều đó cũng cho thấy vấn đề năng lượng của Việt

Nam sẽ chuyển từ giới hạn trong phạm vi một quốc gia thành một phần của thị trường

quốc tế và chịu sự tác động nhiều hơn từ các tương tác mới này [1].

Nghiên cứu của các tác giả Nguyễn Anh Tuấn và Nguyễn Mạnh Cường đã

đánh giá hiện trạng của hạ tầng phục vụ sản xuất - cung ứng điện tại Việt Nam, chỉ

ra một số điểm yếu như : nhu cầu điện tăng nhanh; sử dụng điện còn lãng phí; các

nguồn nhiên liệu hóa thạch đang dần cạn kiệt, trong khi nhập khẩu nhiên liệu gặp

nhiều khó khăn; lưới truyền tải điện dài, kém tin cậy cung cấp điện [33]. Theo các

tác giả, nhu cầu điện tại Việt Nam có thể có xu hướng tăng trưởng ở tốc độ thấp hơn

nhờ vào các hoạt động sử dụng điện hiệu quả, tiết kiệm, qua đó giảm bớt gánh nặng

đầu tư và tiêu tốn tài nguyên NL trong nước, giảm bớt nhập khẩu, giảm bớt sự phụ

thuộc bên ngoài. Về cơ cấu phát triển nguồn điện, nghiên cứu đề xuất khuyến khích

và có cơ chế hợp lý để tăng cường tỷ trọng nguồn NLTT, giảm bớt phát thải gây

hiệu ứng nhà kính, phù hợp với định hướng tăng trưởng xanh và phát triển bền

vững. Về lưới truyền tải, cần thiết quy hoạch cấu trúc lưới hợp lý, phù hợp với điều

kiện phân bố tài nguyên, phù hợp với bố trí các nguồn điện và trung tâm phụ tải,

giảm tổn thất, hạn chế truyền tải xa, giảm bớt dòng ngắn mạch. Đây là các giải pháp

để hướng tới mục tiêu giải quyết mối quan tâm hàng đầu của quốc gia trong ngành

công nghiệp điện lực là vấn đề an ninh trong cung cấp điện, an ninh năng lượng.

Trong nghiên cứu về tiềm năng kinh tế của NLTT để phát điện tại Việt

Nam, tác giả Nguyễn Thanh Nhân và Hà Dương Minh đã sử dụng Mô hình quy

hoạch tổng hợp tiếp cận từ dưới lên để đánh giá tiềm năng kinh tế của NLTT

phục vụ phát điện tập trung (nối lưới). Phân tích các kịch bản cho thấy việc sử

dụng các nguồn NLTT sẽ góp phần giảm tỉ trọng của nhiệt điện than trong hệ

thống điện từ 44% xuống còn 39%, giai đoạn 2010 - 2030. Hệ quả là phát thải

KNK của hệ thống điện sẽ giảm từ 4% đến 8%. Việc sử dụng NLTT cũng được

chứng minh là có thể giảm áp lực đầu tư của hệ thống điện đối với các nhà máy

20

sử dụng công nghệ nhiên liệu hóa thạch khoảng 4,400 MW. Đây là mức thay thế

có ý nghĩa trong việc đảm bảo nguồn than trong nước, giảm nhập khẩu than và

khí, nâng cao mức độ độc lập và an ninh năng lượng quốc gia [71].

Về phía quản lý nhu cầu và tăng trưởng tiêu dùng điện bền vững, nghiên cứu

của các tác giả Bui Huy Phung và Trân Viêt Ngai dựa trên những phân tích tương

quan giữa cơ cấu kinh tế và phát triển hạ tầng năng lượng đã nhận định răng: Việt

Nam cần ưu tiên phát triển các ngành công nghiệp có cường độ năng lượng thấp,

thực hiện giải pháp thay thế các thiết bị hiệu suất thấp, áp dụng công nghệ mới, sản

xuất các trang thiết bị hiệu suất cao, khuyến khích về thuế cho các DN tiết kiệm

năng lượng, miễn giảm thuế thu nhập từ các hoạt động tiết kiệm năng lượng, miễn

giảm thuế thu nhập hàng hóa và thiết bị tiết kiệm điện năng, trợ giá cho đầu tư các

dây chuyền sản xuất sản phẩm tiết kiệm năng lượng và các dự án tiết kiệm năng

lượng, ban hành tiêu chuẩn bắt buộc về tiêu thụ năng lượng cho thiết bị [17].

1.2.2. Nghiên cứu về cơ chế giá điện cho thị trường điện lực

Các nhà nghiên cứu tại Viện Năng lượng - Bộ Công Thương (BCT) đã thực

hiện một số nghiên cứu về cơ chế giá điện cho TTĐ, bao gồm các nghiên cứu về giá

bán lẻ và giá truyền tải. Tác giả Tiết Minh Tuyết đã nghiên cứu ảnh hưởng của cơ

chế điều chỉnh giá điện đến cơ cấu thành phần phụ tải trong dự báo nhu cầu điện.

Nghiên cứu đã chỉ ra cơ chế giá điện là giải pháp có tác dụng lớn nhất trong việc

điều hòa biểu đồ của hệ thống, cũng như giá phản ánh được giá trị sử dụng và các

yếu tố giá điện liên quan đến khách hàng tiêu thụ [35]. Việc thiết kế cơ chế giá phù

hợp sẽ mang lại lợi ích không chỉ cho phía nhà cung cấp, khách hàng sử dụng điện

mà còn mang lại lợi ích kinh tế cho toàn xã hội. Trong nghiên cứu về phân tích

tương quan giá các dạng năng lượng Việt Nam, các tác giả Tiết Minh Tuyết và

Nguyễn Chí Phúc đã tiến hành phân tích sự tương quan giá các dạng năng lượng

chính của Việt nam bao gồm than, dầu, khí và điện, và xác định giá tương đối để

đưa ra cơ cấu giá các dạng năng lượng này theo hướng thị trường phù hợp [36].

Nghiên cứu đã chỉ ra được mức độ tương đối về giá các dạng năng lượng so sánh

tương quan với giá than cho sản xuất điện. Để giá các dạng năng lượng phản ánh

đúng theo thị trường, nhất là các dạng năng lượng có ảnh hưởng lớn từ thị trường

khu vực, thì cần phải xác định giá tương đối quy về năng lượng cơ sở tương đương

21

với thị trường khu vực. Từ đó có thể so sánh mức độ giữa giá các dạng năng lượng

chủ yếu so với giá than bình quân cho sản xuất điện là bao nhiêu sẽ hợp lý như: giá

dầu so với giá than; giá khí so với giá than và giá điện so với giá than.

Nhóm các tác giả Nguyễn Anh Tuấn và Nguyễn Anh Dũng là một trong

những nhóm nghiên cứu đầu tiên xem xét vấn đề xác định giá truyền tải điện phục

vụ vận hành TTĐ tại Việt Nam [34]. Các tác giả này đã tập trung nghiên cứu giá

truyền tải hợp lý và các phương pháp hạn chế tắc nghẽn mạch trong điều kiện thị

trường và đề xuất phương pháp tính giá truyền tải và phương thức chống tắc

nghẽn áp dụng cho thị trường điện Việt Nam trong giai đoạn phát triển thị trường

bán buôn cạnh tranh cũng như các cấp độ phát triển cao hơn của thị trường.

Nhóm nghiên cứu đã phân tích đánh giá các phương pháp tính phí truyền tải điện

đang áp dụng, tính toán minh họa theo phương pháp chi phí gia tăng bình quân

dài hạn “Long Run Average Incremental Cost -LRAIC” và trình bày kết quả tính

toán, phí truyền tải điện cho hệ thống điện trong giai đoạn 2010-2025. Phương

pháp nêu trên được khuyến nghị sử dụng để tính toán tham chiếu cho các dự báo

dài hạn bên cạnh phương pháp “tem thư” đang được áp dụng hiện nay.

1.2.3. Phát triển cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ thị trường điện lực và

tái cơ cấu ngành điện

Phát triển cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ thị trường điện lực và tái cơ

cấu ngành điện là các quá trình gắn bó mật thiết với xây dựng TTĐ. Khi khảo

cứu về ngành điện và TTĐ Việt Nam, NCS nhận thấy đã có một số nghiên cứu

tại Việt Nam xem xét vấn đề trên. Cải cách ngành điện tạo ra các điều kiện cần

thiết để xây dựng và vận hành TTĐ, trong khi việc phát triển thành công TTĐ sẽ

là động lực chính để cải cách ngành điện. Các nghiên cứu và các văn bản pháp

quy của Chính phủ đều nhìn nhận nội dung trọng tâm của tái cơ cấu ngành điện

là cấu trúc lại tổ chức và hoạt động của Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) theo

định hướng nhà nước chỉ giữ độc quyền khâu truyền tải điện, quản lý khâu điều

độ và một số nhà máy điện lớn, có vai trò chiến lược. Các khu vực và bộ phận

khác của EVN được chia tách và từng bước cổ phần hóa, tạo sự cạnh tranh và

nâng cao minh bạch trong hoạt động của ngành điện [43; 82]. Dưới đây là một số

nghiên cứu nổi bật về vấn đề này.

22

Đề tài “Nghiên cứu về lộ trình hình thành và phát triển thị trường năng lượng

Việt Nam” [3] của Bộ Công nghiệp (nay là BCT) và Báo cáo “Nghiên cứu về lộ

trình cải cách ngành điện Việt Nam, dự án “TA 3763-VIE” do ADB tài trợ [40] đã

phân tích lộ trình thích hợp cho việc hình thành và phát triển TTĐ Việt Nam. Đây

chính là cơ sở để ban hành Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg về phê duyệt lộ trình,

các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ TTĐ tại Việt Nam. Theo đó, TTĐ

sẽ phát triển qua ba cấp độ: thị trường phát điện cạnh tranh, thị trường bán buôn

cạnh tranh và thị trường bán lẻ cạnh tranh.

Công tác chuẩn bị, hoàn thiện hệ thống văn bản pháp lý, xây dựng năng lực

và hạ tầng kỹ thuật phục vụ xây dựng và vận hành thị trường phát điện cạnh tranh

đã được nghiên cứu, đề xuất trong Báo cáo “Đề án thiết kế tổng thể thị trường phát

điện cạnh tranh và tái cơ cấu ngành điện cho phát triển TTĐ” của Cục Điều tiết điện

lực (CĐTĐL) thực hiện [7].

Trong quá trình tái cơ cấu ngành điện, việc cấu trúc lại Tập đoàn Điện lực

Việt Nam và các đơn vị thành viên, vấn đề xây dựng và hoàn thiện cơ cấu khâu

truyền tải đã được một số học giả và nghiên cứu sinh chú ý, nghiên cứu.

Luận án Tiến sỹ của tác giả Cao Đạt Khoa về mô hình tổ chức và cơ chế

quản lý khâu truyền tải điện ở Việt Nam đã đề cập đến các vấn đề quan trọng của tái

cấu trúc phục vụ phát triển ổn định ngành điện, thay đổi mô hình tổ chức và cơ chế

quản lý khâu truyền tải điện [15]. Luận án đã phân tích một số khía cạnh về thể chế

quản lý trong lĩnh vực truyền tải trong đó chỉ ra một số gợi ý về mô hình phù hợp

cho truyền tải điện Việt Nam trong bối cảnh xây dựng và phát triển TTĐ [15]. Định

hướng tổ chức và cải cách thể chế, cơ chế quản lý khâu truyền tải điện ở Việt Nam

được tác giả Cao Đạt Khoa đề xuất là:

• Phi tập trung hóa quản lý và giao quyền/phân cấp mạnh hơn cho các Công ty

truyền tải điện

• Thế chế hóa và gia tăng tính độc quyền của hoạt động truyền tải điện cho

đơn vị truyền tải duy nhất

• Gia tăng sự độc lập vận hành của đơn vị truyền tải , tách bạch chức năng

quản lý hành chính và quản lý phần vốn nhà nước tại Tổng công ty Truyền tải điện

Quốc gia của BCT, đảm bảo sự quản lý của BCT đối với Tổng công ty Truyền tải

điện Quốc gia là quản lý nhà nước, không phải quản lý kinh tế

23

Tuy nhiên Luận án nêu trên chưa đề cập chi tiết đến cách thức điều tiết các đơn

vị truyền tải trong TTĐ cạnh tranh, đặc biệt là khi thị trường chuyển lên cấp độ bán

buôn cạnh tranh, khi có sự cạnh tranh mua điện giữa các công ty điện lực, thay vì cơ

chế một đơn vị mua buôn duy nhất là EVN như hiện nay.

Nghiên cứu của Tổ chức phát triển Liên Hiệp Quốc năm 2012 cũng đánh giá

sơ bộ quá trình cải cách ngành điện song song với quá trình cấu trúc lại và sắp xếp

lại EVN. Tuy nhiên báo cáo nghiên cứu chỉ dừng lại ở mức độ cập nhật tiến độ cải

cách, đưa ra một số nhận định chung về các nhiệm vụ cải cách như giá điện, sắp xếp

các công ty thuộc EVN, cải cách thể chế về cơ chế làm việc của CĐTĐL trực thuộc

BCT [43]. Báo cáo đồng thời cũng chỉ ra một số khó khăn của quá trình cải cách ngành

điện về mặt tổ chức, thu hút đầu tư từ tư nhân, phân tích các bên liên quan và đưa ra

một số khuyến nghị để đẩy nhanh quá trình cải cách. Tuy nhiên, các phân tích và

khuyến nghị của báo cáo chưa làm rõ nét vai trò quan trọng của cải cách thể chế quản

lý và điều tiết thị trường tại Việt Nam, do đó, không tập trung vào vấn đề nâng cao hiệu

quả quản lý, điều tiết của thể chế hiện tại.

1.2.4. Phát triển mô hình cạnh tranh của thị trường điện lực Việt Nam

Theo lộ trình phát triển, TTĐ Việt Nam sẽ trải qua các cấp độ tương ứng với

việc tự do hóa hoặc cải cách lần lượt ở các khâu sản xuất, truyền tải và phân phối

điện. Ở khâu tự do hóa sản xuất điện, BCT đã chủ trì nghiên cứu, thiết kế thị trường

phát điện cạnh tranh và ban hành các quy định về quản lý và điều tiết thị trường từ

năm 2009. Cho đến nay thị trường đã trải qua giai đoạn thực hiện thí điểm từ tháng

7 năm 2011 và vận hành chính thức từ tháng 7 năm 2012. Thị trường phát điện cạnh

tranh được phát triển nhằm đáp ứng được các mục tiêu cơ bản sau:

- Đảm bảo cung cấp điện ổn định, đảm bảo thu hút đủ vốn đầu tư vào ngành

điện nhằm đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của phụ tải, đồng thời hạn chế những xáo

trộn lớn về cấu trúc ngành ảnh hưởng đến việc vận hành của hệ thống điện.

- Thu hút đầu tư từ các nguồn lực mới, đặc biệt là các nhà đầu tư tư nhân và

nước ngoài.

- Tăng sự cạnh tranh để nâng cao hiệu quả hoạt động và có giá điện hợp lý,

mức độ cạnh tranh trong TTĐ sẽ tăng lên dần dần để tạo ra những động lực mạnh

mẽ khuyến khích nâng cao hiệu quả.

24

Đối tượng tham gia thị trường là các các nhà máy điện có công suất đặt lớn hơn

30MW đấu nối trực tiếp vào lưới điện quốc gia bắt buộc phải tham gia cạnh tranh bán

điện (trừ các nhà máy được đầu tư theo hình thức xây dựng - vận hành - chuyển giao

(BOT), các nhà máy điện gió, địa nhiệt…). Từ năm 2015, các nhà máy thủy điện có

công suất đặt đến 30 MW, đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên, đáp ứng đủ

các điều kiện về cơ sở hạ tầng được quyền lựa chọn tham gia TTĐ.

Đối với cấp độ thị trường bán buôn điện, bên cạnh các đề án nghiên cứu của

BCT, các nhà nghiên cứu và các luận án đã xem xét vấn đề xây dựng TTĐ từ quan

điểm tổng thể cho đến thiết kế chi tiết của thị trường.

Luận án của tác giả Nguyễn Thành Sơn “Xây dựng và phát triển thị trường

bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam” bảo vệ năm 2014 đã đánh giá thực trạng TTĐ

Việt Nam xét trên khía cạnh hoạt động của TTĐ theo lộ trình do Chính phủ phê

duyệt và các chức năng của thị trường được thực hiện ra sao trong việc cung cấp đủ

điện cho - phát triển kinh tế - xã hội. Từ đó luận án phân tích và chỉ ra các tồn tại

của TTĐ trên các khía cạnh:

- Mối quan hệ của các chủ thể tham gia TTĐ chưa thực sự minh bạch;

- Lưới điện truyền tải phát triển chưa đồng bộ với nhu cầu phụ tải;

Một trong những nguyên nhân gây ra các hạn chế, tồn tại được chỉ ra là:

quản lý nhà nước với TTĐ còn nhiều bất cập về hình thái tổ chức và hoạt động của

EVN chứa đựng các yếu tố ảnh hưởng tiêu cực đến động lực và hiệu quả hoạt động

kinh doanh (do sở hữu lớn, cấu trúc thị trường mất cân đối), không khuyến khích

cạnh tranh (là yếu tố sống còn liên quan trực tiếp đến sự vận hành của TTĐ) giữa

các công ty thuộc EVN và giữa EVN với các đơn vị sản xuất điện độc lập, các nhà

máy điện theo hình thức xây dựng - vận hành - chuyển giao (BOT). Tuy nhiên tác

giả chưa chỉ ra những nguyên nhân nội tại trực tiếp liên quan đến TTĐ mà ở đó, có

những yếu tố ảnh hưởng đến yêu cầu vận hành TTĐ một cách công bằng, minh

bạch, dựa trên thị trường và phục vụ lợi ích của người tiêu dùng thay vì duy trì các

ưu đãi và phục vụ lợi ích của các công ty điện lực.

Tác giả đề xuất mô hình và giải pháp phát triển thị trường bán buôn điện

cạnh tranh bao gồm các vấn đề: mở rộng quy mô thị trường thông qua đa dạng hóa

các chủ thể tham gia, huy động vốn đầu tư, bảo đảm chất lượng điện, giảm giá

25

thành sản xuất và kinh doanh. Mô hình đề xuất cho thị trường bán buôn điện cạnh

tranh là chào giá theo chi phí. Cơ chế hoạt động của thị trường bán buôn cạnh tranh

được đề xuất với hai thị trường thứ cấp là: thị trường HĐMBĐ song phương với

nhiều bên tham gia mua bán điện trên cơ sở tự nguyện và có tính đến ràng buộc của

hệ thống và TTĐ giao ngay của các bên tham gia mua bán điện trên thị trường cân

bằng điện năng dư.

Tác giả Nguyễn Thành Sơn cũng đề xuất một số giải pháp về cơ chế quản lý

và thể chế điều tiết TTĐ bao gồm các chính sách và cơ sở pháp lý của Nhà nước

nhằm thu hút đầu tư phát triển điện lực, chính sách về giá điện. Các đề xuất cũng đề

cập đến hành lang pháp lý để điều chỉnh hoạt động thị trường bán buôn điện cạnh

tranh, về xây dựng cơ sở hạ tầng, vv. Tuy nhiên, các đề xuất về thể chế quản lý,

điều tiết thị trường không được nêu rõ ràng trong luận án và thể hiện mức độ cải

cách chưa cao [21].

Bên cạnh các nghiên cứu hàn lâm, BCT cũng chủ trì và mời các đơn vị tư

vấn có kinh nghiệm ở trong và ngoài nước xây dựng thiết kế chi tiết thị trường điện

bán buôn. Theo đó, đề án “Xây dựng thị trường bán buôn điện cạnh tranh” được

thực hiện và là cơ sở để BCT đã ban hành Quyết định số 6463/QĐ-BCT phê duyệt

Thiết kế tổng thể Thị trường bán buôn điện cạnh tranh năm 2014. Quyết định trên quy

định về tổng thể về các đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện, định hướng các cơ

chế vận hành thị trường bán buôn điện. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh sẽ trải qua

hai giai đoạn vận hành thí điểm và vận hành hoàn chỉnh, từ 2015 đến 2021.

Về mặt thiết kế mô hình cạnh tranh, đề án cho phép các Công ty điện lực

được phép tham gia mua buôn trên thị trường, thay vì chỉ có một người mua duy

nhất là Tổng Công ty mua bán điện, trực thuộc EVN như hiện nay. Thiết kế tổng thể

cũng đưa ra các cơ chế vận hành, giao dịch trong Thị trường bán buôn điện cạnh

tranh để đảm bảo quyền lợi và nghĩa vụ của các bên tham gia giao dịch.

Đối với cấp độ cao nhất của thị trường là thị trường bán lẻ điện cạnh tranh,

nghiên cứu đáng chú ý liên quan đến nội dung này là đề tài khoa học và công nghệ cấp

nhà nước thực hiện năm 2012 “Xây dựng và phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh

tranh” đã phân tích và đề xuất mô hình thị trường điện bán lẻ cạnh tranh tại Việt Nam

do nhóm nghiên cứu của Đại học Điện lực - BCT chủ trì.

26

Nhóm tác giả cho rằng một mô hình cạnh tranh bán lẻ cơ bản có điểm đặc

trưng đó là nó cho phép tất cả các hộ tiêu thụ lựa chọn nguồn phát hoặc trực tiếp

hoặc gián tiếp thông qua việc lựa chọn người bán lẻ. Trong mô hình này khâu phát

điện đã được phi điều tiết với sự tự do gia nhập và rút lui khỏi ngành, và việc điều

tiết không đặt ra yêu cầu nào về công suất của các nguồn phát. Khâu bán lẻ cũng

được phi điều tiết trong đó các nhà bán lẻ cạnh tranh thực hiện những vai trò như

nhau giống như trong các thị trường khác. Các khách hàng tiêu thụ cuối cùng, sẽ

phải ký hợp đồng thuê dịch vụ đường dây với công ty đường dây phân phối độc

quyền trong khu vực của mình và ký hợp đồng mua điện năng với công ty bán lẻ

lựa chọn. HĐMBĐ giữa khách hàng tiêu thụ cuối cùng với các công ty bán lẻ có thể

được ký dưới dạng các hợp đồng sai khác trong đó kết hợp việc mua bán trên thị

trường giao ngay và việc mua bán trên thị trường dài hạn.

1.3. KẾT LUẬN RÚT RA TỪ NHỮNG NGHIÊN CỨU VỀ PHÁT TRIỂN

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC VÀ HƯỚNG NGHIÊN CỨU CỦA LUẬN ÁN

1.3.1. Những vấn đề đã thống nhất

Các nghiên cứu, đề án phát triển TTĐ đã thống nhất trên một số điểm như sau:

Phát triển TTĐ cần giảm dần sự điều tiết của Nhà nước và tự do hóa một

số khu vực của ngành điện

Các nghiên cứu về phát triển TTĐ về cơ bản có quan điểm thống nhất về

định hướng và lộ trình giảm sự can thiệp của nhà nước vào thị trường và dần tự do

hóa ở một số khâu như sản xuất hoặc bán lẻ điện. Quá trình này có liên hệ chặt chẽ

với cải thiện cơ chế cạnh tranh. Khi tính cạnh tranh trên thị trường càng thấp, hay

tính độc quyền càng cao, thì vai trò của “bàn tay vô hình” càng giảm đi; lúc đó cần

phải tăng cường vai trò của “bàn tay hữu hình” hay sự can thiệp của nhà nước vào

thị trường. Ngược lại, khi tính cạnh tranh trên thị trường càng cao, vai trò của “bàn

tay vô hình” phát huy tác dụng, thì cần phải hạn chế sự can thiệp của nhà nước vào

thị trường. Do vậy quá trình xây dựng TTĐ cạnh tranh tại nhiều quốc gia được xem

là quá trình phi điều tiết ngành điện.

Định hướng xây dựng thị trường điện lực tại Việt Nam vận hành hiệu quả

hơn trên nhiều mặt:

Thứ nhất, cơ chế định giá hiệu quả: giúp đạt được mục tiêu tối thiểu hóa chi

phí mua điện trên thị trường, đồng thời đưa ra tín hiệu giá đúng, phản ánh đúng chi phí

27

mua điện tại bất cứ địa điểm và trong các chu kỳ giao dịch. Cơ chế định giá thị trường

cần khuyến khích các đơn vị phát điện thực hiện các hành vi chào giá phát điện một

cách hiệu quả, khuyến khích các đơn vị phát điện hoạt động theo định hướng tối ưu chi

phí; và đưa ra tín hiệu giá hiệu quả cho khách hàng tham gia thị trường.

Thứ hai, khuyến khích đầu tư hiệu quả: một trong số các mục tiêu quan trọng

của TTĐ Việt Nam là thu hút đầu tư phát triển nguồn điện mới. Để đạt được mục

tiêu này, TTĐ cạnh tranh cần phải: i) Đưa ra được tín hiệu về giá, phản ánh đúng

nhu cầu hệ thống cho nhà đầu tư; ii) Đảm bảo tính minh bạch trong vận hành hệ

thống điện - TTĐ; iii) Khuyến khích nâng cao hiệu quả vận hành để khai thác tối ưu

các nguồn điện hiện có.

Thứ ba, vận hành hệ thống điện và TTĐ cần hiệu quả, minh bạch hơn: Một

khía cạnh quan trọng của tất cả các TTĐ là hiệu quả vận hành cũng như tính minh bạch

trong quá trình vận hành TTĐ và hệ thống điện. Một TTĐ có thể được thiết kế tốt,

nhưng thực tế hoạt động lại không đặt hiệu quả như dự kiến nếu như không đảm bảo

việc thực hiện nguyên tắc vận hành thị trường hiệu quả và minh bạch. Để đảm bảo

nguyên tắc trên, TTĐ Việt Nam cần đảm bảo các yêu cầu sau:

- Có cơ chế, công cụ định giá thị trường và điều độ, vận hành hệ thống điện

cũng như TTĐ hiệu quả;

- Khai thác và sử dụng các nguồn cung điện năng hiện có một cách hiệu quả;

- Vận hành hệ thống truyền tải và phân phối điện hiệu quả;

- Có các quy định về đảm bảo tính minh bạch để tạo niềm tin đối với nhà đầu

tư: công bố đầy đủ thông tin, đảm bảo tính độc lập của đơn vị vận hành hệ thống

điện và TTĐ; kiểm toán độc lập các công cụ tính toán; cơ chế giám sát thị trường…;

- Đảm bảo tính nhất quán, không chồng chéo giữa quy định vận hành thị

trường và các quy định có liên quan khác.

Thứ tư, nâng cao tính cạnh tranh trong ngành điện: để đảm bảo tính cạnh

tranh trong ngành điện, trước hết cần phải đảm bảo cấu trúc ngành điện phù hợp,

theo đó, cần hình thành nhiều đơn vị mua điện và nhiều đơn vị bán điện, các đơn

vị cung cấp dịch vụ (Đơn vị vận hành hệ thống điện và TTĐ, Đơn vị truyền tải

điện, Đơn vị phân phối điện….) cần độc lập với bên mua và bên bán.

28

1.3.2. Những vấn đề chưa thống nhất

Một số vấn đề chủ yếu chưa đạt được sự thống nhất giữa các nghiên cứu liên

quan về TTĐ và phát triển TTĐ là:

Thứ nhất, các nghiên cứu chưa xem xét đầy đủ bối cảnh, điều kiện cũng như

triển vọng xây dựng và phát triển TTĐ tại Việt Nam, trong đó đâu là yếu tố tiên

quyết và căn bản để hỗ trợ và quá trình chuyển đổi của thị trường.

Thứ hai, các nghiên cứu về phát triển TTĐ hiện tập trung phần lớn các nỗ lực

vào giải pháp cải thiện mức độ cạnh tranh, xây dựng lộ trình và thiết kế TTĐ và các

nền tảng phục vụ giao dịch trên TTĐ mà chưa xem xét sự phát triển của TTĐ gắn

với sự phát triển tổng thể của ngành điện, cụ thể là gắn với cung, cầu, bảo đảm cân

bằng cung cầu điện hay những nguy cơ có thể xảy ra đối với an ninh hệ thống điện,

an ninh kinh tế nếu xảy ra các sự cố gián đoạn cung cấp điện trên quy mô lớn khi

đẩy mạnh quá trình tự do hóa ngành điện. Điều này dẫn đến việc thiếu các nghiên

cứu đầy đủ về các cơ chế thu hút đầu tư phát triển chuỗi cung ứng điện năng, đặc

biệt là các cơ chế gỡ bỏ các rào cản về thể chế, chính sách và thị trường đối với các

DN tham gia đầu tư vào sản xuất điện;

Thứ ba, định hướng tổng quát và lộ trình tự do hóa một số khâu khu vực của

ngành điện, nâng cao hiệu lực quản lý và điều tiết thị trường, thể chế vận hành thị

trường phù hợp, cải thiện sự độc lập tương đối của các cơ quan điều tiết, quản lý thị

trường chưa được làm sáng tỏ.

1.3.3. Hướng nghiên cứu của luận án

Về cách tiếp cận: luận án nghiên cứu phát triển TTĐ tại Việt Nam dưới góc

nhìn kinh tế phát triển, trong đó xem xét sự phát triển của TTĐ không tách rời khỏi

sự phát triển tổng thể của ngành điện. Theo đó, luận án không chỉ nghiên cứu về

phát triển TTĐ như giải pháp về xây dựng lộ trình và thiết kế TTĐ và các nền tảng

phục vụ giao dịch trên TTĐ mà còn xét đến các nội dung, bộ phận thiết yếu nhất

của TTĐ như cung, cầu, yếu tố trung gian kết nối cung - cầu.

Về mặt lý luận: Luận án hệ thống hoá cơ sở lý thuyết về TTĐ tại Việt Nam.

Cụ thể, luận án sẽ làm rõ: Khái niệm, đặc điểm và vai trò của TTĐ; Nội dung, các

chỉ tiêu đánh giá và các nhân tố ảnh hưởng đến phát triển TTĐ.

29

Về mặt thực tiễn: trước hết luận án khảo cứu kinh nghiệm phát triển TTĐ để từ

đó rút ra các bài học cho phát triển TTĐ tại Việt Nam. Trên cơ sở này luận án phân

tích, đánh giá thực trạng phát triển TTĐ tại Việt Nam trên cơ sở lý thuyết đã xây

dựng ở Chương 2. Các nội dung, bộ phận thiết yếu nhất của TTĐ là cung, cầu, hạ

tầng cho TTĐ bao gồm nền tảng và cơ chế phục vụ giao dịch TTĐ, cơ chế cạnh

tranh và cơ chế giá qua đó nhận dạng được các giải pháp thúc đẩy sự phát triển

chuỗi cung ứng điện năng tại Việt Nam. Luận án sẽ chỉ ra những ưu điểm, nhược

điểm của các khía cạnh, nội dung của phát triển TTĐ tại Việt Nam.

Trên cơ sở phân tích, đánh giá thực trạng TTĐ, luận án đề xuất khuyến nghị

để phát triển TTĐ tại Việt Nam trong thời kỳ tới. Các khuyến nghị này định hướng

vào minh bạch hóa thị trường, thu hút đầu tư phát triển nguồn điện và sắp tới là lưới

điện, nâng cao dịch vụ cung cấp đến người tiêu dùng.

30

Chương 2

CƠ SỞ LÝ LUẬN VÀ KINH NGHIỆM THỰC TIỄN

VỀ PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC

2.1. KHÁI NIỆM, VAI TRÒ VÀ ĐẶC ĐIỂM CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC

2.1.1. Khái quát về ngành điện và thị trường điện lực

2.1.1.1.Khái quát chung

Chuỗi sản xuất cung ứng của ngành công nghiệp điện lực về cơ bản bao gồm

bốn khâu: Sản xuất, truyền tải, phân phối và bán lẻ điện. Trong khâu sản xuất, điện

năng được tạo ra nhờ các quá trình chuyển đổi năng lượng từ các nguồn thủy năng,

nhiệt năng, năng lượng gió, mặt trời hay địa nhiệt ... Việc sản xuất năng lượng sử

dụng đầu vào là các nguồn năng lượng sơ cấp như than, dầu, khí, gió, mặt trời,

nguồn nước… Sau khi được sản xuất tại các cơ sở phát điện, điện năng được ngay

lập tức đưa tới người sử dụng nhờ hệ thống mạng lưới truyền tải và hệ thống phân

phối (Hình 2.1).

Hình 2.2. Chuỗi sản xuất - cung ứng điện năng

của ngành công nghiệp điện lực

Nguồn: [61]

Điện năng được sản xuất ra khi có nhu cầu tiêu thụ, bắt nguồn từ việc đây là

mặt hàng không có tồn kho do khả năng lưu trữ điện năng ở các hệ thống lưu trữ

năng lượng là rất hạn chế và đắt đỏ. Do vậy, trong quá trình vận hành hệ thống điện

từ sản xuất tới tiêu dùng, có một yêu cầu bắt buộc là hai quá trình sản xuất và tiêu

31

thụ điện năng phải được diễn ra đồng thời, và về mặt kỹ thuật, phải luôn luôn cân

bằng. Đây cũng chính là đặc điểm và khác biệt căn bản của ngành công nghiệp điện

lực so với các lĩnh vực khác, quyết định đến mô hình kinh doanh và cách thức vận

hành của ngành điện trên toàn cầu. Trong ngắn hạn, khi có khả năng xảy ra mất cân

bằng cung cầu do nguồn cung hoặc cầu có khả năng biến động, hệ thống điện sẽ phải

thực hiện cơ chế đặc biệt được thiết lập để bảo đảm ngay lập tức nguồn sản xuất phải

được cân bằng với nhu cầu sử dụng. Khách hàng sử dụng điện là các cơ sở tiêu thụ

như xây dựng - công nghiệp, tiêu dùng, dân cư, giao thông vận tải và an ninh, quốc

phòng… Hệ thống truyền tải và phân phối điện bao gồm mạng lưới các đường dây và

trạm biến áp, gồm các chức năng:

- Khâu truyền tải điện: điện năng được vận chuyển thông qua hệ thống đường

dây một chiều hoặc xoay chiều cao áp, các máy biến áp tới các trạm phân phối điện.

Hệ thống này yêu cầu sự liên kết lưới và tích hợp các cơ sở phát điện vào mạng lưới

chung, quy trình lập kế hoạch huy động và điều độ để cân bằng cung cầu điện tức

thời, quản lý và khắc phục sự cố lưới điện và liên kết lưới.

- Khâu phân phối điện: bao gồm hệ thống mạng lưới trung áp (110, 35, 22, 10

kV) và các máy biến áp hạ áp. Các đơn vị phân phối điện tại Việt Nam cũng đồng

thời phụ trách việc bán lẻ điện tới khách hàng bao gồm thỏa thuận cấp điện, đo đếm,

tính toán chi phí sử dụng điện và các dịch vụ quản lý nhu cầu điện khác.

Mô hình vận hành truyền thống của ngành điện thường được tổ chức theo

hình thức “độc quyền tự nhiên”. Quá trình sản xuất và phân phối điện năng được

tích hợp và tập trung vào một hoặc một số nhà cung cấp “độc quyền” theo sự điều

tiết của nhà nước. Trong quá khứ, khi hệ thống điện còn hạn chế và khu vực tư nhân

hầu như không có khả năng tham gia lĩnh vực công nghiệp điện lực, mô hình độc

quyền tích hợp dọc có hiệu quả kinh tế, tập trung quá trình sản xuất điện năng vào một

số ít nhà cung cấp có năng lực. Các đơn vị này quản lý toàn bộ các khâu trong quá trình

sản xuất và đảm bảo an ninh cung cấp điện cho toàn bộ hệ thống. Mặt khác do các hạn

chế về kỹ thuật và công nghệ, cách thức giải quyết bài toán cân bằng cung cầu trong tất

cả các thời điểm vận hành của hệ thống đã càng củng cố cho sự tồn tại và vận hành của

mô hình tích hợp và tập trung cao trong sản xuất và phân phối điện năng.

32

Mô hình độc quyền tích hợp dọc cho thấy ưu điểm trong giai đoạn phát triển

sơ khai của ngành điện khi công suất phát điện chưa đủ để đáp ứng nhu cầu luôn

tăng trưởng ở mức cao, đặc biệt tại các nước công nghiệp hoặc đang tiến hành

công nghiệp hóa. Mặt khác, rào cản gia nhập thị trường với khu vực tư nhân là

tương đối cao do các hạn chế về năng lực kỹ thuật và công nghệ, trình độ tổ chức và

quản lý sản xuất, kinh doanh. Do đó, các chính phủ thường giữ luôn vai trò ban

hành chính sách và kiểm soát các nhà cung cấp dịch vụ ngành điện dưới dạng quản

lý trực tiếp về kinh tế và kinh doanh.

Khi sản xuất điện năng bước vào giai đoạn năng lực sản xuất cao hơn đáng

kể so với khả năng tiêu thụ của khách hàng, đồng nghĩa với việc TTĐ có công suất

dự phòng lớn, ngành điện đứng trước yêu cầu về một mô hình sản xuất và kinh

doanh tiên tiến hơn để đảm bảo hiệu quả kinh tế như một ngành kinh doanh thông

thường. Cụ thể hơn, nhu cầu sử dụng dịch vụ điện năng với giá thành rẻ hơn, chất

lượng cao hơn và độ tin cậy đảm bảo dần trở thành xu thế và do đó, là cơ sở để tạo ra

sự cạnh tranh ở giai đoạn sơ khai. Các nhà máy cũ, đã đi vào giai đoạn vận hành cuối

cùng, có chi phí vận hành cao, độ tin cậy thấp hơn phải đối mặt với sự cạnh tranh từ

các nhà máy mới có công nghệ hiện đại hơn và chi phí thấp hơn. Đây là quá trình tự

nhiên để chọn lọc các yếu tố sản xuất có hiệu quả kinh tế cao nhất được tồn tại trong

ngành. Đến cuối thập niên 1980 và đầu thập niên 1990, một số quốc gia tiên phong tại

châu Âu như Anh quốc và tại Hoa Kỳ đã có những bước thử nghiệm tự do hóa ngành

điện và xây dựng TTĐ cạnh tranh, có sự đúc rút kinh nghiệm từ quá trình tự do hóa các

lĩnh vực đã từng là độc quyền trước đó như viễn thông, hạ tầng giao thông, khí đốt.

Cho đến giai đoạn cuối 1990, nhiều TTĐ đã được hình thành và xây dựng thành công,

chuyển đổi ngành công nghiệp điện năng lên một giai đoạn phát triển mới hiệu quả

hơn, chất lượng tốt hơn và nâng cao độ hài lòng của khách hàng.

Các mốc thời gian chính trong quá trình hình thành và phát triển của các

TTĐ trên thế giới:

- Năm 1978: Hoa Kỳ phê duyệt Luật về Các chính sách Điều tiết Công ty điện

lực. Luật này cho phép các nhà sản xuất thu hồi được các khoản đầu tư phát điện

qua giá bán điện hợp lý;

33

- Năm 1982: Chi-lê lần đầu tiên vận hành TTĐ giao ngay. Cơ chế định giá

theo điểm (nodal pricing) lần đầu được giới thiệu bởi Fred Schweppe (1982) và sau

đó được áp dụng tại nhiều TTĐ;

- Năm 1990: Tại nước Anh đã hình thành TTĐ chào giá tự do, sau đó đã trở

thành hình mẫu cho nhiều quốc gia khác xây dựng TTĐ;

- Năm 1994: TTĐ Nordic (Bắc Âu) bắt đầu vận hành và là thị trường giao

ngay quốc tế đầu tiên;

- Năm 1996: TTĐ giao ngay xuất hiện tại Australia và New Zealand,

California. Đây là thị trường định giá theo khu vực, là sự cải tiến của cơ chế định

giá theo điểm;

- Năm 2001: Tại nước Anh, tiến hành cải cách TTĐ, cho phép các bên giao

dịch song phương theo hợp đồng tự do.

2.1.1.2. Khái niệm thị trường điện lực

Theo Samuelson, có thể hiểu thị trường như một cơ chế trong đó người mua

và người bán có thể xác định giá cả và trao đổi hàng hóa, dịch vụ. Thị trường tồn

tại với hầu hết mọi thứ, dưới một số hình thức khác nhau và mang đặc điểm đặc

dù là thị trường đưa người mua và người bán đến với nhau để xác định giá cả và

sản lượng. Từ đó, Samuelson định nghĩa: “thị trường là một cơ chế trong đó

người mua và người bán tương tác với nhau để xác định giá cả và sản lượng của

hàng hóa hay dịch vụ” [76]. Trong cuốn Kinh tế học, nhà kinh tế học Begg và

cộng sự cho rằng: “Thị trường là sự dàn xếp giữa người bán và người mua trong

trao đổi hàng hóa và dịch vụ” [44].

Đối với ngành điện, có thể nhận thấy điện năng không phải là một dạng

hàng hóa thông thường với đặc điểm cơ bản là quá trình sản xuất và tiêu thụ diễn

ra đồng thời và trong ngắn hạn luôn luôn phải được cân bằng thông qua các biện

pháp kỹ thuật và công nghệ. Ngoài ra, hạ tầng điện là hạ tầng thiết yếu mang tính

xương sống, có quan hệ mật thiết với phát triển kinh tế - xã hội và rộng hơn nữa,

bảo đảm an toàn cung cấp điện là góp phần bảo đảm an ninh quốc gia trong trung

và dài hạn.

34

Trong vận hành hệ thống điện, cần có một cơ quan kiểm soát và đơn vị điều

hành hệ thống truyền tải, điều phối việc gửi các đơn vị phát điện để đáp ứng nhu

cầu dự kiến của hệ thống trên lưới truyền tải. Nếu điện năng sản xuất và nhu cầu

tiêu thụ không cân bằng, máy phát điện sẽ tăng tốc hoặc quay chậm lại làm cho tần

số hệ thống tăng hoặc giảm. Nếu tần số nằm ngoài phạm vi đã xác định trước, người

vận hành hệ thống sẽ phải thực hiện thao tác huy động thêm hoặc loại bỏ các tổ máy

phát điện hoặc phụ tải. Do dó, TTĐ là dạng thị trường có sự khác biệt mang tính

đặc thù so với thị trường cho các hàng hóa khác.

Từ đó, NCS đề xuất khái niệm TTĐ như sau:

“Thị trường điện lực là hệ thống cho phép nhà cung ứng điện năng và nhu

cầu sử dụng gặp nhau được xác định bằng giá mua điện trên thị trường nhằm thoả

mãn các lợi ích kinh tế của người mua và người bán”.

Trong TTĐ, cung là tổng năng lượng điện mà nhà sản xuất cung ứng cho thị

trường ứng với từng mức giá trong khi cầu là nhu cầu sử dụng điện ứng với từng

mức giá. Về mặt lý thuyết, TTĐ về cơ bản tuân theo quy luật của nền kinh tế thị

trường: đường cầu và cung cắt nhau ở điểm cân bằng thị trường mà tại đó xác định

được giá cả và số lượng. Giá cả có xu hướng thay đổi cho đến khi thị trường đạt

trạng thái cân bằng - khi lượng cung cân bằng với lượng cầu. Quá trình này diễn ra

liên tục, xác định các điểm cân bằng mới có ảnh hưởng đến sản lượng điện năng,

chi phí sử dụng để sản xuất điện cũng như nhu cầu tiêu dùng như: theo giờ, ngày,

tuần, tháng, năm hoặc theo mùa [21]. Tuy nhiên trong ngắn hạn, sự khác biệt giữa

cung và cầu điện không thể hiện bằng sản lượng điện do sản xuất thường tương

đương với nhu cầu. Sự khác biệt này về mặt tức thời được phản ánh qua các chỉ tiêu

kỹ thuật quan trọng nhất như điện áp và tần số [32].

Sản lượng điện và giá cả có thể biến động tăng, giảm đồng thời đường cầu,

cung điện năng luôn biến động tăng, giảm từ đó xác định điểm cân bằng mới trong

các thời kỳ có ảnh hưởng đến sản lượng điện năng, chi phí sử dụng để sản xuất điện

cũng như nhu cầu tiêu dùng theo các chu kỳ thời gian hoặc theo mùa.

35

Hình 2.3. Cung - cầu điện năng

Nguồn: NCS tổng hợp từ [34; 29; 56]

2.1.1.3. Cơ chế vận hành và cạnh tranh trong thị trường điện lực

Đối với các thị trường hàng hóa thông thường, cạnh tranh giúp điều chỉnh

trật tự thị trường, kích thích tính tích cực, tính đa dạng và nâng cao chất lượng hàng

hoá cho phù hợp với nhu cầu thị trường. Căn cứ vào tính chất cạnh tranh cạnh tranh

được phân thành hai loại:

- Cạnh tranh hoàn hảo: Là hình thức cạnh tranh giữa nhiều người bán trên thị

trường trong đó không người nào có đủ ưu thế khống chế giá cả trên thị trường. Các sản

phẩm bán ra không có nhiều khác biệt về quy cách, phẩm chất mẫu mã.

- Cạnh tranh không hoàn hảo: Là hình thức cạnh tranh giữa những người bán

có các sản phẩm không đồng nhất với nhau. Ở đó, các DN phân phối hoặc sản xuất

có đủ sức mạnh và thế lực để có thể chi phối giá cả các sản phẩm của mình trên thị

trường. Đây là loại hình cạnh tranh phổ biến hiện nay và tùy từng biểu hiện của

hình thức cạnh tranh này mà cách thức tác động đến giá cả sẽ là khác nhau.

- Độc quyền: Trên thị trường chỉ có một hoặc một số ít người bán một sản

phẩm hoặc dịch vụ nào đó, giá cả của sản phẩm hoặc dịch vụ đó trên thị trường sẽ

do họ quyết định không phụ thuộc vào quan hệ cung cầu.

Đối với TTĐ, các hình thức cạnh tranh có những điểm khác biệt và được

Hunt và Shuttleworth bàn luận, đề xuất thành bốn cấp độ hay mô hình cạnh tranh

của TTĐ tương ứng với cấp độ độc quyền có điều tiết cho tới cạnh tranh hoàn toàn

36

[54]. Ở cấp độ cao nhất, các khâu sản xuất điện và bán lẻ điện sẽ hình thành cơ chế

cạnh tranh hoàn hảo trong khi khâu truyền tải sẽ do Nhà nước độc quyền.

Hình thức giao dịch buôn bán phổ biến nhất trong TTĐ là thực hiện thông

qua đơn vị trung gian mua bán điện. Đơn vị trung gian này có thông tin được cung

cấp về hành vi tiêu dùng sản phẩm điện năng dưới dạng các đồ thị phụ tải của khách

hàng mua điện. Đơn vị này đồng thời sẽ nhận các bản chào giá hoặc hồ sơ thầu của

các nhà cung ứng điện năng và thực hiện giao dịch đấu thầu. Khi hoạt động đấu

thầu hoàn tất, đơn vị trung gian sẽ lên kế hoạch cho các nhà cung ứng kết nối và

huy động sản lượng điện năng với các thông số kỹ thuật yêu cầu hoặc theo tiêu

chuẩn. Trong một số trường hợp, bên mua điện và bên bán điện có thể thực hiện các

giao dịch trực tiếp với nhau không qua đơn vị trung gian. Khi đó, giá giao dịch sẽ

bao gồm một khoản phí thanh toán cho đơn vị quản lý vận hành hạ tầng truyền tải,

phân phối điện.

Bên cạnh đó, đối với bên bán điện, họ sẽ có cần có thông tin dự báo nhu cầu

phụ tải để giảm thiểu rủi ro và thành công trên thị trường cạnh tranh. Các nhà máy

bán điện không thể khẳng định chắc chắn việc bán điện trong tương lai theo giá quy

định trong hợp đồng dài hạn sẽ có lãi bởi lẽ cung, cầu và giá điện trong quá khứ có

thể sẽ khác với sự trông đợi của họ tại thời điểm ký hợp đồng. Do đó các nhà máy

sản xuất điện cần phải áp dụng các biện pháp để nâng cao độ chính xác dự báo nhu

cầu phụ tải. Các tiên đoán mà nhà máy dựa vào để ra quyết định, phải được điều

chỉnh và cập nhật liên tục, hoặc sử dụng các công cụ toán học, phần mềm chuyên

sâu để phân tích và đưa ra kết quả dự báo chuẩn xác.

Theo Hunt, một thị trường cần có các nhân tố sau đây để trở thành thị trường

hiệu quả và cạnh tranh [54]:

- Có nhiều người mua và người bán - và không có bên nào có quyền lực chi

phối để tác động đến chức năng của thị trường;

- Người mua và người bán tham gia thương lượng giá;

- Thị trường vận hành linh hoạt và hiệu quả;

- Các bên được tiếp cận công bằng tới các cơ sở, hạ tầng thiết yếu;

- Kiểm soát trợ giá và môi trường kinh doanh để đảm bảo sự vận hành của

thị trường.

37

Thông thường, các thị trường hàng hóa tự tiến hóa mà không cần sự can

thiệp hay lập kế hoạch trước. Thị trường sẽ quyết định sản xuất cái gì, phân bổ các

nguồn lực ra sao, và phân phối sản phẩm đến cho ai. Thị trường sẽ dựa vào quyết

định của khách hàng trong việc mua cái gì, số lượng bao nhiêu và sản phẩm của nhà

sản xuất nào. Khi các nền tảng TTĐ được thiết kế và vận hành tốt, TTĐ sẽ phát

triển theo quy luật nêu trên.

2.1.2. Đặc điểm của thị trường điện lực

Do có sự tồn tại những sự khác biệt lớn giữa điện năng và các loại hàng hóa

thông thường, TTĐ mang những đặc điểm tương đối đặc trưng. Các khác biệt này là

yếu tố then chốt phải tính đến khi vận hành TTĐ cạnh tranh:

Thứ nhất, điện hầu như không thể lưu trữ được: Cho đến nay, các công nghệ

lưu trữ điện năng vẫn chưa cho phép tích trữ điện năng ở quy mô đủ lớn để có thể

có “tồn kho điện năng”. Do đó, TTĐ vẫn phải được xây dựng, phát triển và vận

hành dựa trên các nguyên tắc vật lý: khách hàng được cung cấp điện năng thông qua

hệ thống mạng lưới đường dây truyền tải và phân phối để kết nối với nhà máy sản

xuất một cách liên tục, tức thời và phải đảm bảo tin cậy. Nếu không duy trì được sự

cân bằng vật lý giữa cung và cầu điện, hệ thống điện sẽ chịu những hậu quả nghiêm

trọng và nặng nề. Do vậy, việc phát điện và tiêu thụ điện phải luôn luôn được cân

bằng để duy trì tần số, điện áp và độ ổn định của mạng lưới điện đồng thời tránh

được các sự cố mất điện đột ngột.

Thứ hai, do hầu như không thể lưu trữ, vận hành của TTĐ phải bám sát theo

thay đổi của nhu cầu điện trong năm, trong mùa, tháng, ngày hay thậm chí hàng giờ

để gửi tín hiệu huy động công suất phát và hình thành các giao dịch mua bán. Do

yêu cầu về cân bằng giữa cung và cầu điện, điện năng chỉ được sản xuất ra khi có

nhu cầu tiêu thụ. Để đảm bảo tính kinh tế, sẽ chỉ có một số nhà máy được huy động

để sản xuất điện. Khi nhu cầu điện giảm xuống mức thấp, chỉ các nhà máy có hiệu

quả cao nhất mới được huy động vào hệ thống. Do sản xuất thay đổi tăng hoặc giảm

theo nhu cầu, giá điện cũng thay đổi trong ngày và làm cho sự biến thiên về chi phí

sản xuất và giá bán điện không giống như các hàng hóa thông thường khác.

Thứ ba, truyền tải và phân phối điện bắt buộc phải thực hiện qua khâu trung

gian qua lưới điện truyền tải và phân phối: không giống như các hàng hóa truyền

thống, điện sản xuất từ nhà máy không thể đưa trực tiếp đến từng khách hàng cụ

38

thể. Khách hàng sử dụng điện chỉ đơn thuần tiếp cận và sử dụng điện năng được cấp

cho họ tại nơi họ được đấu nối vào mạng lưới điện. Điện năng do toàn bộ các nhà

máy sản xuất ra được tập hợp lại trên đường phân phối đến các tải tiêu thụ. Bên

cạnh đó, điện năng là hàng hóa đặc biệt khi di chuyển trên đường dây truyền tải với

tốc độ ánh sáng. Khác với thị trường hàng hóa thông thường, TTĐ phải thực hiện

các quyết định về cung - cầu trong thời gian rất ngắn. Hệ thống điện cần phải có

đơn vị điều độ thực hiện chức năng điều khiển và điều phối sản xuất và tiêu thụ và

bản thân TTĐ không thể tự thực hiện chức năng cân bằng cung cầu. Bên cạnh đó,

lợi ích vật chất tổng thể của xã hội không cho phép xây dựng nhiều hơn một mạng

lưới để nhiều đơn vị có thể cạnh tranh. Vì vậy lưới truyền tải và phân phối ở mọi

nơi trên thế giới đều mang tính độc quyền tự nhiên. Tính chất độc quyền nếu không

được điều tiết sẽ dẫn đến cửa quyền với nhiều hậu quả tiêu cực kèm theo.

Thứ tư, điện năng là sản phẩm thiết yếu phục vụ cho đời sống con người và phát

triển kinh tế - xã hội đồng thời hạ tầng điện là hạ tầng xương sống của nền kinh tế. Do

đó, việc vận hành TTĐ và mô hình hoạt động của ngành điện ngoài việc đảm bảo tính

kinh tế, hiệu quả còn phải duy trì các tiêu chuẩn kỹ thuật chặt chẽ nhằm mang lại sự an

toàn, tin cậy không chỉ cho khách hàng mà còn cho quốc gia, xã hội. Xét trên khía cạnh

này, vận hành và phát triển TTĐ không thể tách rời việc bảo đảm an ninh hệ thống điện

như một hạ tầng quan trọng của nền kinh tế và là một bộ phận của an ninh quốc gia.

Thứ năm, nhu cầu điện ít nhạy cảm với giá điện trong ngắn hạn: Điện là nhu

cầu thiết yếu đối với cuộc sống hiện đại và có xu hướng ít nhạy cảm với giá. Người

tiêu dùng ít có cơ hội điều chỉnh hành vi sử dụng điện của mình khi có biến động về

giá, đặc biệt là khi giá tăng do họ ít có khả năng sử dụng sản phẩm khác thay thế

cho điện. Tuy nhiên trong dài hạn, khách hàng có thể có nhiều lựa chọn hơn với sản

phẩm thay thế. Ví dụ, các khách hàng là hộ gia đình tại các quốc gia ôn đới có thể

tăng sử dụng dịch vụ cấp nhiệt thay vì dùng điện để sưởi ấm hoặc các khách hàng là

cơ sở sản xuất công nghiệp có thể chọn giải pháp giảm tiêu thụ điện năng trong dây

chuyền sản xuất hoặc sử dụng nhiên liệu thay thế để bù đắp cho nhu cầu điện bị

giảm sút trước tác động của giá điện tăng.

TTĐ, mặc dù là một thị trường cho sản phẩm phổ biến là điện năng nhưng có

những đặc điểm đặc thù về kỹ thuật, mà do đó, dẫn tới cơ chế xây dựng, hình thành,

quản lý và phát triển có sự khác biệt so với các thị trường khác.

39

Các đặc điểm nêu trên là những yếu tố ảnh hưởng đến sự vận hành của TTĐ

cạnh tranh tại bất kỳ quốc gia nào. Nhu cầu điện thay đổi theo từng giờ hoặc từng

thời điểm, khác biệt qua từng ngày, từng tháng và từng năm. Mặt khác, điện năng là

sản phẩm không thể lưu kho, do đó, việc phát điện và tiêu thụ điện phải luôn luôn

được cân bằng để duy trì tần số, điện áp và độ ổn định của mạng lưới điện đồng thời

tránh được các sự cố mất điện đột ngột.

2.1.3. Cơ quan quản lý - điều tiết thị trường điện lực

Cơ quan quản lý - điều tiết thị trường điện lực về cơ bản bao gồm:

Thứ nhất, nhóm các cơ quan liên quan ban hành chính sách chung của ngành

năng lượng hoặc ngành điện. Cơ quan này có thể là Quốc hội, Chính phủ hoặc các bộ,

ngành chịu trách nhiệm trực tiếp tới quản lý năng lượng hoặc tài nguyên quốc gia.

Thứ hai, cơ quan điều tiết thị trường là cơ quan chịu trách nhiệm trực tiếp

trong việc đảm bảo thị trường vận hành theo chính sách và các quy định được ban

hành. Có hai mô hình tổ chức phổ biến đối với các cơ quan điều tiết trên thế giới: i)

mô hình cơ quan điều tiết độc lập và ít chịu ảnh hưởng bởi các ý chí hoặc quyết

định chính trị, đảm bảo thị trường vận hành cạnh tranh và theo các quy luật thị

trường; và ii) mô hình cơ quan điều tiết trực thuộc hệ thống hành pháp và ít nhiều

chịu các tác động của các quyết định hành chính hoặc các đường lối chính trị.

2.1.4. Các chủ thể tham gia thị trường điện lực

Các chủ thể tham gia TTĐ bao gồm các bên như sau:

- Khách hàng mua điện: hiện được phân nhóm thành các hộ tiêu thụ thuộc các

khu vực như công nghiệp - xây dựng, nông nghiệp, thương mại - dịch vụ, tiêu dùng

- dân cư và một số hộ khác.

- Các đơn vị phát điện: chịu trách nhiệm ở khâu sản xuất điện thông qua các

quá trình công nghệ chuyển đổi các dạng năng lượng sơ cấp thành điện năng. Điện

năng của các đơn vị này sẽ được chào bán trên thị trường thông qua các cơ chế chào

giá khác nhau tùy theo quy định và cấp độ thị trường

- Các đơn vị bán lẻ: chịu trách nhiệm ở khâu giao dịch bán hàng với khách

hàng cuối cùng;

- Các đơn vị cung cấp dịch vụ truyền tải, phân phối điện: đây là các đơn vị sở

hữu lưới điện ở cấp truyền tải hoặc phân phối. Chức năng chính của các đơn vị này

là đầu tư, quản lý và vận hành lưới điện trên cơ sở thu phí dịch vụ truyền tải, phân

40

phối điện. Các chi phí này được tính vào giá thành tiêu thụ điện của khách hàng

cuối cùng;

- Đơn vị điều hành hệ thống điện và đơn vị điều hành thị trường: có chức năng

quan trọng, đảm bảo việc duy trì sự cân bằng cung - cầu trong vận hành hệ thống

điện và vận hành TTĐ căn cứ theo hành vi chào giá của các đơn vị sản xuất điện,

năng lực truyền tải của lưới điện và nhu cầu khách hàng;

2.1.5.Các mô hình cạnh tranh và hình thức giao dịch thị trường điện lực

2.1.5.1. Các mô hình cạnh tranh của thị trường điện lực

Các tác giả Hunt và Shuttleworth đã đề xuất bốn cấp độ hay mô hình cạnh

tranh của TTĐ từ cấp độ độc quyền có điều tiết cho tới cạnh tranh hoàn toàn [54].

1) Mô hình 1: Độc quyền

Cấp độ độc quyền trong TTĐ được thể hiện ở nhánh (a) và (b) trong mô hình

nêu tại Hình 2.4, tại đó, đơn vị độc quyền kiểm soát toàn bộ chuỗi cung ứng bao

gồm sản xuất, truyền tải, phân phối điện (nhánh (a)) hay có một đơn vị độc quyền

sở hữu khâu sản xuất và bán buôn, truyền tải điện (nhánh (b)). Khâu bán lẻ được

thực hiện bởi các công ty bán lẻ điện độc quyền ở cấp thấp hơn. Mô hình này cho

phép giao dịch giữa các công ty độc quyền ở các khu vực địa lý khác nhau, và cơ

bản diễn ra ở khâu bán buôn và truyền tải.

Hình 2.4. Mô hình thị trường điện độc quyền

Nguồn: [54]

41

2) Mô hình 2: Cạnh tranh sản xuất điện

Đây là mô hình có sự cạnh tranh trong khâu sản xuất điện (phát điện). Công

ty độc quyền không còn sở hữu toàn bộ khâu sản xuất điện. Thị trường có thêm sự

tham gia của các đơn vị sản xuất điện độc lập. Các đơn vị này bán điện của họ cho

công ty điện lực - lúc này đóng vai trò là bên mua điện. Ở Hình 3a. là mô hình đơn

giản của TTĐ cạnh tranh sản xuất điện khi vẫn có sự sở hữu và kiểm soát thị trường

của công ty điện lực mặc dù TTĐ đã có sự tham gia của các đơn vị sản xuất điện độc

lập. Ở Hình 2.4. thể hiện TTĐ ở một mức độ phức tạp hơn khi không còn công ty

kiểm soát phần sản xuất điện mà thay vào đó là đơn vị thực hiện chức năng mua toàn

bộ điện sản xuất từ các đơn vị sản xuất điện độc lập (mua buôn), phân phối tới các

công ty phân phối và bán tới các khách hàng của họ. Do thâu tóm được chức năng

mua buôn điện nên đơn vị mua điện sẽ chịu sự điều tiết về giá. Ưu điểm của mô hình

này là đã bước đầu tạo ra cạnh tranh ở khâu sản xuất điện mà chưa cần phải xây dựng

TTĐ cạnh tranh hoàn toàn ở quy mô phức tạp hơn và chi phí cao hơn.

Hình 2.5. Mô hình thị trường cạnh tranh sản xuất điện

Nguồn: [54]

42

3) Mô hình 3: Cạnh tranh bán buôn

Hình 2.6. Mô hình thị trường điện cạnh tranh bán buôn

Ghi chú: Genco: Công ty sản xuất điện

Nguồn: [54]

Tại cấp độ này, không có đơn vị nào đứng ra phụ trách khâu mua điện như ở

cấp độ 2. Thay vào đó, các công ty phân phối mua điện trực tiếp từ các nhà máy sản

xuất điện. Các giao dịch này được thực hiện trên cơ chế thị trường bán buôn điện.

Các khách hàng sử dụng điện lớn cũng có thể mua điện trực tiếp từ các đơn vị sản

xuất điện. Ở khâu bán buôn điện, chỉ có khâu truyền tải điện và vận hành thị trường

giao ngay là được điều tiết. Khâu bán lẻ điện vẫn tiếp tục được điều tiết do các đơn

vị phân phối điện vẫn kiểm soát cả khâu vận hành lưới phân phối điện và khâu mua

điện để bán lẻ cho khách hàng. Cấp độ này đã tạo thêm sự cạnh tranh cho các nhà

sản xuất điện do tại thị trường bán buôn điện, giá bán buôn được quyết định bởi

quan hệ giữa cung và cầu. Tuy nhiên, giá bán lẻ điện vẫn được điều tiết do khách

hàng nhỏ không có sự lựa chọn nào ngoài việc mua điện do đơn vị phân phối điện

hoạt động tại khu vực địa lý của họ. Vì khi đó, khách hàng không thể rời bỏ nhà

cung cấp nếu họ cho rằng giá điện quá cao. Cơ chế này có thể dẫn tới khả năng các

công ty phân phối điện phải chịu rủi ro khi giá bán buôn bị đẩy lên quá cao (đầu ra

là giá bán lẻ bị hạn chế, đầu vào là giá mua buôn dao động theo thị trường).

43

4) Mô hình 4: Cạnh tranh bán lẻ

Tại cấp độ này, TTĐ ở hình thái cạnh tranh cao nhất, cho phép mọi khách

hàng có quyền lựa chọn nhà cung cấp dịch vụ điện năng cho họ. Trong khi phần

lớn khách hàng vừa và nhỏ lựa chọn mua điện từ các công ty bán lẻ điện, các

khách hàng lớn nhất sẽ lựa chọn mua điện trực tiếp từ nhà sản xuất để tối ưu chi

phí giao dịch. Đối với các công ty phân phối, chức năng bán lẻ của họ được tách biệt

khỏi chức năng quản lý mạng lưới điện. Về cơ bản, các công ty này không còn độc

quyền đối với việc cung cấp điện năng cho khách hàng tại khu vực lưới điện mà họ

quản lý. Các khâu duy nhất còn được điều tiết là cung cấp dịch vụ truyền tải, phân phối

điện và vận hành, bảo dưỡng lưới điện.

Giá điện bán lẻ không chịu sự điều tiết do các khách hàng đã có thể lựa chọn

nhà cung cấp dịch vụ khi được chào giá bán lẻ điện thấp hơn. Đây là mô hình cho

phép giá điện được hình thành dựa trên cơ chế thị trường.

Chi phí truyền tải và phân phối điện được tính và phản ánh vào giá điện bán

cho các khách hàng sử dụng. Các chi phí này được điều tiết do khâu truyền tải và

phân phối vẫn được độc quyền.

Hình 2.7. Mô hình thị trường cạnh tranh bán lẻ

Nguồn: [54]

44

Tại một số quốc gia, quá trình chuyển đổi sang TTĐ cạnh tranh cũng xảy

ra đồng thời với sự tái cơ cấu hoặc tư nhân hóa một phần hoặc toàn bộ ngành

điện. Quá trình tư nhân hóa thể hiện bằng việc nhà nước rút vốn khỏi các công ty

điện lực nhà nước và bán cho các đối tác tư nhân. Tuy nhiên, việc tư nhân hóa

không phải là điều kiện cần cho sự hình thành và phát triển của TTĐ cạnh tranh.

Thông thường, để xây dựng được TTĐ cạnh tranh ở cấp độ cao, các quốc gia

thường phát triển thiết kế thị trường theo lộ trình và trải qua nhiều giai đoạn từ mức

độ cạnh tranh ở mức thấp (cạnh tranh phát điện) cho đến cấp độ rất cao là cạnh

tranh bán lẻ [80].

Bảng 2.1. Đặc điểm của các cấp độ cạnh tranh thị trường điện lực

Mô tả/đặc điểm Cấp độ 1

Độc quyền

Cấp độ 2

Phát điện

cạnh tranh

Cấp độ 3

Bán buôn điện

cạnh tranh

Cấp độ 4

Bán lẻ điện

cạnh tranh

Độc quyền

tất cả các

khâu từ sản

xuất,

truyền tải,

phân phối

tới bán lẻ

điện

Tự do hóa khâu

phát điện, độc

quyền truyền tải,

phân phối và bán

lẻ điện

Tự do hóa phát

điện, các công

ty bán lẻ được

lựa chọn mua

buôn điện, độc

quyền phân

phối và bán lẻ

điện

Tự do hóa

phát điện và

bán lẻ điện.

Khách hàng

mua điện

được lựa

chọn nhà

cung cấp dịch

vụ bán lẻ

Cạnh tranh giữa

các đơn vị phát

điện

Không Có Có Có

Cạnh tranh giữa

các nhà cung cấp

dịch vụ

Không Không Không Có

Các đơn vị bán

buôn được lựa

chọn

Không Không Có Có

Các đơn vị bán lẻ

được lựa chọn

Không Không Không Có

Nguồn:[14; 79]

45

Hiện nay TTĐ Việt Nam đã chuyển đổi từ mô hình độc quyền sang mô hình

cạnh tranh phát điện và đã cơ bản hoàn thành cấp độ 2. Từ 2016, TTĐ đã vận hành

thí điểm ở cấp độ 3 - Bán buôn điện cạnh tranh với sự tham gia của các đơn vị được

phép mua buôn là các Tổng Công ty điện lực. Dự kiến thị trường bán buôn điện

cạnh tranh sẽ vận hành chính thức từ 2018.

2.1.5.2. Hình thức giao dịch trên thị trường điện lực

Trên TTĐ, người mua và người bán có một số hình thức thực hiện thỏa thuận

giao dịch hàng hóa dựa trên giá cả, số lượng và chất lượng, thời gian giao hàng và

cơ chế thực hiện thỏa thuận như sau:

1) Thị trường giao ngay

Ở thị trường giao ngay, người bán giao sản phẩm ngay lập tức và người mua

trả tiền tại thời điểm đó mà không có điều kiện gì đối với việc giao hàng. Thị trường

giao ngay có ưu điểm là tính tức thời khi thực hiện giao dịch. Tuy nhiên, thị trường

giao ngay tiềm ẩn các rủi ro khi có sự biến động về cung cầu ngắn hạn mà các bên

không thể tổ chức thực hiện việc giao nhận hàng ngay lập tức. Do đó, thị trường giao

ngay hoạt động trên cơ chế “trước một ngày” (a day ahead) và việc giao hàng được lập

lịch thực hiện vào ngày hôm sau. Độ lệch phát sinh giữa hai khoảng thời gian sẽ được

đơn vị vận hành hệ thống kiểm soát bằng nhiều cách như cân bằng thị trường hoặc “thị

trường thời gian thực” (real time market). Công suất cân bằng có thể được huy động

ngay lập tức qua thị trường bằng chào giá hoặc huy động theo cơ chế trước một ngày.

Tại một số thị trường, dù không có cơ chế huy động ngay lập tức qua chào giá nhưng

các nhà sản xuất được khuyến khích tự nguyện cung cấp công suất cân bằng cho đơn vị

vận hành hệ thống.

2) Thị trường kỳ hạn

Đối với thị trường giao ngay, sẽ xảy ra trường hợp giá cả biến động. Do đó,

người bán và người mua thường sẽ thỏa thuận về giá cả, chất lượng và số lượng

hàng hóa từ trước thời điểm giao hàng và hàng hóa sẽ được giao tại một thời điểm

trong tương lai. Các hợp đồng loại này sẽ có cơ chế và thời hạn thanh toán hay điều

khoản phạt nếu việc giao hàng không được thực hiện hoặc bên mua không thanh

toán. Các hợp đồng dạng này là hợp đồng kỳ hạn. Tuy nhiên, thay vì chỉ duy trì

giao dịch với một đối tác, nhiều bên mua và bên bán sẽ xúc tiến phát triển thị trường

giao dịch hàng hóa trước khi giao hàng.

46

Giá cả trong các thị trường này sẽ được xác định bởi các lựa chọn của các

bên với điều kiện thông tin dồi dào hơn so với các hợp đồng chỉ có hai bên giao

dịch. Với thị trường kỳ hạn, thông thường sẽ sẽ hình thành các hợp đồng mẫu.

Trong ngành điện, các HĐMBĐ mẫu dài hạn là một ví dụ của các hợp đồng kỳ hạn

giữa bên bán (các nhà sản xuất điện) và bên mua (các công ty phân phối điện). Việc

giao dịch dựa trên các HĐMBĐ mẫu dài hạn là một yếu tố khuyến khích các bên

tham gia do đây là các thỏa thuận kéo dài qua nhiều năm, sản lượng giao dịch lớn.

3) Thị trường tương lai

Trong một khoảng thời gian, hợp đồng kỳ hạn mẫu có thể được giao dịch

trên thị trường thứ cấp. Thương nhân (những người không sản xuất hay tiêu thụ

hàng hoá) cũng có thể tham gia vào thị trường này. Các bên không muốn giao hàng

thực tế cũng có thể tham gia vào thị trường này bằng cách bán các hợp đồng kỳ hạn

của họ. Các thị trường mà hợp đồng không bao gồm hay không giao hàng thực tế

được gọi là thị trường tương lai. Thị trường này có thể sẽ xuất hiện các nhà đầu cơ.

Tuy nhiên, nhìn chung thị trường sẽ hưởng lợi từ sự có mặt của những nhà đầu cơ

khi họ sẽ giúp thị trường tăng dung lượng và tính thanh khoản.

4) Thị trường quyền chọn

Trong hợp đồng kỳ hạn và hợp đồng tương lai, không có điều kiện ràng buộc

đối với việc giao hàng. Bất kỳ người bán nào không thực hiện được đầy đủ việc

giao hàng sẽ phải tìm kiếm hàng từ các nguồn khác như thị trường giao ngay.

Tương tự như vậy, người mua không thể mua toàn bộ lượng hàng cam kết phải bán

phần dư thừa trên thị trường giao ngay. Đây là điều kiện để hình thành các quyền

chọn. Trong loại hợp đồng này, giao hàng sẽ kèm theo điều kiện. Các quyền chọn

có hai loại: quyền chọn mua và quyền chọn bán. Quyền chọn mua cho phép người

sở hữu quyền mua một lượng hàng hóa nhất định ở mức giá thực hiện. Một quyền

chọn bán sẽ cho người sở hữu quyền bán hàng hóa nhất định với giá thực hiện.

5) Thị trường theo cơ chế hợp đồng bù trừ

Người mua và người bán cố gắng giảm thiểu rủi ro về giá thông qua cơ chế

hợp đồng bù trừ. Cơ chế này thường được áp dụng trong trường hợp giao dịch diễn

ra thông qua một thị trường tập trung và không tồn tại các hợp đồng song phương.

47

Trong hợp đồng bù trừ, các bên thoả thuận hoặc chấp thuận giá giao dịch và khối

lượng hàng hoá tương ứng. Cả người mua và người bán đều tham gia vào thị trường

tập trung. Chênh lệch giữa giá thực hiện và giá thanh toán bù trừ thị trường của thị

trường tập trung được giải quyết giữa các bên trong hợp đồng bù trừ.

- Nếu giá thỏa thuận trong hợp đồng bù trừ cao hơn giá thị trường, người mua

sẽ trả khoản chênh lệch cho người bán;

- Nếu giá thỏa thuận trong hợp đồng bù trừ thấp hơn giá thị trường, người bán

sẽ trả người mua khoản chênh lệch;

Trong ngành điện, thực tiễn áp dụng ở khu vực Nordpool (Bắc Âu), nơi vận

hành song song thị trường có hợp đồng bù trừ và TTĐ.

2.1.6.Vai trò của thị trường điện lực

TTĐ là cơ chế giúp người mua và người bán tương tác, thực hiện các giao

dịch, với các vai trò như sau:

Thứ nhất, TTĐ góp phần nâng cao hiệu quả của ngành công nghiệp điện lực

hướng đến việc giảm chi phí trong toàn bộ chuỗi cung ứng điện thông qua cạnh

tranh và các biện pháp điều tiết đối với dịch vụ truyền tải và phân phối. Với môi

trường cạnh tranh, các đơn vị phát điện sẽ phải nâng cao hiệu quả và năng suất, cắt

giảm chi phí để có lợi thế khi chào giá trên thị trường.

Thứ hai, TTĐ sẽ thúc đẩy phát triển dịch vụ khách hàng và bảo vệ quyền lợi

của khách hàng tốt hơn thông qua các cơ chế và thể chế điều tiết như cơ quan điều

tiết độc lập, thực hiện các chức năng giám sát, điều tiết cho TTĐ. Trong các TTĐ

phát triển, một trong số các chức năng chính của cơ quan điều tiết là bảo vệ lợi ích

của khách hàng bằng việc thiết lập và đảm bảo thực hiện đúng các tiêu chuẩn hoạt

động dịch vụ khách hàng và giải quyết các tranh chấp của khách hàng.

Thứ ba, TTĐ với cơ chế giao dịch công khai, minh bạch sẽ hỗ trợ cho sự

phát triển của ngành công nghiệp điện lực đúng với các quy luật kinh tế và thị

trường. Khi thị trường vận hành có hiệu quả, thể hiện ở các tín hiệu quan trọng như

giá điện, quy mô tăng trưởng …, sẽ thu hút được các khoản đầu tư mới vào ngành

điện, bảo đảm an ninh năng lượng, gia tăng sự cạnh tranh và vận hành hiệu quả của

toàn hệ thống.

48

2.2. KHÁI NIỆM VÀ NỘI DUNG PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC

2.2.1. Khái niệm về phát triển thị trường điện lực

Theo quan điểm duy vật biện chứng của triết học Mác - Lênin, phát triển là

một phạm trù triết học dùng để chỉ quá trình vận động tiến lên từ thấp đến cao, từ

đơn giản đến phức tạp, từ kém hoàn thiện đến hoàn thiện hơn của sự vật [22].

TTĐ vận động và phát triển theo những quy luật khách quan như quy luật cung

- cầu, quy luật cạnh tranh, quy luật giá cả… Bên cạnh đó, TTĐ có đặc điểm riêng để

tạo các điều kiện cần thiết để các giao dịch giữa người mua và người bán được thực

hiện đảm bảo cung - cầu được cân bằng ở mọi thời điểm về mặt kỹ thuật. Để đáp ứng

được các điều kiện như trên, hạ tầng kỹ thuật - công nghệ phục vụ cho TTĐ cũng có

những cơ chế, tổ chức và đặc điểm riêng.

Theo NCS, Phát triển TTĐ là quá trình thay đổi của TTĐ và các yếu tố cấu

thành nên thị trường về chất và lượng theo hướng hoàn thiện hơn. Đây là quá

trình phát triển đồng bộ và bền vững các yếu tố cơ bản của thị trường bao gồm

cung, cầu, hạ tầng truyền tải và phân phối điện, các nền tảng và cơ chế phục vụ giao

dịch TTĐ, giá điện. Ở đây các yếu tố cơ bản nhất cấu thành TTĐ bao gồm: cung,

cầu và các yếu tố giúp kết nối cung - cầu đóng vai trò là nền tảng giao dịch.

Trong số các yếu tố cơ bản nêu trên, hạ tầng lưới điện truyền tải ở đa số các nước

trên thế giới đều do Nhà nước giữ độc quyền do đây là hạ tầng có chi phí đầu tư lớn, thực

thi các yêu cầu và chức năng bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.

2.2.2. Những nội dung cơ bản của phát triển thị trường điện lực

Với khái niệm về TTĐ đã trình bày tại Mục 2.2.1, các nội dung cơ bản của

phát triển TTĐ sẽ bao gồm phát triển các yếu tố cấu thành TTĐ. Đối với các TTĐ

có nhu cầu điện thường tăng trưởng ở mức cao, trọng tâm của phát triển TTĐ sẽ là

phát triển nguồn cung điện năng, đảm bảo cân bằng cung cầu điện và cơ chế kết nối,

thực hiện các giao dịch trên TTĐ hiệu quả hơn và tin cậy hơn. Ở đây, cung điện

năng được xác định là chuỗi cung ứng sản phẩm điện năng bao gồm bốn khâu: sản

xuất - được thực hiện tại các nhà máy điện hoặc thông qua hoạt động xuất nhập

khẩu điện, truyền tải và phân phối qua hệ thống đường dây tương ứng, và bán lẻ.

Bên cạnh đó, với các đặc điểm của TTĐ cũng như sự đặc biệt của sản phẩm

điện năng như đã nêu tại Mục 2.1.3, phát triển TTĐ phải bao hàm phát triển các cơ

chế cạnh tranh, cơ chế giá và yếu tố nền tảng, bao gồm hệ thống các quy định và

49

quy tắc giao dịch, nền tảng kỹ thuật và công nghệ không thể thiếu khi vận hành

TTĐ. Trong phạm vi luận án này, được cụm thuật ngữ cơ sở hạ tầng và nền tảng

(CSHT&NT) phục vụ giao dịch TTĐ được sử dụng để chỉ hệ thống các quy định và

quy tắc giao dịch, các nền tảng kỹ thuật và công nghệ này.

2.2.2.1. Phát triển hợp lý nhu cầu điện năng

Trên thị trường, nhu cầu là mục đích và động lực của sản xuất. Căn cứ vào

nhu cầu, các nhà sản xuất lên kế hoạch cung ứng sản phẩm ra thị trường. Tuy nhiên

trong ngành công nghiệp điện lực, mức tiêu thụ điện năng càng lớn đòi hỏi năng lực

sản xuất, truyền tải và phân phối điện càng lớn, kéo theo nhu cầu về một lượng vốn

đầu tư đáng kể để xây dựng thêm các nhà máy điện và mở rộng thêm hạ tầng truyền

tải và phân phối điện [14]. Hơn nữa, việc mở rộng sản xuất không diễn ra ngay lập

tức hoặc có tồn kho để đáp ứng nhu cầu tăng thêm. Nó đòi hỏi một loạt các quá

trình lập kế hoạch có thể kéo dài từ vài năm cho tới hàng thập kỷ, không chỉ thực

hiện bởi các nhà sản xuất mà còn là các nhà quản lý dịch vụ truyền tải, các nhà vận

hành hệ thống để đảm bảo CSHT&NT phục vụ TTĐ được chuẩn bị đầy đủ cho sự

phát triển nhu cầu. Do vậy, không giống như đa số các sản phẩm khác, việc nhu cầu

điện tăng trưởng quá nhanh hoặc có khả năng vượt khỏi khả năng cung cấp sẽ có

những tác động tiêu cực đến an ninh cung cấp điện của toàn hệ thống điện.

Nhu cầu điện được được phát triển một cách hợp lý chủ yếu thể hiện ở hệ số

đàn hồi điện/GDP thấp - mang ý nghĩa tốc độ tăng trưởng không quá cao so với

tăng trưởng GDP. Thông thường, các nước trên thế giới có trình độ phát triển cao và

cơ cấu kinh tế hiện đại thường có hệ số đàn hồi điện/GDP ở ngưỡng 1 hoặc thấp hơn

- tức là tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện xấp xỉ bằng hoặc thấp hơn tăng trưởng GDP.

Ở các nước đang phát triển, chỉ số này thường cao hơn đáng kể, phổ biến ở mức trên

1.5 đến 2.5. Để phát triển nhu cầu điện hợp lý hơn, cần có cơ cấu kinh tế hợp lý trong

đó chú trọng các ngành, lĩnh vực có giá trị gia tăng cao nhưng sử dụng năng lượng

hiệu quả, đồng thời giảm dần tỉ trọng của những ngành tiêu thụ nhiều năng lượng, đặc

biệt là công nghiệp nặng hay công nghiệp chế tạo ở trình độ thô sơ, kém phát triển.

Tại nhiều quốc gia đang phát triển, TTĐ được hình thành và xây dựng

trong bối cảnh nhu cầu luôn tăng trưởng cao hoặc rất cao trong bối cảnh nguồn

cung không kịp phát triển tương xứng. Do đó, phát triển nhu cầu điện tại các

TTĐ này mang hàm ý sự tăng trưởng nhu cầu điện ổn định, dựa trên cơ cấu tiêu

50

thụ điện hợp lý, sử dụng điện năng tiết kiệm và hiệu quả, hài hòa với các mục

tiêu phát triển kinh tế - xã hội và các kế hoạch phát triển nguồn điện.

2.2.2.2 .Phát triển nguồn cung điện năng và đảm bảo cân bằng cung cầu

Phát triển nguồn cung điện năng là sự gia tăng về sản lượng điện cung cấp

cho khách hàng và năng lực cung ứng điện, bao gồm điện sản xuất và các nguồn

điện có khả năng nhập khẩu từ nước ngoài đồng thời đảm bảo cơ cấu công nghệ và

cơ cấu sở hữu các nguồn điện hợp lý, tăng cường an ninh cung cấp điện quốc gia.

Đối với nguồn cung trên TTĐ, một đặc điểm cần tính đến là các công trình nguồn

và lưới điện thường có thời gian xây dựng kéo dài thậm chí tới 5-10 năm, huy động

lượng vốn đầu tư lớn, có thể lên tới hàng trăm triệu hoặc hàng tỉ USD. Do vậy, khâu

tổ chức sản xuất để gia tăng nguồn cung cho TTĐ cần đến các tổ chức, DN có năng

lực tốt, có tiềm lực tài chính lớn để có thể triển khai thành công. Trong giai đoạn còn

sơ khai của các TTĐ, Nhà nước thường nắm vai trò đầu tư và triển khai các công

trình, nhà máy sản xuất điện vì hầu như không có tổ chức tư nhân nào có đủ năng lực

để đảm đương phần việc này. Tuy nhiên, phát triển nguồn cung điện năng theo xu

hướng chung của quốc tế trong những năm gần đây cho thấy khu vực tư nhân đã có

đủ năng lực tham gia đầu tư triển khai và vận hành các công trình sản xuất điện. Bên

cạnh đó, ngoài các cơ sở sản xuất điện truyền thống sử dụng nhiên liệu hóa thạch, đã

có thêm nhiều nhà đầu tư sản xuất điện từ các nguồn điện NLTT, ít phát thải KNK và

giảm thiểu các tác động có hại tới môi trường.

Trong nội dung đảm bảo cân bằng cung - cầu trong TTĐ cạnh tranh, công tác

dự báo phụ tải và nhu cầu điện đóng vai trò rất quan trọng. Trong trung và dài hạn,

mục tiêu của phát triển nguồn cung điện năng là đáp ứng được nhu cầu theo dự báo

và đảm bảo cân bằng cung - cầu để cho hệ thống điện quốc gia và TTĐ có thể vận

hành một cách ổn định với cân bằng cung cầu luôn luôn được đảm bảo với độ tin

cậy cao. Nhu cầu tiêu thụ điện không những bao gồm thông tin về tổng nhu cầu huy

động mà còn là diễn biến của nhu cầu theo ngày, tuần, tháng và năm. Do nhu cầu điện

trong các khoảng thời gian trên là khác nhau và phản ánh đặc điểm của hộ tiêu thụ, khu

vực địa lý, mục đích sử dụng, khí hậu, thời tiết… Khi nắm bắt được đặc điểm của phụ

tải, thị trường sẽ vận hành để đáp ứng các nhu cầu này, huy động các tổ máy phát điện

vào lưới để cân bằng cung - cầu.

51

2.2.2.3. Phát triển hệ thống hạ tầng truyền tải, phân phối điện

Điện sản xuất tại các nhà máy điện và được vận tải đến với khách hàng qua

một hệ thống phức tạp, được gọi là lưới điện. Lưới điện là hạ tầng bao gồm các

trạm biến áp điện, máy biến áp và đường dây điện kết nối các nhà sản xuất điện

và người tiêu dùng. Các đường dây điện cao thế vận tải điện qua những khoảng

cách xa tới hàng trăm thậm chí hàng ngàn km, đến người tiêu dùng. Khi truyền

tải, cần đưa điện áp lên mức rất cao để việc truyền tải hiệu quả hơn và ít tốn kém

hơn trong khi điện áp thấp hơn an toàn hơn để sử dụng trong hộ gia đình và DN.

Trong hệ thống truyền tải cần có các máy biến áp tại các trạm biến áp tăng (tăng

áp) hoặc giảm điện áp (giảm áp) để điều chỉnh các giai đoạn khác nhau của hành

trình từ nhà máy điện trên đường dây dẫn đường dài đến các đường dây phân

phối điện đến hộ gia đình và DN. Trong ngành công nghiệp điện lực, công tác

đầu tư xây dựng và phát triển hạ tầng lưới điện có mối liên hệ chặt chẽ với xây

dựng và phát triển nguồn điện, đặc biệt về công suất sản xuất, truyền tải dự kiến

cung cấp tới khách hàng.

Hoạt động của hệ thống điện được quản lý bởi các đơn vị điều độ với chức

năng chính là đảm bảo cung cấp điện liên tục đáp ứng nhu cầu điện. Đơn vị điều độ

đảm bảo nhu cầu và cung cấp điện được cân bằng để duy trì hoạt động an toàn và

đáng tin cậy của hệ thống điện. Nếu nhu cầu và nguồn cung mất cân bằng, bao gồm

việc mất điện cục bộ hoặc mất điện quy mô lớn. Đơn vị điều độ thực hiện chức

năng duy trì điều kiện hoạt động thích hợp cho hệ thống điện bằng cách đảm bảo

cung cấp đủ điện để đáp ứng nhu cầu dự kiến, bao gồm quản lý việc huy động

nguồn điện từ vùng này sang vùng khác hoặc dừng cung cấp dịch vụ đối với một số

khách hàng khi hệ thống không có khả năng cung cấp đủ điện. Như vậy, phát triển

hạ tầng lưới điện tại Việt Nam là đảm bảo sự tăng trưởng và mở rộng về kết cấu,

quy mô của lưới điện với mục đích cuối cùng là đáp ứng nhu cầu về năng lực và

chất lượng vận tải điện năng trên hệ thống.

2.2.2.4. Cải thiện cơ chế cạnh tranh trên thị trường điện lực

Cải thiện cơ chế cạnh tranh hiệu quả là một bộ phận không thể thiếu của phát

triển TTĐ trong bối cảnh hiện nay. Trước đây khi chuỗi cung ứng của ngành điện

vận hành ở cấp độ thị trường độc quyền (hay hình thức thị trường độc quyền), khách

hàng không có lựa chọn nào khác ngoài việc mua điện từ công ty điện lực độc quyền tại

52

khu vực của họ. Một số công ty điện lực là các công ty độc quyền tích hợp dọc, thực hiện

toàn bộ việc sản xuất, truyền tải, phân phối điện đến khách hàng. Trong một số trường

hợp, các công ty điện lực có thể không tham gia khâu sản xuất hoặc truyền tải mà họ

mua điện từ các đơn vị sản xuất điện và tái phân phối cho khách hàng tại khu vực địa lý

mà họ độc quyền phụ trách.

Tuy nhiên, mô hình độc quyền của các công ty điện lực không khuyến khích

các đơn vị này hoạt động hiệu quả hơn và họ có xu hướng thực hiện các khoản đầu

tư không cần thiết. Mặt khác, các chi phí tốn kém liên quan tới sự vận hành không

hiệu quả của các công ty điện lực lại thường được phản ánh vào giá điện mà khách

hàng phải chi trả. Bên cạnh đó, tại một số quốc gia, các công ty điện lực có xu

hướng đặt giá bán điện cao hơn mức giá hợp lý mà tại đó họ có thể thu hồi các chi

phí vận hành hay chi phí đầu tư. Có nhiều lập luận cho rằng giá điện có thể thấp hơn

nữa và khi vận hành ngành điện theo cơ chế thị trường thay vì cơ chế độc quyền thì

sẽ có lợi hơn cho nền kinh tế. Đây là sự chuyển biến tương tự như đã xảy ra với

ngành hàng không, giao thông vận tải, viễn thông khi chuyển đổi sang vận hành

theo cơ chế thị trường, mặc dù trước đó đây được xem là các “mặt hàng” đặc biệt

khó có thể vận hành theo cơ chế thị trường.

Phát triển cơ chế cạnh tranh trên TTĐ là việc thực hiện các cải cách thông

qua thiết kế và triển khai vận hành TTĐ theo các mô hình TTĐ gồm bốn cấp bậc: từ

độc quyền (không có cạnh tranh) cho tới tự do hóa khâu phát điện (cạnh tranh phát

điện), tự do hóa khâu bán buôn điện (cạnh tranh việc mua buôn điện) và tự do hóa

khâu bán lẻ điện (cạnh tranh trong bán lẻ). Tuy nhiên, trong khi có nhiều quốc gia

đã tự do hóa hoàn toàn thị trường thông qua việc giới thiệu mô hình thị trường bán

lẻ thì có một số quốc gia vẫn vận hành TTĐ tương đối ổn định mà chỉ dừng lại ở

khâu tự do hóa sản xuất điện hoặc tự do hóa khâu bán buôn điện. Thực tế cho thấy,

các đặc điểm đặc thù của sản phẩm điện năng là có thể giải quyết được và khi có sự

cạnh tranh trên thị trường, hiệu quả của ngành sẽ tăng lên và cuối cùng là khách

hàng sẽ là đối tượng được hưởng lợi. Bên cạnh đó, khi tham gia thị trường cạnh

tranh, các công ty sẽ có xu hướng lựa chọn đầu tư các công nghệ khác và do đó,

khách hàng sẽ ít có khả năng phải chịu các thiệt hại do đầu tư không hợp lý của các

công ty điện lực.

53

Để cải thiện cơ chế cạnh tranh, trước hết cần tạo môi trường để cạnh tranh có

thể hình thành và duy trì. Các DN độc quyền tích hợp dọc cần được chia tách thành

các khu vực riêng rẽ: sản xuất; truyền tải - phân phối và bán lẻ. Trong thực tế, sản

xuất và bán lẻ là các khu vực được tự do hóa mạnh mẽ nhất và được tự do hóa

hoàn toàn, DN có thể tham gia mà hầu như không có rào cản hành chính nào.

Khâu truyền tải và phân phối do chứa đựng sứ mệnh bảo đảm an ninh không chỉ

cho ngành điện và cho cả nền kinh tế nên sẽ do Nhà nước độc quyền quản lý và

khai thác. Bằng cách này, một mặt sẽ xóa bỏ quyền lực thị trường của DN độc

quyền tích hợp dọc, mặt khác sẽ nâng cao hiệu quả hoạt động của DN do cạnh tranh

đã được tạo lập và có nhiều nhà cung cấp tham gia thị trường. Khung pháp lý, chính

sách, thiết kế thị trường, cơ chế giao dịch, các dịch vụ phụ trợ, dịch vụ kiểm soát rủi

ro... theo đó cần được thiết lập để tạo sân chơi cho TTĐ cạnh tranh hơn.

Phát triển cơ chế cạnh tranh cũng cần đến các nhân tố như sự tiếp cận công

bằng của các bên với cơ sở hạ tầng thiết yếu, môi trường kinh doanh, sự tham gia

tích cực của người mua và người bán và hạn chế sự phát sinh của quyền lực chi

phối thị trường của một bên bất kỳ.

2.2.2.5.Cơ chế giá trên thị trường

Phát triển TTĐ cũng nhất thiết phải bao hàm nội dung về giá điện vì giá

chính là yếu tố chủ yếu thể hiện hiệu quả vận hành của thị trường và là động lực

thúc đẩy sự tham gia của các bên vào thị trường.

Phát triển cơ chế giá phù hợp cho TTĐ là quá trình mà ở đó từng bước hình

thành các cơ chế giá một mặt đảm bảo các nhà đầu tư thu được lợi nhuận hợp lý, bù

đắp chi phí dịch vụ truyền tải, phân phối và bán lẻ nhưng mặt khác phải đảm bảo

minh bạch và phục vụ lợi ích cho khách hàng tiêu thụ điện. Trong ngắn hạn, giá cả

phải đưa ra các tín hiệu để có thể điều động các nhà máy rẻ nhất mà không gây ra

tình trạng tắc nghẽn. Trong dài hạn, giá cả phải tạo ra đủ thu nhập cho những chủ sở

hữu các đường dây và khuyến khích các nhà máy có vị trí đặt hiệu quả [14].

Cơ cấu giá thành của sản phẩm điện năng thông thường về cơ bản bao gồm:

- Chi phí sản xuất điện - là chi phí sản xuất ra một kWh tại cơ sở phát điện;

- Chi phí truyền tải điện - là chi phí chi trả cho dịch vụ truyền tải trên lưới điện

truyền tải và bao gồm lợi nhuận hợp lý của nhà bán buôn điện tại lưới điện truyền tải;

54

- Chi phí phân phối điện - là chi phí chi trả cho dịch vụ do đơn vị quản lý

mạng lưới phân phối điện cung cấp;

- Chi phí bán lẻ điện - là chi phí chi trả cho dịch vụ bán lẻ tới khách hàng sử

dụng điện [21].

- Một số chi phí khác là dưới dạng phí trả cho các khâu trung gian, dịch vụ

điều độ hoặc dịch vụ dự phòng công suất của hệ thống;

Giá điện được hình thành dựa trên cơ cấu chi phí nêu trên, có bao gồm lợi

nhuận hợp lý của nhà sản xuất điện, đơn vị truyền tải, phân phối và bán lẻ điện.

Theo kinh nghiệm của các nước trên thế giới, trong biểu giá điện gồm có

mức giá cụ thể hoặc khung giá, trong đó khung giá được tính từ mức giá thấp nhất

(giá sàn) đến mức giá cao nhất (giá trần). Khung giá phát điện, bán buôn điện do cơ

quan điều tiết điện lực quyết định. Về khung giá hoặc mức giá bán lẻ điện cho

khách hàng sử dụng điện cuối cùng, nhiều nước do Chính phủ quyết định; tuy

nhiên, một số nước do Cơ quan điều tiết điện lực độc lập quyết định. Đối với những

nước đã chuyển sang thị trường bán lẻ điện như Úc, Anh, Nauy… thì giá bán lẻ

điện được xác định trên cơ sở giá bán điện cạnh tranh trên thị trường và do Cơ quan

điều tiết điện lực độc lập kiểm soát, quy định với mục tiêu chủ yếu là bảo đảm cho

các đơn vị điện lực có mức lợi nhuận hợp lý đồng thời bảo vệ quyền lợi của người

sử dụng điện [21].

2.2.2.6.Cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ giao dịch thị trường điện lực

Cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ giao dịch thị trường điện lực

(CSHT&NT) phục vụ giao dịch TTĐ nhìn chung bao gồm phương thức giao dịch

gồm các các quy định - quy tắc cho bên mua và bên bán và nền tảng thực hiện giao

dịch là các hệ thống kỹ thuật thông tin, điều khiển và hệ thống đo đếm. Các nền

tảng giao dịch được cấu trúc thành nhiều hệ thống bộ phận, mỗi hệ thống này gồm

các trang thiết bị phần cứng và phần mềm, được liên kết với nhau thông qua việc

kết nối trực tiếp hoặc qua các giao thức kết nối thông tin mềm, nhằm đảm bảo các

hoạt động vận hành, giao dịch trong thị trường phát điện cạnh tranh của các đơn vị

tham gia TTĐ. Trong tương lai gần, các hệ thống này sẽ cần được đầu tư và liên tục

cải thiện để đáp ứng đầy đủ nhu cầu thông tin phục vụ công tác tự động hoá, điều độ

và điều khiển hệ thống điện cùng các yêu cầu vận hành ngày càng cao trong bối

cảnh TTĐ vận hành với đầy đủ chức năng của một TTĐ hoàn chỉnh.

55

Ngoài ra, cơ sở hạ tầng thông tin còn bao gồm Hệ thống phần mềm quản lý,

điều hành TTĐ như các hệ thống phần mềm, phần cứng hỗ trợ chào giá, hệ thống

phục vụ thanh toán, hệ thống quản lý thông tin điều độ các tổ máy/nhà máy, hệ

thống đọc và truyền số liệu đo đếm, hệ thống Hệ thống Thu thập dữ liệu và điều

khiển giám sát (SCADA).

2.2.3.Các tiêu chí đánh giá sự phát triển thị trường điện lực

Đối chiếu với các mục tiêu phát triển TTĐ tại Việt Nam và các nội dung cơ

bản của phát triển TTĐ đã nêu tại Mục 2.2.2, NCS tổng hợp và đề xuất các tiêu chí

như sau để đánh giá sự phát triển của TTĐ:

Bảng 2.2. Các tiêu chí đánh giá sự phát triển thị trường điện lực

TT Tiêu chí Chỉ tiêu Đo lường Mô tả

1 Tăng trưởng

quy mô TTĐ

1.1.Tăng trưởng

nhu cầu điện

%, MW, GWh Tốc độ tăng trưởng thể hiện

qua tăng trưởng công suất

và điện năng tiêu thụ

1.2.Tăng trưởng

sản xuất điện

toàn hệ thống

%, MW, GWh Tốc độ tăng trưởng thể hiện

qua tăng trưởng công suất

và điện thương phẩm

1.3.Tăng trưởng

quy mô thị

trường phát điện

%, MW, GWh Tốc độ tăng trưởng thể hiện

qua tăng trưởng công suất

và điện thương phẩm của

các DN tham gia giao dịch

trên thị trường

1.4.Tăng trưởng

quy mô thị

trường bán buôn

điện cạnh tranh

%, MW, GWh Tốc độ tăng trưởng thể hiện

qua tăng trưởng công suất

và điện thương phẩm của

các DN tham gia giao dịch

ở thị trường bán buôn

2 Thu hút đầu

tư từ các

nguồn lực

mới vào TTĐ

2.1.Tăng trưởng

đầu tư vào hệ

thống lưới điện

truyền tải và lưới

điện phân phối

%, MVA, km Tốc độ tăng trưởng đầu tư

vào hạ tầng lưới điện thể

hiện qua tăng trưởng công

suất truyền tải, số km

đường dây

56

TT Tiêu chí Chỉ tiêu Đo lường Mô tả

2.2.Sự tham gia

của các nhà sản

xuất điện độc

lập, các nhà sản

xuất ngoài EVN

% (thị phần

của khu vực

tư nhân trên

TTĐ)

Thị phần của khu vực tư

nhân trên TTĐ gia tăng thể

hiện sự vận hành tốt hơn

của TTĐ

3 Cải thiện cơ

chế cạnh

tranh và tự

do hóa

3.1. Thực hiện

đúng lộ trình

xây dựng các

cấp độ TTĐ

Việc thực hiện lộ

trình xây dựng

các cấp độ TTĐ

được bảo đảm

Thực hiện đúng lộ trình xây

dựng các cấp độ TTĐ sẽ bảo

đảm tự do hóa khâu phát

điện, bán buôn điện và bán lẻ

điện, cải thiện cạnh tranh ở

các khâu trên.

3.2. Rào cản gia

nhập TTĐ

Các rào cản về

hành chính, thủ

tục gia nhập thị

trường từng bước

được gỡ bỏ

Các thủ tục và quy trình

được đơn giản hóa, gia tăng

tiếp cận cơ sở hạ tầng ngành

điện của các đơn vị tham gia

TTĐ

3.3. Tính minh

bạch của thị

trường

Lượng thông tin

được công khai,

chế độ báo cáo

minh bạch

Nhiều thông tin được công

khai và chế độ báo cáo minh

bạch hơn thể hiện sự vận

hành tốt hơn của TTĐ

4 Xanh hóa

TTĐ theo

hướng

khuyến

khích phát

triển NLTT

4.1. Điện NLTT

được huy động

và giao dịch trên

TTĐ

%, MW, GWh Tốc độ tăng trưởng điện

NLTT thể hiện qua tăng

trưởng công suất và điện

thương phẩm tham gia giao

dịch trên thị trường

Đối với TTĐ Việt Nam, NCS đề xuất bốn nhóm tiêu chí chính để đánh

giá sự phát triển, thể hiện qua chín chỉ tiêu cụ thể.

- Tăng trưởng quy mô TTĐ: đây là nội dung cơ bản, thể hiện cung và cầu có

tăng trưởng thể hiện ở bốn tiêu chí gồm:

1.1) tăng trưởng nhu cầu điện;

1.2) tăng trưởng sản xuất điện;

1.3) tăng trưởng quy mô thị trường phát điện cạnh tranh và

57

1.4) tăng trưởng quy mô thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

Đối với tăng trưởng nhu cầu điện, chỉ tiêu này cần được xem xét và đối chiếu

với hệ số đàn hồi điện / GDP. Hệ số này nếu có xu hướng giảm dần sẽ là tín hiệu tốt

cho TTĐ;

- Thu hút đầu tư từ các nguồn lực mới vào TTĐ: bên cạnh các nhà đầu tư

truyền thống cần thu hút được những nguồn đầu tư khác, đặc biệt là các nhà đầu tư

tư nhân và nước ngoài. Đây là tiêu chí đánh giá thể hiện việc đa dạng hóa nguồn lực

đầu tư cho TTĐ và cũng thể hiện sức khỏe của TTĐ, cho thấy thị trường vận hành

tốt, không có sự lũng đoạn hoặc chi phối bởi số ít nhóm DN thống lĩnh hoặc chi

phối TTĐ. Tiêu chí này được xem xét trên hai chỉ tiêu:

2.1) Tăng trưởng đầu tư vào hệ thống lưới điện truyền tải và lưới điện phân

phối và

2.2) Sự tham gia của các nhà sản xuất điện độc lập, các nhà sản xuất ngoài EVN;

- Cải thiện cơ chế cạnh tranh và tự do hóa: là cơ sở để nâng cao hiệu quả

hoạt động và có giá điện hợp lý, mức độ cạnh tranh trong TTĐ sẽ tăng lên dần dần

để tạo ra những động lực mạnh mẽ khuyến khích nâng cao hiệu quả toàn ngành.

Thể hiện ở ba tiêu chí:

3.1) Thực hiện đúng lộ trình xây dựng các cấp độ TTĐ;

3.2) Rào cản gia nhập thị trường và;

3.3) Tính minh bạch của thị trường.

- Xanh hóa TTĐ theo hướng khuyến khích phát triển NLTT: thể hiện cơ cấu

sản xuất điện hiện đại, đảm bảo bền vững về môi trường, giảm phát thải KNK. Phát

triển điện NLTT cũng đồng nghĩa với việc gia tăng an ninh năng lượng cho quốc

gia, bảo vệ hệ thống trước những cú sốc giá nhiên liệu hoặc giá năng lượng trên thế

giới. Tiêu chí này thể hiện qua chỉ tiêu tăng trưởng công suất và điện thương phẩm

tham gia giao dịch trên thị trường.

2.2.4.Các nhân tố ảnh hưởng đến sự phát triển thị trường điện lực

Các nhân tố ảnh hướng đến sự phát triển thị trường điện lực bao gồm các

nhân tố chủ quan và nhân tố khách quan.

2.2.4.1. Các nhân tố chủ quan

Đây là các nhân tố xuất phát hoặc liên quan trực tiếp tới sự phát triển và vận

động không ngừng của các chủ thể tham gia thị trường. Các nhân tố này bao gồm:

58

Thứ nhất là, mức độ tích cực của các nhà đầu tư, các DN tham gia chuỗi

cung ứng điện năng gồm các nhà máy điện, các công ty cung cấp dịch vụ truyền tải,

phân phối điện, các công ty điện lực phụ trách dịch vụ bán lẻ điện và khách hàng tiêu

thụ điện. Khi có sự tham gia tích cực của các DN, đơn vị từ nhiều thành phần, sẽ gia

tăng các lựa chọn cho khách hàng mua điện với quy mô thị trường mở rộng hơn, đi

kèm theo là sự đa dạng và sự gia tăng cạnh tranh của các nhà cung cấp trên TTĐ;

Thứ hai là, năng lực, trình độ và kinh nghiệm của các chủ thể tham gia TTĐ.

Đối với các các nhà đầu tư, các DN tham gia chuỗi cung ứng điện năng, năng lực,

trình độ và kinh nghiệm thể hiện ở khả năng huy động tài chính, huy động nguồn

lực triển khai thực hiện các dự án phát triển trong lĩnh vực điện năng, năng lực quản

lý đầu tư, quản lý thi công hay quản lý vận hành các công trình điện. Đối với các

đơn vị quản lý vận hành lưới điện hay hệ thống điện, trình độ và kinh nghiệm của

nhân lực, đội ngũ kỹ sư, kỹ thuật viên cũng là những yếu tố quyết định, thiết yếu có

ảnh hưởng và tác động tới sự phát triển của TTĐ.

2.2.4.2. Các nhân tố khách quan

Các nhân tố khách quan là các nhân tố tồn tại bên ngoài, không phụ thuộc

vào các chủ thể tham gia TTĐ:

Thứ nhất là, sự phát triển kinh tế - xã hội của quốc gia: do điện năng là đầu

vào quan trọng ở hầu hết các hoạt động của nền kinh tế, và do đó, có sự liên hệ chặt

chẽ và tương quan giữa phát triển kinh tế - xã hội và TTĐ. Một yếu tố quan trọng

tác động lên phát triển của TTĐ là cơ cấu kinh tế quốc gia hay địa phương mà ở đó

các hộ tiêu thụ điện phục vụ cho mục đích sản xuất. Nếu cơ cấu kinh tế bị chi phối bởi

các hoạt động sản xuất công nghiệp, đặc biệt là công nghiệp nặng hay công nghiệp chế

tạo, nhu cầu sử dụng điện cho các khu vực này cũng sẽ có tỉ trọng cao, chi phối tổng

thể nhu cầu điện toàn quốc hoặc địa phương. Tác động của các điều kiện kinh tế - xã

hội đối với phát triển TTĐ còn thể hiện ở mức độ sử dụng năng lượng của nền kinh tế

có hiệu quả hay không. Nếu nền kinh tế sử dụng năng lượng có hiệu quả, sẽ cần ít điện

năng hơn để sản xuất ra một đơn vị sản phẩm và qua đó, tạo ra nhu cầu điện bền vững

hơn và ngược lại.

Thứ hai là, hệ thống pháp luật, chính sách đối với ngành công nghiệp điện

lực: thể hiện qua các đạo luật, chính sách được ban hành để điều chỉnh sự vận hành

và phát triển của ngành. Tại Việt Nam, hệ thống pháp luật, chính sách quan trọng nhất

59

và có liên quan mật thiết tới TTĐ là Luật Điện lực, các Chiến lược phát triển năng

lượng như than, dầu, khí, NLTT, các Quy hoạch phát triển phân ngành năng lượng, các

quy định về lộ trình hình thành TTĐ các cấp độ, các chính sách về an ninh năng lượng.

Bên cạnh đó, các chính sách và định hướng, chủ trương của Nhà nước đối với liên kết

vận hành của ngành công nghiệp điện lực Việt Nam với các nước trong khu vực, bao

gồm các hoạt động xuất nhập khẩu điện và năng lượng cũng đóng vai trò quan trọng,

ảnh hưởng tới sự phát triển của TTĐ Việt Nam.

Thứ ba là, các nhân tố về kỹ thuật - công nghệ cũng có tác động nhất định

đến TTĐ và ngành công nghiệp điện lực. Trong kỷ nguyên của đột phá công

nghệ trên nhiều lĩnh vực, ngành điện sẽ chứng kiến sự ứng dụng của các kỹ thuật

- công nghệ hiện đại để nâng cao năng suất và cải thiện chất lượng điện năng tới

khách hàng nhờ các tiến bộ công nghệ trong lĩnh vực phát điện, truyền tải điện,

vận hành lưới điện thông minh, quản lý nhu cầu trên nền tảng công nghệ thông tin

và truyền thông...

Thứ tư là, mô hình tổ chức quản lý, điều tiết thị trường điện: Khi phát triển

TTĐ, các nội dung liên quan tới mô hình tổ chức quản lý, điều tiết thị trường đóng vai

trò quan trọng thiết yếu. Các nội dung này có thể bao gồm hệ thống các văn bản pháp

lý quy định và điều chỉnh việc xây dựng và phát triển TTĐ; cấu trúc tổ chức các cơ

quan và các bên liên quan trong quản lý và điều tiết TTĐ.

Ngoài ra, một số yếu tố như điều kiện tự nhiên, khí hậu cũng ảnh hưởng tới

sự phát triển của TTĐ. Các khu vực có điều kiện thời tiết khắc nghiệt (quá nóng

hoặc quá lạnh) nhu cầu tiêu thụ điện năng sẽ có xu hướng cao hơn so với các khu

vực khác.

2.3. KINH NGHIỆM PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC VÀ BÀI

HỌC ĐỐI VỚI VIỆT NAM

Trong phạm vi luận án, NCS đã tiến hành khảo cứu kinh nghiệm quốc tế về

phát triển TTĐ tại một số quốc gia hoặc khu vực, trong đó xem xét những thị

trường đã phát triển thành công trong nhóm các quốc gia công nghiệp phát triển

(OECD), cũng như thị trường hiện đang trong quá trình phát triển hoặc có một số

đặc điểm tương đồng với Việt Nam. NCS cũng xem xét và phân tích một số trường

hợp các thị trường không thành công khi cải thiện cơ chế cạnh tranh và tự do hóa thị

trường cũng được xem xét và bàn luận. Các khảo cứu kinh nghiệm quốc tế giúp chỉ

60

ra những vấn đề các nước đi trước đã gặp phải, những rủi ro tiềm tàng trong quá

trình phát triển, cách thức xử lý và bài học cho Việt Nam.

2.3.1.Kinh nghiệm phát triển thị trường điện lực của một số nước trên thế giới

2.3.1.1. Thị trường điện lực của Italia

Tổng tiêu thụ điện toàn quốc của Italia là 311.7 TWh vào năm 2016, trong đó

274.7 TWh (88.1%) được sản xuất trong nước còn lại là nhập khẩu [57]. Trong cơ cấu

nguồn sản xuất điện, các nhà máy điện dùng nhiên liệu hóa thạch hiện chiếm 67.7%

sản lượng trong khi thủy điện đạt mức 15.4%. Trong khi không vận hành nhà máy điện

hạt nhân nào, Italia có tỉ trọng điện NLTT tương đối cao, đạt 46,125 GWh, chiếm

16.8% năm 2016 [57]. Về phía cầu, Italia cấu trúc thị trường bán lẻ cạnh tranh thành

hai bộ phận: thị trường tự do chiếm khoảng 76% quy mô thị trường với sự tham gia và

cạnh tranh của 14 đơn vị bán lẻ. 24% còn lại là thị trường bán lẻ có điều tiết, do một

đơn vị được giao trách nhiệm cung cấp điện năng.

Ngành điện tại Italia được thiết lập từ cuối thế kỷ 19, với sự tham gia của các

công ty tư nhân đầu tư vào lĩnh vực này. Tuy nhiên, Nhà nước đã quốc hữu hóa các

công ty trong ngành điện vào năm 1962, thành lập Enel - là công ty độc quyền tích

hợp dọc phụ trách toàn bộ việc sản xuất, truyền tải và phân phối điện địa phương

trong toàn quốc. Giai đoạn những năm 1980, Enel bị cổ phần hóa khi có sự thay đổi

về quan điểm của Chính phủ khi họ cho rằng mô hình độc quyền tích hợp dọc đã

không còn hiệu quả hay phù hợp với bối cảnh mới. Tiếp theo đó, ngành điện được

tái cơ cấu và tự do hóa, thúc đẩy sự tham gia của khối tư nhân, mở cửa thị trường

điện, chia tách Enel thành các công ty nhỏ hơn và phụ trách các khâu chuyên biệt

hơn trong chuỗi cung ứng điện năng. Khu vực bán buôn được tự do hóa năm 2004

với sự ra đời của Thị trường bán buôn điện. Năm 2007, TTĐ Italia được mở cửa

hoàn toàn, cho phép các bên tự do giao dịch và tiếp cận hạ tầng TTĐ. Chức năng tổ

chức thị trường điện được giao cho đơn vị thuộc sở hữu hoàn toàn của nhà nước

(GME - Gestore dei Mercati Energetici S.p.A) đảm nhiệm. Các dịch vụ thuộc chức

năng tổ chức thị trường điện bao gồm Thị trường giao ngay (MPE) – bao gồm các

sản phẩm thị trường ngày trước (MGP), thị trường liên ngày (MI) và thị trường

hàng ngày (MPEG) - và thị trường tương lai (MTE).

61

Hình 2.8. Cấu trúc TTĐ Italia

Nguồn: [48].

Theo kế hoạch năng lượng quốc gia, Italia dự định tăng sản xuất điện từ tất

cả các nguồn tái tạo lên 26% tổng sản lượng điện sản xuất vào năm 2020, chiếm

17% tổng lượng năng lượng tiêu thụ [63]. Năm 2014, 38.2% tiêu thụ điện năng

quốc gia là từ các nguồn tái tạo (năm 2005 là 15.4%), chiếm 16.2% tổng tiêu thụ

năng lượng của cả nước (5.3% năm 2005). Chỉ riêng sản xuất năng lượng mặt trời

chiếm gần 9% tổng tiêu thụ điện của cả nước trong năm 2014, làm cho Italia trở thành

nước có sự đóng góp lớn nhất từ năng lượng mặt trời trên thế giới [81]. Đây là kết quả

của các chính sách khuyến khích về kinh tế mạnh mẽ của Chính phủ đối với phát triển

NLTT. Ngoài ra, kể từ năm 2001, tất cả các nhà sản xuất và nhập khẩu điện ở Ý buộc

phải đảm bảo hạn ngạch sản xuất điện từ các nguồn tái tạo hoặc mua giấy chứng nhận

xanh từ một công ty khác có sản lượng dư thừa trong sản xuất NLTT.

Giá điện tại Italia tương đối đắt đỏ so với các nước khác tại EU, thể hiện

quan điểm của Chính phủ trong khuyến khích tiết kiệm và sử dụng điện có hiệu quả.

Mặt khác giá điện bán lẻ cao một phần bắt nguồn từ cơ cấu sản xuất điện tại quốc

gia này, với nguồn điện từ khí tự nhiên chiếm ưu thế và các khoản trợ cấp cho phát

triển NLTT.

Về tạo lập cơ chế giao dịch TTĐ, Italia thành lập Terna - Cơ quan vận hành

hệ thống truyền tải và điều độ hệ thống điện. Đây là đơn vị thuộc sở hữu 100% vốn

của Tập đoàn Enel, sở hữu, quản lý hơn 90% lưới điện truyền tải điện Quốc gia.

Terna điều độ, vận hành hệ thống điện theo điều hành của GRTN - Đơn vị vận hành

công cộng thuộc Bộ Tài chính (Mô hình vận hành hệ thống điện độc lập). Để vận hành

TTĐ, Cơ quan Vận hành thị trường điện GME được thành lập và thực hiện vận hành

62

TTĐ từ 1/4/2004. GME tổ chức và quản lý TTĐ IPEX theo tiêu chí trung lập, minh

bạch để đảm bảo khuyến khích cạnh tranh giữa các đơn vị phát điện và đảm bảo cung

cấp điện.

Italia xây dựng AU là đơn vị mua điện duy nhất trên thị trường điều tiết (chiếm

khoảng 24% tổng quy mô thị trường). AU có nhiệm vụ mua điện thông qua chào giá từ

thị trường bán buôn và phân phối điện cho thị trường điều tiết. Ngoài ra, từ 1/7/2007,

AU có trách nhiệm bán điện cho các khách hàng tự nguyện mua điện từ AU.

Chức năng quản lý nhà nước đối với TTĐ được chia thành hai khối chính:

khối ban hành chính sách và điều tiết gồm có Bộ Phát triển kinh tế (MSE) và Cơ

quan Điều tiết Khí, điện và nước (AEEGSI). Khối còn lại là các cơ quan, tổ chức

tham gia trực tiếp điều hành thị trường.

Hình 2.9. Mô hình quản lý thị trường điện tại Italia

Nguồn: [39]

Trong hệ thống nêu trên, AEEGSI - Cơ quan điều tiết Khí, Điện và Nước

Italia đóng vai trò là cơ quan điều tiết các dịch vụ thiết yếu có mức độ độc lập cao

đối với chính phủ trong các phán đoán và đánh giá của tổ chức này. Cơ quan

AEEGSI có các chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn trong lĩnh vực điện lực như xây

dựng, ban hành các quy định về giá và phí; ban hành các quy định về vận hành hệ

thống điện; cấp giấy phép hoạt động điện lực; khuyến khích phát triển NLTT; giải

quyết tranh chấp...

63

2.3.1.2.Thị trường điện lực của Na-uy

Ngành điện ở Na Uy dựa chủ yếu vào thủy điện với tổng công suất thủy điện

tại Na-uy vào khoảng 31 GW vào năm 2016, sản xuất được lượng điện thương

phẩm tương đương 143 TWh, chiếm 96.3% tổng cung điện năng toàn quốc. Bên

cạnh đó, điện gió có tiềm năng tương đối tốt, với công suất lắp đặt là 838 MW năm

2015 dự kiến sẽ tăng lên đạt mức 1,000 MW năm 2020. Công nghiệp là khách hàng

tiêu thụ điện chủ yếu tại quốc gia này, chiếm khoảng 95% tổng sản lượng. Tiêu thụ

điện bình quân đầu người tại Na-uy ở mức 25MWh/người, luôn cao hơn trung bình

của khối EU từ hai đến ba lần. Các hộ gia đình sử dụng điện vào các mục đích sưởi

ấm và đun nước nóng. Chiến lược năng lượng dài hạn của Na-uy đến 2030 tập trung

giải quyết các vấn đề về an ninh cấp điện, nâng cao tỉ lệ nguồn điện từ NLTT trong

cơ cấu sản xuất điện nhằm thúc đẩy tăng trưởng kinh tế.

Na-uy đẩy mạnh liên kết lưới điện quốc tế như một biện pháp để ổn định

nguồn cung cấp điện và ổn định giá điện. Về liên kết lưới điện ở khu vực, Na-uy có

kết nối tương đối tốt với các nước trong khu vực Bắc Âu. Na-uy và Thụy Điển đã

hợp tác xây dựng đường dây 420kW kết nối qua thành phố Nea của Na-uy và

Järpströmmen của Thụy Điển năm 2009. Trước đó, Na-uy cũng có liên kết lưới điện

với Đan Mạch, qua đường dây xây dựng năm 1977. Hiện nay công suất truyền tải qua

kết nối này đạt 1.700 MW, tăng gần gấp 2,5 lần so với thời điểm mới xây dựng. Bên

cạnh đó, Na-uy có hệ thống kết nối qua đường dây NorNed với Hà Lan công suất thiết

kế là 700 MW. Với các khu vực khác, Na-uy đã có kế hoạch kết nối với Đức và Vương

quốc Anh trong tương lai. Tuy nhiên có một số ý kiến cho rằng, do giá điện bán lẻ tại

các khu vực liên kết lưới điện ở mặt bằng cao hơn so với Na-uy, điều này có thể ảnh

hưởng và làm gia tăng giá điện áp dụng với khách hàng tại quốc gia này. Giá điện bán

lẻ bình quân cho các hộ gia đình tại Na-uy hiện ở mức 95 øre/kWh năm 2017 (tương

đương 2,652 VNĐ/kWh).

Trước giai đoạn cải cách ngành điện và phát triển TTĐ, phần lớn các đơn vị

điện lực tại Na-uy thuộc sở hữu nhà nước. Các cấp chính quyền từ trung ương tới

địa phương đều có những thẩm quyền ở mức độ khác nhau để can thiệp vào TTĐ

trong đó có giá bán điện. Công ty độc quyền và thống lĩnh thị trường là Statkraft với

trên 30% thị phần. Các địa phương ở cấp tỉnh và thấp hơn sở hữu các cơ sở và hạ

tầng điện với 55% thị phần. Còn lại 15% là sản lượng sản xuất bởi các công ty tư

nhân [65]. Tuy vậy ngay từ giai đoạn này, mặc dù phần lớn là sở hữu nhà nước

64

nhưng các chủ thể sở hữu trong ngành điện của Na-uy có số lượng rất lớn, tới hơn

200 đơn vị [65]. Động lực để cải cách ngành điện của Na-uy xuất phát từ thực tế là

sự hoạt động kém hiệu quả của các đơn vị phát điện mà đa phần có quy mô trung

bình và nhỏ. Mặt khác, các khách hàng tiêu thụ cuối cùng cũng nhận được các mức

giá không đồng đều giữa các vùng và không phản ánh sự hiệu quả về kinh tế trong

sản xuất kinh doanh [65].

Việc cải cách được quy định bằng việc ra đời Luật Năng lượng 1990 với mục

tiêu gia tăng tính cạnh tranh trong ngành điện, nâng cao hiệu quả khâu sản xuất,

truyền tải và phân phối điện năng, các nguồn điện có chi phí thấp hơn được ưu tiên

huy động và gia tăng lợi ích của khách hàng. Trách nhiệm của Nhà nước là bảo đảm

các công ty truyền tải, phân phối không lạm dụng quyền lực độc quyền của họ để

làm giảm hiệu quả kinh tế trong hoạt động hoặc chất lượng dịch vụ. Các quy định

và các thể chế liên quan cũng được ban hành trong Luật Năng lượng, trong đó quy

định về sự thành lập và chức năng, nhiệm vụ của Tổng Cục Tài nguyên nước và

Năng lượng (NVE). NVE được giao thẩm quyền giám sát hoạt động và điều tiết các

công ty lưới điện qua các công cụ phân tích hiệu quả về kinh tế và tài chính, có điều

chỉnh và xét đến yếu tố vùng miền và số lượng khách hàng sử dụng dịch vụ truyền

tải và phân phối điện [65].

Trong quá trình cải cách công ty chi phối thị trường Statkraft được chia nhỏ

thành hai đơn vị riêng biệt: Statkraft SF phụ trách phát điện và Statnett SF, công ty

truyền tải. Các công ty khác cũng được yêu cầu tách bạch khâu phát điện, lưới điện

và kinh doanh điện, thực hiện hạch toán độc lập nhưng không tách thành các pháp

nhân riêng rẽ [45].

Một điểm đáng lưu ý là quá trình tự do hóa ngành điện ở Na-uy không đi

theo mô hình ở một số nước khác: hầu hết các công ty điện lực đều không thay đổi

sở hữu, vẫn thuộc kiểm soát của nhà nước ở các cấp chính quyền từ trung ương đến

địa phương. Tuy nhiên, Na-uy duy trì và khuyến khích sự phát triển của các công ty

này nhằm gia tăng cạnh tranh và bảo đảm rằng thị trường không bị chi phối hoặc

lũng đoạn bởi một số ít công ty nào. Hiện nay, chỉ riêng số lượng các công ty quản

lý vận hành lưới điện và tham gia thị trường bán lẻ điện ở nước này là trên 200 đơn

vị. Ở khâu bán buôn, các công ty của Na-uy tham gia Nord Pool, là thị trường bán

buôn không bắt buộc, chiếm khoảng 40% tổng giao dịch điện ở khu vực Bắc Âu.

Lượng giao dịch còn lại là các hợp đồng song phương do các đơn vị phát điện và

65

mua điện thỏa thuận với nhau. Khu vực bán lẻ chủ yếu vận hành phục vụ thị trường

trong nước tuân theo các quy định về bán lẻ quốc gia.

Trong quản lý và điều tiết TTĐ, Na-uy trao thẩm quyền và ban hành các quy

định đối với các cơ quan điều tiết chủ yếu là Bộ Dầu mỏ và Năng lượng (Ministry

of Petroleum and Energy - MPE), Cơ quan Quản lý cạnh tranh Na-uy (Norwegian

Competition Authority - NCA) và Tổng Cục Tài nguyên nước và Năng lượng

(Norwegian Water Resources and Energy Directorate - NVE).

2.3.1.3. Thị trường điện lực của Australia

Tổng sản lượng điện trên toàn Australia là 253.7 TWh trong năm 2016, trong đó

tua bin hơi đốt than chiếm tỉ trọng rất cao. Mạng lưới điện truyền tải điện áp cao từ

220 kV trở lên thực hiện nhiệm vụ kết nối người tiêu dùng và nhà sản xuất điện ở các

tiểu bang Queensland, New South Wales (NSW), Vùng Thủ đô Australia (ACT),

Victoria, Nam Australia, và (qua cáp Basslink dưới biển) Tasmania. Hệ thống điện

này hoạt động trong TTĐ của Australia (NEM) và là hệ thống mạng điện xoay chiều

dài nhất kết nối với nhau trên thế giới, kéo dài 4,500 km [75].

Hệ thống điện Australia có độ dự phòng công suất phát điện lớn (khoảng

25%), tốc độ tăng trưởng phụ tải thấp (khoảng 3% năm) và cơ cấu nguồn năng

lượng đa dạng. Cơ sở hạ tầng của hệ thống điện phát triển ở mức cao với hệ thống

SCADA và các hệ thống đo đếm tiên tiến đã tạo điều kiện thuân lợi để xây dựng thị

trường thời gian thực (5 phút), giúp phát triển thị trường nhanh chóng.

Từ năm 1998 đến nay Australia đã phát triển đến giai đoạn bán lẻ điện cạnh

tranh. Đến 2001, Chính phủ Australia đã ban hành các chính sách của chính phủ để

thúc đẩy phát điện từ NLTT. Tổng tiêu dùng nhu cầu điện tại Australia được dự báo

sẽ tăng trưởng chậm, đạt 222 TWh vào năm 2021/2022. Một yếu tố quan trọng khác

làm giảm tiêu thụ điện là việc giá điện bán lẻ liên tục được điều chỉnh tăng do phí

truyền tải gia tăng, tại một số bang thậm chí tăng tới hơn 50% (NSW và

Queensland). Phí truyền tải tăng bắt nguồn từ hoạt động đầu tư mạnh mẽ trong gần

một thập kỷ qua vào hạ tầng lưới điện để đáp ứng đỉnh cao nhu cầu mùa hè. Hiện

nay, giá điện bán lẻ bình quân áp dụng cho các hộ gia đình tại Australia là 28

AUDcent/kWh (tương đương 4,871 VNĐ/kWh). Mức giá điện bán lẻ cao hơn cũng

phản ánh chi phí cho các khoản trợ cấp cho NLTT tái tạo.

TTĐ quốc gia Australia (NEM) là thị trường thời gian thực vận hành theo

mô hình điều độ tập trung - chào giá tự do có kèm theo hợp đồng sai khác giữa các

66

công ty phát điện và khách hàng mua điện để quản lý rủi ro biến động giá. Các hợp

đồng song phương được thực hiện độc lập bởi hai bên mua và bán. Thị trường

Australia được chia theo vùng, bao gồm 6 vùng là các bang, vùng lãnh thổ cua nước

này: các tiểu bang Queensland, New South Wales, Lãnh thổ thủ đô, Victoria và

Nam Úc. Tasmania gia nhập NEM vào năm 2006.

Trước khi hình thành và vận hành thành công TTĐ như hiện nay, Australia

đã tiến hành quá trình tái cơ cấu ngành điện từ năm 1991, băng viêc chia tách các

khâu phát điện, truyền tải và phân phối. Khi chưa thực hiện quá trình tái cơ cấu, tài

sản các đơn vị trong ngành điện Australia đều thuộc sở hữu của nhà nước. Do

nguồn than dồi dào nên nhiệt điện than chiếm một tỷ lệ lớn trong khâu phát điện

tại Australia. Quá trình tái cơ cấu ở Úc được tiến hành đồng thời từ cấp bang và

cấp Quốc gia. Năm 1995 ngành điện Australia bắt đầu quá trình chuyển dịch

theo mô hình tập đoàn và tư nhân hóa. Các đơn vị truyền tải thuộc sở hữu nhà

nước được hợp nhất thành Công ty truyền tải quốc gia duy nhất cùng với việc

thành lập một Ủy ban quản lý lưới điện Quốc gia. Năm 1994, Ủy ban quản lý

lưới điện Quốc gia ban hành quy định “Tái cơ cấu ngành điện Australia” đặt ra

mục tiêu cho phát triển TTĐ Australia.

TTĐ quốc gia Australia (NEM) bắt đầu vận hành từ tháng 12 năm 1998 với các

mục tiêu: tạo sự cạnh tranh, cho phép các khách hàng lựa chọn nhà cung cấp, cho phép

tham gia nối lưới... Các đơn vị tham gia NEM gồm có Tổ chức Điều hành Thị trường

Năng lượng - AEMO (Australian Energy Market Operator) vận hành TTĐ NEM.

AEMO thành lập năm 2009 trên cơ sở sáp nhập một số cơ quan quản lý quy hoạch của

nhà nước và đơn vị vận hành thị trường khí và NEMMCO - Công ty Quản lý TTĐ

quốc gia (National Electricity Market Management Company) và 15 công ty phát điện,

5 công ty cung cấp dịch vụ lưới truyền tải; các các công ty cung cấp dịch vụ lưới phân

phối và các khách hàng mua điện trên thị trường: bao gồm các công ty bán lẻ điện và

các khách hàng sử dụng điện lớn.

Cơ chế quản lý - điều tiết TTĐ được điều chỉnh và cải tiến đầu những năm

2000 nhằm hình thành các cơ quan điều tiết cấp liên bang thay vì tiểu bang. Ở hệ

thống này, có ba cơ quan chính tham gia điều tiết kinh tế của mạng lưới điện tại

Australia là:

Hội đồng Thường trực về Năng lượng và Tài nguyên - SCER (Standing

Council of Energy and Resources): SCER có trách nhiệm tạo lập chương trình nghị

67

sự chiến lược quốc gia đối với lĩnh vực năng lượng và tài nguyên của Australia.

Thành viên của SCER là các bộ trưởng các ngành liên quan ở liên bang, tiểu bang

và New Zealand.

Ủy ban Thị trường Năng lượng Australia - AEMC (Australian Energy

Market Commission): AEMC được trao chức năng điều chỉnh các Quy định mà

không cần thông qua của Ủy ban Cạnh tranh và Người tiêu dùng Australia - ACCC.

AEMC còn có trách nhiệm duy trì và phát triển các Quy định Điện lực quốc gia và

tham mưu cho các Bộ trưởng về phương thức tốt nhất để phát triển TTĐ [10]. Đây

cũng là cơ quan ban hành các quy định và phát triển TTĐ và khí.

Cơ quan Điều tiết Năng lượng Australia - AER (Australian Energy

Regulator): AER có trách nhiệm theo dõi, kiểm tra và đôn đốc thực thi sự tuân thủ

ở các TTĐ bán buôn và thị trường khí; điều tiết các mạng lưới điện và khí theo

nguyên tắc thiết lập giá tối đa mà các công ty lưới điện được hưởng, điều tiết các

TTĐ và khí bán lẻ theo Luật Bán lẻ năng lượng quốc gia.

2.3.1.4. Thị trường điện lực của Trung Quốc

TTĐ Trung Quốc có quy mô lớn nhất thế giới. Năm 2015, công suất lắp đặt

của nhà máy điện của Trung Quốc đạt 1.5 tỷ kW, với điện năng sản xuất đạt 5,618

nghìn tỷ kWh (chiếm 24% sản lượng điện toàn cầu). Một điểm đáng lưu ý là quy

mô TTĐ Trung Quốc đã liên tục tăng trưởng trong suốt 40 năm qua (kể từ năm

1968). Hạ tầng lưới điện Trung Quốc cũng có quy mô khổng lồ, với tổng chiều dài

đường dây truyền tải từ 220kV trở lên là 572,000 km tương ứng công suất truyền tải

đạt 3.03 tỷ kVA. Hiện nay toàn bộ các tỉnh của Trung Quốc đã kết nối lưới điện

quốc gia, nằm dưới sự quản lý của hai đơn vị nhà nước là Công ty lưới điện Nhà

nước và Công ty lưới điện Nam Trung Quốc.

Từ năm 1985, Trung Quốc đã bắt tay vào quá trình cải cách ngành điện trong

bối cảnh phải đối mặt với tình trạng thiếu điện trên toàn quốc. Cho đến trước khi cải

cách, TTĐ Trung Quốc không có sự tham gia của tư nhân vào sản xuất điện. Chính

quyền Trung Quốc thực hiện các cải cách về thu hút đầu tư, cải cách cơ chế giá điện

và xây dựng các cơ quan điện lực địa phương để cải thiện năng lực sản xuất điện

trên toàn quốc. Các nhà đầu tư vào sản xuất điện được bảo đảm đầu ra thông qua

các hợp đồng mua điện dài hạn với giá mua cố định, trong đó bảo đảm lợi nhuận

68

trung bình trên 15%/năm. Cho đến năm 1995, về cơ bản tình trạng thiếu điện tại

nước này đã chấm dứt.

Trong những năm 1997-1998 các chức năng và trách nhiệm của Nhà nước đã

được tách ra khỏi hoạt động kinh tế trực tiếp của các DN năng lượng. Một phần của

Bộ Điện lực đã được chuyển đổi thành Công ty Điện lực Trung Quốc (SPC) năm

1997 để tách DN ra khỏi chức năng quản lý nhà nước. Một số biện pháp khác cũng

được thực hiện để nâng cao khả năng kiểm soát và hiệu quả của ngành điện.

Ngành công nghiệp điện lực của Trung Quốc trải qua đợt cải cách thứ hai

trong năm 2002, khi Hội đồng Nhà nước phê duyệt “Đề án cải cách ngành điện”

trên định hướng tách biệt các khâu sản xuất điện và truyền tải, phân phối điện. SPC

- là đơn vị sở hữu khoảng một nửa tài sản khâu phát điện và hầu hết hạ tầng lưới

điện - được chia nhỏ thành nhiều công ty. Tuy nhiên tất cả các đơn vị này vẫn thuộc

sở hữu nhà nước. Trên cơ sở đó, năm công ty phát điện lớn được thành lập, sở hữu

các nhà máy điện trải khắp các khu vực trên cả nước và đảm bảo nguyên tắc không

đơn vị nào sở hữu quá 20% thị phần phát điện. Bên cạnh đó, sáu công ty lưới điện

vùng được cơ cấu lại thành hai đơn vị, đảm bảo vận hành cho lưới điện liên kết của

hầu khắp các vùng trên toàn quốc. Công ty lưới điện Nam Trung Quốc phụ trách

các tỉnh phía Nam và Đông Nam trong khi Tập đoàn lưới điện Nhà nước chịu trách

nhiệm đối với toàn bộ phần còn lại của lưới điện. Trong năm 2002, Ủy ban Điều tiết

điện lực Nhà nước được thành lập với chức năng giám sát và điều tiết sự vận hành

của TTĐ thông qua việc xây dựng các quy định, quy tắc cho thị trường. Giá mua

điện từ các nhà máy điện riêng lẻ được cố định theo các thỏa thuận dài hạn và chỉ

được xem xét điều chỉnh khi có đề nghị từ nhà máy. Các chính sách này phần nào

khuyến khích các nhà sản xuất điện giảm chi phí và gia tăng lợi nhuận. Đối với giá

bán điện, thời kỳ này Trung Quốc áp dụng biểu giá khác nhau đối với từng nhóm

khách hàng gồm công nghiệp, thương mại và tiêu dùng - dân cư. Một điểm đáng lưu

ý là các công ty quản lý lưới điện được giao thực hiện chức năng điều độ hệ thống

điện và quy hoạch phát triển nguồn điện, tổ chức đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư

vào các dự án phát điện. Các nhà đầu tư trúng thầu không những được bảo đảm

bao tiêu đầu ra (điện năng sản xuất) ra mà còn được trả phí công suất như một cách

khuyến khích nâng cao độ tin cậy sản xuất điện của hệ thống. Về bản chất, các công

ty lưới điện cũng thực hiện chức năng người mua duy nhất trên thị trường.

69

Hình 2.10. Quá trình cải cách ngành điện và TTĐ của Trung Quốc

Nguồn: [74]

Giai đoạn gần đây, Trung Quốc bắt đầu nhận thấy các vấn đề mới nảy sinh

của ngành điện, thể hiện ở việc thiếu các cơ chế phù hợp cho TTĐ, các giao dịch thị

trường giữa các DN sản xuất điện và người sử dụng còn hạn chế. Giá điện vẫn bị

ảnh hưởng lớn bởi việc điều tiết của nhà nước, không phản ánh đầy đủ các thay đổi

về chi phí, cung - cầu thị trường và chi phí bảo vệ môi trường. Bên cạnh đó, công

tác quy hoạch phát triển không đồng bộ và có độ lệch/vênh giữa các quy hoạch.

Những khó khăn gặp phải trong việc phát triển và sử dụng năng lượng mới và

NLTT trong đó có sự phân biệt đối xử, tiếp cận hạ tầng điện vẫn tồn tại ở TTĐ

Trung Quốc. Chính phủ Trung Quốc cũng đã nhìn nhận rằng ngành điện có vai trò

quan trọng trong việc giúp nước này chuyển đổi sang nền kinh tế các-bon thấp và

giải quyết vấn đề ô nhiễm không khí. Tại Thâm Quyến, chính quyền đã tiến hành

thí điểm cải cách phí truyền tải và phân phối điện. Sau chương trình này, phí truyền

tải và phân phối giảm, kéo theo việc giảm giá bán điện tại tỉnh này [74].

Năm 2015, Ban Chấp hành Trung ương Đảng Cộng sản Trung Quốc và Hội

đồng Nhà nước ban hành Văn bản số 9 về Tăng cường hơn nữa Cải cách ngành điện

70

hay còn được gọi là Chính sách số 9. Đây là đợt cải cách toàn diện, làm nền tảng cho

việc thiết lập các thị trường bán buôn và bán lẻ cạnh tranh, chú trọng vào các khâu cơ

chế giá, phân phối và bán lẻ, kinh doanh điện, buôn bán điện, nguồn điện phân tán và

các khía cạnh khác. Các định hướng nổi bật của Chính sách số 9 như sau:

Thứ nhất, tách bạch phí truyền tải ra khỏi khâu bán lẻ, đưa ra nguyên tắc "chi

phí được chấp thuận cộng với lợi nhuận hợp lý" và xác định mức phí truyền tải dựa

trên cấp điện áp. Việc tách bạch chi phí sẽ khiến cho các đơn vị vận hành lưới điện

khó có thể thu lợi nhuận từ sự chênh lệch giữa chi phí phát điện và giá điện bán lẻ.

Các công ty lưới điện sẽ thay đổi từ vai trò của đơn vị kinh doanh điện sang một

nhà cung cấp dịch vụ truyền tải điện, trong đó công ty lưới điện sẽ kiếm được lợi

nhuận thông qua một "mức phí" khi cung cấp dịch vụ. Cơ chế này làm cơ sở cho mô

hình kinh doanh điện linh hoạt, thúc đẩy sự tham gia đa dạng của nhiều thành phần

kinh tế vào thị trường điện và cải thiện khả năng huy động và sử dụng hiệu quả của

toàn bộ hệ thống điện.

Thứ hai, cải cách cơ chế giá và hình thành các cơ chế giao dịch thị trường.

Chính sách số 9 làm rõ rằng giá điện sản xuất và giá điện bán lẻ sẽ do thị trường quyết

định, trong khi phí truyền tải và giá điện phục vụ phúc lợi công cộng sẽ vẫn được điều

tiết. Các nhà sản xuất điện có thể đàm phán giá với các khách hàng lớn hoặc đơn vị bán

lẻ hoặc thông qua cạnh tranh trên thị trường. Bên cạnh đó, việc trợ giá đối với các

khách hàng cũng sẽ được cải cách

Thứ ba, tạo lập cơ chế cạnh tranh phát điện và bán lẻ điện, đa dạng hóa các tổ

chức bán lẻ. Bên cạnh định hướng cơ chế giá do thị trường quy định, Chính sách số

9 hướng đến mức độ tự do hóa cao hơn khi khâu quy hoạch cung điện năng và khâu

bán lẻ sẽ dần được xác định bởi thị trường. Sự cạnh tranh ở khâu phát điện và bán lẻ

điện sẽ trở nên khốc liệt hơn. Trong hệ thống mới, các khu công nghiệp công nghệ

cao và các khu kinh tế, các nhà bán lẻ tư nhân, các công ty cung cấp dịch vụ năng

lượng, các công ty phát điện có đủ năng lực đều có thể tham gia và cạnh tranh trong

thị trường bán lẻ tương lai. Năm 2015, công ty bán lẻ tư nhân đầu tiên của Thâm

Quyến, Công ty TNHH Bán lẻ Điện Thâm Quyến Thẩm Quyến (Thâm Quyến

Dianneng Shoudian Co. Ltd.), chính thức nhận giấy phép kinh doanh và thương

mại. Đây cũng là công ty điện bán lẻ tư nhân đầu tiên của Trung Quốc.

Thứ tư, hình thành Thị trường dịch vụ phụ trợ mới. Từ trước cho đến nay tại

Trung Quốc không có thị trường các dịch vụ phụ trợ. Các nhà máy điện nối lưới

71

thực hiện các chức năng này của hệ thống điện. Chính sách số 9 thiết lập một cơ chế

“chia sẻ trách nhiệm” mới cho các dịch vụ phụ trợ, áp dụng nguyên tắc “những

người thực hiện là những người được hưởng lợi”. Người sử dụng, phù hợp với hợp

đồng của họ với các công ty phát điện hoặc lưới, có thể phải chịu trách nhiệm cho

một khoản phí dịch vụ phụ trợ bắt buộc, hoặc một số loại bồi thường kinh tế khác.

Các cơ chế liên quan cũng được cải tiến, bao gồm các cơ chế đền bù dịch chuyển đỉnh

đồ thị phụ tải, khuyến khích mua trực tiếp các dịch vụ phụ trợ năng lượng sạch và thúc

đẩy sự phát triển các dịch vụ phụ trợ điện.

Thứ năm, chú trọng hơn đến quản lý nhu cầu điện. Một trong những điểm nổi

bật của cải cách điện là cải cách đồng thời việc sản xuất và tiêu thụ điện. Chính sách số

9 nhấn mạnh đến việc quản lý nhu cầu cân bằng lưới điện, nhấn mạnh sự cần thiết phải

thiết lập cơ chế giá theo thời gian sử dụng, khuyến khích sự tham gia của các công ty

cung cấp dịch vụ điện tư nhân và thiết lập nền tảng giám sát sử dụng điện trực tuyến để

thúc đẩy các giải pháp, nền tảng quản lý nhu cầu.

Kết hợp với các chính sách hỗ trợ tiếp theo, đợt cải cách ngành điện lần này

có thể sẽ mang lại những tác động sâu sắc đến TTĐ và các ngành công nghiệp của

Trung Quốc.

2.3.1.5. Một số trường hợp chuyển đổi và cải cách thị trường điện lực

không thành công

Khi khảo cứu kinh nghiệm phát triển TTĐ, NCS nhận thấy các công trình

nghiên cứu của các học giả phương tây, đặc biệt là khu vực Bắc Mỹ, Tây Âu, Bắc

Âu và Italia thường mô tả việc cải cách ngành điện và chuyển đổi TTĐ theo hướng

tự do hóa là một quá trình tích cực một cách tổng thể, được thể hiện ở nhiều chỉ tiêu

như dự trữ công suất (năng lực sản xuất) tốt hơn, hệ thống sản xuất hiệu quả hơn

(các nhà máy điện cũ, kém năng suất bị loại bỏ dần ra khỏi hệ thống, thu hút đầu tư

vào các nhà máy điện mới), điều tiết giá điện bán lẻ minh bạch và hiệu quả hơn (cơ

cấu giá điện được chia tách rõ ràng, ở nhiều nước chi phí sản xuất điện được kiểm

soát tốt, thể hiện qua xu hướng tăng chậm, giữ ổn định hoặc cá biệt một số nơi giảm

chi phí). Bên cạnh đó, các nghiên cứu dù là định tính hay định lượng đều đưa ra các

nhận định hoặc hàm ý về việc thúc đẩy sự chuyển dịch của mô hình cạnh tranh của

TTĐ đến mức độ 4 (cạnh tranh bán lẻ). Tuy nhiên thực tế vẫn chỉ ra có những thị

trường đã không thành công khi chuyển đổi từ mô hình có cấp độ cạnh tranh thấp

72

lên cấp độ cạnh tranh cao hơn. Các trường hợp thất bại xảy ra nhiều hơn ở các TTĐ

khi chuyển đổi lên mô hình cạnh tranh cao hơn (Mô hình 3 và 4 theo [54]). Hậu quả

của các chuyển dịch thất bại là: giá điện tăng, thậm chí nhảy vọt; thiếu hụt cung

điện, mất dự trữ công suất, sụt giảm đầu tư vào sản xuất điện, hệ thống điện suy

giảm độ tin cậy, chất lượng dịch vụ bị ảnh hưởng. Tại một số nước đã xảy ra hiện

tượng rã lưới - một tình trạng mất điện nghiêm trọng trên diện rộng, có thể kéo dài

từ vài ngày tới vài chục ngày, gây ra các thiệt hại kinh tế lớn, tới hàng tỷ USD.

Dưới đây sẽ tóm lược một số trường hợp điển hình do chuyển đổi không thành công

và Nhà nước phải tái thiết lập cơ chế điều tiết và kiểm soát TTĐ, bao gồm Brazil,

Argentina và tại khu vực Bắc Mỹ.

Tại Brazil, việc cải cách ngành điện ở Brazil bắt đầu vào năm 1996 với việc

tổ chức thị trường bán buôn và bán lẻ cạnh tranh. Chính phủ Brazil hy vọng sẽ bổ

sung vào ngân sách nhà nước nguồn lực từ việc tư nhân hóa các nhà máy điện và lôi

kéo sự tham gia của khối ngoài nhà nước (tư nhân) đầu tư phát triển ngành điện. Tại

thời điểm này, giá điện tại Brazil tương đối thấp do tỷ trọng thủy điện cao (khoảng

85%). Tuy nhiên, sau thị trường điện cạnh tranh ra đời, hoạt động xây dựng các nhà

máy điện mới đã dừng lại. Đầu tư tư nhân vào các nhà máy thủy điện mới không thể

hoàn vốn khi giá điện thấp. Mặt khác, việc đầu tư xây dựng các nhà máy nhiệt điện

mới có rủi ro lớn do vào những năm nhiều nước, các nhà máy này sẽ bị đẩy ra khỏi

đồ thị phụ tải và cũng sẽ không thể hoàn vốn. Khi mức tiêu thụ điện tăng cao, năm

2001 dung tích của các hồ chứa điều tiết nhiều năm đã sử dụng cạn và gặp chu kỳ ít

nước trên các lưu vực sông phía Đông Nam Brazil, đã làm thâm hụt điện năng trên

toàn quốc dẫn đến giá điện giao ngay đã tăng lên đến 25 cent/kWh.

Chính phủ đã phải kêu gọi tất cả hộ tiêu thụ điện cắt giảm 20% nhu cầu điện

năng, và yêu cầu này gần như đã được đáp ứng ngay lập tức. Cùng với việc thủy điện

trong năm kế tiếp đã có thể phát được nhiều hơn, TTĐ Brazil đã tạm thời vượt qua

khủng hoảng. Sau đó, TTĐ đã được cơ cấu lại theo hướng tăng cường điều tiết nhà

nước, tăng giao dịch điện năng theo hợp đồng dài hạn song phương. Tất cả những

thành viên tham gia thị trường (cả người bán và người mua) bị bắt buộc đảm bảo cung

cấp 100% lượng điện sản xuất hoặc tiêu thụ trong tương lai ngắn và dài bằng hợp đồng

dài hạn. Trong đó, các nhà sản xuất điện đang hoạt động và mới đưa vào định kỳ sẽ

tham gia chào giá nhằm tạo ra sự cạnh tranh giữa các nhà sản xuất điện (bao gồm cả

những nhà sản xuất mới). Việc mua điện được thực hiện theo giá điện dài hạn được

73

chào của các nhà sản xuất trong các cuộc chào giá. Mức giá cho người tiêu dùng được

điều tiết trong khi các hộ tiêu thụ điện lớn vẫn được phép tự do mua điện với các nhà

sản xuất điện độc lập.

Tại Argentina, ngành điện được bắt đầu vào năm 1993 theo làn sóng cải

cách nền kinh tế đất nước. Các công ty độc quyền nhà nước đã bị tư nhân hoá hoặc

chuyển đổi sở hữu. Đầu tiên việc cải cách đã đạt được tác động tích cực đáng kể,

bất chấp sự gia tăng trong tiêu thụ điện năng với tốc độ trung bình hàng năm là

5,7%. Nguồn cung cho TTĐ Argentina tập trung cho phát triển tua bin khí (đến

1997) và sau đó các nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (thủy điện và điện

hạt nhân đã ngừng xây dựng). Thị trường điện Argentina được coi là thành công và

thậm chí là hình mẫu tại khu vực này. Tuy vậy, tình hình thay đổi đáng kể vào cuối

năm 2001 do khủng hoảng chính trị và kinh tế nghiêm trọng trong nước gây ra, đặc

biệt là sự mất giá tới ba lần của đồng tiền quốc gia (peso) so với đồng USD. Chính

phủ đã buộc phải áp dụng trở lại cơ chế điều tiết của Nhà nước đối với TTĐ, loại bỏ

thị trường điện cạnh tranh và bình ổn thị trường. Cùng thời gian đó, khu vực tư

nhân đã ngừng tham gia xây dựng các nhà máy điện mới và năm 2004 đã Chính phủ

thành lập một công ty nhà nước đặc biệt (ENARSA), chịu trách nhiệm cho sự phát

triển năng lượng của đất nước, trong đó có điện năng.

2.3.2. Bài học kinh nghiệm đối với Việt Nam

Các trường hợp và kinh nghiệm tại một số quốc gia nêu trên cho thấy những

bài học kinh nghiệm hữu ích để phát triển TTĐ, không chỉ là những vấn đề cần giải

quyết xét trên góc nhìn từ phía nội tại của TTĐ mà còn bao gồm các nhân tố ảnh

hưởng như hệ thống chính sách quản lý, môi trường kinh doanh và đầu tư, cải thiện

mức độ cạnh tranh cho TTĐ:

Trước hết, việc phát triển TTĐ theo định hướng tự do hóa và cải thiện cơ chế

cạnh tranh là định hướng tốt, phù hợp với chiến lược phát triển kinh tế - xã hội của

Việt Nam. Tuy nhiên, nền tảng đầu tiên và thiết yếu để phát triển thành công TTĐ,

đặc biệt qua các thời điểm, giai đoạn chuyển đổi có tính bước ngoặt hoặc bản lề,

chính là có nguồn cung cấp điện ổn định, đa dạng, kinh tế và có dự phòng hợp lý.

Nói cách khác, nguồn cung ứng điện năng ổn định, bao gồm hạ tầng lưới điện được

đầu tư đồng bộ là một trong những điều kiện tiên quyết để hình thành và phát triển

một TTĐ bền vững hơn và hiệu quả hơn. Tại một số quốc gia châu Âu, bên cạnh

việc bố trí nguồn lực đầu tư cho mức công suất dự phòng hợp lý, việc tham gia kết

74

nối lưới điện để đa dạng hóa nguồn cung và tăng cường an ninh hệ thống điện thông

qua xuất nhập khẩu điện với các nước trong khu vực cũng là một yếu tố nền tảng

dẫn đến tự do hóa TTĐ thành công.

Thứ hai, cơ chế giá điện cần được xây dựng hợp lý trong đó hướng đến mục

tiêu khuyến khích hoạt động tiêu thụ điện tiết kiệm và hiệu quả, đồng thời đảm bảo

thu hút đầu tư, không chỉ từ các đơn vị thuộc sở hữu nhà nước mà còn từ khối tư

nhân đồng thời tạo nguồn lực bổ sung để phát triển các dạng nguồn điện thân thiện

hơn với môi trường như điện gió, điện mặt trời…

Thứ ba, xây dựng TTĐ phải đi đôi với quá trình cải tổ ngành điện theo định

hướng phi điều tiết các khu vực phát điện và bán lẻ điện, duy trì điều tiết về chức

năng và điều tiết về kinh tế đối với khâu dịch vụ lưới điện để đảm bảo các đơn vị

ngoài nhà nước có điều kiện tiếp cận lưới điện như một hạ tầng dùng chung, hướng

đến mục đích phục vụ lợi ích tốt hơn cho người tiêu dùng. Tuy nhiên, như một số

trường hợp cải cách không thành công đã nêu ở trên, cần có bàn tay của Chính phủ

và các chiến lược, phương án theo dõi, đánh giá và dự phòng cho các tình huống

hoặc các nguy cơ gây mất an toàn, an ninh hệ thống điện và TTĐ để kịp thời khắc

phục, xử lý. Phát triển TTĐ theo định hướng tự do hóa và cải thiện cơ chế cạnh

tranh phải tính toán đầy đủ các yếu tố nội tại của mỗi quốc gia, của nền kinh tế, đặc

điểm của tiêu thụ điện năng để xây dựng lộ trình, bước đi phù hợp.

Thứ tư, bên cạnh môi trường chính sách quản lý TTĐ rõ ràng và có hệ thống,

cần thiết có các cơ chế và cấu trúc tốt để đảm bảo các chính sách, quy định của pháp

luật được thực hiện đúng và có hiệu lực cao. Do vậy, các nước đều có các giải pháp

xây dựng bộ máy quản lý và điều tiết có cấu trúc ổn định, được trao nhiều thẩm

quyền và cơ quan điều tiết có mức độ độc lập cao so với chính quyền.

Để xây dựng và phát triển thành công TTĐ, ngành điện cần có định hướng và

lộ trình bao gồm [60]:

• Tư nhân hóa các DN độc quyền sở hữu nhà nước để khuyến khích nâng cao

hiệu quả hoạt động và hạn chế ảnh hưởng của các quyết định chính trị tác động đến

thị trường thông qua các công ty sở hữu nhà nước;

• Cấu trúc lại và tách theo chiều/ngành dọc các khu vực có tiềm năng thúc đẩy

cạnh tranh ra khỏi các khu vực tiếp tục phải điều tiết. Ví dụ, khu vực sản xuất, bán

75

lẻ điện thường sẽ được xây dựng để tạo sự cạnh tranh trong khi khu vực hạ tầng

truyền tải, phân phối điện sẽ tiếp tục được điều tiết;

• Cấu trúc lại theo chiều ngang đối với khu vực phát điện để gia tăng số lượng đơn

vị phát điện cạnh tranh với nhau. Điều này sẽ giúp hạn chế sự thống lĩnh thị trường của

số ít các DN và tăng sự cạnh tranh của thị trường;

• Sáp nhập hoặc hợp nhất các đơn vị truyền tải và vận hành lưới điện để bảo

đảm/hoàn thiện phạm vi địa lý cần thiết của lưới điện và TTĐ, đồng thời xây dựng

đơn vị độc lập duy nhất chịu trách nhiệm quản lý vận hành lưới. Đơn vị này sẽ lập

lịch huy động nguồn điện để đáp ứng nhu cầu, bảo đảm các chỉ tiêu kỹ thuật của

lưới điện, tham gia định hướng đầu tư phát triển hạ tầng truyền tải điện để đáp ứng

các yêu cầu về độ tin cậy cung cấp dịch vụ điện năng và các chỉ tiêu kinh tế;

• Tạo lập thị trường năng lượng giao ngay và thực hiện cơ chế công suất dự trữ

phù hợp để cân bằng cung cầu, hỗ trợ cho việc trao đổi, giao dịch giữa các cơ sở

phát điện và giữa người bán và người mua;

• Áp dụng các quy chế điều tiết và cơ chế hỗ trợ để nâng cao việc tiếp cận hạ

tầng lưới điện cho các đơn vị tham gia mua bán điện trên thị trường bán buôn để hỗ

trợ cho khâu sản xuất và giao dịch hiệu quả trên thị trường;

• Minh bạch hóa và tách biệt các thành phần chi phí trong cơ cấu giá điện bán

lẻ trong đó làm rõ phần chi phí phải trả cho dịch vụ truyền tải và phân phối điện

năng - tiếp tục là đối tượng điều tiết của nhà nước;

• Xây dựng và cơ quan điều tiết thị trường độc lập có khả năng kiểm soát tốt các

thông tin về chi phí, chất lượng dịch vụ và hiệu quả vận hành của các DN lưới điện. Cơ

quan điều tiết có thẩm quyền điều tiết phí truyền tải/phân phối và các điều kiện, điều

khoản tiếp cận và sử dụng lưới điện cho các đơn vị sản xuất và mua bán điện. Đây là một

tiêu chí quan trọng cho việc cải cách thị trường thành công nhưng thường không được

đánh giá đúng mức tại nhiều quốc gia;

Tóm lại, lợi ích do cơ chế thị trường đem lại là rất to lớn. Cạnh tranh làm giảm

giá bán ở khâu phát điện, gia tăng hiệu quả cung cấp điện. Khi đó, các công ty điện

lực sẽ thực hiện các quyết định đầu tư được căn cứ trên lợi ích kinh tế, đồng thời

TTĐ thu hút thêm được nguồn vốn đầu tư từ khu vực ngoài quốc doanh vào lĩnh

vực điện năng và khách hàng có triển vọng được hưởng giá điện hợp lý và minh

76

bạch hơn. Cuối cùng, TTĐ vận hành hiệu quả sẽ bảo đảm được đủ nguồn cung điện

năng cho phát triển kinh tế - xã hội.

Kết luận Chương 2

Trong phạm vi chương 2, có một số vấn đề đã được đề cập như sau:

- Cơ sở lý luận về phát triển TTĐ đã được hệ thống hóa và làm rõ, trong đó

trình bày khái niệm: “Thị trường điện là hệ thống cho phép nhà cung ứng điện năng

và nhu cầu sử dụng gặp nhau được xác định bằng giá mua điện trên thị trường nhằm

thoả mãn các lợi ích kinh tế của người mua và người bán”;

- TTĐ mang những đặc điểm tương đối đặc trưng về vận hành, truyền tải và

phân phối do điện năng là hàng hóa không thể lưu trữ được;

- TTĐ có thể áp dụng các cơ chế cạnh tranh theo cấp độ từ mô hình độc quyền

cho tới mô hình cạnh tranh bán lẻ;

- Những nội dung cơ bản của phát triển TTĐ là:

o Phát triển hợp lý nhu cầu điện năng

o Phát triển nguồn cung điện năng và đảm bảo cân bằng cung cầu

o Phát triển hệ thống hạ tầng truyền tải, phân phối điện

o Cơ chế giá trên thị trường

o Cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ giao dịch thị trường điện lực.

o Một số tiêu chí đánh giá sự phát triển TTĐ được đề xuất bao gồm tăng

trưởng quy mô TTĐ, thu hút đầu tư từ các nguồn lực mới vào TTĐ, cải thiện cơ

chế cạnh tranh và tự do hóa và xanh hóa TTĐ theo hướng khuyến khích phát

triển NLTT

- Các nhân tố ảnh hướng đến sự phát triển thị trường điện lực bao gồm:

Các nhân tố chủ quan là: mức độ tích cực của các nhà đầu tư, các doanh

nghiệp tham gia chuỗi cung ứng điện năng; và năng lực, trình độ và kinh nghiệm

của các chủ thể tham gia TTĐ. Các nhân tố khách quan là: sự phát triển kinh tế - xã

hội của quốc gia do có sự liên hệ chặt chẽ và tương quan giữa phát triển kinh tế - xã

hội và TTĐ; hệ thống pháp luật, chính sách đối với ngành công nghiệp điện lực; các

nhân tố về kỹ thuật - công nghệ; và hệ thống chính sách và mô hình tổ chức quản lý,

điều tiết thị trường điện.

77

Chương 3

THỰC TRẠNG PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC

TẠI VIỆT NAM

3.1. KHÁI QUÁT VỀ NGÀNH ĐIỆN TẠI VIỆT NAM

3.1.1. Quá trình hình thành và phát triển ngành điện tại Việt Nam

Ngành điện Việt Nam có lịch sử hình thành và phát triển trải qua trên 60

năm, khi Chủ tịch Hồ Chí Minh về thăm Nhà máy đèn Bờ Hồ và Nhà máy điện Yên

Phụ. Kể từ đây, ngành điện luôn duy trì được sự tăng trưởng ổn định, đóng góp vào

phát triển kinh tế - xã hội quốc gia. Sau giai đoạn 1975, Nhà nước quản lý trực tiếp

ngành điện, với ba công ty điện lực miền trực thuộc Bộ Năng lượng (cũ). Các công ty

điện lực chịu trách nhiệm về sản xuất, truyền tải và phân phối trong phạm vi địa lý

được giao phụ trách. Tuy nhiên các công ty điện lực được sáp nhập vào một công ty

độc quyền duy nhất, Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (EVN) trong năm 1995. Việc

sáp nhập này đã chính thức tách hoạt động quản lý nhà nước ra khỏi khâu sản xuất và

vận hành hệ thống điện. Bộ Năng lượng (sau đó được sáp nhập vào Bộ Công nghiệp,

sau này là BCT) là cơ quan chủ quản, ban hành các chính sách, quy định để thực hiện

chức năng quản lý nhà nước đối với ngành điện.

Sau giai đoạn này, ngành điện tiến hành cải cách khi Luật Điện lực được ban

hành năm 2004 - trong vai trò là luật đầu tiên điều chỉnh lĩnh vực điện năng của

Việt Nam. Luật cung cấp cơ sở pháp lý chung cho quá trình cải cách và cấu trúc lại

ngành điện, tạo hành lang cho việc từng bước thành lập TTĐ cạnh tranh với mục

đích thu hút đầu tư tư nhân và giảm đầu tư nhà nước trong lĩnh vực năng lượng,

nâng cao hiệu quả kinh tế của ngành điện và phát triển một TTĐ cạnh tranh, minh

bạch, công bằng và không phân biệt đối xử. Luật cũng quy định về các hoạt động

điện lực lập kế hoạch và đầu tư phát triển điện lực, sản xuất điện, truyền tải, phân

phối và bán lẻ điện, và các quy định của TTĐ.

Kể từ khi ban hành Luật, Chính phủ đã triển khai và ban hành các quy định,

hướng dẫn để tái cấu trúc ngành điện và xây dựng lộ trình cải cách. Trọng tâm của

cải cách được đặt vào hai nhiệm vụ: xây dựng TTĐ cạnh tranh theo ba cấp độ và tái

cơ cấu Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN).

78

Việc tái cơ cấu được thực hiện từ năm 2013, nhằm mục đích thực hiện Luật

Điện lực và đồng thời thực hiện cùng với sự ra đời của các cấp độ TTĐ. Tái cơ cấu là

bước đầu tiên để chuyển đổi TTĐ Việt Nam từ mô hình độc quyền tích hợp dọc sang

mô hình cạnh tranh, giúp tăng hiệu quả, minh bạch trong hoạt động sản xuất - kinh

doanh điện, bắt đầu bằng việc lựa chọn và cổ phần hóa một số đơn vị phát điện thuộc

EVN. Định hướng chung là EVN tiếp tục sở hữu 100% và giữ kiểm soát hoàn toàn với

các thủy điện lớn và cổ phần hóa các nhà máy còn lại. Trong các năm tiếp theo, một số

nhà máy thuộc diện cổ phần hóa đã lần lượt được chào bán và niêm yết như công ty đại

chúng. Tuy nhiên, đối với hầu hết các nhà máy cổ phần hóa, EVN vẫn giữ cổ phần chi

phối và cơ cấu công suất thuộc sở hữu của EVN cho đến 2017 vẫn chiếm trên 55%

tổng công suất thị trường [26].

Hiện nay, EVN đã được chia tách và không còn là DN tích hợp theo chiều

dọc, hoạt động chủ yếu như là một công ty đầu tư, không trực tiếp sản xuất hoặc cung

cấp dịch vụ mà chỉ nắm giữ cổ phần chi phối hoặc sở hữu tại các công ty khác trong

ngành điện. Các bộ phận kinh doanh chiến lược được chia tách thành các đơn vị phân

phối điện, hạch toán độc lập và các đơn vị phát điện và truyền tải điện. Công ty

Truyền tải điện quốc gia là một pháp nhân riêng biệt chịu trách nhiệm về các hoạt

động của lưới điện truyền tải, có tài khoản, chế độ quản lý và ban giám đốc hoạt động

riêng biệt. Chức năng phân phối và bán lẻ của EVN đã được chia tách và giao về các

công ty điện lực. Năm công ty (EVNPC) trong số này thực hiện chức năng công ty

điện lực có cổ đông thiểu số ngoài EVN nhưng EVN vẫn giữ cổ phần chi phối. Các

EVNPC có trách nhiệm quản lý tài sản lên đến cấp điện áp 110 kV, và mua điện từ

EVN với giá nội bộ của EVN và bán điện cho khách hàng nhượng quyền của họ ở

mức phí do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

Hình 3.1: Tổ chức ngành điện Việt Nam sau cải cách và tổ chức lại EVN

Nguồn: [41]

79

3.1.2. Phát triển kinh tế xã hội và nhu cầu điện

Là đầu vào không thể thiếu cho mọi quá trình sản xuất và tiêu dùng, sự phát

triển của TTĐ và nhu cầu điện năng có sự liên hệ tương quan với phát triển kinh tế -

xã hội. Từ sau Đổi mới vào năm 1986, nền kinh tế Việt Nam bắt đầu giai đoạn tăng

trưởng kinh tế ấn tượng trong gần hai thập kỷ, kéo theo nhu cầu tiêu thụ điện năng nói

riêng đạt mức kỷ lục, trung bình đạt trên 11%/năm. Mạng lưới điện liên tục được mở

rộng cung cấp dịch vụ cho hầu hết các khách hàng, không chỉ tại các đô thị và ở các khu

vực nông thôn (trên 98%) và vùng sâu, vùng xa.

Tiềm năng phát triển của TTĐ được thể hiện qua triển vọng tăng trưởng của nhu

cầu điện. Nhu cầu này có tương quan với các chỉ số phát triển kinh tế - xã hội như nhân

khẩu học, kinh tế, công nghệ và mức độ sẵn có của các nguồn lực. Đây là các chỉ báo cơ

bản về mức độ tiêu thụ điện năng cũng như triển vọng của TTĐ. Các yếu tố sau đây có

liên hệ mật thiết với nhu cầu điện và thường được sử dụng để nhận biết nhu cầu và triển

vọng của TTĐ trong tương lai bao gồm: quy mô dân số và tốc độ đô thị hóa, tốc độ tăng

trưởng tổng sản phẩm quốc nội (GDP), cơ cấu GDP theo các ngành kinh tế chính, sản

lượng của các phân ngành công nghiệp chính sử dụng nhiều điện năng lượng và giá năng

lượng (điện, than, dầu, khí).

Xem xét mối liên hệ giữa phát triển kinh tế - xã hội đối với nhu cầu điện

năng tại Việt Nam (Hình 3.2), có thể nhận thấy nhu cầu điện cùng có xu hướng

tăng, thể hiện mối quan hệ đồng biến. Tuy nhiên theo kinh nghiệm quốc tế, nhu cầu

điện sẽ chững lại và ổn định ở một mức độ nhất định tùy thuộc vào tình trạng của

nền kinh tế, mức thu nhập và bối cảnh tại từng quốc gia. Nhìn chung khi các nền

kinh tế đạt mức thu nhập bình quân 10,000 USD/người, nhu cầu điện sẽ ổn định và

tại một số quốc gia, chỉ số này có xu hướng chững lại hoặc thậm chí giảm nhẹ [87].

Nghĩa là các nền kinh tế sẽ có xu hướng sử dụng điện ngày càng hiệu quả và tiếp

cận đến các hình thái sử dụng điện tối ưu khi trình độ phát triển đạt được ở mức độ

thu nhập đầu người trên mức trung bình. Theo thống kê của IEA, tiêu thụ điện năng

ở các nước OECD năm 2014 đã sụt giảm 0.4% so với năm 2007, trong khi kinh tế

tăng trưởng 6.3% trong cùng kỳ [87].

80

Hình 3.2: Tương quan giữa tăng trưởng kinh tế và diễn biến

nhu cầu điện Việt Nam

Nguồn: [87]

Theo các dự báo của World Bank, Bloomberg và Pricewaterhouse Coopers,

Việt Nam có thể vươn lên thành nền kinh tế phát triển vào giai đoạn 2040 - 2050.

Đây được dự báo có thể sẽ là thời điểm giảm dần và tách rời mối liên hệ giữa nhu

cầu điện và tăng trưởng kinh tế của Việt Nam.

3.1.3. Khung chính sách và cơ chế quản lý - điều tiết thị trường điện lực

Luật Điện lực ban hành năm 2004 đã quy định các nội dung liên quan đến định

hướng, nguyên tắc xây dựng TTĐ cạnh tranh tại Việt Nam, cụ thể như sau:

- Điều 4 Luật Điện lực (2004) đã quy định về việc xây dựng và phát triển

TTĐ theo nguyên tắc: i) Công khai, công bằng, cạnh tranh lành mạnh có sự điều

tiết của Nhà nước; ii) Thu hút mọi thành phần kinh tế tham gia sản xuất, phân phối

điện, bán buôn điện, bán lẻ điện; và iii) Nhà nước độc quyền trong hoạt động

truyền tải, điều độ hệ thống điện quốc gia, xây dựng và vận hành các nhà máy điện

lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh.

- Điều 17, Luật Điện lực đã quy định nguyên tắc hoạt động của TTĐ, bao

gồm: i) Bảo đảm công khai, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh, không phân biệt đối

xử giữa các đối tượng tham gia TTĐ; ii) Tôn trọng quyền được tự chọn đối tác và

81

hình thức giao dịch của các đối tượng mua bán điện trên thị trường phù hợp với

cấp độ phát triển của TTĐ; và iii) Nhà nước điều tiết hoạt động của TTĐ nhằm

bảo đảm phát triển hệ thống điện bền vững, đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an

toàn, ổn định, hiệu quả.

- Điều 18, Luật Điện lực quy định về việc hình thành và phát triển TTĐ qua ba

cấp độ, bao gồm: i) Thị trường phát điện cạnh tranh; ii) Thị trường bán buôn điện

cạnh tranh; và iii) Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh. Trong đó, lộ trình hình thành và

phát triển TTĐ do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

Căn cứ Điều 18, Luật Điện lực, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết

định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006, sau này được thay thế bởi

Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính

phủ, quy định lộ trình và các điều kiện hình thành TTĐ cạnh tranh tại Việt Nam.

3.1.3.1.Cấu trúc tổ chức quản lý và điều tiết thị trường điện lực

Cấu trúc tổ chức quản lý và điều tiết TTĐ được thiết lập thống nhất từ cấp

cao nhất là Chính phủ và Thủ tướng Chính phủ, Bộ, ban ngành liên quan tới địa

phương và các đơn vị hoạt động trong lĩnh vực điện lực. Trong đó, Thủ tướng

Chính phủ thay mặt Chính phủ thực hiện quyền chủ sở hữu vốn, tài sản của nhà

nước tại các DN điện lực của nhà nước, do các DN nhà nước trong và ngoài ngành

điện lực nắm giữ cổ phần chi phối. Thủ tướng Chính phủ cũng thay mặt Chính phủ

Ban hành các Nghị định, Quy định, Quy chế để quản lý các hoạt động điện lực, phê

duyệt Quy hoạch phát triển ngành điện lực, biểu giá điện bán lẻ và quyết định các

chính sách về giá điện theo thẩm quyền. BCT thực hiện chức năng quản lý nhà nước

liên quan đến TTĐ bao gồm:

- Tổ chức lập biểu giá điện bán lẻ và nghiên cứu đề xuất các cơ chế, chính sách

về giá điện trình Thủ tướng;

- Quyết định khung giá phát điện, bán buôn điện, giá truyền tải - phân phối

điện và phí các dịch vụ phụ;

- Trực tiếp theo dõi, quản lý hoạt động của Cơ quan điều tiết trung ương

(CĐTĐL), các hoạt động điện lực và sử dụng điện;

82

Hình 3.3: Cấu trúc bộ máy quản lý - điều tiết thị trường điện Việt Nam

Nguồn: NCS tổng hợp

CĐTĐL được thành lập trong vai trò một cơ quan trực thuộc BCT, có chức

năng điều tiết TTĐ hoạt động để hạn chế độc quyền tự nhiên, không biến độc quyền

nhà nước thành độc quyền DN, tác động vào các hoạt động điện lực và TTĐ nhằm

bảo đảm cung cấp điện an toàn, ổn định, chất lượng, sử dụng điện tiết kiệm, có hiệu

quả và bảo đảm tính công bằng, minh bạch, đúng quy định của pháp luật. Trong thể

chế quản lý và điều tiết thị trường, vai trò của cơ quan điều tiết trung ương là rất

quan trọng. CĐTĐL được hình thành trên mô hình cơ quan điều tiết trung ương,

thực hiện các chức năng quản lý nhà nước và điều tiết TTĐ. Các nhiệm vụ chủ yếu

của CĐTĐL bao gồm xây dựng và điều tiết TTĐ, tham mưu trong điều tiết giá điện

và giám sát cân bằng cung - cầu điện.

3.1.3.2. Cơ chế quản lý - điều tiết thị trường điện lực

Cơ chế quản lý - điều tiết TTĐ được thể hiện qua hệ thống các quy định ban

hành bởi các cơ quan quản lý nhà nước và thể chế quản lý, điều tiết vận hành thị

trường. Hệ thống các quy định đã được ban hành tương đối có hệ thống và chặt chẽ,

thống nhất từ Luật, Nghị định, Thông tư đến các Quyết định liên quan. CĐTĐL được

giao nhiều nhiệm vụ để thực hiện chức năng điều tiết TTĐ nhưng có thể thấy, CĐTĐL

hiện có thẩm quyền hoặc quyền hạn trực tiếp với các nhiệm vụ về điều tiết hoạt động

điện lực và TTĐ, bao gồm: ban hành các loại khung giá và phí của hoạt động điện lực;

83

phê duyệt HĐMBĐ song phương có thời hạn; kiểm tra, giám sát tình hình cung cấp

điện và điều hành hệ thống điện để đảm bảo cân bằng cung - cầu điện; điều tiết hoạt

động của TTĐ và một số nhiệm vụ khác.

3.2. THỰC TRẠNG PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM

GIAI ĐOẠN 2006 - 2015

Việt Nam là một trong những quốc gia có tốc độ tăng trưởng sản xuất và sử

dụng năng lượng nói chung và điện năng nói riêng cao nhất ở khu vực Đông Nam Á.

Sự tăng trưởng này gắn liền với tốc độ phát triển kinh tế - xã hội của đất nước trong

hơn hai thập kỷ qua. Về cơ bản chúng ta vẫn duy trì được cân bằng cung cầu năng

lượng và an ninh năng lượng với nguồn tài nguyên và dự trữ năng lượng tích cực, bao

gồm nguồn năng lượng hóa thạch, nguồn NLTT và thủy điện.

3.2.1. Nhu cầu điện năng

Tổng nhu cầu tiêu thụ điện tăng tại Việt Nam năm 2017 là 176.49 tỷ kWh, so

với mức 98.53 tỷ kWh năm 2011. Tốc độ tăng trưởng bình quân điện thương phẩm

giai đoạn 2011 – 2017 là 11.96%/năm, cao gấp 1.97 lần so với tăng trưởng GDP.

Mức tăng của tiêu thụ điện có sự tương quan chặt chẽ với tốc độ tăng trưởng GDP

trong cùng kỳ.

Hình 3.4: Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm giai đoạn 2005-2017

Nguồn: [24, 26]

3.2.1.1. Các nhóm khách hàng chính

Ngành điện hiện đang đáp ứng nhu cầu tiêu dùng điện đối với năm nhóm

khách hàng chính: hộ tiêu dùng công nghiệp - xây dựng, hộ tiêu dùng nông nghiệp,

hộ tiêu dùng thương mại - dịch vụ, hộ tiêu thụ quản lý và tiêu dùng dân cư, còn lại

là nhóm các hoạt động khác.

84

Bảng 3.1: Cơ cấu nhu cầu tiêu thụ điện theo các ngành, lĩnh vực

STT Danh mục 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Tổng Điện thương phẩm

(GWh) 85,586 94,658 105,474 115,283 128,435 143,340 159,45

Cơ cấu Điện Tiêu thụ (%)

1 Nông nghiệp 1.1 1.1 1.2 1.3 1.5 1.7 2.3

2 Công nghiệp - xây dựng 51.9 52.9 52.4 52.7 53.9 53.4 53.5

3 Thương mại & K/sạn,

Nhà hàng 4.6 4.6 4.7 4.7 4.8 5.2 5.5

4 Quản lý & Tiêu dùng dân

cư 37.6 36.4 36.7 36.4 35.6 35.4 34.4

5 Các hoạt động khác 4.9 5.0 5.0 4.9 4.3 4.3 4.2

Nguồn: [24, 37].

Trong số các nhóm khách hàng, khu vực Công nghiệp - xây dựng và Quản lý &

Tiêu dùng - dân cư, lần lượt chiếm 53.5% và 34.4% tổng tiêu thụ điện toàn quốc

(2016). Đây cũng chính là các khu vực đóng góp nhiều nhất vào tăng trưởng nhu cầu

điện của Việt Nam. Giai đoạn 2006-2010, cơ cấu tiêu thụ điện theo xu hướng giảm dần

tỉ trọng điện dùng cho quản lý và tiêu dùng dân cư. Tuy nhiên trong suốt giai đoạn

2010-2016, tỷ trọng điện dùng cho công nghiệp-xây dựng hầu như giữ nguyên ở mức

53%, trong khi đó tỷ trọng điện tiêu thụ cho dân dụng giảm dần từ 37,6% năm 2010

xuống còn 34.4% năm 2015.

Đối với ngành công nghiệp - xây dựng: Tốc độ tăng bình quân điện tiêu thụ cho

ngành công nghiệp và xây dựng giai đoạn 2006-2010 là 15.8%/năm, tuy nhiên sang

giai đoạn 2011-2016 tốc độ tăng bình quân đã giảm mạnh chỉ còn khoảng 11.5%/năm

[80]. Nhóm khách hàng này chủ yếu là các phụ tải khu công nghiệp, khu chế xuất, các

nhà máy lớn, trong các hoạt động xây dựng, đặc trưng bởi quy mô tiêu thụ lớn và trong

dài hạn có xu hướng tăng trưởng cao hơn các khu vực khác

Đối với khu vực dân dụng: Trong giai đoạn 2006-2010, nhu cầu sử dụng điện cho

dân dụng tăng trưởng ở mức bình quân 10.1%/năm. Sang giai đoạn 2011-2016, tốc độ

tăng trưởng điện cho dân dụng giảm hơn so với giai đoạn trước, mức tăng trưởng bình

quân là 9.6%/năm. Đây cũng là loại hộ tiêu có tỷ trọng lớn trong cơ cấu tiêu thụ điện

của Hệ thống điện Việt Nam, chủ yếu cung cấp cho các hộ tiêu thụ điện gia đình, các

cơ quan hành chính, quản lý… [15]. Sử dụng điện trong các hộ tiêu dùng dân dụng có

xu hướng tăng lên do thu nhập và mức sống các hộ gia đình ngày càng tăng;

Tiêu thụ điện trong ngành nông nghiệp: Điện cho nông nghiệp là thành phần

có tỉ trọng nhỏ trong cơ cấu tiêu thụ điện, chủ yếu cung cấp cho các trạm bơm điện

85

phục vụ tưới, tiêu, sản xuất nông, lâm nghiệp, sản xuất nhỏ ở nông thôn... Tỉ trọng

tiêu thụ điện ngành này dao động trong khoảng từ 1.1-1.7%. Nhìn chung, điện tiêu

thụ cho nông nghiệp có liên hệ chặt chẽ với điều kiện thời tiết và mùa vụ các ngành

nông, lâm nghiệp;

Tiêu thụ điện cho thương mại, khách sạn, nhà hàng, các hoạt động khác: Đây

là thành phần có tỉ trọng không lớn trong cơ cấu tiêu thụ điện, tỉ trọng này dao động

trong khoảng từ 8-10%. Nhóm khách hàng này có tốc độ tăng trưởng bình quân cao

trong giai đoạn 2006 - 2010 ở mức khoảng 12.5%/năm. Tuy nhiên trong giai đoạn

2011 - 2016, tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện năng của khu vực này giảm xuống

mức 11%/năm.

3.2.1.2. Cơ cấu tiêu thụ điện theo vùng địa lý

Số liệu thống kê nêu tại [26] cho thấy miền Nam và miền Bắc hiện đang là

khu vực tiêu thụ điện trọng điểm (chiếm 91.07% tổng nhu cầu). Trong số các tỉnh,

thành phố trực thuộc trung ương, TP Hà Nội và TP Hồ Chí Minh là các khách hàng

tiêu thụ điện lớn nhất của ngành điện. Sản lượng điện tiêu thụ tại TP Hà Nội và TP

Hồ Chí Minh thậm chí còn cao hơn so với tiêu thụ điện của toàn bộ miền Trung

năm 2016.

3.2.1.3. Diễn biến của tiêu thụ điện theo các chu kỳ thời gian

Trong thực tế, lưu trữ điện năng của toàn bộ hệ thống điện là một việc gần như

không khả thi, các hệ thống điện được thiết kế để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện biến

thiên theo thời gian. Do đó đối với sản phẩm điện năng, việc nắm rõ được quy luật tiêu

thụ và sử dụng điện của khách hàng theo các chu kỳ thời gian là rất quan trọng. Các

chu kỳ thường được xem xét là ngày, tuần, tháng, mùa và năm. Tại Việt Nam, nhu cầu

tiêu thụ điện theo thời gian thường có một số đặc điểm như sau:

Đối với chu kỳ năm: giai đoạn đầu năm cho đến tháng 6 là mùa cao điểm tiêu

thụ điện do hầu hết các hoạt động sản xuất kinh doanh đều đã đi vào vận hành ổn

định. Đây là thời điểm mùa khô, nóng ở khu vực miền Nam khiến tiêu thụ điện

tại khu vực dân cư tăng cao. Mặc khác, do là mùa khô nên khả năng sản xuất của

hệ thống thủy điện bị hạn chế, gây áp lực lớn lên nguồn cung điện toàn quốc.

Nhu cầu điện sẽ giảm dần cho đến cuối năm do bắt đầu bước vào mùa mưa, thời

tiết bớt khô hạn, các hồ thủy điện phía nam bắt đầu có nước về giúp giảm tải cho

toàn bộ hệ thống.

Đối với chu kỳ tuần: nhu cầu điện trong các ngày làm việc trong tuần sẽ cao hơn các

ngày nghỉ do phải đáp ứng nhu cầu điện cho các ngành sản xuất và các văn phòng.

86

Đối với chu kỳ ngày: trong ngày, nhu cầu điện có sự dao động lớn giữa các giờ và

có chênh lệch tương đối lớn giữa giờ cao điểm (đầu giờ sáng 8h-11h và tối vào 18 -

20h) và giờ thấp điểm, giữa ngày và đêm. Công suất tiêu thụ điện bình quân ban

đêm chỉ bằng 52 - 65% công suất tiêu thụ điện vào ban ngày. Diễn biến thay đổi

nhu cầu trong ngày diễn ra rất nhanh chóng và có thể gây khó khăn cho công tác

điều độ khi huy động đủ nguồn để đáp ứng phụ tải.

3.2.2. Sản xuất điện năng

Nguồn cung điện năng của Việt Nam trong giai đoạn từ 2005 trở lại đây được

duy trì mức tăng trưởng cao. Năm 2016, công suất cực đại đạt mức 31,731 MW; điện

sản xuất tăng 3.8 lần so với năm 2005 và tăng gấp hai lần so với năm 2010, đạt 176.99

tỷ kWh (2016). Tổng công suất đặt nguồn điện năm 2016 đạt 41,424 MW (tăng 1,8 lần

so với năm 2011) đứng thứ 2 trong các nước ASEAN (sau Indonesia). Xét theo 3 miền:

miền Trung có tốc độ tăng trưởng bình quân công suất cực đại cao nhất đạt

11.8%/năm, miền Bắc và miền Nam đạt 11.2% và 9.8%/năm.

Hình 3.5: Cơ cấu công suất nguồn điện tại Việt Nam năm 2016

Nguồn: [26]

Cơ cấu nguồn điện cũng có sự thay đổi đáng kể, theo đó, tỉ trọng nguồn thủy điện

có xu hướng giảm dần, trong khi nguồn nhiệt điện than, khí tăng dần và bước đầu có sự

tham gia của nguồn NLTT. Giai đoạn 2011-2016 tổng công suất đặt nguồn điện toàn

quốc tăng bình quân 12.8%/năm, cao hơn mức tăng trưởng phụ tải cực đại cùng giai

đoạn (9.6%/năm) [26]. Trong cùng kỳ, điện sản xuất tăng bình quân 9.8%/năm, thấp hơn

mức tăng trưởng điện thương phẩm (10.6%/năm). Nhìn chung hệ thống điện Việt Nam

được vận hành khá an toàn, tin cậy, đảm bảo cung cấp điện cho TTĐ. Hầu hết các nhà

Diesel + TĐN + Điện

87

máy đều mới được xây dựng và đi vào hoạt động với thời gian chưa lâu, do đó tình trạng

thiết bị vẫn còn khá tốt, các nhà máy làm việc ổn định.

3.2.2.1. Đặc điểm các nguồn phát điện của Việt Nam

Nguồn thủy điện: Thủy điện là một trong những nguồn điện truyền thống và

giữ vai trò cung cấp chính trong hệ thống điện Việt Nam. Tuy nhiên, trong những

năm tới, do nguồn thủy điện đã được khai thác gần hết, cùng với sự phát triển của

nhiệt điện than và nhiệt điện khí, tỷ trọng của thủy điện sẽ giảm dần trong cơ cấu

tổng nguồn điện sản xuất. Các nhà máy thủy điện có mức độ tự động hóa, thiết

bị, công nghệ không đồng đều. Có nhà máy đã tự động hóa cao như Vĩnh Sơn

(thiết bị của hãng Cogelec Pháp), cũng có nhà máy sử dụng hệ thống kích từ

thuộc loại hiện đại nhất thế giới như ở Hòa Bình, nhưng cũng có nhà máy còn

thiết bị của những năm 1960. Mức độ tự động hóa tại các nhà máy chưa cao nên

biên chế cán bộ công nhân còn khá lớn; trung bình 0.66 người/MW trong khi chỉ

số ở các nước phát triển là 0.1 [2].

Nguồn nhiệt điện than: Nhiệt điện than là nguồn điện truyền thống, với ưu

điểm là có công suất rất linh hoạt từ nhỏ nhất là khoảng 5 MW đến khoảng 1.500

MW hiện nay và có khả năng chuvển đổi sang nhiệt điện chạy dầu hoặc khí hoặc

chu trình hỗn hợp. Việt Nam hiện có 22 nhà máy nhiệt điện than với tổng công suất

lắp đặt là 9.000 MW, tổng lượng điện năng sản xuất trung bình năm là 37 triệu

kWh. Trong đó một số nhà máy xây dựng từ lâu như: nhiệt điện Uông Bí (1963),

nhiệt điện Ninh Bình (1974), nhiệt điện Phả Lại 1 (1980) …chủ yếu là các nhà máy

nhiệt điện ngưng hơi, sử dụng lò hơi tuần hoàn tự nhiên, công suất thấp. Hiện nay,

các nhà máy này đều đã được lắp đặt các công nghệ mới để xử lý khói thải và đáp

ứng được các yêu cầu về đảm bảo cung cấp điện. Gần đây đã có thêm nhiều nhà

máy nhiệt điện than mới được đưa vào vận hành, đó là các nhà máy Nghi Sơn 1

(Thanh Hóa) với công suất lắp đặt là 600MW, Vũng Áng (600MW), Hải Phòng 2,

Mông Dương 2 (600MW), Vĩnh Tân 2 (1,200MW) và An Khánh 1 (115MW) cung

cấp thêm công suất phát điện cho hệ thống.

Nguồn nhiệt điện khí: Các nhà máy nhiệt điện khí có ưu điểm là thời gian xây

dựng nhanh, mức độ phức tạp trong việc vận hành và ô nhiễm môi trường đều thấp

hơn nhiệt điện chạy than. Các nhà máy điện hoạt động dạng tuabin khí chu trình

đơn và chu trình hỗn hợp. Hầu hết các nhà máy đều có thiết bị cồng nghệ tiên tiến,

hiệu suất khá cao. Các nhà máy đều sử dụng hệ thống điều khiển hiện đại chung cho

88

các hệ thống thiết bị chính. Công ty khí Việt Nam (PVGC), một thành viên của Tập

đoàn Dầu khí Việt Nam chịu trách nhiệm về điều hành khí đốt tự nhiên và chịu

trách nhiệm phát triển hệ thống vận chuyển khí, trong vài trường hợp phối hợp với

các công ty nước ngoài, về thăm dò và khai thác khí. Công ty cũng phối hợp với

một số nhà đầu tư nước ngoài để xây dựng các nhà máy nhiệt điện khí.

Nguồn nhiệt điện dầu: Các nhà máy nhiệt điện đốt dầu FO do EVN quản lý

gồm 3 nhà máy nhiệt điện chạy dầu là Công ty nhiệt điện Thủ Đức, Công ty nhiệt

điện Cần Thơ và nhà máy nhiệt điện Ô Môn. Các nhà máy nhiệt điện chạy dầu có

thành phần chi phí nhiên liệu chiếm tỷ trọng rất lớn từ 80% đến trên 90% trong cơ

cấu giá thành. Do vậy, nguồn nhiệt điện này bị hạn chế công suất để giảm giá thành

sản xuất điện, giảm chi phí mua điện của EVN. Các nhà máy nhiệt điện dầu chiếm

tỷ trọng nhỏ trong cơ cấu nguồn điện của hệ thống điện Việt Nam.

3.2.2.2. Các đơn vị tham gia sản xuất điện

Lĩnh vực sản xuất điện tại Việt Nam hiện nay đang từng bước có sự tham gia của

các DN từ nhiều thành phần khác nhau. Thị trường sản xuất điện có thị phần của Tập

đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các công ty thành viên hoặc công ty liên kết của

EVN; các đơn vị thuộc các Tập đoàn, Tổng Công ty nhà nước, các công ty tư nhân và

nhà đầu tư nước ngoài. Thị phần sản xuất điện được trình bày trong Hình 3.6.

Hình 3.6: Thị phần của các doanh nghiệp tham gia sản xuất

điện tại Việt Nam

Nguồn: [26]

89

Chiếm tỉ trọng lớn nhất là nhóm các công ty thuộc EVN hoặc có liên quan

về sở hữu với EVN, bao gồm các EVN GENCO - là các công ty được thành lập từ

việc tái cơ cấu lại các nhà máy điện trực thuộc của EVN, 3 EVN GENCO được giao

trách nhiệm đảm nhận quản lý các nhà máy điện và phần vốn của EVN tại các Công ty

phát điện đang hoạt động. Sau khi thành lập các EVN GENCO, EVN chỉ còn quản lý

trực tiếp các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu (là những thủy điện lớn, có ý

nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, an ninh, quốc phòng) như Hòa Bình, Sơn

La, Ialy, Trị An, Tuyên Quang.

Nhóm các nhà máy điện độc lập, trong đó có Tổng Công ty Điện lực dầu khí

(PV Power) và Tổng công ty Điện lực Than – Khoáng sản Việt Nam (Vinacomin

Power Holding Corporation) là hai nhà đầu tư điện độc lập lớn nhất tại Việt Nam. PV

Power hiện quản lý danh mục gồm 9 nhà máy điện đang vận hành sản xuất với tổng

công suất là 4,214.2 MW, hàng năm chiếm từ 13 - 15% tổng sản lượng điện quốc gia.

Vinacomin Power đang là nhà cung cấp điện thứ 3 sau nhóm EVN và PV Power, quản

lý và vận hành 5 nhà máy nhiệt điện than với tổng công suất 1,545 MW.

Ngoài nhóm các DN nêu trên, TTĐ có sự tham gia của các nhà đầu tư trong và

ngoài nước. Đây là nhóm có tốc độ tăng trưởng cao nhất và có sự thay đổi mạnh mẽ

nhất trong cơ cấu nguồn điện những năm gần đây. Năm 2011 thị phần của nhóm các

DN này chỉ chiếm 6.8% nhưng đến năm 2015 đã tăng lên chiếm khoảng 18% công

suất hệ thống. Một số nhà đầu tư nước ngoài tiêu biểu tại Việt Nam là AES

Corporation (Mỹ), Posco Energy (Hàn Quốc), China Investment Corporation

(Trung Quốc), Tata Power (Ấn Độ)...

3.2.2.3. Xuất nhập khẩu điện

Việt Nam hiện có kết nối lưới điện và thực hiện mua bán điện với Trung

Quốc, Lào và Campuchia. Hiện Việt Nam đang phải nhập khẩu 3.1% nhu cầu điện

từ Trung Quốc, Lào và sẽ tiếp tục nhập khẩu hơn 2% nhu cầu điện từ các nước này

những năm tới.

Hiện việc mua điện từ Trung Quốc đuợc thực hiện qua 2 cấp điện áp 220kV

với hướng Lào Cai và Hà Giang và qua cấp điện áp 110 kV với 3 hướng Lào Cai,

Hà Giang, Móng Cái. Các khu vực mua điện Trung Quốc đều vận hành độc lập với

nhau và độc lập với luới điện Việt Nam. Lào hiện chưa có kế hoạch phát triển lưới

điện truyền tải quốc gia nên việc nhập khẩu sẽ chủ yếu qua các dự án thuỷ điện

90

riêng rẽ. Tình hình nhập khẩu điện của Việt Nam từ năm 2010 đến năm 2015 được

thể hiện trong biểu đồ sau:

Hình 3.7: Sản lượng điện nhập khẩu của Việt Nam

Nguồn:[27,37]

Trong thời gian qua, hệ thống điện Việt Nam có thêm nhiều nguồn điện mới ở

khu vực phía Bắc đi vào vận hành nên trong thời gian tới, hệ thống điện Việt Nam có

thể đáp ứng được nhu cầu tiêu dùng điện trong nước. Do vậy, dự kiến trong thời gian

tới, lượng điện nhập khẩu từ Trung Quốc sẽ tiếp tục giảm mạnh.

Về xuất khẩu điện, tính đến 2015, Tổng Công ty Điện lực miền Trung

(EVNCPC) đã thực hiện bán điện qua 06 cửa khẩu cho hai nước bạn Lào và

Campuchia, bao gồm cửa khẩu Lao Bảo, La Lay (Quảng Trị), Đăk Ốc (Quảng Nam),

Bờ Y (Kon Tum), Lệ Thanh (Gia Lai) và cửa khẩu BuPrăng (Đăk Nông). Năm 2015,

sản lượng điện xuất khẩu sang Lào và Campuchia đạt 805 triệu kWh.

3.2.2.4. Phát triển nguồn năng lượng sạch, năng lượng tái tạo

Việt Nam có tiềm năng NLTT đa dạng, với các nguồn NLTT chính, có khả

năng khai thác có hiệu quả là mặt trời, gió và sinh khối. Khu vực ven biển miền

Trung và các tỉnh phía Nam được nhận định là có tiềm năng cao hơn với lợi thế về

điều kiện khí hậu, đặc điểm phát triển kinh tế xã hội.

Năng lượng mặt trời: Ở Việt Nam, bức xạ mặt trời trung bình 150 kcal/m2

chiếm khoảng 2,000 - 5,000 giờ trên năm, với ước tính tiềm năng lý thuyết khoảng

43.9 tỷ TOE [11; 23; 25]. Số ngày nắng trung bình trên các tỉnh của miền trung và

miền nam là khoảng 300 ngày/năm. Hiện nay đa phần điện mặt trời chỉ khai thác ở

quy mô nhỏ, được lắp đặt tại các khu vực vùng sâu, vùng xa và hải đảo. Thời gian

gần đây với việc ban hành cơ chế giá mua điện cố định ở mức 9.35 Uscent/kWh của

91

Chính phủ, điện mặt trời được dự báo sẽ có mức tăng trưởng rất cao trong những

năm tới và có thể đạt mức trên 10% công suất toàn hệ thống vào năm 2030.

Năng lượng gió: Việt Nam được xác định là quốc gia có tiềm năng gió

lớn nhất so với các nước láng giềng trong khu vực như Lào, Campuchia và Thái

Lan [88]. Những khu vực hứa hẹn nhất cho phát triển điện gió chủ yếu nằm ở các

vùng ven biển và cao nguyên miền nam trung bộ và miền nam của Việt Nam.

Cũng theo nghiên cứu của Ngân hàng Thế giới, ước lượng khoảng 8.6% tổng

diện tích lãnh thổ Việt Nam có tiềm năng gió với mức từ “cao” đến “rất cao”,

phù hợp cho việc triển khai tuabin gió cỡ lớn [88]. Việt Nam đã ban hành chính

sách giá mua điện gió cố định ở mức 7.5 Uscent/kWh. Cho đến nay, tổng công

suất lắp đặt của các trang trại gió phát điện quy mô lớn nối lưới đã đạt trên 100

MW, tập trung tại các tỉnh ven biển phía Nam như Bạc Liêu, Cà Mau, Bình

Thuận. Trong giai đoạn tới, dự báo tiềm năng gió tại Việt Nam sẽ tiếp tục được

khai thác và có mức tăng trưởng rất cao.

Năng lượng sinh khối

Là một nước nông nghiệp, Việt Nam có tiềm năng rất lớn về nguồn năng

lượng sinh khối. Các loại sinh khối chính là: gỗ năng lượng, phế thải - phụ phẩm từ

cây trồng, chất thải chăn nuôi, rác thải ở đô thị và các chất thải hữu cơ khác. Khả

năng khai thác bền vững nguồn sinh khối cho sản xuất năng lượng ở Việt Nam đạt

khoảng 100-150 triệu tấn mỗi năm. Một số dạng sinh khối có thể khai thác được

ngay về mặt kỹ thuật cho sản xuất điện hoặc áp dụng công nghệ đồng phát năng

lượng (sản xuất cả điện và nhiệt) đó là: trấu ở đồng bằng sông Cửu Long, bã mía dư

thừa ở các nhà máy đường, rác thải sinh hoạt ở các đô thị lớn, chất thải chăn nuôi từ

các trang trại gia súc, hộ gia đình và chất thải hữu cơ khác từ chế biến nông-lâm-hải

sản [10; 90]. Theo thống kê, hiện có khoảng 40 nhà máy đồng phát nhiệt điện với

tổng công suất 150MW tại Việt Nam.

3.2.3. Hạ tầng truyền tải và phân phối điện tại Việt Nam

Hệ thống truyền tải điện đóng vai trò quyết định trong việc đưa sản phẩm là

điện năng đến với các hộ tiêu thụ. Thiết kế và vận hành hệ thống hạ tầng truyền tải

và phân phối điện tại Việt Nam được cấu trúc thành các cấp điện áp 500kV, 220kV

và 110kV. Lưới truyền tải 500, 220kV do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia

92

quản lý, lưới điện phân phối từ 6kV đến 110kV thuộc quyền quản lý của các Tổng

Công ty điện lực miền. Có thể thấy sự phát triển của lưới truyền tải Việt Nam phát

triển tương đối ổn định qua các năm như sau:

Bảng 3.2: Khối lượng đường dây và trạm biến áp các năm 2011-2016

Năm 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Khối

lượng km MVA km MVA km MVA km MVA km MVA km MVA

500kV 4,132 13,950 4,670 16,050 4,887 19,350 6,611 21,900 7,183 22,950 7,346 26,100

220kV 10,387 25,839 11,449 27,901 12,166 31,202 12,941 35,041 15,079 35,851 16,589 45,540

110kV 14,402 30,284 15,057 32,676 15,602 35,653 16,685 39,374 18,681 42,332 18,511 49,556

Tổng 28,921 70,073 31,176 76,627 32,655 86,205 36,237 96,315 39,137 101,133 42,446 121,196

Nguồn: [26; 37; 83]

Lưới truyền tải 500kV

Lưới truyền tải 500kV là xương sống của hệ thống điện Việt Nam, có tổng

chiều dài 7,346km từ Bắc vào Nam. Hệ thống này đóng một vai trò vô cùng quan

trọng trong cân bằng năng lượng của toàn quốc và có ảnh hưởng lớn tới độ tin cậy

cung cấp điện của từng miền.

Khối lượng đường dây (ĐZ) 500kV tăng trưởng trung bình 14.2%/ năm trong

giai đoạn 2011-2016. Dung lượng máy biến áp (MBA) 500kV cũng tăng đáng kể từ

13,950 MVA năm 2011 đến 26,100 MVA năm 2016 (tăng trưởng giai đoạn 2011-2015

đạt 16.2%/năm). Trong khi đó khối lượng đường dây và dung lượng MBA 220-110kV

đạt tốc độ tăng trưởng thấp hơn, bình quân 6.4% và 11.5% cùng giai đoạn.

Nhìn chung lưới truyền tải 500 kV Bắc- Nam vận hành tương đối ổn định và

chủ yếu truyền tải công suất cao từ Bắc vào Nam đồng thời tổn thất trên đường dây

500 kV giảm dần qua các năm [13]. Nhiều công trình đường dây và trạm đã chính

thức đưa vào vận hành góp phần đáng kể trong việc đảm bảo cung cấp điện, cải

thiện chất lượng điện áp, giảm tổn thất, chống quá tải và nâng cao độ ổn định vận

hành của hệ thống.

93

Lưới truyền tải 220kV, 110kV

Lưới 220-110kV là xương sống cho hệ thống điện của từng miền, có nhiệm vụ

đảm bảo việc cung cấp điện an toàn và liên tục tới lưới điện của miền và khu vực.

Lưới truyền tải 220kV và 110kV trong thời gian qua cũng phát triển mạnh mẽ, từ

xấp xỉ 24,789km đường dây năm 2011 tăng lên gần 35,100km đường dây năm

2016. Dung lượng các trạm biến áp cũng tăng mạnh từ 56,123MVA năm 2011 tăng

lên 95,096MVA năm 2016.

Nhìn chung cơ sở hạ tầng lưới điện đã có mức phát triển tốt, nhằm đảm bảo

cung cấp điện ổn định do sự gia tăng nhu cầu của phụ tải trong thời gian qua, lưới

điện 220-110kV vận hành tương đối ổn định mặc dù một số chỉ tiêu kinh tế - kỹ

thuật chưa được đảm bảo một cách tối ưu như khả năng dự phòng (khu vực Miền

Bắc và miền Nam). Trong một số trường hợp sự cố nguồn, sự cố lưới và phụ tải cao

thực tế có dẫn đến tình trạng quá tải các đường dây 220kV liên kết.

Lưới điện phân phối trung và hạ áp

Trong hệ thống điện và vận hành TTĐ, lưới điện phân phối trung áp và hạ áp

đóng vai trò trực tiếp đưa điện năng đến hộ tiêu thụ cuối cùng. Hiện nay, lưới phân

phối trung áp khu vực các thành phố, thị xã, khu đô thị và khu công nghiệp được xây

dựng theo cấu trúc mạch vòng vận hành hở, các khu vực còn lại theo cấu trúc hình tia.

Về mặt kỹ thuật, cấu trúc mạch vòng vận hành hở đem lại khả năng phân phối điện an

toàn và tin cậy hơn so với cấu trúc hình tia. Xu hướng chính trong đầu tư, cải tạo và

nâng cấp lưới điện trung áp là chuyển về cấp điện áp 22kV trên cả ba miền.

Lưới điện hạ áp ở nước ta phần lớn được thiết kế với kết cấu 3 pha 4 dây hoặc

1 pha 2 dây, trung tính nối đất trực tiếp, cấp điện áp 220 (380)V với nhiều chủng

loại dây dẫn như: cáp ngầm (ruột đồng hoặc nhôm), cáp bọc, cáp vặn xoắn ABC,

dây trần và dây lưỡng kim. Trong đó, khu vực thành phố, thị xã chủ yếu sử dụng

cáp bọc, cáp vặn xoắn ABC và cáp ngầm. Các khu vực còn lại dùng các loại dây

như dây trần, dây lưỡng kim.

3.2.4. Cơ chế cạnh tranh trên thị trường điện lực

Từ giai đoạn đầu những năm 2000, cùng với việc thành lập và ra đời các đơn

vị phát điện ngoài EVN, ngành điện đã xuất hiện sự cạnh tranh nhất định trong phát

điện dù chưa hình thành nền tảng giao dịch TTĐ [82]. Ở giai đoạn này các nguồn

ngoài EVN chiếm khoảng 7.2% công suất hệ thống (452MW) và sản lượng điện

94

chiếm khoảng 9.2% tổng điện thương phẩm (2.51 TWh). Song song với việc cơ cấu

lại EVN, lộ trình xây dựng và phát triển TTĐ đã được Chính phủ ban hành tại

Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006, trong đó đặt ra yêu

cầu quy định và vạch ra lộ trình ba cấp độ thị trường. Mỗi cấp độ được thực hiện

theo hai bước: thí điểm và vận hành chính thức.

Hình 3.8: Các cấp độ xây dựng thị trường điện lực tại Việt Nam

Nguồn: [8]

Để xây dựng và chuẩn bị cho các cấp độ, hai giai đoạn triển khai đã được

thiết kế với các mục tiêu và kế hoạch hành động cụ thể:

Cấp độ 1 - Thị trường phát điện cạnh tranh: Thành lập Nhà điều hành thị

trường và Đơn vị mua điện duy nhất thuộc EVN. Trên cơ sở đó, đã xây dựng và vận

hành Thị trường phát điện cạnh tranh, thực hiện cơ chế thị trường giao ngay để tất

cả các máy phát điện có thể tham gia.

Cấp độ 2 - Thị trường cạnh tranh bán buôn: Ở cấp độ này, sẽ mở rộng sự

tham gia của phía cầu trong TTĐ có tổ chức. Mô hình Đơn vị mua điện duy nhất

được thay thế bằng một thỏa thuận theo đó người tiêu dùng có thể đàm phán mua

hàng trực tiếp với đơn vị phát điện mà không phụ thuộc vào Đơn vị mua điện duy

nhất. Từ năm 2015 đến năm 2016 đã thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh

thí điểm; và từ năm 2017 đến năm 2021 sẽ thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh

tranh hoàn chỉnh.

Cấp độ 3 (từ 2021-2023) - Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh: Ở cấp độ này,

hoạt động công ty phân phối điện sẽ được chia tách theo chức năng quản lý mạng và

bán lẻ. Người tiêu dùng dùng cuối cùng được phục vụ bởi các công ty phân phối có thể

sau đó tự do lựa chọn các nhà cung cấp của họ (các nhà bán lẻ). Từ sau năm 2023 sẽ

thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh.

TT Phát điện cạnh tranh

(VCGM)

TT Bán buôn cạnh tranh

(VEWM)

TT cạnh tranh bán lẻ

2010 2014 2017 2021 2023

Thí điểm Chính

thức Thí điểm Chính

thức Thí điểm Chính

thức

95

Như vậy, TTĐ đã và đang chuyển đổi từ cấp độ thị trường độc quyền sang cấp

độ TTĐ cạnh tranh. Cho đến nay, TTĐ đã cơ bản có sự cạnh tranh ở khâu sản xuất

điện (cấp độ Thị trường phát điện cạnh tranh) và đang trải qua giai đoạn thí điểm

của Thị trường bán buôn cạnh tranh, cụ thể như sau:

Cấp độ thị trường điện lực cạnh tranh khâu sản xuất điện

Cạnh tranh hóa khâu sản xuất điện (phát điện) đã được chuẩn bị và thực hiện

từ năm 2009 và vận hành chính thức từ năm 2012 với tên gọi chính thức là Thị

trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam. Thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt

Nam mở cửa thị trường sản xuất điện cho các nhà đầu tư ngoài EVN, đa dạng hóa

về mặt sở hữu khâu sản xuất điện. Đối tượng tham gia thị trường phát điện cạnh

tranh tại Việt Nam bao gồm tất cả các nhà máy điện có công suất đặt lớn hơn

30MW đấu nối trực tiếp vào lưới điện quốc gia (trừ các nhà máy được đầu tư theo

hình thức BOT, các nhà máy điện gió, địa nhiệt…). Từ năm 2015, các nhà máy thủy

điện có công suất đặt đến 30 MW, đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên,

đáp ứng đủ các điều kiện về cơ sở hạ tầng được quyền lựa chọn tham gia TTĐ.

Các đơn vị cung cấp dịch vụ trong Thị trường phát điện cạnh tranh, bao gồm:

- Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đảm nhận vai trò của Đơn vị vận

hành hệ thống điện và TTĐ và Đơn vị cung cấp dịch vụ thu nhập và quản lý số liệu

đo đếm điện năng;

- Tổng công ty truyền tải điện quốc gia đảm nhận vai trò đơn vị cung cấp dịch

vụ truyền tải điện.

SMOSMO

TNOTNO

SBSB

PCPC

Điều độĐiều độ

Điện năngĐiện năng Điện năngĐiện năng

Thanh toán

Đơn vị phát

điện

Đơn vị phát

điệnĐơn vị cung

cấp dịch vụ

Đơn vị cung

cấp dịch vụĐơn vị bán

buôn

Đơn vị bán

buônĐơn vị phân

phối

Đơn vị phân

phối

Hợp đồng & Thanh toán

Genco Genco

BOT

(SB chào

thay)

BOT

(SB chào

thay)

SMHP(SMO công

bố sản

lượng)

SMHP(SMO công

bố sản

lượng)

Chào giáChào giá

MDMSPMDMSP

Bảng kê

thanh toán

Bảng kê

thanh toán

Số liệu đo đếm

Số liệu đo đếm

Số

liệu

đo

đếm

Bảng kê

thanh toán

Bảng kê

thanh toán

Số liệu đo đếmSố liệu đo đếm

SMOSMO

TNOTNO

SBSB

PCPC

Điều độĐiều độ

Điện năngĐiện năng Điện năngĐiện năng

Thanh toán

Đơn vị phát

điện

Đơn vị phát

điệnĐơn vị cung

cấp dịch vụ

Đơn vị cung

cấp dịch vụĐơn vị bán

buôn

Đơn vị bán

buônĐơn vị phân

phối

Đơn vị phân

phối

Hợp đồng & Thanh toán

Genco Genco

BOT

(SB chào

thay)

BOT

(SB chào

thay)

SMHP(SMO công

bố sản

lượng)

SMHP(SMO công

bố sản

lượng)

Genco Genco

BOT

(SB chào

thay)

BOT

(SB chào

thay)

SMHP(SMO công

bố sản

lượng)

SMHP(SMO công

bố sản

lượng)

Chào giáChào giá

MDMSPMDMSP

Bảng kê

thanh toán

Bảng kê

thanh toán

Số liệu đo đếm

Số liệu đo đếm

Số

liệu

đo

đếm

Số

liệu

đo

đếm

Bảng kê

thanh toán

Bảng kê

thanh toán

Số liệu đo đếmSố liệu đo đếm

Hình 3.9: Cấu trúc và cơ chế hoạt động thị trường phát điện

cạnh tranh Việt Nam

Nguồn: [8]

96

Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam áp dụng mô hình TTĐ tập trung

toàn phần và chào giá dựa trên chi phí. Tuy nhiên trong thực tế, thị trường phát điện

cạnh tranh Việt Nam áp dụng kết hợp giữa mô hình chào giá theo chi phí biến đổi

và mô hình chào giá tự do. Toàn bộ điện năng phát của các nhà máy điện được chào

bán cho Đơn vị mua buôn duy nhất (Công ty Mua bán điện, thuộc EVN) trên thị

trường giao ngay.

Cấp độ thị trường bán buôn cạnh tranh

Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam được thiết kế và vận hành thử

nghiệm từ năm 2016 và vận hành chính thức dự kiến vào cuối năm 2017, theo

Quyết định số 8266/QĐ-BCT năm 2015 của Bộ Công Thương phê duyệt Thiết kế

chi tiết Thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Các thành viên tham gia Thị trường

bán buôn điện cạnh tranh được phân loại thành 03 nhóm chính gồm bên bán điện,

bên mua điện và các đơn vị cung cấp dịch vụ.

Bên bán điện bao gồm các đơn vị phát điện và các đơn vị chào giá thay cho

đơn vị phát điện. Bên mua điện bao gồm 05 Tổng công ty Điện lực, các khách hàng

sử dụng điện lớn đủ điều kiện và các đơn vị mua buôn điện mới. Tổng quan về các

nhóm đơn vị thành viên trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh được mô tả

trong Hình 3.10.

Hình 3.10: Các bên tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

Nguồn: [8]

97

Điểm khác biệt của Thị trường bán buôn điện cạnh tranh so với thị trường

phát điện cạnh tranh là có sự cạnh tranh mua điện từ các nhà sản xuất điện của các

Tổng Công ty điện lực, thay vì chỉ có Đơn vị mua điện duy nhất như trong Thị

trường phát điện cạnh tranh. Năm (05) Tổng công ty Điện lực sẽ đóng vai trò là các

đơn vị mua buôn điện trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh [8]. Trong Thị

trường bán buôn điện cạnh tranh, bên cạnh các Tổng công ty Điện lực, các đơn vị

mua buôn điện mới đáp ứng các yêu cầu tài chính - kỹ thuật sẽ được xem xét cho

phép tham gia thị trường theo quy định. Các đơn vị mua buôn mới này có chức

năng cơ bản mua điện từ các đơn vị phát điện thông qua hợp đồng hoặc qua thị

trường giao ngay để bán điện cho các khách hàng lớn đủ điều kiện hoặc các Tổng

công ty Điện lực.

3.2.5. Cơ chế giá điện

Là một TTĐ đang trong quá trình phát triển và tiếp tục có những cải cách, giá

điện bán lẻ tại Việt Nam hiện đang được điều tiết bởi Chính phủ. Tập đoàn Điện lực

Việt Nam chỉ có thẩm quyền tăng hoặc giảm giá điện bán lẻ không quá 5% qua mỗi

đợt điều chỉnh. Giá bán lẻ điện của Việt Nam được chia theo các mục đích sử dụng

điện của khách hàng, cấp điện áp đấu nối và thời gian sử dụng điện tại các giờ cao thấp

và bình thường trong ngày, đối với khách hàng sử dụng điện sinh hoạt thì sẽ sử dụng

biểu giá điện bậc thang với 7 bậc.

Giá bán lẻ điện đối với các nhóm khách hàng cũng có sự bù chéo nhất định.

Khách hàng công nghiệp đấu nối tại cấp điện áp từ 6-22kV sẽ được áp dụng mức

giá tương ứng với giờ bình thường, cao điểm, thấp điểm là 88%, 161%, 55% và tỷ

lệ này cũng được giữ nguyên tại Quyết định số 28/QĐ-TTg ban hành ngày 7 tháng

4 năm 2014. Như vậy có thể thấy mức giá cho mục đích sử dụng điện công nghiệp

đang được trợ giá từ các mục đích khác khoảng 12%.

Về cơ cấu, giá điện bán lẻ của Việt Nam dựa trên việc tính toán các thành

phần giá/chi phí của các khâu trong dây truyền sản xuất kinh doanh điện bao gồm

các khâu Phát điện - Truyền tải điện - Phân phối điện-bán lẻ điện - Chi phí vận hành

hệ thống điện và điều hành giao dịch TTĐ, chi phí điều tiết quản lý ngành điện và

các khoản thuế, phí theo quy định.

Hiện tại Việt Nam đang vận hành thị trường phát điện cạnh tranh với sản

lượng chỉ chiếm trên 50% tổng công suất phát của toàn hệ thống. Khi thị trường

98

phát điện cạnh tranh vận hành với số lượng lớn các nhà máy điện tham gia thì giá

khâu phát sẽ hình thành dựa trên quan hệ cung cầu khách quan, chi phí khâu phát sẽ

được tối ưu thông qua hiệu quả của việc vận hành TTĐ. Giá khâu phát của Việt

Nam hiện nay chiếm khoảng 70% giá bán lẻ điện. Khâu phát sẽ phụ thuộc vào giá

nhiên liệu sơ cấp như than, khí và đối với Việt Nam cũng sẽ ảnh hưởng bởi sản

lượng các nguồn thủy điện trong năm vận hành. Việt Nam là nước có nguồn thủy

điện chiếm khoảng 1/3 sản lượng hệ thống điện và có chí phí rẻ hơn so với các

nguồn điện khác. Hiện tại các nguồn năng lượng sơ cấp như than và khí đã vận hành

theo cơ chế thị trường, về cơ bản đã bỏ các trợ giá đối với lĩnh vực sản xuất điện,

giá than và giá khí đã có mối liên hệ với các nguồn cung cấp than trên thế giới và

giá khí có hệ số ảnh hưởng với giá dầu MFO thế giới giao tại Singapore.

Theo số liệu thống kê từ 2006 đến 2017 thì Việt Nam đã có 15 lần điều chỉnh

giá điện để dần phản ánh đúng chi phí sản xuất điện.

Hình 3.11: Diễn biến giá điện bán lẻ tại Việt Nam giai đoạn 2005 – 2017

Nguồn: NCS tổng hợp

Thông tin chi tiết các lần điều chỉnh giá điện gần đây được thể hiện tại Phụ

lục 1 kèm theo Luận án.

3.2.6. Cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ giao dịch thị trường điện lực

tại Việt Nam

Sau 11 năm kể từ khi lộ trình các điều kiện hình thành và phát triển các cấp

độ TTĐ tại Việt Nam được ban hành, CSHT&NT phục vụ giao dịch TTĐ tại Việt

Nam đã bước đầu được hình thành, tạo tiền đề và cơ sở để từng bước phát triển

TTĐ cạnh tranh một cách ổn định. Đối với Thị trường bán buôn điện cạnh tranh,

các quy định quan trọng đã được ban hành bao gồm:

99

- Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg (thay thế Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg

ngày 26 tháng 01 năm 2006) do Thủ tướng Chính phủ ban hành quy định về lộ

trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ

TTĐ tại Việt Nam. Theo Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, Thị trường bán buôn

điện cạnh tranh thuộc cấp độ 2 trong Lộ trình hình thành và phát triển TTĐ cạnh

tranh tại Việt Nam, và được thực hiện từ năm 2015 đến năm 2021 theo 02 giai

đoạn: thí điểm và hoàn chỉnh.

- Điều 9, Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg đã quy định các điều kiện về văn

bản pháp lý và cơ sở hạ tầng để hình thành thị trường bán buôn điện cạnh tranh,

Trong đó, một trong các văn bản pháp lý cần thiết là Đề án Thiết kế thị trường bán

buôn điện cạnh tranh được Bộ Công Thương phê duyệt (quy định tại điểm b Điều 9,

Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg).

CSHT&NT phục vụ giao dịch TTĐ đã được xây dựng và phát triển theo lộ

trình được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Hiện nay, CSHT&NT phục vụ giao

dịch TTĐ ở Việt Nam đang ở cấp độ Thị trường phát điện cạnh tranh. Các

CSHT&NT này bao gồm hệ thống các quy định vận hành và giao dịch trên thị

trường dành cho các công ty sản xuất điện, hệ thống hạ tầng Công nghệ thông tin và

viễn thông, các cơ sở vật chất kỹ thuật khác.

Hình 3.12: Diễn biến sự tham gia của các nhà máy điện vào giao dịch tại

thị trường phát điện cạnh tranh

Nguồn: [9]

100

Tính đến hết tháng 6/2017 đã có 76 nhà máy điện có công suất từ 30MW

trở lên tham gia thị trường, với tổng công suất đặt 20,728MW, chiếm tới 49%

công suất nguồn của hệ thống điện tham gia thị trường, tăng 2.45 lần so với thời

điểm mới vận hành năm 2012 (chỉ có 31 nhà máy). Năng lực của các bên tham gia

đã có sự cải thiện tích cực trong cách thức, chiến lược chào giá, nâng cao khả năng

cạnh tranh góp phần dẫn đến giá TTĐ có xu hướng giảm. Các thành viên tham gia

TTĐ có sự đa dạng về công nghệ sản xuất; trong đó thủy điện chiếm tỷ lệ 38%

công suất, nhiệt điện than 35% công suất, nhiệt điện dầu 4%, Tuabin khí chiếm

17% và các loại khác chiếm 6% công suất.

Hình 3.13: Cơ cấu nguồn điện tham gia giao dịch trên thị trường điện Việt Nam

Nguồn: [9]

3.3. ĐÁNH GIÁ CHUNG VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM

3.3.1. Những kết quả đạt được

Một là, cân bằng cung - cầu điện đã cơ bản được đảm bảo

Mức tăng trưởng nhu cầu điện năng tại Việt Nam từ giai đoạn 2005 đến 2015

luôn duy trì ở mức cao mặc dù giai đoạn 2011 - 2015 mức tăng trưởng có sự điều

chỉnh giảm. Tuy nhiên xét trên khía cạnh bền vững, việc gia tăng nhu cầu điện trong

giai đoạn kéo dài sẽ gây áp lực lên quá trình đầu tư phát triển nguồn điện - là một

101

quá trình thâm dụng vốn đầu tư ở quy mô lớn, tiềm ẩn nhiều tác động tới môi

trường và an ninh năng lượng quốc gia, đặc biệt xét trong bối cảnh biến đổi khí hậu

và sự cạn kiệt các nguồn năng lượng truyền thống ở quy mô toàn cầu. Do vậy, một

mức tăng trưởng phù hợp của nhu cầu điện năng để đảm bảo có sự cung ứng kịp

thời của khâu sản xuất và hạ tầng điện lực sẽ góp phần vào sự phát triển bền vững

hơn của TTĐ.

Hình 3.14: So sánh tiêu thụ điện năng Việt Nam và quốc tế

Nguồn: [4]

Về tăng trưởng nguồn cung, hệ thống điện đã ghi nhận mức phát triển cao để

đáp ứng nhu cầu điện cho phát triển kinh tế - xã hội. Ngành điện đã duy trì mức tăng

trưởng bình quân 24.95%/năm cho giai đoạn 2005 - 2015, đạt mức tăng 3,1 lần, từ 45.6

tỷ kWh (2005) lên tới 159.4 tỷ kWh (2015). Để đạt mức tăng trưởng này, giai đoạn

2011- 2015 đã có hơn 18,500 MW tổng công suất lắp đặt của các nhà máy điện được

đưa vào vận hành trong đó các đơn vị thuộc EVN giữ vai trò chủ đạo trong cung ứng

điện cho toàn ngành, đạt mức trên 11,000 MW, PV Power gần 2,300 MW, Vinacomin

Power gần 1,000 MW, các nhà máy điện độc lập khoảng 3,700 MW.

Xuất nhập khẩu điện của Việt Nam cũng đóng vai trò quan trọng, duy trì

nguồn cung bổ sung hợp lý cho hệ thống điện và đảm bảo an ninh năng lượng. Hiện

102

nay mức nhập khẩu điện từ Trung Quốc đã điều chỉnh giảm, ở mức 2,025 tỷ kWh

năm 2014. Hiện tại, Việt Nam đang nhập khẩu từ Lào bằng cấp điện áp 220kV từ

nhà máy thủy điện XêKaMan 3 – vận hành năm 2013 với tổng sản lượng khoảng

450 triệu kWh. Trong năm 2014, điện bán cho Campuchia có công suất cực đại

220MW và sản lượng trung bình là 73.75 triệu kWh/tháng, tổng bán điện cả năm

đạt 0.885 tỷ kWh, giảm 33.8% so với năm 2013 (1.337 tỷ kWh).

Hai là, hạ tầng lưới điện cơ bản đảm bảo được nhiệm vụ truyền tải và

phân phối điện

Hạ tầng lưới điện trong những năm gần đây được phát triển ổn định đảm bảo

độ tin cậy. Trong giai đoạn 2011-2015, một số công trình lưới điện trọng điểm cung

cấp điện cho miền Nam đã được vào vận hành nhằm nâng cao năng lực truyền tải, góp

phần đáng kể trong việc đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải và cải thiện chất lượng điện

áp. Tiêu biểu là một số công trình đường dây 500kV Pleiku - Cầu Bông tăng cường

liên kết lưới truyền tải 500kV Trung - Nam, đảm bảo nhiệm vụ truyền tải điện, hỗ trợ

miền Nam trong mùa khô 2014-2015. Đường dây 500kV Phú Mỹ-Sông Mây-Tân Định

và TBA 500kV Sông Mây đã được phát triển theeo hướng khép vòng được hệ thống

các mạch 500kV xung quanh TP Hồ Chí Minh, tăng cường khả năng giải tỏa và hỗ trợ

công suất giữa cụm NĐ Phú Mỹ và các nguồn thủy điện Tây Nguyên. Ngoài ra, ngành

điện đã thực hiện thành công các dự án có tầm quan trọng cao như công trình nâng

công suất trạm 500kV Phú Lâm để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng cao của phụ tải,

nâng công suất tụ bù dọc trên ĐZ 500kV Đà Nẵng - Hà Tĩnh góp phần nâng cao năng

lực truyền tải lưới điện Bắc - Trung…

Ba là, bước đầu phát triển các nguồn năng lượng sạch trên quy mô lớn

Giai đoạn 2010-2015 bước đầu đã có sự tham gia của các nguồn năng lượng

sạch, NLTT đóng góp vào khâu sản xuất điện năng ở quy mô công nghiệp để nối

lưới điện quốc gia. Trước 2010 mới chỉ có khoảng 400MW điện tái tạo nối lưới

điện quốc gia, thì đến năm 2015, tổng công suất lắp đặt từ tất cả các nguồn NLTT

đã đạt gần 1,900MW, chiếm khoảng 5% tổng công suất đặt và khoảng 3.4% điện

sản xuất của cả hệ thống.

Tính đến 2017, đã có các công trình điện gió nối lưới đầu tiên hòa điện vào

lưới điện quốc gia gồm các dự án điện gió Bạc Liêu giai đoạn 1 và 2 (100 MW),

điện gió Bình Thuận (30MW) và Phú Quý (6MW), có khoảng trên 80 dự án điện

gió đã đăng ký với tổng công suất đăng ký gần 8,000 MW.

103

Bốn là, đã xây dựng CSHT&NT phục vụ giao dịch thị trường điện lực cấp

độ cạnh tranh phát điện và cạnh tranh bán buôn

Việc xây dựng CSHT&NT giao dịch TTĐ ở cấp độ thị trường phát điện cạnh

tranh đã tăng minh bạch, công bằng trong việc huy động các nguồn điện, thông qua

bản chào giá của nhà máy để đưa ra lịch huy động, các nhà máy có giá chào thấp sẽ

được huy động trước sau đó đến các nhà máy tiếp theo cho đến khi đáp ứng được

nhu cầu của phụ tải. Các thông tin về kế hoạch vận hành TTĐ theo năm, tháng hoặc

tuần, vận hành TTĐ thời gian thực, các can thiệp thị trường, tình hình vận hành hệ

thống điện đã được công bố đầy đủ cho các thành viên tham gia TTĐ trên trang

thông tin điện tử TTĐ. Điều này được đánh giá là góp phần giúp các đơn vị hiểu rõ

hơn nguyên tắc trong công tác vận hành, tối ưu toàn hệ thống.

Trong thời gian tới, ngành điện sẽ tiến hành thí điểm vận hành TTĐ ở cấp độ

Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, mở ra nền tảng giao dịch mới cho phép sự tham

gia vào khâu mua buôn (wholesale) và phân phối điện cho các đơn vị khác - là các

Tổng Công ty điện lực lớn, thay vì chỉ có một đơn vị được mua buôn như hiện nay.

Năm là, một số cơ chế và chính sách phát triển nguồn điện sạch đã được

xây dựng và ban hành

Thời gian qua, Việt Nam đã có nhiều nỗ lực trong xây dựng các cơ chế hỗ

trợ phát triển các nguồn điện sạch – các dự án NLTT. Chính phủ đã ban hành nhiều

chính sách và cơ chế hỗ trợ phát triển các dạng NLTT bao gồm:

- Sản xuất điện mặt trời: bên mua điện có nghĩa vụ phải mua toàn bộ điện năng

theo hợp đồng không đàm phán với giá bán điện cố định trong 20 năm, tương

đương 9.35 UScent/kWh [28]

- Sản xuất điện gió: bên mua điện có nghĩa vụ phải mua toàn bộ điện năng

theo hợp đồng không đàm phán với giá bán điện cố định trong 20 năm, tương

đương 7.8 UScent/kWh [29].

- Điện sinh khối: Bên mua điện có nghĩa vụ phải mua toàn bộ điện năng theo

hợp đồng không đàm phán với giá bán điện theo 2 loại sinh khối chính: đồng phát

nhiệt điện (giá cố định trong 20 năm) và chi phí tránh được theo giá điện than nhập

khẩu [30].

- Điện từ rác thải: hỗ trợ cho điện rác thải theo hai loại hình công nghệ là chôn

lấp thu hồi khí mê tan và thiêu đốt đảm bảo vệ sinh môi trường.

104

Ngoài ba loại điện NLTT như nêu trên, cơ chế hỗ trợ cho điện từ khí sinh

học, điện mặt trời và địa nhiệt cũng đang được xem xét và triển khai. Các thông tin

chính liên quan đến cơ chế hỗ trợ nguồn điện tái tạo được nêu ở bảng sau.

Bảng 3.3: Tổng hợp các chính sách hỗ trợ phát triển nguồn điện

NLTT tại Việt Nam

Loại NLTT Hiện trạng Mức độ hỗ trợ

Thủy điện

nhỏ

Áp dụng biểu giá chi phí

tránh được

Được ban hành hàng năm dựa vào chi

phí tránh được của hệ thống.

Điện gió Biểu giá cố định 20 năm 7.8 UScents/kWh.

Sinh khối Biểu giá cố định 20

năm và

Áp dụng cơ chế chi phí

tránh được từ điện than

nhập khẩu

+ Công nghệ đồng phát: 5.8

UScents/kWh.

+ Các loại sinh khối khác: dự kiến hành

biểu chi phí tránh được từ than nhập

khẩu

Rác thải Biểu giá cố định 20 năm + 10.05 UScents/kWh đối với công nghệ

thiêu đốt

+ 7.28 UScents/kWh đối với công nghệ

chôn lấp

Điện mặt

trời

Biểu giá cố định 20 năm 9.35 Uscent/kWh

Miễn thuế nhập khẩu đối với hàng hóa

nhập khẩu để tạo tài sản cố định cho

dự án

Nguồn: NCS tổng hợp từ [28;29;30;31].

3.3.2. Những hạn chế cần khắc phục

Một là, tăng trưởng nhu cầu điện chưa bền vững

Tiêu thụ điện của Việt Nam đã liên tục tăng trưởng ở mức cao trong gần 20

năm trở lại đây. Nhu cầu điện tăng trưởng mang lại nhiều lợi ích cho nền kinh tế.

Trước hết tăng trưởng nhu cầu điện đồng nghĩa với việc mang lại cơ hội mở rộng

quy mô TTĐ, thúc đẩy quá trình sản xuất và cung ứng điện, tạo ra việc làm và giá

trị gia tăng cho nền kinh tế. Mặt khác, khi nhu cầu được đáp ứng, các ngành kinh tế

có đủ điều kiện để sản xuất và nâng cao năng suất lao động, người dân có điều kiện

nâng cao mức sống và sự tiện nghi trong sinh hoạt.

105

Tuy nhiên, nhu cầu điện tăng trưởng cao trong thời gian dài có những hệ lụy

nhất định, đáng kể nhất là tốc độ tiêu thụ điện năng gia tăng nhanh hơn tốc độ tăng

trưởng của nền kinh tế. Trong giai đoạn 5 năm từ 2011 đến 2015, hệ số đàn hồi điện

của Việt Nam ở mức cao, bình quân là 1.95 (tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện cao

gấp 1.95 lần tốc độ tăng trưởng GDP) trong khi trung bình ở các nước phát triển là

0.5 - 0.8 và ở các nước đang phát triển có điều kiện tương đồng nhất định với Việt

Nam là xấp xỉ 1.0. Điều này thể hiện hiệu quả sử dụng năng lượng điện của nền

kinh tế còn thấp, tiêu thụ điện của một số ngành, lĩnh vực ở mức cao nhưng giá trị

gia tăng lại ở mức thấp.

Phát triển TTĐ tại Việt Nam, do đó không nhất thiết đồng nghĩa với việc

khuyến khích tăng trưởng nhu cầu điện ở mức cao. Đây chính là điểm khác biệt và

là đặc thù của TTĐ Việt Nam. Yêu cầu này đặt ra các chiến lược quản lý và đáp

ứng nhu cầu điện phù hợp hơn để đảm bảo nhu cầu tiêu thụ điện duy trì ở mức hợp

lý, khuyến khích một cơ cấu tiêu thụ ổn định, có hiệu quả cao hơn cho nền kinh tế

và cân đối được nguồn lực đầu tư cho sản xuất và cung ứng điện.

Hai là, sản xuất và cung ứng điện chưa đảm bảo ổn định và có dự phòng

hợp lý

Trong một số thời điểm (các năm 2011-2013), việc vận hành hệ thống điện,

cung ứng điện vẫn còn nhiều khó khăn, đặc biệt vào thời điểm mùa khô hàng năm và

trong thời gian ngừng cấp khí khu vực miền Nam. Bên cạnh đó, hệ thống truyền tải

điện Bắc - Nam luôn trong tình trạng mang tải cao để cấp điện miền Nam. Hệ thống

điện vẫn còn xảy ra tình trạng đầy tải đường dây và trạm biến áp, đặc biệt tại các khu

vực có mật độ phụ tải điện cao như miền Bắc, miền Nam. Chất lượng cung cấp điện

khu vực nông thôn, nhất là các địa bàn mới tiếp nhận bán điện chưa được đảm bảo.

Về mặt sản xuất và cung ứng điện: nguồn sản xuất điện ngày càng phụ thuộc

hơn vào các nguồn nhiên liệu hóa thạch (than, dầu, khí). Đây là một kết quả tất yếu

của việc nhu cầu điện gia tăng trong khi tiềm năng thủy điện - vốn chiếm ưu thế

trong quá khứ - đã dần được khai thác hết. Các nguồn điện mới đưa vào hệ thống

điện và thị trường trong giai đoạn tới (2030) phần lớn sẽ là nhiệt điện than, vốn

được cho là sẽ tiềm ẩn nhiều tác động tiêu cực đến môi trường và cán cân xuất nhập

khẩu năng lượng của quốc gia. Khi cơ cấu nguồn sản xuất điện gia tăng phụ thuộc

vào các nguồn nhiên liệu hóa thạch và giảm dần tỉ trọng của thủy điện, chi phí sản

106

xuất trong dài hạn sẽ có xu hướng gia tăng, là yếu tố tiềm ẩn tác động đến khả năng

ứng phó của hệ thống trong trường hợp có biến động nguồn cung hoặc giá nhiên

liệu trên thị trường quốc tế. Trường hợp biến động lớn có thể uy hiếp an ninh hệ

thống điện và gây hậu quả nghiêm trọng cho nền kinh tế nếu các chiến lược ứng phó

không được chuẩn bị kỹ lưỡng và việc xây dựng và phát triển TTĐ không đạt được

các mục tiêu đề ra.

Ba là, sự tham gia của các doanh nghiệp vào thị trường phát điện còn hạn chế

Nhìn tổng thể, mặc dù thị trường phát điện đã có sự tham gia của các đơn vị

sản xuất ngoài EVN nhưng hiện trạng và xu thế trong thời gian tới cho thấy lĩnh vực

sản xuất điện vẫn sẽ do EVN đóng vai trò là nhà đầu tư và phát triển chủ lực. EVN

và các công ty thành viên hiện nắm giữ 61.2% tổng công suất phát điện toàn hệ

thống, tương đương với 23,580MW. Trong khi đó, các DN khác thuộc khu vực tư

nhân chỉ chiếm 22.7% tổng công suất (8,753MW), còn lại là các DN nhà nước

thuộc Tập đoàn dầu khí (11.5%) và Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt

Nam. Lĩnh vực sản xuất điện năng với đặc trưng là có nhu cầu vốn đầu tư lớn, đòi

hỏi trình độ quản lý và công nghệ phức tạp chưa tạo được sức hấp dẫn đối với các

nhà đầu tư và thu hút được các nguồn vốn cần thiết để phát triển.

Bốn là, các nguồn NLTT có tỉ trọng thấp và chưa phát triển đúng tiềm năng

Mặc dù đã có một số dự án điện gió đã đi vào vận hành như điện gió Bạc

Liêu, điện gió Tuy Phong (Bình Thuận), hầu hết các nguồn điện sạch đều đang chưa

được khai thác đúng tiềm năng. Trong những năm qua, đóng góp vào tăng trưởng của

nguồn điện sạch chủ yếu do có sự gia tăng mạnh mẽ của thủy điện nhỏ (có công suất

dưới 30MW). Công suất của thủy điện nhỏ đã tăng lên khoảng 1,800 MW vào năm

2015 so với 400MW năm 2009. Tỉ lệ lắp đặt của các nguồn điện từ NLTT (không bao

gồm thủy điện nhỏ) đóng góp cho hệ thống điện và TTĐ hiện chỉ ở mức dưới 1%. Để đạt

được mục tiêu như đã đặt ra trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia - tương đương

mức 21% (bao gồm thủy điện nhỏ) công suất lắp đặt của toàn hệ thống năm 2030, sẽ cần

đến rất nhiều nỗ lực của các bên liên quan và các chính sách hỗ trợ cần thiết.

Năm là, vận hành thị trường phát điện cạnh tranh còn bộc lộ một số hạn chế

Quá trình vận hành TTĐ cấp độ thị trường phát điện cạnh tranh đã bộc lộ

một số hạn chế. Trước hết, hệ thống các văn bản quy phạm pháp luật phục vụ vận

hành TTĐ còn chưa hoàn thiện hoặc chậm ban hành như quy định về việc cung cấp

107

dịch vụ phụ trợ của thị trường, quy định đối với các nhà máy thủy điện đa mục tiêu.

Bên cạnh đó, công tác lập kế hoạch có sự chồng chéo, vẫn tồn tại việc thực hiện song

song 02 quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống điện riêng rẽ với lập kế hoạch vận

hành TTĐ. Ngoài ra, tính minh bạch của thị trường chưa được đảm bảo, trong đó Đơn

vị vận hành hệ thống điện và TTĐ chưa thực sự hoạt động độc lập với EVN.

Dưới đây là bảng tổng hợp đánh giá chung của NCS về TTĐ tại Việt Nam

Bảng 3.4: Tổng hợp đánh giá về thị trường điện lực tại Việt Nam

giai đoạn 2006 - 2017

TT Tiêu chí Chỉ tiêu Đánh giá

1 Tăng trưởng

quy mô TTĐ

1.1. Tăng trưởng nhu

cầu điện

11.96%/năm, 176.49

GWh (2017)

[24]

Tốc độ tăng trưởng

cao, đôi khi vượt khả

năng đáp ứng của phía

cung, tốc độ tăng

trưởng cao gấp hai lần

tăng trưởng GDP, hệ

số đàn hồi điện còn

cao.

1.2. Tăng trưởng sản

xuất điện toàn hệ

thống

Tăng trưởng sản xuất

điện trên 10%/năm,

công suất lắp đặt đạt

41,424 MW (2016)

[38].

Tốc độ tăng trưởng

cao, tuy nhiên ngày

càng phụ thuộc vào

nhập khẩu than do

lượng nhà máy nhiệt

điện than gia tăng

1.3. Tăng trưởng quy

mô thị trường phát

điện

49% công suất

nguồn của hệ thống

tham gia thị trường

phát điện, đạt 20,728

MW [24]

Tăng 2.45 lần so với

năm 2012. Năng lực

của các bên tham gia

đã có sự cải thiện tích

cực trong cách thức,

chiến lược chào giá,

nâng cao khả năng

cạnh tranh góp phần

dẫn đến giá TTĐ có xu

hướng giảm. Các thành

viên tham gia TTĐ có

sự đa dạng về công

108

TT Tiêu chí Chỉ tiêu Đánh giá

nghệ sản xuất

1.4. Tăng trưởng

quy mô thị trường

bán buôn điện cạnh

tranh

Không có số liệu

do đang vận hành

thí điểm

2 Thu hút đầu

tư từ các

nguồn lực

mới vào

TTĐ

2.1. Tăng trưởng

đầu tư vào hệ thống

lưới điện truyền tải

và lưới điện phân

phối

Giá trị khối lượng

đầu tư toàn đạt

134,858 tỷ đồng

(2016), vượt kế

hoạch [24].

Tốc độ tăng trưởng

đầu tư vào hạ tầng

lưới điện được đảm

bảo

2.2. Sự tham gia của

các nhà sản xuất

điện độc lập, các

nhà sản xuất ngoài

EVN

Khu vực tư nhân

chỉ chiếm 22.7%

tổng công suất

(8,753MW) [26].

Tăng trưởng vốn

đầu tư của các nhà

sản xuất ngoài

EVN, các nhà sản

xuất điện độc lập,

các nhà máy điện

BOT: chưa có số

liệu

Thị phần phát điện

vẫn chủ yếu do các

công ty Nhà nước

hoặc có liên quan sở

hữu của Nhà nước

kiểm soát (EVN,

PVN và Vinacomin

chiếm xấp xỉ 80%)

3 Cải thiện cơ

chế cạnh

tranh và tự

do hóa

3.1. Thực hiện đúng

lộ trình xây dựng

các cấp độ TTĐ

Việc thực hiện lộ

trình xây dựng các

cấp độ TTĐ được

bảo đảm

Lộ trình xây dựng

các cấp độ TTĐ

được thực hiện đúng

tiến độ, đã tự do hóa

khâu phát điện, đang

thí điểm tự do hóa

khâu bán buôn điện.

3.2. Rào cản gia

nhập TTĐ

Các rào cản gia

nhập thị trường

từng bước được gỡ

Các DN tư nhân

được khuyến khích

đầu tư nguồn điện.

109

TT Tiêu chí Chỉ tiêu Đánh giá

bỏ; cho phép nhiều

đơn vị được mua

buôn trên TTĐ

Tuy nhiên, với thị

trường bán buôn, chỉ

các đơn vị thuộc

EVN được mua buôn

điện trên TTĐ. Chưa

có giao dịch mua

điện trực tiếp giữa

khách hàng lớn và

đơn vị sản xuất điện.

3.3. Tính minh bạch

của thị trường

Lượng thông tin

được công khai

nhiều hơn, chế độ

báo cáo minh bạch

hơn

Nhiều thông tin được

công khai trên

website của đơn vị

vận hành TTĐ và

điều độ hệ thống

điện.

4 Xanh hóa

TTĐ theo

hướng

khuyến khích

phát triển

NLTT

4.1. Công suất điện

NLTT được huy

động và giao dịch

trên TTĐ

Còn rất thấp, dưới

1% công suất phát

điện toàn hệ thống

[38].

Tăng trưởng công

suất chưa đáng kể và

chưa có điện thương

phẩm từ NLTT tham

gia giao dịch trên thị

trường

3.3.3. Nguyên nhân của những hạn chế cần khắc phục

Những hạn chế nêu trên của TTĐ bắt nguồn từ những nguyên nhân sau đây:

Một là, Việt Nam tiến hành cải cách ngành điện theo hướng tự do hóa và

cải thiện cơ chế cạnh tranh của TTĐ khi cân bằng cung cầu điện năng chưa

được đảm bảo

Lộ trình cải cách và tự do hóa TTĐ bắt đầu vào năm 2006, trong bối cảnh là

nền kinh tế đang phát triển có cơ cấu kinh tế thâm dụng nhiều nguồn lực như vốn, lao

động, tài nguyên trong đó có tài nguyên năng lượng. Đây cũng là giai đoạn chuyển

dịch, đưa Việt Nam từ nước có mức thu nhập bình quân đầu người ở mức thấp lên

110

mức trung bình thấp. Trong khi đó, nhu cầu điện năng luôn tăng trưởng cao và hầu

như vượt qua khả năng đáp ứng của nguồn cung, khiến cho dự phòng công suất phát

điện của hệ thống ở mức thấp, làm suy giảm độ tin cậy cung cấp điện và chất lượng

dịch vụ điện năng. Đây là điểm khác biệt cơ bản của Việt Nam khi so sánh với bối

cảnh và điều kiện tại nhiều quốc gia khác khi họ bắt tay vào cải cách ngành điện và

cải thiện cơ chế cạnh tranh của TTĐ. Hầu hết các nước chuyển đổi thành công đều có

công suất dự phòng cao với cơ cấu nguồn điện đa dạng, hoặc có liên kết lưới điện để

hỗ trợ tốt hơn cho xuất - nhập khẩu điện khi cần thiết. Đây là các phương án dự

phòng rất hữu hiệu, bảo đảm được an ninh năng lượng trung và dài hạn, cũng là hình

thức góp phần bảo vệ an ninh kinh tế quốc gia khi hệ thống điện đứng trước những cú

sốc bên ngoài (giá năng lượng, khan hiếm nguồn cung) hoặc các vấn đề nội tại của

ngành công nghiệp điện lực. Do đó, trong các giai đoạn chuyển đổi hoặc nâng cấp mô

hình cạnh tranh, Nhà nước có đầy đủ nền tảng kinh tế - kỹ thuật và công cụ để bình

ổn hoặc thậm chí can thiệp trở lại để hỗ trợ TTĐ tránh khỏi nguy cơ đình trệ giao

dịch, đổ vỡ hoặc gây các thiệt hại nghiêm trọng như tại một số bang của Hoa Kỳ giai

đoạn đầu những năm 2000. Giai đoạn vừa qua và dự báo cho đến 2030, chúng ta vẫn

chưa hoàn toàn đáp ứng được các điều kiện đã nêu về dự phòng công suất phát điện,

liên kết lưới điện quốc tế hoặc xuất nhập khẩu để đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin

cậy trong một số trường hợp có sự cố kỹ thuật hoặc các cú sốc bên ngoài như giá điện

tăng cao, thiếu hụt nguồn cung năng lượng sơ cấp… Do đó, ngoài việc tiếp tục thực

hiện lộ trình xây dựng và cải thiện cơ chế cạnh tranh của TTĐ, cần có các giải pháp

ứng phó với sự cố, rủi ro với TTĐ. Đây có thể là các biện pháp bình ổn hoặc can

thiệp, điển hình là tạm dừng tự do hóa và thiết lập hoặc khôi phục lại lại cơ chế điều

tiết của Nhà nước với các khu vực thiết yếu của TTĐ, trong đó bao gồm cả khu vực

sản xuất điện và bán buôn điện.

Hai là, cơ chế quản lý giá điện chưa hợp lý

Giá bán lẻ điện bình quân của Việt Nam hiện nay là 1,720.65 đồng/kWh,

tương đương với 7.56 US cent/kWh [5]. Giá điện của Việt Nam thấp hơn đáng kể nếu

so với Trung Quốc (10.04 UScent/kWh), Thái Lan (11.81 UScent/kWh), chỉ cao hơn

Indonesia (6.72 UScent/kWh) là quốc gia còn duy trì cơ chế bao cấp giá năng lượng.

111

Hình 3.15: Giá điện một số nước trong khu vực châu Á (2015-2017)

Nguồn: Tổng hợp từ [5, 56]

Giá điện thấp là nguyên nhân cơ bản khiến tăng trưởng nhu cầu điện ở mức

cao, không khuyến khích các hoạt động sử dụng điện năng tiết kiệm và hiệu quả.

Xét tổng thể trên quy mô của nền kinh tế, giá điện thấp là yếu tố quan trọng thúc

đẩy sự phát triển của các ngành công nghiệp nặng, tiêu thụ nhiều điện năng nói

riêng và năng lượng nói chung như luyện kim và thép, sản xuất clinker và xi

măng, sản xuất giấy và bột giấy… Cơ cấu của các ngành công nghiệp nặng

chiếm ưu thế và chi phối xu hướng tăng trưởng. Một số quy hoạch ngành mới

được phê duyệt gần đây như Quy hoạch phát triển ngành thép, Quy hoạch phát

triển công nghiệp xi măng đều có định hướng mở rộng sản xuất về quy mô. Việc

mở rộng sản xuất các ngành này nhìn chung sẽ tiếp tục làm gia tăng nhu cầu điện

cho công nghiệp nặng và định hình một cơ cấu tiêu thụ không bền vững, gây áp

lực rất lớn lên đầu tư phát triển nguồn điện, vốn là khu vực kém hấp dẫn đối với

các nhà đầu tư ngoài quốc doanh.

Với cơ chế giá điện thấp, khách hàng có ít động lực trong việc sử dụng điện

năng tiết kiệm và hiệu quả. Đánh giá của Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho thấy, giá

điện thấp là một trong những nguyên nhân chính xây dựng hàng loạt các nhà máy

công nghiệp sản xuất thép, xi măng,.. vượt cả mức chỉ tiêu kế hoạch ngành, gây khó

khăn thêm trong cung cấp điện và hưởng lợi từ chính sách giá điện. Ngoài ra, việc

chậm ban hành các quy định, hướng dẫn về định mức tiêu hao năng lượng, danh

112

mục và lộ trình phương tiện, thiết bị sử dụng năng lượng phải loại bỏ dẫn tới thiếu

các rào cản kỹ thuật để ngăn chặn, công nghệ, thiết bị lạc hậu tiêu tốn năng lượng

được sản xuất trong nước hoặc nhập khẩu vào Việt Nam. Thực tế ở Việt Nam vẫn

còn nhiều DN sử dụng dây chuyền, công nghệ lạc hậu, tiêu tốn nhiều năng lượng,

điển hình là các nhà máy xi măng, nhà máy thép, vv…

Ba là, còn tồn tại nhiều khó khăn, rào cản trong quản lý và đầu tư vào sản

xuất - cung ứng điện

Một trong những nguyên nhân lớn nhất đối với việc sản xuất và cung ứng

điện chưa đảm bảo ổn định là do các DN tham gia thị trường phát điện hiện gặp

nhiều khó khăn về năng lực quản lý, triển khai đầu tư, ngoại trừ một số DN lâu năm

trên thị trường do EVN sở hữu.

Các chủ đầu tư của các dự án sản xuất điện thường gặp vấn đề đối với huy

động và quản lý vốn, khó khăn trong tìm kiếm và xây dựng nguồn nhân lực có kinh

nghiệm và trình độ cao để đáp ứng yêu cầu và khối lượng công việc rất lớn của các

dự án đầu tư nguồn điện. Trong giai đoạn 2011-2015, EVN và các nhà đầu tư khác

đều gặp khó khăn lớn trong huy động các nguồn vốn, kể cả vốn trong nước và vốn

nước ngoài. Các thủ tục vay vốn đều kéo dài vì bản thân các ngân hàng cũng thiếu

vốn. Đối với các dự án vay vốn nước ngoài, kể cả vốn ODA, thủ tục còn phức tạp,

kéo dài hơn. Bên cạnh đó, khủng hoảng kinh tế toàn cầu đã ảnh hưởng không nhỏ

đến huy động nguồn vốn cho các dự án điện.

Một nguyên nhân nữa là các dự án đầu tư sản xuất điện gặp tình trạng đầu tư

dàn trải, chưa ưu tiên đúng mức những dự án trọng tâm dẫn đến các yếu tố bất lợi

trong quản lý triển khai các dự án kể cả phía chủ đầu tư, ban quản lý dự án, các đơn

vị tư vấn và nhà thầu thi công dẫn tới việc chậm tiến độ. Theo đánh giá, trong giai

đoạn sắp tới, chỉ có các dự án do EVN triển khai có thể đáp ứng tiến độ, các chủ

đầu tư nguồn điện khác, đặc biệt là các nguồn điện từ các dự án BOT hầu hết đều

chậm tiến độ. Theo thống kê hiện đang có 24 dự án nguồn điện lớn do các Tập

đoàn, Tổng Công ty nhà nước quản lý và 19 dự án BOT đang được triển khai.

Việc thu hút sự tham gia đầu tư vào thị trường phát điện kém hiệu quả còn

xuất phát từ những khó khăn, rào cản đang tồn tại đối với DN. Kết quả khảo sát do

113

NCS thực hiện trong khuôn khổ luận án cho thấy có sự khác biệt giữa các DN trong

nhận thức về các rào cản và khó khăn đối với hoạt động và sự tham gia của họ trong

thị trường. Khác biệt này có liên quan tới nguồn gốc và thành phần kinh tế của DN,

phân khúc thị trường sản xuất điện mà họ tham gia, năng lực, trình độ và kinh

nghiệm tham gia thị trường.

Các DN đầu tư trong lĩnh vực sản xuất điện còn gặp phải những rào cản, khó

khăn như sau trong quá trình triển khai kinh doanh, đầu tư và gia nhập thị trường:

• Thu xếp nguồn nhiên liệu/nguyên liệu cho vận hành nhà máy điện: rào cản

này đặc biệt rõ ràng đối với các DN sản xuất nhiệt điện than, và nhiệt điện trấu

trong khi phần lớn các DN đầu tư vào điện gió hay điện mặt trời bày tỏ rằng họ

có nhiều thuận lợi khi thu xếp nguồn nhiên liệu/nguyên liệu cho vận hành nhà

máy điện;

• Các thủ tục đầu tư, cấp phép (VD: Giấy chứng nhận đầu tư, Bổ sung dự án

vào quy hoạch điện, Lập Dự án đầu tư, Báo cáo đánh giá tác động môi trường, Giấy

phép xây dựng, Giấy phép hoạt động điện lực ...): đây là rào cản lớn đối với hầu hết

các DN trong ngành, không phân biệt là DN tư nhân, DN nhà nước, DN nước ngoài

hay DN thuộc hoặc có liên kết với EVN;

• Quá trình hoàn tất thi công, hòa lưới và quản lý vận hành: có sự phân hóa rõ

rệt về cảm nhận của các DN đối với rào cản này. Các DN đã tham gia đầu tư và vận

hành tại thị trường điện Việt Nam không coi đây là rào cản trong khi các DN mới

tham gia hoặc ngoài khối DN có liên kết với EVN đều bày tỏ đây là rào cản đáng kể

với hoạt động của họ.

• Tiếp cận và huy động vốn đầu tư cho phát triển dự án: ngoại trừ một số DN

tư nhân hoặc nước ngoài có tiềm lực, huy động vốn cho đầu tư phát triển dự án là

rào cản đáng kể với hầu hết các DN tham gia khảo sát. Ngay cả các DN được xem

là có quy mô lớn, có kinh nghiệm và năng lực tham gia thị trường nhiều năm cũng

nhận định rào cản đáng kể đối với họ là tiếp cận và huy động vốn phát triển dự án.

• Thực hiện đàm phán và ký kết thỏa thuận mua bán điện/ HĐMBĐ: ngoại trừ

hai DN trong khối có liên kết hoặc trực thuộc EVN, đa số DN tham gia khảo sát đều

đánh giá việc thực hiện đàm phán và ký kết HĐMBĐ là một rào cản lớn. Các DN,

114

đặc biệt là khối DN tư nhân gặp nhiều khó khăn trong việc xây dựng và duy trì đội

ngũ cán bộ kỹ thuật, quản lý vận hành nhà máy điện có trình độ và năng lực đáp

ứng yêu cầu. Với tốc độ tăng trưởng cao của chuỗi sản xuất và cung ứng điện trong

giai đoạn tới, xây dựng và duy trì đội ngũ nhân lực kỹ thuật đạt tiêu chuẩn được dự

báo sẽ vẫn là khó khăn lớn đối với các DN đầu tư vào lĩnh vực sản xuất điện;

Phần lớn các DN đều nhận định môi trường kinh doanh trong lĩnh vực phát

điện là chưa thuận lợi, chưa đảm bảo được sự minh bạch trong các công đoạn và

thủ tục đầu tư, cấp phép. Chỉ có một số ít DN cho rằng Quy trình, thủ tục thực

hiện các giao dịch trên thị trường điện là thuận lợi đối với DN (2/19 DN tham

gia). Có tới 18/20 ý kiến trả lời nhận định rằng chính sách hiện hành để quản lý -

điều tiết vận hành TTĐ hiện nay chưa đáp ứng được yêu cầu của TTĐ.

Khảo sát cũng cho thấy, các DN thuộc nhóm EVN – EVN GENCO chỉ gặp

khó khăn trong vấn đề huy động vốn. Khối các DN này cũng cho thấy có kinh

nghiệm và năng lực tốt trong việc thực hiện các thủ tục liên quan đến hòa lưới,

quản lý vận hành, xây dựng nguồn nhân lực hay đàm phán và thực hiện các thỏa

thuận mua bán điện. Ngược lại, đây lại là những thách thức, khó khăn đối với

các DN thuộc khối tư nhân. Trong số các DN tư nhân tham gia đầu tư vào thị

trường sản xuất điện, các DN nước ngoài tỏ ra có năng lực tốt trong khả năng tài

chính, huy động vốn và quản lý dự án. Các DN tư nhân trong nước qua khảo sát

cho thấy họ vẫn gặp nhiều khó khăn để nâng cao năng lực và kinh nghiệm đối

với những vấn đề trên.

Đối với các nguồn điện NLTT, Việt Nam có nhiều lợi thế để khai thác tốt các

nguồn điện từ gió, mặt trời, đặc biệt là tại các khu vực Nam Trung Bộ và ven biển

phía Nam. Tuy nhiên, có nhiều nguyên nhân dẫn đến tình trạng NLTT chưa phát

triển đúng tiềm năng như sau:

- Năng lực của các nhà phát triển dự án còn hạn chế: trong lĩnh vực điện gió,

ngoại trừ các công ty, tập đoàn lớn có kinh nghiệm trong việc phát triển thành

công các dự án phát điện bằng năng lượng gió hoặc NLTT trên thế giới hoặc tại

Việt Nam, hầu hết các nhà phát triển điện gió tại Việt Nam đều thiếu kinh

nghiệm trong mọi giai đoạn của dự án, từ việc lập dự án, lựa chọn nhà thầu, quản

lý thi công, vận hành.

115

- Hạn chế về năng lực kỹ thuật và khả năng quản lý của nhà phát triển dự án:

Ngoại trừ một số ít nhà phát triển dự án nước ngoài, năng lực kỹ thuật trong lĩnh

vực điện gió của các nhà phát triển dự án là tương đối hạn chế. Để giải quyết bài

toán này, một số nhà đầu tư đã có chương trình đào tạo và nâng cao năng lực đội

ngũ từng bước thông qua các buổi hội thảo và các khóa đào tạo ngắn/dài hạn. Một

số khóa đào tạo chi tiết được lồng ghép trong các hợp đồng xây dựng, cung cấp thiết

bị, v.v… của các nhà thầu. Tuy nhiên hiệu quả về dài hạn của các giải pháp này là

không rõ ràng và thiếu tính toàn diện.

- Các nhà đầu tư cũng gặp khó khăn trong việc huy động vốn cũng như sắp

xếp các khoản vay với ngân hàng. Các khảo sát cho thấy các nhà đầu tư, nhà phát

triển dự án gặp khó khăn trong việc chuẩn bị hồ sơ, giải thích và trình bày dòng tiền

của dự án để huy động vốn.

- Cơ chế giá mua đối với điện NLTT chưa phù hợp: đây đang là mối bận tâm

lớn nhất của các nhà đầu tư điện tái tạo nhỏ. Kể từ khi ban hành biểu giá điện hỗ trợ

cho dự án điện gió (6/2011) đến nay hầu như chưa cho dự án đầu tư thêm ngoài 2 dự án

hiện có. Các dự án hiện đã đi vào vận hành đều được thực hiện nhờ có các cơ chế đặc

thù, giao dịch và bán được điện vào lưới quốc gia với giá cao hơn giá mua 7,5

UScent/kWh do Chính phủ quy định. Đây là tín hiệu cho thấy các cơ chế giá hiện nay

chưa thể hiện hiệu lực thi hành trong thúc đẩy đầu tư vào lĩnh vực điện NLTT.

Bốn là, chính sách và cơ chế quản lý - điều tiết TTĐ chưa đảm bảo đầy đủ

hiệu lực

Cục ĐTĐL với vai trò là Cơ quan điều triết trung ương nhưng chỉ có một số

quyền hạn nhất định trong phạm vi hẹp. Điều này khiến cho hiệu lực thực thi các

quy định, chính sách quản lý - điều tiết TTĐ gặp khó khăn, ít có hiệu lực. Hiện nay,

CĐTĐL không có quyền hạn trực tiếp hoặc không có thẩm quyền đầy đủ đối với

biểu giá bán lẻ điện và ban hành các loại giá và phí trong hoạt động điện lực. Như

vậy, CĐTĐL hiện chỉ có thẩm quyền quyết định về việc quản lý nhà nước và ban

hành các quy định mang tính chuyên môn, quy chuẩn, kỹ thuật về vận hành, quản lý

TTĐ và các lĩnh vực liên quan như quản lý cung, cầu, theo dõi thực hiện các

HĐMBĐ song phương.

116

Bảng 3.5. Thẩm quyền thực hiện các chức năng quản lý – điều tiết chủ

yếu đối với thị trường điện lực

STT Các chức năng quản lý - điều tiết chủ

yếu đối với Thị trường điện

Thẩm quyền phê duyệt, ban hành

Thủ tướng

Chính phủ

Bộ Công

Thương Cục ĐTĐL

1 Quy định phương pháp lập, trình tự, thủ

tục ban hành giá bán lẻ điện

X

2 Biểu giá bán lẻ điện X

3 Quy định các hành vi vi phạm và hình

thức xử lý các hành vi vi phạm quy định

của pháp luật về hoạt động điện lực.

X

4 Đề án thiết kế TTĐ các cấp độ X

5 Các quy định về hoạt động của TTĐ X

6 Các quy định về phương pháp lập, trình tự,

thủ tục thẩm định và ban hành các loại giá

và phí trong hoạt động điện lực

X

7 Quy định về kiểm tra hoạt động điện lực

và sử dụng điện, giải quyết tranh chấp

HĐMBĐ

X

8 Thực hiện các nhiệm vụ về điều tiết hoạt

động điện lực và TTĐ

X

9 Ban hành theo thẩm quyền các văn bản

hướng dẫn chuyên môn, nghiệp vụ về

điều tiết điện lực; các văn bản cá biệt;

văn bản quy phạm nội bộ theo quy định

của pháp luật

X

Về mặt ngân sách hoạt động: chức năng cơ bản của Cục ĐTĐL trong triển

khai các hoạt động điều tiết điện lực, hiện chưa được thu phí theo các quy định hiện

hành. Mặt khác, khi CĐTĐL chưa thực hiện việc tổ chức lại thành cơ quan độc lập

hơn, tách khỏi BCT thì việc bảo đảm nguồn thu trong hoạt động điều tiết là khó thực

hiện. Điều này dẫn đến việc hạn chế cơ quan điều tiết hoạt động điện lực có vị trí, vai

trò độc lập hơn khi TTĐ phát triển đầy đủ hơn. Điều này cũng ảnh hướng đến việc tổ

chức thực hiện nhiệm vụ điều tiết hoạt động điện lực nhằm cung cấp điện an toàn, ổn

định, sử dụng điện tiết kiệm, có hiệu quả và đảm bảo công bằng, minh bạch.

117

Kết luận Chương 3

Trong phạm vi chương 3, luận án đã đề cập một số vấn đề như sau:

Nội dung chính của chương là đánh giá thực trạng phát triển TTĐ tại Việt

Nam dựa trên các nội dung và tiêu chí đã được hệ thống hóa và hoàn thiện tại

chương 2. Chương này đã cung cấp thông tin tổng quát về quá trình hình thành và

phát triển của ngành điện tại Việt Nam cũng như những số liệu, thông tin cập nhật

góp phần phục vụ cho việc đánh giá đảm bảo toàn diện, khách quan và khoa học.

Các nội dung đánh giá được cấu trúc dựa trên các nội dung phát triển TTĐ,

bao gồm đánh giá diễn biến nhu cầu điện năng giai đoạn 2005 – 2017, hoạt động

sản xuất điện năng giai đoạn 2005 - 2017, hạ tầng truyền tải và phân phối điện, cơ

chế cạnh tranh trên TTĐ, cơ chế giá điện và CSHT& NT phục vụ giao dịch TTĐ.

Các kết quả đánh giá được chỉ ra trên khía cạnh những kết quả đạt được, những hạn

chế cần khắc phục và những nguyên nhân của hạn chế cần khắc phục. Những hạn

chế được nhận dạng là: tăng trưởng nhu cầu điện chưa bền vững; sản xuất và cung

ứng điện chưa đảm bảo ổn định và có dự phòng hợp lý; sự tham gia của các doanh

nghiệp vào thị trường phát điện còn hạn chế; các nguồn năng lượng tái tạo có tỉ

trọng thấp và chưa phát triển đúng tiềm năng; và vận hành Thị trường phát điện

cạnh tranh còn bộc lộ một số hạn chế.

Nguyên nhân của những hạn chế được chỉ ra là: Dự phòng công suất phát

điện của hệ thống điện Việt Nam ở mức thấp, có nguy cơ làm suy giảm độ tin cậy

cung cấp điện và chất lượng dịch vụ điện năng; cơ chế quản lý giá điện chưa hợp lý;

còn tồn tại nhiều khó khăn, rào cản trong quản lý và đầu tư vào sản xuất – cung ứng

điện; chính sách và cơ chế quản lý – điều tiết TTĐ chưa đảm bảo đầy đủ hiệu lực.

118

Chương 4

PHƯƠNG HƯỚNG VÀ GIẢI PHÁP PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG

ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM

4.1.TRIỂN VỌNG PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

4.1.1. Kịch bản tăng trưởng kinh tế

Điện năng được sử dụng để phục vụ sản xuất và đời sống của con người như

một trong những đầu vào quan trọng cho phát triển kinh tế xã hội (KTXH). Như vậy

tiêu thụ điện năng và phát triển TTĐ luôn gắn liền với phát triển kinh tế xã hội. Khi

xem xét và đánh giá triển vọng phát triển TTĐ Việt Nam, cần thiết phải đặt trong

bối cảnh phát triển kinh tế - xã hội theo các kịch bản, phương án đã được công bố

và có độ tin cậy cao, bao gồm các dự báo về tăng trưởng và quy mô dân số - yếu tố

có ảnh hưởng lớn tới sự phát triển và quy mô TTĐ trong tương lai.

Các kịch bản phát triển kinh tế xã hội do nhóm chuyên gia kinh tế Bộ Kế

hoạch và Đầu tư dự báo giai đoạn đến 2030 bao gồm: kịch bản cơ sở, kịch bản cao

và kịch bản thấp [80].

Bảng 4.1: Dự báo tăng trưởng GDP toàn quốc

Kịch bản 2016-2025 2026-2035

Kịch bản Thấp (%) 6.5 6.0

Kịch bản Cơ sở (%) 7.0 7.0

Kịch bản Cao (%) 7.6 7.6

Nguồn: [27;37]

- Kịch bản thấp: dự báo tăng trưởng kinh tế đạt tốc độ bình quân 6.5%/năm

trong giai đoạn 2016-2025; và đạt bình quân 6% trong giai đoạn 2026-2035. Thu

nhập bình quân đầu người đến năm 2035 sẽ đạt 10,500 USD gấp 8.3 lần năm 2010.

- Kịch bản cơ sở: dự báo tăng trưởng kinh tế đạt tốc độ bình quân 7%/năm, thu

nhập bình quân đầu người đến năm 2035 đạt khoảng 12,000USD, gấp 9.5 lần năm 2010.

- Kịch bản cao: dự báo tăng trưởng kinh tế đạt tốc độ cao, bình quân 7.6%

cho cả giai đoạn 2016 - 2035.

Về tăng trưởng dân số, dự báo tăng trưởng dân số Việt Nam được đến năm 2030

dựa trên “Dự báo dân số Việt Nam đến năm 2030” do Bộ Kế hoạch và Đầu tư phối hợp

với Tổng cục Thống kê thực hiện năm 2011, theo đó, tốc độ tăng dân số giai đoạn 2010 -

2020 được dự báo là 1.03%/năm và giai đoạn 2021 – 2030 là 0.71%/năm.

119

4.1.2. Một số xu hướng phát triển của thị trường điện lực Việt Nam

Nhìn chung, phát triển TTĐ tiếp tục có sự tương quan chặt chẽ với phát triển

kinh tế - xã hội cho đến giai đoạn 2030 - 2035, thời điểm trước khi Việt Nam trở

thành nước có thu nhập trung bình cao. Các yếu tố kinh tế, xã hội và môi trường có

mối quan hệ gắn liền với gia tăng tiêu thụ năng lượng, đặc biệt là điện năng. Tăng

trưởng kinh tế càng nhanh đòi hỏi năng lượng sử dụng càng lớn. Ngược lại, khi tiêu

thụ năng lượng trong các thành phần kinh tế tăng lên cho thấy quy mô và tiềm lực của

nền kinh tế ngày càng phát triển, sản xuất hàng hóa và dịch vụ tăng lên, … làm cho giá

trị gia tăng của nền kinh tế tăng lên thúc đẩy tăng trưởng kinh tế. Bên cạnh đó, các chỉ

số phát triển xã hội và môi trường cũng có mối liên hệ nhất định tới nhu cầu năng

lượng. Sự nâng cao mức sống của người dân, sự phát triển dân số, lao động hay sự phát

thải KNK, … đều có sự liên quan đến tiêu thụ năng lượng [2].

Thứ nhất, nhu cầu điện khu vực thương mại, tiêu dùng - dân cư sẽ duy trì

mức tăng mạnh do tăng trưởng thu nhập hộ gia đình và đô thị hóa.

Trong giai đoạn tới, với kỳ vọng tăng trưởng GDP bình quân từ 6%/năm, dự

báo sẽ có thêm nhiều hộ gia đình được nâng cao thu nhập và tương ứng là gia tăng

chi tiêu cho nhu cầu điện năng. Một xu hướng chủ yếu nữa sẽ tác động đáng kể đến

nhu cầu điện khu vực tiêu dùng - dân cư là quá trình đô thị hóa ngày càng mạnh mẽ.

Theo dự báo, đến thời điểm sau 2030, mức độ đô thị hóa ở các nước đang phát triển

sẽ đạt mức 60-65%, từ mức độ 30-35% vào giai đoạn 2015. Nhiều hộ gia đình có

mức thu nhập trung bình và nhiều người dân sinh sống tại các đô thị sẽ tạo ra sự

tăng trưởng lớn cho nhu cầu điện ở khu vực này. Sự tăng trưởng nhu cầu này có liên

hệ chặt chẽ với mục đích sử dụng điện để đáp ứng nhiều nhu cầu, tiện nghi bao gồm

các nhu cầu mới dành cho các dịch vụ tại gia đình như điều hòa không khí, các thiết bị

gia dụng hay nguồn điện năng gia tăng phục vụ cho các hoạt động sản xuất các sản

phẩm tiêu dùng. Theo xu hướng hiện đại, không chỉ có thu nhập cao hơn, các gia đình

trong tương lai cũng có xu hướng nhỏ hơn và ít thành viên hơn, đồng nghĩa với việc tạo

ra thêm nhiều nhu cầu điện năng để đáp ứng cho các gia đình này.

Trong khu vực thương mại - dịch vụ, với sự phát triển của các hoạt động bán

lẻ, dịch vụ y tế, giáo dục có chất lượng cao hơn khi thu nhập người dân tốt hơn, sẽ

là các khu vực tiêu thụ nhiều điện năng hơn. Khi sự thịnh vượng gia tăng cùng với

quá trình đô thị hoá, sẽ xuất hiện thêm nhiều các công trình, tòa nhà thương mại, và

120

tất cả các tòa nhà này sẽ yêu cầu năng lượng nói chung và điện năng nói riêng. Dự

báo của IEA cho thấy, nhu cầu năng lượng cho các hộ tiêu thụ thương mại dự kiến

sẽ tăng gấp đôi mức hiện nay tại các nước đang phát triển, trong đó tăng trưởng nhu

cầu điện năng là trên 150% [56].

Thứ hai, tăng trưởng nhu cầu điện lĩnh vực công nghiệp sẽ bền vững hơn nhờ

hiệu quả năng lượng được nâng cao trong các quá trình sản xuất và đổi mới công nghệ.

Xu hướng chung của các quá trình công nghiệp trong tương lai sẽ là sản xuất

nhiều hơn, năng suất cao hơn nhưng tiêu thụ ít tài nguyên hơn. Đây cũng sẽ là xu

hướng chủ đạo đối với tiêu thụ điện năng trong quá các trình công nghiệp, thể hiện

qua chỉ số cường độ năng lượng. Đây là chỉ số đo lường lượng năng lượng sử dụng

trên một đơn vị giá trị gia tăng trong nền kinh tế hoặc một lĩnh vực cụ thể.

Đối với lĩnh vực công nghiệp, đặc biệt là công nghiệp tiêu thụ nhiều điện

năng như ngành thép, Hiệp hội Thép Thế giới cho biết các hãng thép ngày nay có thể

sản xuất chỉ với 40% năng lượng tiêu thụ so với mức sản xuất của ngành này trong

những năm 1960 cho một tấn thép nguyên liệu. Theo báo cáo của Cơ quan năng lượng

quốc tế (IEA), cường độ năng lượng trong ngành xi măng sẽ giảm 0.5% mỗi năm

thông qua các giải pháp tối ưu hóa hoặc nâng cấp dây chuyền, quy trình sản xuất.

Thứ ba, TTĐ vận hành hiệu quả hơn với cơ chế cạnh tranh được cải thiện và

quá trình nới lỏng điều tiết của Nhà nước

Với lộ trình đã được ban hành và các nền tảng giao dịch được triển khai xây

dựng và hoàn thiện, giai đoạn sau 2020 đến 2030, Việt Nam sẽ cơ bản chuyển sang

cấp độ TTĐ cạnh tranh hoàn toàn, đồng nghĩa với việc tự do hóa ở khâu sản xuất,

bán buôn và bán lẻ điện. Cùng với sự tăng trưởng bền vững của nhu cầu và đáp ứng

của nguồn cung, sự tham gia của nhiều thành phần kinh tế và khâu sản xuất và cung

ứng điện, vận hành của TTĐ tự do sẽ có xu hướng tiệm cận mức độ hiệu quả, tại đó,

các tín hiệu thị trường mà cơ bản và quan trọng nhất là giá điện sẽ phản ánh đầy đủ cân

bằng cung cầu, chi phí sản xuất, cung ứng... Trong thị trường này, người tiêu dùng điện

sẽ có nhiều lựa chọn với dịch vụ điện năng được cung cấp với chất lượng cao hơn, tin

cậy hơn và minh bạch hơn. Sự vận hành hiệu quả hơn của TTĐ còn thể hiện ở khía

cạnh: sẽ có sự tham gia mạnh mẽ hơn và đa dạng hơn của các nhà đầu tư, nhà phát triển

sản xuất điện từ khu vực tư nhân và các DN ngoài EVN.

121

Dự báo trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia 2016 - 2020 - 2030 cho

thấy thị phần thị trường sản xuất cung ứng điện của EVN sẽ có xu hướng giảm, từ

mức xấp xỉ 66% hiện nay xuống còn 49% năm 2020 và 30% năm 2030.

Thứ tư, gia tăng phát thải KNK do các hoạt động sản xuất và tiêu thụ điện

năng, đặc biệt là phát triển nhiệt điện than

Nhu cầu điện năng tại Việt Nam tiếp tục tăng trưởng song song với quá trình

gia tăng tỉ trọng của các nguồn nhiên liệu hóa thạch như than, khí phục vụ cho sản

xuất điện sẽ làm tăng phát thải KNK – tác nhân của quá trình biến đổi khí hậu và

nóng lên toàn cầu. Theo dự báo, số lượng các nhà máy nhiệt điện than sẽ tăng lên

thành 52 nhà máy đạt 55GW công suất lắp đặt, chiếm 42,7% công suất của toàn bộ

nguồn cung điện năng cho thị trường.

Trong lĩnh vực năng lượng, kết quả kiểm kê KNK năm 2010 [57] cho thấy

hoạt động đốt nhiên liệu chiếm tới 88%, trong hoạt động đốt nhiêu liệu thì công

nghiệp năng lượng, mà chủ yếu là đốt than ở các nhà máy điện chiếm tới 27% (29

triệu tấn CO2tđ) và từ các hoạt động trong công nghiệp và xây dựng (29%) [19].

Theo ước tính phát thải KNK cho giai đoạn đến 2030 của Bộ Tài nguyên và

Môi trường, phát thải KNK của Việt Nam sẽ tăng lên mức 760 triệu tấn CO2tđ;

trong đó lĩnh vực năng lượng chiếm tỷ trọng lớn, tương ứng với 85% tổng phát thải

quốc gia [6]. Tuy nhiên, xu hướng chung của phát thải KNK tại Việt Nam dự kiến

sẽ có một số điểm tích cực. Cường độ phát thải KNK của Việt Nam giai đoạn từ 10

đến 15 năm tới sẽ đạt mức cao nhất và sau đó bắt đầu giảm dần. Dự báo này xuất

phát từ yếu tố đầu tư cho công nghệ phát thải thấp trên thế giới hiện nay và trong

tương lai gần. Trong công nghiệp, nhiều loại máy móc thiết bị sẽ chuyển đổi từ việc

sử dụng nhiên liệu than sang điện với năng suất cao hơn và ít phát thải hơn. Xu

hướng này được dự báo sẽ diễn ra trên diện rộng với nhiều loại hình công nghiệp,

đặc biệt là các lĩnh vực tiêu thụ nhiều năng lượng và công nghiệp nặng như sản xuất

sắt, thép, xi măng, nhôm và công nghệ chế tạo.

Thứ năm, nguồn điện NLTT sẽ có nhiều triển vọng và trở nên cạnh tranh hơn

so với nguồn điện truyền thống

Các nghiên cứu đã thực hiện cho thấy Việt Nam có tiềm năng NLTT đa

dạng, với các nguồn NLTT chính, có khả năng khai thác có hiệu quả là mặt trời, gió

122

và sinh khối, nhiên liệu sinh học, rác thải và địa nhiệt. Trong đó, khu vực phía Nam

được nhận định là có tiềm năng cao hơn với lợi thế về điều kiện khí hậu, đặc điểm

phát triển kinh tế xã hội.

Chiến lược phát triển NLTT Việt Nam (2015) đề ra mục tiêu đến năm 2030,

điện từ năng lượng tái tạo sẽ chiếm khoảng 25% điện năng sản xuất và cung ứng

cho toàn hệ thống. Các nhược điểm của điện NLTT như chi phí đầu tư ban đầu cao,

hệ số sử dụng thấp và độ ổn định cung cấp điện đang dần được khắc phục. Trong

những năm gần đây, giá thành sản xuất của một số công nghệ điện NLTT chủ yếu

như điện gió, điện mặt trời đã chứng kiến những mức giảm đáng kể nhờ sự phát

triển của khoa học - kỹ thuật và quy mô đầu tư trên toàn cầu. Theo báo cáo của Cơ

quan Môi trường Liên Hiệp quốc (2016), chỉ riêng trong năm 2016, giá thành sản

xuất điện mặt trời và điện gió đã giảm lần lượt 17% và 18%.

Bên cạnh việc cung cấp một nguồn điện năng có tỉ trọng lớn cho thị trường,

gia tăng dự phòng công suất cho hệ thống, phát triển điện NLTT sẽ có triển vọng

thúc đẩy phát triển kinh tế xã hội, tạo việc làm và đặc biệt là giảm các tác động của

sản xuất điện năng tới môi trường như phát thải KNK, các chất ô nhiễm khác có

tiềm ẩn các nguy cơ ảnh hưởng tới hệ sinh thái và sức khỏe con người.

4.1.3. Phân tích, đánh giá triển vọng phát triển của thị trường điện lực

Việt Nam

4.1.3.1. Những điểm mạnh

Thứ nhất, hạ tầng cho phát triển TTĐ tại Việt Nam, đặc biệt là khâu sản xuất

và truyền tải điện trải qua quá trình đầu tư và hiện đại hóa liên tục trong các thập kỷ

qua đã cơ bản được xây dựng và vận hành tin cậy, ổn định. Đây là cơ sở và nền tảng

quan trọng, đóng vai trò như nền móng vững chắc của ngôi nhà để thực hiện các

định hướng và kế hoạch phát triển TTĐ.

Thứ hai, nguồn nhân lực ngành điện của Việt Nam trong những năm qua đã

được xây dựng năng lực và kinh nghiệm trên nhiều lĩnh vực kỹ thuật, công nghệ và

quản lý ở tất cả các khâu sản xuất, truyền tải, quản lý vận hành các cơ sở hạ tầng

điện và vận hành TTĐ. Trong giai đoạn tới, đây sẽ là các nhân tố chủ chốt góp phần

thúc đây phát triển TTĐ tại Việt Nam.

123

Thứ ba, Việt Nam đã sớm vạch ra được lộ trình cải cách ngành điện và xây

dựng nền tảng giao dịch TTĐ qua các cấp độ Thị trường phát điện cạnh tranh, Thị

trường bán buôn điện cạnh tranh và TTĐ cạnh tranh bán lẻ, khởi đầu từ 2006 và dự

kiến đến 2022 sẽ vận hành chính thức. Cùng với lộ trình xây dựng nền tảng và cơ chế

giao dịch cho TTĐ, cấu trúc ngành điện cũng liên tục được điều chỉnh và đổi mới nhằm

đáp ứng các điều kiện của TTĐ hiện đại và vận hành theo thông lệ quốc tế. Các cải

cách đáng chú ý đối với ngành điện trong những năm gần đây phải kể đến là thành lập

cơ quan điều tiết trung ương, tái cơ cấu Tập đoàn điện lực Việt Nam trong đó dỡ bỏ

cấu trúc độc quyền tích hợp dọc từ khâu sản xuất đến phân phối bán lẻ. TTĐ đã vận

hành thí điểm ở cấp độ bán buôn cạnh tranh, cho phép nhiều đơn vị tham gia mua bán

điện, trong đó bao gồm các khách hàng sử dụng điện lớn được trực tiếp mua điện từ

các nhà sản xuất. Ngoài ra, cơ chế vận hành thị trường phát điện tạo cơ chế linh hoạt và

minh bạch hơn để hỗ trợ cho các hoạt động giao dịch, chào bán điện trên thị trường,

đảm bảo sự công bằng đối với các nhà đầu tư, sản xuất điện tham gia thị trường.

4.1.3.2. Những điểm yếu

Trước hết, nền tảng giao dịch và cơ chế vận hành TTĐ hiện mới ở giai đoạn

đầu của lộ trình cải cách. Sự cạnh tranh trên TTĐ mới chỉ được thực hiện một phần

khâu sản xuất điện, với 49% sản lượng điện năng lượng giao dịch trực tiếp trên thị

trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam. Trong số các DN tham gia giao dịch trên

thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam, thị phần của EVN và các DN Nhà

nước vẫn chiếm ưu thế lớn trong tổng công suất nguồn lắp đặt, thể hiện năng lực

sản xuất điện và cung ứng cho thị trường. Đối với thị trường bán buôn điện cạnh

tranh, cho đến tháng 9/2017, mới chỉ có các đơn vị thành viên của EVN là các Tổng

Công ty Điện lực lớn được mua điện. Theo thống kê, chưa có khách hàng nào có

giao dịch mua điện trực tiếp thành công với đơn vị sản xuất điện.

Thứ hai, cơ cấu tiêu thụ điện của Việt Nam chưa thực sự bền vững với thực

trạng các hộ tiêu thụ công nghiệp nặng chiếm tỉ lệ lớn, khiến cho nhu cầu tăng

trưởng liên tục ở mức cao. Trong bối cảnh các giải pháp sử dụng hiệu quả và tiết

kiệm năng lượng chưa phát huy được hết tiềm năng và đầu tư đổi mới công nghệ

trong khu vực công nghiệp còn hạn chế, các hộ tiêu thụ công nghiệp sẽ vẫn là nhân

tố chính ảnh hưởng tới tăng trưởng nhu cầu điện của Việt Nam. Đây sẽ là cơ cấu

tiêu thụ cần được cải thiện hoặc điều chỉnh để giảm áp lực đầu tư vào khâu sản xuất

124

và cung ứng điện, hạ tầng lưới điện, vốn là lĩnh vực thâm dụng lượng vốn rất lớn

lên tới hàng tỉ đô-la và quá trình đầu tư, xây dựng đòi hỏi quy hoạch và triển khai

thi công kéo dài qua nhiều năm.

Thứ ba, cơ chế công khai thông tin và minh bạch trong thu hút đầu tư vào

sản xuất điện chưa thực sự được đảm bảo. Để triển khai đầu tư vào các dự án điện,

các nhà đầu tư phải đáp ứng yêu cầu đầu tiên là dự án điện đề xuất phải có trong

Quy hoạch phát triển nguồn điện ở cấp quốc gia (Quy hoạch phát triển điện lực)

hoặc cấp địa phương (Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh/thành phố hoặc Quy hoạch

NLTT địa phương). Cơ chế hình thành, lựa chọn địa điểm và lên danh mục các dự

án kêu gọi đầu tư là chưa rõ ràng và căn cứ để hình thành các dự án trong danh mục

thuộc Quy hoạch phát triển nguồn điện thường không được thể hiện hoặc công khai

một cách đầy đủ. Đây không phải là thông lệ thường được áp dụng tại các thị

trường khác. Các nhà đầu tư có nhu cầu phát triển một dự án điện không thuộc danh

mục nêu trong Quy hoạch phát triển nguồn điện sẽ phải thực hiện thủ tục bổ sung

dự án vào Quy hoạch, bên cạnh các thủ tục đầu tư khác theo pháp luật hiện hành.

Thực tế cho thấy quy trình bổ sung dự án vào Quy hoạch là tương đối phức tạp và

kéo dài, qua nhiều khâu và thủ tục ở cấp địa phương và trung ương. Bên cạnh đó,

do sự minh bạch và công khai thông tin chưa được đảm bảo nên việc áp dụng các cơ

chế đấu thầu hoặc các cơ chế có tiềm năng giảm chi phí phát triển dự án có thể đã bị

bỏ qua hoặc được tiến hành không hoàn toàn tuân theo các quy định của Nhà nước

về đầu tư và hợp tác công tư trong phát triển nguồn điện.

Thứ tư, Việt Nam chưa xây dựng được nguồn nhân lực có năng lực và kinh

nghiệm trong phát triển và khai thác nguồn điện NLTT. Đánh giá của Tổ chức hợp

tác Phát triển Đức năm 2015 cho thấy hầu hết các bên liên quan đến quá trình phát

triển và vận hành các dự án điện NLTT tại Việt Nam đều cần xây dựng năng lực để

đáp ứng nhu cầu của thực tế. Đây là các năng lực đối với nhà quản lý và xây dựng

chính sách, nhà đầu tư trong quản lý và phát triển dự án, lực lượng kỹ sư và kỹ thuật

viên vận hành, bảo trì và bảo dưỡng các nhà máy điện NLTT.

4.1.3.3. Cơ hội phát triển

Trước hết, phát triển năng lượng nói chung và ngành điện nói riêng luôn

nhận được sự quan tâm và ưu tiên của Đảng và Nhà nước ta. Chiến lược phát triển

năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050 thể hiện

quan điểm: phát triển năng lượng phải gắn liền với chiến lược phát triển kinh tế - xã

125

hội của đất nước và đảm bảo đi trước một bước; từng bước hình thành thị trường

năng lượng, đa dạng hóa sở hữu và phương thức kinh doanh hướng tới thỏa mãn tốt

nhất lợi ích người tiêu dùng [31];

Khung chính sách và pháp lý đối với sản xuất và cung ứng điện còn được thể

hiện một cách hệ thống, nhất quán ở Chiến lược quốc gia về tăng trưởng xanh, Thủ

tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 1393/QĐ-TTg ngày 25/9/2012 và

Chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam đến năm 2030 tầm nhìn đến năm 2050,Thủ

tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015.

Mặt khác, với các chính sách cải thiện môi trường đầu tư nói chung và ngành

điện nói riêng, đã có thêm nhà đầu tư quan tâm, tìm cơ hội đầu tư vào khâu sản xuất

điện tại Việt Nam, đặc biệt là các nguồn điện sạch, điện từ NLTT.

Nghị quyết số 11/NQ-TW, Hội nghị lần thứ năm Ban Chấp hành Trung ương

Đảng Khóa XII về Hoàn thiện thể chế kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ

nghĩa đã nêu rõ:

• Nền kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa Việt Nam có quan hệ sản

xuất tiến bộ phù hợp với trình độ phát triển của lực lượng sản xuất; có nhiều hình thức

sở hữu, nhiều thành phần kinh tế, trong đó kinh tế nhà nước giữ vai trò chủ đạo, kinh tế

tư nhân là một động lực quan trọng của nền kinh tế và;

• Các chủ thể thuộc các thành phần kinh tế bình đẳng, hợp tác, cạnh tranh cùng

phát triển theo pháp luật.

Đây sẽ là nền tảng cơ bản về thể chế, tạo cơ hội cho các DN ở các thành

phần kinh tế cùng tham gia đầu tư, cạnh tranh góp phần thúc đẩy phát triển kinh tế,

trong đó có TTĐ tại Việt Nam.

Thứ hai, Việt Nam còn nhiều tiềm năng trong phát triển khâu sản xuất điện,

đặc biệt là các nguồn điện sạch và có thể tái tạo được bao gồm điện gió, điện mặt

trời và một số nguồn NLTT khác. Được đánh giá là quốc gia có tiềm năng NLTT

hàng đầu ở khu vực Đông Nam Á cùng môi trường đầu tư đang có nhiều cải cách

và thuận lợi, khâu sản xuất điện NLTT hứa hẹn sẽ có nhiều dự án được phát triển

thành công với giá cạnh tranh trong thời gian tới để mang tới sự lựa chọn điện

năng với chi phí hợp lý và thân thiện hơn với môi trường.

Thứ ba, trong bối cảnh hội nhập khu vực và quốc tế đồng thời năng lượng và

điện năng sẽ dần trở thành tài nguyên ngày càng khan hiếm, TTĐ Việt Nam sẽ đứng

126

trước cơ hội hội nhập với TTĐ khu vực, đặc biệt là các đối tác tiềm năng và có vị trí

địa lý thuận lợi để liên kết lưới điện vùng như Lào, Cam-pu-chia. Khi hạ tầng liên

kết lưới điện vùng được hình thành, sự liên kết vận hành thị trường giữa các nước

trong khu vực sẽ có cơ hội phát triển, đồng nghĩa với việc mở ra tiềm năng hội nhập

và thực hiện các giao dịch liên kết giữa TTĐ các nước, góp phần tối ưu hóa khả

năng cân đối cung – cầu cho bản thân TTĐ Việt Nam.

4.1.3.4. Những thách thức

Thứ nhất, ngành điện gặp nhiều thách thức trong việc đảm bảo an ninh cho

nguồn nhiên liệu phục vụ sản xuất điện. Trong quá khứ, thủy điện từng là công nghệ

chiếm ưu thế của hệ thống điện Việt Nam, thậm chí là có thị phần chiếm đa số của

khu vực sản xuất điện. Tuy nhiên gần đây khi nhu cầu điện tăng trưởng cao, tiềm

năng thủy điện đã được khai thác đạt ngưỡng thì xu thế chính trong thời gian tới sẽ

là sự chi phối của các nguồn nhiệt điện, trong đó nhiệt điện than chiếm tỉ trọng lớn

nhất. Đến 2020 thì lượng than nhập khẩu đã gấp 2.5 lần than trong nước có thể cung

ứng cho các nhà máy điện và tỉ lệ này thậm chí còn cao hơn rất nhiều, tới mức 85 triệu

tấn than nhập khẩu so với 20 triệu tấn than nội địa năm 2025. Như vậy kịch bản tương

đối rõ ràng là trong 15 năm tới, Việt Nam có thể sẽ phải nhập khẩu lượng than cao gấp

4 lần năng lực sản xuất trong nước, trong khi nước ta trước giai đoạn 2013-2014 về cơ

bản đều tự chủ đủ được nguồn than trong nước để cung cấp cho các nhà máy điện.

Thứ hai, khi nguồn nhiên liệu cung cấp cho các nhà máy điện có xu hướng

phụ thuộc vào nhập khẩu nhiều hơn, các biến động về giá năng lượng toàn cầu sẽ có

các tác động lớn, đồng thời hệ thống sản xuất và cung ứng điện trong nước sẽ trở

nên dễ bị tổn thương trước những cú sốc khi có biến động giá, nguồn cung nhiên

liệu quốc tế. Kinh nghiệm quốc tế cho thấy cần có các chiến lược tổng thể quốc gia

để tránh các thiệt hại nặng nề không chỉ về kinh tế mà còn trên khía cạnh an ninh

năng lượng trong bối cảnh nguồn cung nhiên liệu bị gia tăng sự phụ thuộc vào

nguồn nhập khẩu. Các chiến lược này không chỉ bao gồm các yếu tố kỹ thuật như

dự trữ nhiên liệu, chiến lược đàm phán và đảm bảo nguồn cung mà còn liên quan tới

quan hệ ngoại giao và bối cảnh địa chính trị quốc tế.

127

Thứ ba, thu hút vốn đầu tư để đáp ứng nhu cầu phát triển của khu vực sản xuất và

hạ tầng điện đang đứng trước nhiều khó khăn. Trong giai đoạn 2011 – 2015, tổng nhu

cầu đầu tư cho các công trình điện là rất cao, xấp xỉ 6 tỉ USD/năm. Nhiều công trình hạ

tầng nguồn điện và lưới điện đã chậm tiến độ, trong đó việc thiếu vốn và chậm giải ngân

hoặc triển khai đầu tư đồng bộ là các nguyên nhân quan trọng. Trong giai đoạn đến năm

2030, nhu cầu này thậm chí còn cao hơn rất nhiều, khoảng 10 tỉ USD/năm. Trong những

năm gần đây, bản thân EVN và các đơn vị thành viên chỉ có thể huy động được xấp xỉ

3/4 nhu cầu vốn đầu tư cần thiết cho ngành điện. Như vậy, sẽ cần huy động nguồn vốn

rất lớn, từ 2 đến 5 tỉ USD/năm từ các khu vực tư nhân và các nhà đầu tư nước ngoài cho

phát triển sản xuất và hạ tầng lưới điện. Đây là con số tương đối thách thức xét đến thực

tế huy động vốn thời gian qua cho ngành điện như đã nêu ở trên.

4.1.4. Một số chỉ tiêu phát triển của thị trường điện lực Việt Nam

Chỉ tiêu nhu cầu điện là chỉ tiêu chủ yếu phản ánh tăng trưởng về quy mô

TTĐ Việt Nam. Chỉ tiêu này thể hiện quy mô tiêu thụ điện năng trong tương lai của

Việt Nam tại các ngành kinh tế và khu vực tiêu thụ chính. NCS kế thừa và sử dụng

kết quả nghiên cứu và dự báo của Viện Khoa học năng lượng về nhu cầu điện của

Việt Nam đến năm 2030 như sau:

Bảng 4.2: Kết quả dự báo nhu cầu điện đến năm 2030

Năm

Ngành công

nghiệp

(GWh)

Ngành nông

nghiệp

(GWh)

Thương

mại dịch

vụ (GWh)

Dân dụng

sinh hoạt

(GWh)

Giao

thông vận

tải (GWh)

Tổng nhu

cầu điện

(GWh)

2020 139.66 2.84 12.41 86.03 15.66 256.59

2025 216.74 3.63 18.85 118.85 22.79 380.86

2030 334.90 4.35 28.57 167.29 33.83 568.94

Nguồn: [2]

Đây là phương án phụ tải cơ sở được lựa chọn, dự báo theo tốc độ tăng

trưởng GDP phương án trung bình 7%/năm giai đoạn 2020-2030. Dự kiến tăng

trưởng tiêu thụ điện năng giai đoạn 2020-2030 là 9.69%/năm.

Về cơ cấu tiêu thụ điện, phân tích và dự báo cho thấy cầu trên TTĐ Việt Nam sẽ

có xu hướng tăng dần tỉ trọng điện tiêu thụ cho công nghiệp, dịch vụ thương mại.

128

Trong khi đó, tỉ trọng điện tiêu thụ trong dân dụng, sinh hoạt có khả năng cao sẽ thu

hẹp dần (Hình 25).

Hình 4.1: Cơ cấu tiêu thụ điện của thị trường điện lực Việt Nam

theo dự báo đến 2030

Nguồn: [2]

Với tốc độ tăng trưởng nhu cầu, đặc điểm cơ cấu tiêu thụ điện dự báo và giả

định tăng trưởng kinh tế giai đoạn 2016 - 2030 trung bình là 7%/năm, quan hệ giữa

tăng trưởng nhu cầu điện và tăng trưởng kinh tế được thể hiện qua hệ số đàn hồi

tiêu thụ điện cho cả giai đoạn là 1.38, thấp hơn đáng kể so với mức 1.99 của giai

đoạn 2006 - 2015.

Nhìn chung hệ số đàn hồi tiêu thụ điện của Việt Nam được dự báo sẽ có xu

hướng giảm dần và đạt mức ổn định vào giai đoạn 2030 - 2035 khi thu nhập bình quân

đầu người của nước ta có thể đạt ngưỡng 4,000 USD (giá so sánh năm 2005). Diễn

biến này cũng theo xu hướng của một số nước lân cận ở các giai đoạn trước và có liên

quan mật thiết tới GDP bình quân đầu người. Tại thời điểm hệ số đàn hồi giảm về

ngưỡng xấp xỉ 1, thu nhập bình quân đầu người của Thái Lan là 3,150 USD/người, và

của Malaysia là 5,600USD/người.

4.2. QUAN ĐIỂM, MỤC TIÊU VÀ PHƯƠNG HƯỚNG PHÁT TRIỂN THỊ

TRƯỜNG ĐIỆN LỰC GIAI ĐOẠN ĐẾN 2030

4.2.1.Quan điểm phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam

Căn cứ vào triển vọng phát triển TTĐ của Việt Nam trong bối cảnh trong

nước và quốc tế, đồng thời xem xét những xu hướng chủ đạo của ngành công

129

nghiệp điện lực và thị trường năng lượng quốc tế, quan điểm phát triển TTĐ Việt

Nam trong giai đoạn tới 2030 là:

• Phát triển TTĐ bền vững đáp ứng đủ nhu cầu điện cho các nhóm khách hàng,

trên cơ sở có công suất phát điện dự phòng hợp lý và bảo đảm an ninh năng lượng;

• Nhu cầu điện cần được quản lý và duy trì mức tăng trưởng bền vững để giảm

thiểu áp lực lên nguồn cung điện năng và đảm bảo cơ cấu tiêu thụ hợp lý góp phần

phát triển kinh tế - xã hội một cách hiệu quả, bền vững.

• Cân đối hài hòa giữa mục tiêu phát triển chuỗi sản xuất - cung ứng điện đáp

ứng nhu cầu thị trường và kiểm soát các tác động tới môi trường và các cam kết

quốc tế về giảm phát thải KNK.

• Đa dạng hóa nguồn cung điện năng cho thị trường, trong đó chú trọng phát

triển nguồn điện NLTT dựa trên tiềm năng thực tế của Việt Nam và xu hướng công

nghệ khai thác của thế giới

• Hạ tầng lưới điện cần được phát triển đồng bộ với nguồn điện để đảm bảo

vận hành an toàn, tin cậy, phục vụ tốt hơn cho vận hành thị trường điện.

• Giảm dần sự điều tiết của Nhà nước đối với giá điện để TTĐ vận hành theo

cơ chế thị trường, qua đó khuyến khích đầu tư phát triển ngành điện;

• Phát triển nền tảng và cơ chế giao dịch cho TTĐ cạnh tranh theo đúng lộ

trình nhằm đa dạng hóa phương thức đầu tư và kinh doanh điện, phục vụ tối đa lợi

ích cho khách hàng tiêu thụ và sử dụng điện.

4.2.2. Mục tiêu phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam

4.2.2.1. Mục tiêu tổng quát

Phát triển TTĐ bền vững đáp ứng nhu cầu điện cho phát triển kinh tế - xã hội với

chất lượng và dịch vụ điện năng tốt hơn, tính minh bạch và cạnh tranh của thị trường

được đảm bảo, thúc đẩy quá trình sản xuất, cung ứng điện năng hiệu quả hơn, góp phần

đảm bảo an ninh năng lượng, giảm nhẹ biến đổi khí hậu, bảo vệ môi trường và phát

triển kinh tế - xã hội bền vững;

4.2.2.2. Mục tiêu cụ thể

Phát triển TTĐ cần đạt được các mục tiêu cụ thể như sau:

- Tiếp tục thực hiện lộ trình hình thành và phát triển các cấp độ TTĐ tại

Việt Nam;

130

- Đáp ứng đủ nhu cầu tiêu thụ điện trong nước với mức tăng trưởng GDP bình

quân dự báo đạt khoảng 7.0%/năm trong giai đoạn 2016 - 2030, trong đó tổng nhu cầu

dự kiến qua đến 2030 đạt khoảng 568.94 tỷ kWh [2].

- Về cơ cấu sản xuất điện năng trong nước đến năm 2030: Nhiệt điện chiếm

khoảng trên 70% cơ cấu điện năng của toàn quốc, trong đó nhiệt điện than có tỉ

trọng 52.67%. TTĐ sẽ ít phụ thuộc vào thủy điện khi tỉ trọng của điện năng sản xuất

từ nguồn này sẽ giảm từ 29.28% năm 2020 xuống còn 13.65% năm 2030. Trong khi

đó, nguồn điện sẽ chứng kiến sự gia tăng mạnh hơn của nguồn năng lượng tái tạo,

dự báo sẽ chiếm tỉ trọng 8.5% vào năm 2030, cao hơn mức 7.54% của điện hạt

nhân, chỉ thấp hơn nhiệt điện đốt khí (15.79%). Chi tiết kết quả tính toán cơ cấu

điện năng sản xuất giai đoạn 2020 - 2030 được thể hiện trong Hình 4.3.

Bảng 4.3: Kết quả tính toán cân bằng cung - cầu điện năng đến năm 2030

2020 2025 2030

Sản xuất điện (TWh) 256.59 380.86 568.94

Nhiệt điện 171.30 267.97 400.02

Đốt than 103.17 184.53 299.66

Đốt dầu 0.00 0.00 10.53

Đốt khí 68.12 83.45 89.84

Thuỷ điện 75.13 87.41 77.66

Hạt nhân 0 0 42.90

Năng lượng mới & tái tạo 10.16 25.52 48.36

Sản xuất điện (%) 100.00 100.00 100.00

Nhiệt điện 66.76 70.36 70.31

Đốt than 40.21 48.45 52.67

Đốt dầu 0.00 0.00 1.85

Đốt khí 26.55 21.91 15.79

Thuỷ điện 29.28 22.95 13.65

Hạt nhân 0 0 7.54

Năng lượng mới & tái tạo 3.96 6.70 .50

Nguồn: Tính toán của NCS sử dụng phần mềm Corrective mô-đun 1

- Xây dựng và phát triển hệ thống lưới điện vận hành linh hoạt, khả năng tự

động hóa cao từ khâu truyền tải đến khâu phân phối; thực hiện các giải pháp đồng

bộ để nâng cao năng suất và hiệu quả của ngành điện.

131

4.2.3. Phương hướng hoàn thiện khung chính sách và cơ chế quản lý -

điều tiết thị trường điện lực

Kinh nghiệm của một số nước đã thực hiện thành công thị trường ở cấp độ cao

cho thấy tự do hoá và thiết lập sự cạnh tranh trong kinh doanh điện đã mang lại lợi

ích lớn hơn cho khách hàng và đạt được hiệu quả kinh tế cao hơn. Trong dài hạn,

chi phí sản xuất điện có xu hướng giảm hoặc duy trì ổn định ở cả khâu bán buôn và

bán lẻ. Điều này giúp tránh được các tổn thất kinh tế do việc tăng giá bán điện,

mang lại lợi ích cho các khách hàng và tạo môi trường cạnh tranh hiệu quả có lợi

cho nền kinh tế nói chung. Tuy nhiên việc chuyển đổi một ngành kinh tế quan

trọng, là lĩnh vực hạ tầng thiết yếu cho phát triển kinh tế - xã hội bền vững đòi hỏi

nhiều yếu tố và các nguyên tắc mang tính nền tảng để quá trình xây dựng và phát

triển TTĐ không đi chệch khỏi mục đích thiết lập cạnh tranh, gia tăng sự minh bạch

và mang lại nhiều lợi ích hơn cho người tiêu dùng.

Quá trình chuyển đổi đó yêu cầu nhiều điều kiện và cách thức triển khai trong đó

cơ chế quản lý và điều tiết TTĐ là nhân tố không thể thiếu, có ảnh hưởng lớn đến lộ

trình và đích đến của quá trình cải cách ngành điện và phát triển TTĐ. Theo đó, cần

xây dựng thể chế và cơ quan điều tiết thị trường độc lập có khả năng kiểm soát tốt các

thông tin về chi phí, chất lượng dịch vụ và hiệu quả vận hành của các DN lưới điện. Cơ

quan điều tiết có thẩm quyền điều tiết phí truyền tải/phân phối và các điều kiện, điều

khoản tiếp cận và sử dụng lưới điện cho các đơn vị sản xuất và mua bán điện.

Xét đến lịch sử phát triển, các đặc điểm của ngành điện, TTĐ Việt Nam, các

yêu cầu về hoàn thiện khung thể chế quản lý và điều tiết TTĐ trước hết phải đầy đủ

nội dung về hoàn thiện luật chơi - hay môi trường thể chế, và hoàn thiện cấu trúc

thể chế theo hướng hoàn thiện các chính sách, quy định của nhà nước đối với quản

lý ngành điện, tái cơ cấu ngành điện theo hướng đảm bảo an ninh năng lượng, phát

triển bền vững và phục vụ cho người tiêu dung. Bên cạnh đó, trong bối cảnh quá

trình tái cơ cấu ngành điện vẫn đang diễn ra theo lộ trình và TTĐ chưa phát triển

đến cấp độ cao nhất, yêu cầu đối với hoàn thiện khung thể chế quản lý và điều tiết

TTĐ ở nước ta cần đảm bảo các yếu tố sau đây:

- Quá trình hoàn thiện các chính sách, quy định của nhà nước đối với quản lý

ngành điện, tái cơ cấu ngành điện cần có đánh giá khách quan, trên cơ sở tôn trọng

và kế thừa các chính sách và quy định hiện có nhằm đẩy mạnh và tăng cường tính

khả thi, bền vững của môi trường thể chế;

132

- Việc hoàn thiện và kiện toàn hệ thống các cơ quan, tổ chức liên quan đến

xây dựng, thực thi chính sách năng lượng nói chung và ngành điện nói riêng cần

tuân theo các định hướng chung của Đảng và Nhà nước về cải cách hành chính,

xây dựng Chính phủ kiến tạo và phục vụ. Cấu trúc thể chế phải được hoàn thiện

theo định hướng chung và không phá vỡ các cấu trúc hiện có.

Xây dựng TTĐ phải đi đôi với quá trình cải tổ ngành điện theo định hướng phi

điều tiết các khu vực phát điện và bán lẻ điện, duy trì điều tiết về chức năng và điều

tiết về kinh tế đối với khâu dịch vụ lưới điện để đảm bảo các đơn vị ngoài nhà nước

có điều kiện tiếp cận lưới điện như một hạ tầng dùng chung, hướng đến mục đích

phục vụ lợi ích tốt hơn cho người tiêu dùng.

Dưới đây sẽ đề xuất ba phương hướng dưới dạng các mô hình thể chế quản lý,

điều tiết TTĐ tại Việt Nam căn cứ trên các nguyên tắc, định hướng nêu trên và các

kinh nghiệm quốc tế đã được khảo sát, nghiên cứu:

Mô hình 1. Mô hình cơ quan điều tiết điện lực quốc gia được gia tăng

thẩm quyền

Trong mô hình này (sau đây gọi là Mô hình 1), đề xuất giữ nguyên cấu trúc thể

chế của bộ máy cơ quan quản lý, điều tiết TTĐ hiện tại, tuy nhiên, cơ quan điều tiết

trung ương được thiết kế theo hướng có gia tăng thẩm quyền, chủ động hơn trong

việc bảo đảm kinh phí hoạt động để bảo đảm có mức độ độc lập nhất định trong

công tác quản lý, điều tiết TTĐ.

Như vậy các đầu mối chính vẫn là Chính phủ và Thủ tướng Chính phủ, BCT,

CĐTĐL giữ các vai trò quan trọng liên quan tới quản lý và điều tiết TTĐ. Đối với

đề xuất Mô hình 1, phần lớn các cơ quan, tổ chức vẫn duy trì các chức năng, nhiệm

vụ như hiện tại, được mô tả tóm lược như sau:

Thủ tướng Chính phủ thay mặt Chính phủ thực hiện quyền chủ sở hữu vốn, tài

sản của nhà nước tại các DN điện lực của nhà nước; Ban hành các Nghị định, Quy

định, Quy chế để quản lý các hoạt động điện lực, phê duyệt Quy hoạch phát triển

ngành điện lực. Tuy nhiên, NCS đề xuất áp dụng cơ chế Chính phủ giao thẩm quyền

quyết định biểu giá điện bán lẻ và quyết định các chính sách về giá điện cho BCT,

thay vì trực tiếp quyết định như hiện này.

BCT thực hiện chức năng quản lý nhà nước, trong đó NCS đề xuất BCT thực

hiện các chức năng liên quan đến quản lý TTĐ bao gồm:

- Tổ chức lập, thẩm định quy hoạch phát triển điện lực quốc gia trình Thủ

tướng Chính phủ phê duyệt.

133

- Tổ chức nghiên cứu lập và ban hành biểu giá điện bán lẻ và các cơ chế, chính

sách về giá điện;

- Giao thẩm quyền Quyết định khung giá phát điện, bán buôn điện, giá truyền

tải - phân phối điện và phí các dịch vụ phụ cho CĐTĐL;

- Trực tiếp theo dõi, quản lý hoạt động của Cơ quan điều tiết trung ương

(CĐTĐL), các hoạt động điện lực và sử dụng điện;

CĐTĐL tiếp tục duy trì chức năng cơ bản là thực hiện vai trò của Nhà nước

điều tiết hoạt động để hạn chế độc quyền tự nhiên, không biến độc quyền nhà nước

thành độc quyền DN, tác động vào các hoạt động điện lực và TTĐ nhằm bảo đảm cung

cấp điện an toàn, ổn định, chất lượng, sử dụng điện tiết kiệm, có hiệu quả và bảo đảm

tính công bằng, minh bạch, đúng quy định của pháp luật. Bên cạnh các chức năng và

thẩm quyền như hiện tại, NCS đề xuất CĐTĐL có thêm các thẩm quyền sau:

- Có thẩm quyền Quyết định khung giá phát điện, bán buôn điện, giá truyền tải

- phân phối điện và phí các dịch vụ;

- Quy định về kiểm tra hoạt động điện lực và sử dụng điện, giải quyết tranh

chấp HĐMBĐ.

Ngoài ra cần thực hiện quy định cho phép CĐTĐL được thu phí điều tiết từ

các đơn vị tham gia thị trường để bảo đảm chức năng vận hành bình thường của cơ

quan điều tiết, mặt khác giảm gánh nặng về kinh phí hoạt động của cơ quan này đối

với ngân sách. Việc được chủ động thu phí điều tiết sẽ là cơ sở để CĐTĐL có kinh

phí hoạt động đảm bảo, có điều kiện nâng cao chất lượng nhân lực thông qua việc

đào tạo, bồi dưỡng lực lượng cán bộ hiện có và có đủ kinh phí thuê ngoài các dịch

vụ kỹ thuật phức tạp liên quan đến giá, phí trong vận hành TTĐ.

Mô hình 1 có ưu điểm là không thay đổi quá nhiều cấu trúc hiện tại, không làm

xáo trộn tổ chức bộ máy quản lý và kế thừa được hệ thống đang vận hành. Tuy

nhiên, cơ quan điều tiết vẫn trực thuộc BCT và có thể bị ảnh hưởng bởi các quyết

định hành chính của BCT hoặc các quyết định chính trị khác đối với mọi mặt hoạt

động của CĐTĐL.

Mô hình 2. Mô hình cơ quan điều tiết điện lực quốc gia độc lập

Trong đề xuất mô hình này, NCS kiến nghị xây dựng một cơ quan điều tiết

điện lực cấp quốc gia độc lập, dựa trên việc tách CĐTĐL ra khỏi BCT và trở thành

một cơ quan chuyên trách, một đầu mối riêng thuộc Chính phủ. Đây là mô hình

134

được vận hành và mang lại hiệu quả cao tại nhiều nước như Na-uy, Australia. Theo

đó, thể chế này yêu cầu một cơ quan điều tiết trung ương có lực lượng cán bộ trình

độ cao với chuyên môn ở các lĩnh vực liên quan như kinh tế, kỹ thuật, có khả năng

thực hiện các kỹ thuật mô hình hóa và phân tích, điều tiết các công ty phát điện,

công ty lưới điện, điều tiết hệ thống, vận hành và quy hoạch lưới, thiết lập giá

truyền tải. Các chức năng quan trọng khác cũng được cơ quan điều tiết trung ương

đảm nhiệm là điều tiết và giám sát thị trường bán buôn, bán lẻ, sử dụng năng lượng

hiệu quả, tiết kiệm tài nguyên năng lượng. Đối với mô hình 2, cơ quan điều tiết

trung ương sẽ được xây dựng dựa trên CĐTĐL hiện tại, hoạt động như một cơ quan

điều tiết độc lập cấp quốc gia đối với TTĐ tại Việt Nam.

Như vậy cấu trúc bộ máy quản lý, điều tiết theo Mô hình 2 sẽ có thay đổi so

với cấu trúc hiện tại (Hình 4.2).

Hình 4.2: Cấu trúc bộ máy quản lý - điều tiết thị trường điện lực Việt Nam

theo Đề xuất mô hình 2

Thủ trưởng của Cơ quan ĐTĐL quốc gia thực hiện chức năng của nhà điều tiết

như mô hình tại một số nước Tây và Bắc Âu. Nhà điều tiết không có lợi ích liên quan

tới sở hữu trong ngành điện, là một pháp nhân độc lập với ngân sách hoạt động phê

chuẩn bởi Quốc hội. Ngân sách để CĐTĐL thực hiện các chức năng của mình một

phần đến từ nguồn ngân sách và một phần từ thu phí của các công ty chịu sự điều tiết.

Đối với đề xuất mô hình 2, các chức năng, nhiệm vụ như hiện tại, được mô tả

tóm lược như sau:

135

Thủ tướng Chính phủ thay mặt Chính phủ thực hiện quyền chủ sở hữu vốn,

tài sản của nhà nước tại các DN điện lực của nhà nước; Ban hành các nghị định, quy

định, quy chế để quản lý các hoạt động điện lực, phê duyệt Quy hoạch phát triển

ngành điện lực. Tuy nhiên, NCS đề xuất áp dụng cơ chế Chính phủ giao thẩm quyền

quyết định biểu giá điện bán lẻ và quyết định các chính sách về giá điện cho Cơ

quan Điều tiết điện lực quốc gia, thay vì trực tiếp quyết định như hiện nay.

BCT thực hiện chức năng quản lý nhà nước, trong đó NCS đề xuất BCT

chuyển giao các chức năng liên quan đến quản lý TTĐ sang Cơ quan Điều tiết điện

lực quốc gia bao gồm:

- Tổ chức nghiên cứu lập và ban hành biểu giá điện bán lẻ và các cơ chế, chính

sách về giá điện;

- Giao thẩm quyền Quyết định khung giá phát điện, bán buôn điện, giá truyền

tải - phân phối điện và phí các dịch vụ phụ cho CĐTĐL;

- Không còn chức năng theo dõi, quản lý hoạt động của cơ quan điều tiết

trung ương (CĐTĐL), các hoạt động điện lực và sử dụng điện;

Cơ quan Điều tiết điện lực quốc gia sẽ kế thừa chức năng cơ bản của CĐTĐL

hiện tại là thực hiện vai trò của Nhà nước điều tiết hoạt động để hạn chế độc quyền

tự nhiên, không biến độc quyền nhà nước thành độc quyền DN, tác động vào các

hoạt động điện lực và TTĐ nhằm bảo đảm cung cấp điện an toàn, ổn định, chất

lượng, sử dụng điện tiết kiệm, có hiệu quả và bảo đảm tính công bằng, minh bạch,

đúng quy định của pháp luật. Bên cạnh các chức năng và thẩm quyền như hiện tại,

NCS đề xuất cơ quan Điều tiết điện lực quốc gia cần có đầy đủ thẩm quyền trên các

điểm sau:

- Các quy định về hoạt động của TTĐ

- Quản lý giá dịch vụ truyền tải; phân phối

- Quản lý giá điện bán lẻ;

- Quyết định khung giá phát điện, bán buôn điện, giá truyền tải - phân phối

điện và phí các dịch vụ;

- Ban hành Đề án thiết kế TTĐ các cấp độ;

136

Cơ quan Điều tiết điện lực quốc gia cũng cần được thu phí điều tiết từ các đơn

vị tham gia thị trường để bảo đảm chức năng vận hành bình thường của cơ quan

điều tiết, mặt khác giảm gánh nặng về kinh phí hoạt động của cơ quan này đối với

ngân sách. Tương tự như ở Mô hình 1, việc được chủ động thu phí điều tiết sẽ là cơ

sở để Cơ quan Điều tiết điện lực quốc gia có kinh phí hoạt động đảm bảo, có điều

kiện nâng cao chất lượng nhân lực thông qua việc đào tạo, bồi dưỡng lực lượng cán

bộ hiện có và có đủ kinh phí thuê ngoài các dịch vụ kỹ thuật phức tạp liên quan đến

giá, phí trong vận hành TTĐ.

Mô hình 2 có ưu điểm là nâng cao tính độc lập và thẩm quyền của Cơ quan

Điều tiết điện lực quốc gia, theo kinh nghiệm quốc tế là sẽ gia tăng hiệu quả của thể

chế quản lý, điều tiết TTĐ. Tuy nhiên, có một số nhược điểm có thể nhận thấy ở mô

hình 2 là làm gia tăng số lượng cơ quan đầu mối quản lý hành chính, tiềm ần một số

khó khăn hoặc thậm chí chồng chéo trách nhiệm trong công tác phối hợp giữa Cơ quan

Điều tiết điện lực quốc gia và các cơ quan liên quan trong hệ thống hiện tại. Bên cạnh

đó, tính độc lập của Cơ quan Điều tiết điện lực quốc gia vẫn là tương đối vì đây vẫn là

cơ quan thuộc Chính phủ, vẫn có thể bị ảnh hưởng bởi các quyết định hành chính hoặc

các chủ trương chính trị trong việc thực thi chức năng và quyền hạn của mình.

Mô hình 3. Mô hình quản lý, điều tiết thị trường điện có sự tham gia, giám

sát của Ủy ban cấp quốc gia

Qua khảo cứu kinh nghiệm và phân tích các mô hình thể chế, NCS nhận thấy

ngoài hai mô hình đã nêu, trên thế giới phổ biến một hình thức tổ chức khác (Mô hình

3) dưới dạng Ủy ban cấp quốc gia hoặc Ủy ban liên ngành để quản lý, điều tiết TTĐ có

sự tham gia của nhiều cơ quan, bộ ngành liên quan hơn và có sự chỉ đạo, điều hành trực

tiếp của cấp quản lý hành chính cao nhất là Thủ tướng Chính phủ hoặc cấp lãnh đạo

cao nhất của cơ quan hành pháp.

Các ủy viên của Ủy ban tùy theo đặc thù của thể chế chính trị tại mỗi nước sẽ

có thành phần và vị trí, nhiệm vụ khác nhau. Đối với mô hình Ủy ban liên ngành, có

thể nhận thấy mô hình này tương đối phổ biến ở các nước Bắc Âu (Na-uy),

Australia, Thái Lan với thành phần của Ủy ban là các chính khách, bộ trưởng hoặc

đại diện trong lĩnh vực liên quan từ các tiểu bang.

137

Một mô hình khác tương đối phổ biển áp dụng ở Tây Âu là xây dựng một Ủy

ban độc lập và có tính chuyên môn cao, các thành viên Ủy ban phần lớn là các

chuyên gia có kinh nghiệm và am hiểu lĩnh vực điều tiết được giới thiệu và bổ

nhiệm theo một quy trình chặt chẽ, do Thủ tướng hoặc Tổng Thống giới thiệu và

có sự phê chuẩn của Quốc hội. Thông thường, nhiệm kỳ của các ủy viên này

không trùng với nhiệm kỳ của nội các để đảm bảo tính độc lập đối với hoạt động

và quyết định của Ủy ban điều tiết. Nhìn chung, Ủy ban điều tiết cấp quốc gia

tại các nước Tây Âu, Mỹ có các chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn trong lĩnh vực

điện lực như: xây dựng, ban hành các quy định về giá và phí và ban hành các quy

định về vận hành hệ thống điện.

Nguyên tắc chung trong lựa chọn thành viên của Ủy ban điều tiết tại Tây Âu

và Mỹ là các ủy viên và phải được đảm bảo không có bất kỳ mối quan hệ công việc

trực tiếp hoặc gián tiếp với bất kỳ công ty hoạt động trong các lĩnh vực quy định

trong nhiệm kỳ của họ và có thể mở rộng quy định này ngay cả sau khi các ủy viên

đã kết thúc nhiệm kỳ.

Một đặc điểm phổ biển nữa của mô hình Ủy ban điều tiết quốc gia là Ủy ban

không chỉ tham gia xây dựng chính sách và chỉ đạo công tác điều tiết các thị trường

hoặc dịch vụ công khác như mô hình i) Ủy ban điều tiết thị trường năng lượng, bao

gồm khí, than, dầu, điện (Italia, Thái Lan, Australia, Na-uy) hoặc ii) Ủy ban điều tiết

các dịch vụ công như khí, điện, nước và/hoặc xử lý nước thải (Cộng hòa Ai-len).

Đối với thể chế quản lý, điều tiết TTĐ Việt Nam, Mô hình Ủy ban Điều tiết

cấp quốc gia (Mô hình 3) có thể được định hướng xây dựng thành một Ủy ban điều

tiết các dịch vụ công hoặc các sản phẩm thiết yếu như dầu, khí, điện thông qua một

lộ trình hợp lý và theo từng bước. Ở bước đầu tiên, sẽ điều tiết TTĐ, sau đó là các

thị trường dịch vụ năng lượng cơ bản và thiết yếu như dầu, khí, than. Tài nguyên

nước là tài nguyên cần bảo tồn và có chiến lược cung cấp và sử dụng hợp lý. Tuy

vậy, NCS nhận thấy vấn đề này cần tiếp tục xem xét, khảo sát ở trong phạm vi một

nghiên cứu khác.

Như vậy bộ máy quản lý, điều tiết TTĐ theo Mô hình 3 sẽ có nhiều thay đổi so

với mô hình hiện tại (Hình 4.3)

138

Hình 4.3: Cấu trúc bộ máy quản lý - điều tiết thị trường điện lực Việt Nam

theo Đề xuất mô hình 3.

Một số chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn của Ủy ban Điều tiết cấp quốc gia được

đề xuất là: xây dựng, ban hành các quy định về giá và phí của TTĐ, bao gồm phí

truyền tải và giá điện bán lẻ; ban hành các quy định về vận hành hệ thống điện; giải

quyết tranh chấp trong các giao dịch trên thị trường. Các chức năng sẽ được bổ sung,

mở rộng khi Ủy ban thực hiện chức năng điều tiết các thị trường năng lượng khác.

Đây sẽ là một Ủy ban liên ngành thuộc Chính phủ với ủy viên là lãnh đạo các

bộ, ngành liên quan và quan trọng như BCT, Bộ Tài chính, Bộ Kế hoạch và Đầu tư,

Bộ Tài nguyên và Môi trường. Lãnh đạo Ủy ban là một Phó Thủ tướng (trong giai

đoạn điều tiết TTĐ) và có thể xem xét đề nghị Thủ tướng là lãnh đạo Ủy ban trong

giai đoạn thực hiện chức năng xây dựng chính sách và điều tiết các thị trường năng

lượng như dầu, khí, than, điện. CĐTĐL hiện nay sẽ chuyển thành cơ quan thường

trực tham mưu và thừa hành các chỉ đạo của Ủy ban Điều tiết quốc gia. Khi mở

rộng thẩm quyền điều tiết sang các thị trường năng lượng khác, cần tiếp tục cơ cấu

và điều chỉnh tổ chức của cơ quan thường trực để đảm bảo đầy đủ năng lực và điều

kiện hoạt động cho cơ quan này. Ủy ban hoạt động như một thể chế độc lập, có tư

cách pháp nhân riêng. Các quyết định do các ủy viên họp bàn và thống nhất qua các

chương trình nghị sự, có bảo đảm từ ngân sách và thông qua thu phí điều tiết.

139

4.2.4. Phương hướng phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam trong

thời gian tới

Phương hướng tổng thể phát triển TTĐ tại Việt Nam trong thời gian tới sẽ

là xây dựng thị trường có sản phẩm và dịch vụ điện năng chất lượng cao, lấy

khách hàng là trung tâm phục vụ dựa trên nền tảng chuỗi cung ứng sản xuất bền

vững, hiện đại và thị trường được vận hành minh bạch, cạnh tranh và hài hòa

lợi ích của các bên tham gia. Theo đó, các phương hướng cụ thể phát triển TTĐ

Việt Nam được đề xuất như sau:

• Tiếp tục hoàn thiện khung pháp lý, tăng tính cạnh tranh, thu hút đầu tư, đặc

biệt là đầu tư vào sản xuất điện và hạ tầng lưới điện thông qua việc đảm bảo sự

công bằng, bình đẳng, minh bạch trong các hoạt động giao dịch mua bán điện và

trong công tác vận hành TTĐ.

• Phát triển thị trường bán buôn điện cạnh tranh và tiếp tục xây dựng khung

pháp lý để hình thành thị trường bán lẻ cạnh tranh từ năm 2021 theo Lộ trình hình

thành và phát triển TTĐ cạnh tranh tại Việt Nam.

• Thực hiện các cải cách về giá điện theo hướng giảm dần sự can thiệp và điều

tiết của Nhà nước để đảm bảo minh bạch, giá điện phản ánh đúng chi phí và lợi nhuận

hợp lý trong các khâu sản xuất, truyền tải, phân phối và bán lẻ điện.

• Thu hút vốn đầu tư từ các thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham

gia hoạt động trong lĩnh vực điện lực, đảm bảo các cơ chế tiếp cận thông tin về

quy hoạch, đầu tư, các thủ tục phê duyệt cấp phép được thực hiện công khai,

minh bạch, các nhà đầu tư, các DN được đối xử công bằng. Tiến hành thiết kế,

triển khai các cơ chế chính sách, tạo khung pháp lý minh bạch, cải cách thủ tục

hành chính của Nhà nước để tạo điều kiện thuận lợi, tháo gỡ các khó khăn, rào

cản cho phát triển của DN.

• Xây dựng các đề án, chương trình đào tạo phát triển nguồn nhân lực chất

lượng cao, đặc biệt là nhân lực phục vụ vận hành nền tảng giao dịch TTĐ, nhân lực

kỹ thuật, công nghệ ở các công đoạn quan trọng trong thi công, vận hành và bảo

dưỡng các công trình điện lực, đặc biệt là các dự án điện NLTT.

140

4.3. CÁC GIẢI PHÁP PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM

4.3.1.Các giải pháp đảm bảo cân bằng cung - cầu điện năng

Để đảm bảo cân bằng cung - cầu điện năng, cần thực hiện song song các giải

pháp phát triển nhu cầu điện bền vững và phát triển nguồn cung điện năng thông

qua thu hút đầu tư phát triển sản xuất điện. Trong phần này, NCS sẽ tập trung trình

bày về Nhóm giải pháp phát triển nhu cầu điện bền vững. Đây là nhóm giải pháp

cần ưu tiên thực hiện để phát triển TTĐ tại Việt Nam. Nhóm giải pháp về phát triển

nguồn cung điện năng sẽ được lồng ghép và trình bày tại Mục 4.3.3. Giải pháp khó

khăn, rào cản trong quản lý và đầu tư vào sản xuất – cung ứng điện.

Các phân tích tại Chương 2 và Chương 3 đã chỉ ra rằng nhu cầu tiêu thụ điện

năng cần được duy trì và quản lý để đảm bảo mức tăng trưởng phù hợp với khả

năng sản xuất và cung ứng trong nước, đồng thời tăng hiệu quả sử dụng năng lượng

trong nền kinh tế. Phát triển nhu cầu điện bền vững không đồng nghĩa với việc thực

hiện các biện pháp tiết giảm sử dụng điện năng vốn tiềm ẩn nguy cơ ảnh hưởng đến

năng suất lao động và năng lực sản xuất của nền kinh tế. Thay vào đó, Nhà nước

cần thực hiện hệ thống các quy định, chính sách khuyến khích đổi mới công nghệ,

có hiệu suất sử dụng năng lượng cao. Bên cạnh đó, các hộ tiêu thụ, trong đó bao

gồm các cơ sở công nghiệp, thương mại được khuyến khích và hỗ trợ thực hiện các

biện pháp quản lý nhu cầu, triển khai các hệ thống quản lý năng lượng được tiêu chuẩn

hóa để có thể theo dõi, giám sát và liên tục cải thiện hiệu quả năng lượng tại cơ sở.

Giải pháp tổng thể này phù hợp với xu hướng chung của thế giới về phát triển năng

lượng bền vững: đáp ứng nhu cầu năng lượng của hiện tại mà không ảnh hưởng đến

khả năng của các thế hệ tương lai trong việc đáp ứng nhu cầu của họ.

Các giải pháp chi tiết về phát triển nhu cầu điện bền vững được đề xuất như sau:

Thứ nhất, nâng cao khả năng thực thi của hệ thống quy định, chính sách hiện

hành về sử dụng điện năng tiết kiệm và hiệu quả, trong đó chú trọng vào tăng cường

công tác tuyên truyền, phổ biến, thực hiện Luật sử dụng năng lượng tiết kiệm và

hiệu quả nhằm nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng nói chung và điện năng nói

riêng trong sản xuất kinh doanh và tiêu dùng trong các hộ gia đình. Thúc đẩy khả

năng thực chi của các chính sách nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng không chỉ

tiết kiệm năng lượng mà còn tạo ra nhiều lợi ích khác như tăng cường an ninh năng

141

lượng và cải thiện chất lượng không khí. Phân tích của IEA cho thấy các chính sách

để tăng hiệu quả năng lượng và ít sử dụng nhiên liệu hóa thạch trong cung cấp năng

lượng sẽ là những động lực chính làm giảm phát thải các chất ô nhiễm không khí

chủ yếu trên toàn cầu từ nay đến năm 2040.

Thứ hai, Nhà nước tiếp tục bố trí nguồn lực để triển khai các chương trình thúc

đẩy sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả trên toàn quốc. Trong giai đoạn 2006

– 2015, Chính phủ đã thực hiện thành công Chương trình mục tiêu quốc gia về sử

dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, trong đó góp phần tiết kiệm từ 3-5% tổng

tiêu thụ năng lượng sơ cấp. Các chương trình với quy mô và tác động tương tự cần

tiếp tục được ưu tiên, duy trì và nhân rộng trong thời gian tới để đạt được các mục

tiêu tiết kiệm nhu cầu điện năng thương phẩm.

Thứ ba, Nhà nước thực hiện các biện pháp về thiết lập khuôn khổ pháp lý tạo

điều kiện cho sự phát triển của các hình thức cung cấp tài chính cho hoạt động tiết

kiệm và hiệu quả năng lượng, tiêu biểu là cơ cế để phát triển loại hình DN / công ty

dịch vụ năng lượng hiệu quả ESCO Tại các nước thực hiện thành công các chương

trình tiết kiệm và hiệu quả năng lượng, công ty ESCO là loại hình tương đối phát

triển. Các công ty này cung cấp các khoản đầu tư ban đầu để các khách hàng của họ

là các hộ tiêu thụ nhiều năng lượng trong công nghiệp hoặc thương mại đầu tư đổi

mới công nghệ hoặc thực hiện các giải pháp sử dụng năng lượng hiệu quả. Công ty

ESCO sẽ có doanh thu từ chính năng lượng tiết kiệm được tại cơ sở của khách hàng.

Hình thức ESCO giúp cho các hộ tiêu thụ năng lượng lớn nhận được dịch vụ tiết

kiệm năng lượng có chất lượng, tránh được các khoản đầu tư ban đầu quá lớn hoặc

ngoài khả năng chi trả của họ, đồng thời thúc đẩy được tiết kiệm và hiệu quả năng

lượng mà đôi khi có thể lên tới 15-25% mức năng lượng tiêu thụ. Trên quy mô toàn

cầu, thị trường ESCO có giá trị lên tới 24 tỉ USD vào năm 2015, trong đó Trung

Quốc, Hoa Kỳ và châu Âu là các khu vực có sự phát triển các DN mạnh mẽ nhất.

Tại các thị trường đã phát triển, một số công ty ESCO đã bắt đầu cung cấp các dịch

vụ toàn diện hơn bao gồm các hoạt động quản lý tòa nhà, duy trì và quản lý cơ sở

nhằm thúc đẩy thay đổi hành vi và văn hoá sử dụng năng lượng tại cơ sở của khách

hàng. Tại Việt Nam, loại hình DN ESCO hiện mới chỉ xuất hiện và hoạt động với quy

mô nhỏ, tại Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh trong bối cảnh chưa có đầy đủ khuôn

khổ pháp lý cho các hoạt động của họ. Do vậy, ESCO thường gặp một số khó khăn

trong mở rộng thị trường, tiếp cận khách hàng, tiếp cận tín dụng từ các ngân hàng và

142

quan trọng nhất là được pháp luật bảo vệ khi thực hiện và thu hồi các khoản đầu tư có

giá trị không nhỏ vào các cơ sở sử dụng năng lượng là khách hàng của họ.

Trong dài hạn, giải pháp bền vững hơn cả nhưng cũng khó thực hiện hơn là thay

đổi cơ cấu kinh tế theo hướng thúc đẩy các ngành có giá trị gia tăng cao, tiêu thụ ít tài

nguyên trong đó có năng lượng và điện năng. Như vậy một lựa chọn về định hướng cơ

cấu hợp lý có thể là giảm tỷ trọng các ngành công nghiệp tiêu thụ nhiều năng lượng,

đặc biệt là các ngành công nghiệp nặng như sắt - thép, xi măng, hóa chất...

4.3.2. Giải pháp về cơ chế quản lý giá điện

Giá điện bán lẻ thấp tại TTĐ Việt Nam là nguyên nhân cơ bản khiến tăng

trưởng nhu cầu điện ở mức cao, không khuyến khích các hoạt động sử dụng điện

năng tiết kiệm và hiệu quả. Mặc khác, giá điện bán lẻ thấp cũng hạn chế sự vận

hành bình thường cũng như các quan hệ kinh tế diễn ra trong TTĐ do không phản

ánh được đúng các chi phí sản xuất. Để thu hút đầu tư, đặc biệt là từ các nguồn lực

mới như đầu tư tư nhân cho các dự án điện, chính sách giá điện hợp lý sẽ trở nên rất

quan trọng xét trong bối cảnh vai trò ngày càng gia tăng của khu vực tư nhân đối

với nền kinh tế Việt Nam.

Trong thị trường cạnh tranh giá cả chính là tín hiệu mà qua đó thị trường điều

tiết hành vi của DN và người tiêu dùng đồng thời về phương diện phát triển cung,

giá điện là tín hiệu cho thị trường nhận thấy đầu tư vào lĩnh vực điện năng có mang

lại lợi nhuận kỳ vọng cho họ hay không. Một khi chính sách giá điện phù hợp, các

nhà đầu tư trong ngành điện bảo đảm có lãi hợp lý, các dự án điện sẽ đủ sức hấp

dẫn, thu hút đầu tư trong và ngoài nước, khu vực nhà nước cũng như tư nhân, giải

quyết được nhu cầu vốn đầu tư cho nguồn cung điện năng một cách căn bản. Ngược

lại, nếu giá điện bị điều tiết quá chặt chẽ, sẽ gây tác động tiêu cực đến thị trường,

làm cho các tín hiệu điều chỉnh của thị trường bị sai lệch và dẫn đến hành vi của

DN và người tiêu dùng sẽ không đạt được tối ưu.

Cơ cấu của giá điện bán lẻ hiện nay chủ yếu bao gồm chi phí sản xuất điện, chi

phí truyền tải, chi phí phân phối và bán lẻ điện, các chi phí quản lý cho các công ty

điện lực và một số chi phí khác. Ngoại trừ chi phí sản xuất hiện cơ bản được thực

hiện trên cơ chế thị trường, được xác định trên giao dịch ở Thị trường phát điện

cạnh tranh hoặc qua các hợp đồng mua bán điện song phương, các chi phí khác bao

gồm phí truyền tải, chi phí phân phối và bán lẻ điện hiện vẫn nằm trong sự điều tiết

của Nhà nước. Khi TTĐ phát triển và tự do hóa, sự điều tiết trên cần được giảm dần

143

theo định hướng phản ánh đúng chi phí, có lộ trình tăng dần giá điện bán lẻ, đảm

bảo lợi nhuận hợp lý của các DN tham gia thị trường và lợi ích của khách hàng.

4.3.3. Giải pháp tháo gỡ khó khăn, rào cản trong quản lý và đầu tư vào

sản xuất - cung ứng điện

Việc tháo gỡ những khó khăn, rào cản trong quản lý và đầu tư vào sản xuất -

cung ứng điện sẽ giúp thu hút đầu tư từ các nguồn lực mới vào sản xuất điện và gia

tăng nguồn cung điện năng từ năng lượng tái tạo.

4.3.3.1.Tháo gỡ khó khăn, rào cản để thu hút đầu tư từ các nguồn lực mới

vào sản xuất điện

Các giải pháp tháo gỡ khó khăn, rào cản để thu hút đầu tư về nguyên tắc cần

đảm bảo tất cả các DN tham gia có cơ hội được tiếp cận cơ sở hạ tầng, thông tin và

được đối xử công bằng không thiên lệch trong các công đoạn của quá trình đầu tư

và vận hành các công trình điện, đặc biệt là trong các khâu cấp giấy phép, thỏa

thuận đấu nối, thỏa thuận mua bán điện, tiếp cận tài chính từ các tổ chức tín dụng và

giao dịch trên TTĐ.

Các dự án sản xuất điện được phê duyệt danh mục trong Quy hoạch phát triển

điện lực các cấp cần có cơ chế công khai thông tin cho các nhà đầu tư tiềm năng

được tiếp cận và bày tỏ quan tâm. Hiện nay, khuôn khổ pháp lý về lựa chọn nhà đầu

tư, đặc biệt là đầu tư theo hình thức hợp tác công tư đã được xây dựng. Do vậy, các

dự án nguồn điện nên được triển khai theo hình thức đấu thầu rộng rãi trong hoặc

ngoài nước để có thể lựa chọn được các nhà đầu tư, các nhà phát triển dự án có

năng lực, kinh nghiệm và khả năng tài chính tốt vững vàng. Các dự án nguồn điện

là các dự án đòi hỏi lượng vốn đầu tư khổng lồ và đòi hỏi tiêu chuẩn cao về quản lý

đầu tư, quản lý thi công. Do vậy, khâu lựa chọn nhà đầu tư được thực hiện tốt sẽ

đảm bảo giảm thiểu rủi ro chậm tiến độ hoặc thực hiện dự án đầu tư không hiệu quả

ở các giai đoạn sau. Với sự gia nhập và hoạt động của các đơn vị có năng lực về kỹ

thuật và tài chính trong ngành điện, thị trường sẽ được thúc đẩy và trở nên hiệu quả

hơn, giảm các chi phí không cần thiết hoặc không được kiểm soát tốt. Như vậy, các

DN sẽ vận hành hiệu quả hơn, ít nhất là về mặt chi phí và có cơ hội minh bạch hóa

hoặc giảm giá thành sản xuất điện, mang lại lợi ích lớn hơn cho người tiêu dùng.

Như vậy cần thiết phải xây dựng và triển khai các giải pháp để cải thiện môi

trường kinh doanh và đầu tư trong lĩnh vực phát điện tại Việt Nam theo đó bảo đảm

144

minh bạch trong thông tin và chính sách quy hoạch phát triển nguồn điện và thúc đẩy

quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng TTĐ cạnh tranh. Các giải pháp trên

không thể tách rời khỏi cam kết bảo đảm sự công bằng đối với DN khi tiếp cận và

tham gia đầu tư trong lĩnh vực phát điện của Nhà nước. Đây cũng là biện pháp để làm

TTĐ trở nên lành mạnh hơn và thực sự được thúc đẩy hướng đến vận hành theo các

quy luật thị trường.

4.3.3.2.Tháo gỡ khó khăn, rào cản để gia tăng nguồn cung điện năng từ

năng lượng tái tạo

Với tiềm năng lớn và đa dạng về tài nguyên điện NLTT, Việt Nam có cơ hội

phát huy thế mạnh này để phát triển và thay thế một phần sản xuất điện từ các công

nghệ truyền thống, sử dụng nhiên liệu hóa thạch và nhiên liệu nhập khẩu từ nước

ngoài, tăng cường an ninh năng lượng. Dù không chiếm tỉ trọng cao trong tương lai

nhưng ít nhất các nguồn điện NLTT sẽ góp phần gia tăng tính chủ động của Việt

Nam trong cân đối nguồn cung điện, phần nào bảo vệ hệ thống trước những biến

động về cung nhiên liệu sơ cấp hoặc giá nhiên liệu trên thị trường quốc tế. Nhìn

chung, trong bối cảnh chi phí đầu tư và giá thành của các công nghệ NLTT còn cao

hơn các công nghệ truyền thông, các giải pháp thúc đẩy sản xuất điện từ NLTT cần

được định hướng và thực hiện theo cơ chế thị trường, hạn chế việc trợ giá cho

NLTT. Các giải pháp này phải đảm bảo về tổng thể khâu sản xuất và cung ứng điện

cho thị trường có chi phí hợp lý, không vì mục tiêu thực hiện các cam kết quốc tế về

cắt giảm phát thải KNK mà gây tác động lên chi phí sản xuất toàn hệ thống.

Nhà nước cần tiếp tục hoàn thiện và nâng cao khả năng thực thi của các chính

sách hỗ trợ hiện hành cho điện NLTT, bao gồm Chiến lược phát triển NLTT của

Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050, trong đó các dự án điện NLTT

được ưu tiên huy động toàn bộ điện sản xuất vào hệ thống điện. Chi phí đấu nối và

các chi phí khác có liên quan phát sinh hợp lý của các đơn vị lưới điện (đơn vị truyền

tải điện và phân phối điện) do mua điện được sản xuất từ nguồn NLTT được tính trong

chi phí truyền tải, phân phối điện của đơn vị lưới điện. Các dự án NLTT cần được hỗ

trợ đầu tư, thuế nhập khẩu, thuế thu nhập DN, khấu hao, thuê đất. Bên cạnh đó, phát

triển lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối theo quy hoạch phát triển điện lực cần

tính đến dự kiến phát triển các nguồn điện sử dụng nguồn NLTT và các liên kết giữa

các khu vực, đảm bảo an ninh cung cấp điện.

145

Các tổ chức, cá nhân hoạt động trong lĩnh vực điện lực có trách nhiệm đóng

góp vào việc phát triển ngành NLTT của đất nước. Đơn vị phát điện và đơn vị phân

phối điện cần đáp ứng các tiêu chuẩn tỷ lệ NLTT. Các đơn vị phát điện, các đơn vị

phân phối điện phải đảm bảo tỷ lệ tối thiểu điện sản xuất hoặc điện mua từ NLTT từ

10% năm 2030 và 20% vào năm 2050.

Một vấn đề cấp thiết là hình thành các giải pháp hỗ trợ và phát triển năng lực

sản xuất, năng lực kỹ thuật và công nghệ liên quan trong lĩnh vực điện NLTT để

thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội, tạo việc làm và tạo ra giá trị thặng dư cho các

địa phương, khu vực có tiềm năng về NLTT.

Bên cạnh đó, cần thực hiện các giải pháp sau để tạo điều kiện thuận lợi hơn

nhưng ít tác động đến mục tiêu và định hướng tổng thể là sự vận hành cạnh tranh,

minh bạch và công bằng cho TTĐ:

Một là, tạo khuôn khổ pháp lý và thực hiện cơ chế đặc thù HĐMBĐ từ NLTT

trực tiếp. Thông thường, các DN sản xuất điện không bán điện trực tiếp cho người

sử dụng cuối cùng mà sẽ giao dịch với bên mua điện được thừa nhận theo quy định.

Cơ chế này về tổng thể giúp cho thị trường vận hành hiệu quả, giảm thiểu chi phí và

tận dụng tốt hạ tầng điện lực. Đối với điện NLTT, các quốc gia trên thế giới đã thực

hành cơ chế mua bán điện trực tiếp, theo đó, các nhà sản xuất điện NLTT sẽ được

cho phép giao dịch trực tiếp với khách hàng. Về bản chất vật lý, sản phẩm điện

năng này vẫn được truyền tải và phân phối qua hệ thống lưới điện và hạ tầng điện

như các giao dịch điện năng truyền thống. Tuy nhiên về mặt hình thức giao dịch,

việc trực tiếp mua bán giữa bên sản xuất và bên mua điện sẽ cắt giảm được khâu

trung gian, giảm chi phí giao dịch, tăng tính cạnh tranh của điện NLTT, sẽ thúc đẩy

sản xuất điện NLTT hơn.

Hai là, đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư: cơ chế lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án

điện nói chung và điện NLTT nói riêng tại Việt Nam hiện nay chưa thực sự rõ ràng

và minh bạch. Bên cạnh đó, cơ chế đấu thầu chưa được áp dụng rộng rãi nên năng

lực của các nhà đầu tư cũng như hiệu quả triển khai chưa thực sự được đảm bảo.

Ngược lại, khi thực hiện đấu thầu, bao gồm đấu thầu ngược (reverse auction), các

nhà đầu tư được mời tham gia bỏ thầu để đầu tư tại các dự án NLTT nhưng theo cơ

chế, đơn vị nào bỏ giá đầu tư thấp hơn sẽ được lựa chọn. Như vậy, các dự án có xu

hướng và khả năng được thực hiện với chi phí thấp hơn và do đó, có tiềm năng

146

giảm giá thành, khuyến khích các đơn vị có năng lực mạnh tham gia và gia tăng lợi

ích cho khách hàng mua điện;

Ba là, cải thiện các thủ tục, quy trình đầu tư vào các dự án điện NLTT: kinh

nghiệm quốc tế cho thấy quá trình triển khai thi công và hoàn tất xây dựng công

trình điện NLTT như điện gió, điện mặt trời có thể đảm bảo tiến độ trong vòng từ

một đến dưới ba năm, chiếm chưa tới 1/2 tổng thời gian triển khai dự án, nếu các

điều kiện thi công cơ bản và năng lực quản lý thi công và xây dựng của nhà phát

triển dự án, nhà thầu được đảm bảo. Các DN đầu tư thường phải dành nhiều thời

gian và nguồn lực cho các công đoạn liên quan tới thủ tục hành chính và pháp lý

như cấp chứng nhận đầu tư, bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển điện lực, giấy

phép xây dựng, giấy phép hoạt động điện lực, thỏa thuận kết nối vào lưới điện, đánh

giá tác động môi trường, thỏa thuận mua bán điện... Tại một số nước châu Âu, thủ

tục hành chính và pháp lý có thể tiêu tốn tới 50% chi phí phát triển dự án và lấy đi

của DN khoảng 70 tuần để thực hiện. Khi các quy trình và thủ tục này được cải

thiện theo hướng đơn giản hóa, tinh gọn hơn, các bên liên quan sẽ được hưởng lợi,

bao gồm trước tiên là các nhà đầu tư, TTĐ và khách hàng tiêu thụ điện.

4.3.4. Giải pháp hoàn thiện chính sách và thể chế quản lý - điều tiết thị

trường điện lực

Chính sách và thể chế quản lý - điều tiết TTĐ tại Việt Nam đã được hình thành và

xây dựng có tính hệ thống, các văn bản pháp lý nền tảng và quan trọng đã được ban

hành, tạo một môi trường thể chế định hướng cho sự phát triển ổn định và bền vững

của ngành điện. Bên cạnh đó, cấu trúc thể chế gồm hệ thống bộ máy quản lý ngành và

điều tiết thị trường đã góp phần thực thi có hiệu quả các chính sách, quy định ban hành.

Các văn bản pháp luật quan trọng đã được ban hành để xây dựng khung chính sách cho

xây dựng và phát triển TTĐ. Tuy nhiên như đã phân tích ở Chương 3, CĐTĐL không

có quyền hạn trực tiếp hoặc không có thẩm quyền đầy đủ quyết định các vấn đề được

xem là quan trọng trong vận hành TTĐ, hoặc có thẩm quyền nhưng không có đủ nguồn

lực để thực hiện dẫn đến việc i) hạn chế cơ quan điều tiết hoạt động điện lực có vị trí,

vai trò độc lập hơn khi TTĐ phát triển đầy đủ; và ii) ảnh hướng đến việc tổ chức thực

hiện nhiệm vụ điều tiết hoạt động điện lực nhằm cung cấp điện an toàn, ổn định, sử

dụng điện tiết kiệm, có hiệu quả và đảm bảo công bằng, minh bạch.

147

Trong phần 4.2.3 của luận án, NCS đã trình bày một số mô hình tổ chức bộ

máy quản lý, điều tiết TTĐ tại Việt Nam đã được đề xuất trên cơ sở nghiên cứu mô

hình quốc tế, phân tích và đánh giá sự phù hợp với bối cảnh, điều kiện của Việt

Nam. Các mô hình được đề xuất là:

Mô hình 1: Mô hình cơ quan điều tiết điện lực quốc gia được gia tăng thẩm

quyền, trong đó đề xuất giữ nguyên cấu trúc thể chế của bộ máy cơ quan quản lý,

điều tiết TTĐ hiện tại, tuy nhiên, cơ quan điều tiết trung ương được thiết kế theo

hướng có gia tăng thẩm quyền ở một số lĩnh vực nhất định, chủ động hơn trong

việc bảo đảm kinh phí hoạt động để bảo đảm có mức độ độc lập nhất định trong

công tác quản lý, điều tiết TTĐ. Các đầu mối chính vẫn là Chính phủ và Thủ

tướng Chính phủ, BCT và CĐTĐL giữ các vai trò quan trọng liên quan tới quản

lý và điều tiết TTĐ.

Mô hình 2: Mô hình xây dựng cơ quan điều tiết điện lực độc lập cấp quốc

gia, dựa trên việc tách CĐTĐL ra khỏi BCT và trở thành một cơ quan chuyên trách,

một đầu mối riêng thuộc Chính phủ. Theo đó, thể chế này yêu cầu một cơ quan điều

tiết trung ương có lực lượng cán bộ trình độ cao với chuyên môn ở các lĩnh vực liên

quan như kinh tế, kỹ thuật, có khả năng thực hiện các kỹ thuật mô hình hóa và phân

tích, điều tiết các công ty lưới điện, điều tiết hệ thống, vận hành và quy hoạch lưới,

thiết lập giá truyền tải hoặc giá bán lẻ tùy theo điều kiện phát triển của TTĐ. Các

chức năng quan trọng khác cũng được cơ quan điều tiết trung ương đảm nhiệm là

điều tiết và giám sát thị trường bán buôn, bán lẻ, sử dụng năng lượng hiệu quả, tiết

kiệm tài nguyên năng lượng. Đối với mô hình này, cơ quan điều tiết trung ương sẽ

được xây dựng dựa trên CĐTĐL hiện tại, hoạt động như một cơ quan điều tiết độc

lập cấp quốc gia đối với TTĐ tại Việt Nam.

Mô hình 3: Mô hình quản lý, điều tiết TTĐ có sự tham gia, giám sát của ủy

ban cấp quốc gia dưới hình thức một Ủy ban điều tiết các dịch vụ công hoặc các sản

phẩm thiết yếu như dầu, khí, điện thông qua một lộ trình hợp lý và theo từng bước. Ở

bước đầu tiên, sẽ điều tiết TTĐ, sau đó là các thị trường dịch vụ năng lượng cơ bản và

thiết yếu như dầu, khí và than. Đề xuất xây dựng như một Ủy ban liên ngành thuộc

Chính phủ với ủy viên là lãnh đạo các bộ, ngành liên quan và do Thủ tướng hoặc Phó

Thủ tướng trực tiếp chỉ đạo, điều hành.

148

Với các đặc điểm về điều kiện, bối cảnh kinh tế, chính trị và xã hội cũng lộ

trình phát triển của TTĐ Việt Nam, NCS nhận thấy mô hình 1 phù hợp với giai đoạn

hiện nay cho đến 2023 – 2025 trong khi mô hình 2 và mô hình 3 là các mô hình tự do

hơn và hiện đại hơn, có khả năng phù hợp với TTĐ Việt Nam giai đoạn sau 2025 đến

những năm 2030, khi chúng ta đã bước vào cấp độ TTĐ cạnh tranh bán lẻ và TTĐ có

sự tham gia mạnh mẽ hơn của các DN từ các thành phần kinh tế khác nhau.

Kết luận Chương 4

Trong phạm vi chương 4, luận án đã đề ra phương hướng và các giải pháp

phát triển TTĐ tại Việt Nam. NCS đã dựa trên những phân tích, lập luận đã được

trình bày tại chương 3 để đề xuất các giải pháp phát triển TTĐ tại Việt Nam. Các

nguyên nhân của hạn chế được chỉ ra bao gồm nội dung về nguyên nhân của những

hạn chế đối với phát triển TTĐ Việt Nam: Dự phòng công suất phát điện của hệ

thống điện Việt Nam ở mức thấp, làm suy giảm độ tin cậy cung cấp điện và chất

lượng dịch vụ điện năng; cơ chế quản lý giá điện chưa hợp lý; còn tồn tại nhiều khó

khăn, rào cản trong quản lý và đầu tư vào sản xuất – cung ứng điện; chính sách và

cơ chế quản lý - điều tiết TTĐ chưa đảm bảo đầy đủ hiệu lực. Căn cứ vào các

nguyên nhân nêu trên, các giải pháp đã được phân tích, đề xuất để giải quyết từng

hạn chế. Các giải pháp đều được đề xuất dựa trên các phân tích đối với bối cảnh

phát triển kinh tế của quốc gia cũng như những diễn biến, triển vọng của thị trường

năng lượng quốc tế, các xu hướng sản xuất hay tiêu thụ năng lượng ở mọi nhóm

khách hàng, triển vọng phát triển của TTĐ Việt Nam trên cơ sở phân tích điểm

mạnh, điểm yếu, cơ hội và thách thức (SWOT).

Các giải pháp được đề xuất gắn bó mật thiết với các nội dung phát triển

TTĐ, nguyên nhân của các hạn chế đối với phát triển TTĐ, hướng đến phát triển

nhu cầu điện bền vững, đảm bảo nguồn cung điện năng thông qua thu hút đầu tư

phát triển sản xuất điện; gia tăng nguồn cung điện năng từ năng lượng tái tạo, tăng

cường xây dựng cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ giao dịch thị trường điện lực,

tăng cường xây dựng cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ giao dịch thị trường điện

lực; và hoàn thiện chính sách và thể chế quản lý - điều tiết thị trường điện lực.

149

KẾT LUẬN

Xây dựng và phát triển TTĐ theo định hướng tự do hóa, cải thiện cơ chế cạnh

tranh là con đường dài, tiềm ẩn một số nguy cơ nhưng có thể mang lại nhiều lợi ích

tích cực hơn cho nền kinh tế, ngành công nghiệp điện lực và đặc biệt là khách hàng

sử dụng điện. Nhu cầu điện tại Việt Nam dự kiến sẽ vẫn duy trì mức tăng trưởng

cao đến 2030. Như vậy, nhiệm vụ trọng tâm vẫn là khắc phục tình trạng thiếu hụt

nguồn cung, đảm bảo công suất dự phòng hợp lý để bảo đảm chuyển đổi TTĐ sang

cơ chế tự do hóa một cách thành công. Khi dự trữ nguồn cung được đảm bảo, thị

trường sẽ vận hành theo các quy luật kinh tế, tránh khỏi các nguy cơ dẫn đến đổ vỡ

thị trường hoặc gây ra các sự cố có thiệt hại lớn với nền kinh tế. Với các phân tích

và khảo cứu đã thực hiện trong luận án, NCS nhận định rằng đối với trường hợp của

Việt Nam, tăng trưởng cung điện phải là nhiệm vụ trọng tâm đối với phát triển TTĐ

cho đến giai đoạn 2035 – 2040. Sau giai đoạn này, với dự báo thu nhập đạt ngưỡng

trung bình cao, nhu cầu điện sẽ ổn định và ít tăng trưởng đột biến góp phần giảm áp

lực đầu tư phát triển nguồn cung. Bên cạnh đó, các giải pháp đối với cơ chế cạnh

tranh, cơ chế giá, cơ chế giao dịch và tổ chức thị trường cũng cần được thực hiện

đồng bộ để mang lại hiệu quả thành công tốt hơn cho TTĐ. Một số kết luận chủ yếu

được rút ra sau:

1. Phát triển TTĐ tại Việt Nam theo hướng tự do hóa và cải thiện cơ chế cạnh

tranh là cần thiết để đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy và chất lượng cao hơn,

đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội.

2. Phát triển TTĐ tại Việt Nam là quá trình thay đổi hoặc tăng trưởng của các

yếu tố cấu thành nên thị trường theo hướng hoàn thiện hơn. Đây là quá trình phát

triển đồng bộ và bền vững các yếu tố cơ bản của thị trường bao gồm cung, cầu, hạ

tầng truyền tải và phân phối điện, các nền tảng và cơ chế phục vụ giao dịch TTĐ và

cơ chế giá điện;

3. Phát triển TTĐ tại Việt Nam bao hàm các nội dung đảm bảo cân bằng cung –

cầu điện năng, phát triển hệ thống hạ tầng truyền tải, phân phối điện, cơ chế cạnh

tranh trên TTĐ, cơ chế giá trên TTĐ, mô hình tổ chức quản lý, điều tiết TTĐ,

CSHT&NT phục vụ giao dịch TTĐ;

4. Nhóm tiêu chí đánh giá phát triển TTĐ tại Việt Nam được xây dựng để đánh giá

các nội dung phát triển TTĐ nêu trên bám sát theo các mục tiêu xây dựng TTĐ là:

i. Đảm bảo cung cấp điện ổn định, đảm bảo thu hút đủ vốn đầu tư vào ngành điện;

ii. Thu hút đầu tư từ các nhà đầu tư tư nhân và nước ngoài;

150

iii. Cải thiện cơ chế cạnh tranh để nâng cao hiệu quả hoạt động của TTĐ và có

cơ chế giá điện hợp lý;

iv. Xanh hóa TTĐ theo hướng khuyến khích phát triển NLTT;

Các tiêu chí nêu trên đều được lượng hóa bằng các chỉ tiêu đánh giá có thể đo

lường được như tăng trưởng nhu cầu điện, tăng trưởng sản xuất điện trong nước,

tăng trưởng quy mô thị trường phát điện và quy mô thị trường bán buôn điện cạnh

tranh, sự tham gia của các nhà sản xuất điện độc lập vào TTĐ, công suất điện NLTT

được huy động và giao dịch trên TTĐ.

5. NCS đã chỉ ra những hạn chế cần khắc phục của TTĐ Việt Nam bao gồm: i)

tăng trưởng nhu cầu chưa bền vững, gây áp lực lên đầu tư và sản xuất điện năng; ii)

sản xuất và cung ứng điện chưa đảm bảo ổn định; iii) chưa thu hút được đầu tư của

tư nhân trong và ngoài nước vào lĩnh vực phát điện; iv) tỉ trọng của nguồn điện

NLTT còn thấp; v) đầu tư phát triển hạ tầng lưới điện chưa đảm bảo tiến độ; vi) tính

minh bạch của Thị trường phát điện cạnh tranh còn hạn chế.

6. Những nguyên nhân chủ yếu đối với các hạn chế nêu trên là: i) cơ cấu tiêu

thụ điện chưa hợp lý; ii) năng lực tài chính và kỹ thuật của các DN phát điện, đặc

biệt là các DN tư nhân còn yếu; iii) còn tồn tại nhiều rào cản và khó khăn đối với

DN tham gia lĩnh vực sản xuất điện; iv) các nhà đầu tư vào lĩnh vực sản xuất

điện NLTT còn hạn chế về năng lực; v) chưa triển khai đồng bộ các dự án đầu tư

phát triển nguồn điện và lưới điện; vi) sự độc lập của cơ quan điều tiết TTĐ chưa

được đảm bảo.

7. Phát triển TTĐ cần thực hiện các giải pháp đồng bộ bao gồm: i) phát triển

nhu cầu điện bền vững hợp lý; ii) triển khai các cơ chế, chính sách thông qua giá

điện, môi trường kinh doanh, tăng cường sự minh bạch và công bằng đối với các nhà

đầu tư vào lĩnh vực điện lực từ mọi thành phần kinh tế; iii) thực hiện các cơ chế tiên

tiến về đấu thầu và cơ chế mua bán đặc thù (DPPA) để tạo môi trường đầu tư thuận lợi

cho điện NLTT; iv) thực hiện đúng tiến độ và lộ trình xây dựng TTĐ cấp độ bán buôn

cạnh tranh và bán lẻ cạnh tranh; v) từng bước nâng cao vị thế và vai trò của cơ quan

điều tiết trung ương tiến tới mô hình cơ quan điều tiết độc lập, có đủ năng lực và thẩm

quyền quản lý và điều tiết TTĐ;

151

DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH KHOA HỌC ĐÃ ĐƯỢC CÔNG BỐ

CỦA TÁC GIẢ CÓ LIÊN QUAN ĐẾN ĐỀ TÀI LUẬN ÁN

1. Edelev А. V., Tchemezov А. V.; Doan Van Binh; Nguyen Hoai Nam (2014),

“Software package Corrective to research long-term development of the

energy sector of Vietnam with regard to the requirements of energy

security and environmental constraints”, 16th Baikal International

Triannual School-Seminar Methods of Optimization and Their

Applications, Olkhon.

2. Edelev А.V., Tchemezov А.V, Pyatkova N.I., Nguyen Hoai Nam (2014),

“Сorrective software package to research long-term development of the

fuel and energy sector of Vietnam”, International journal “Programmnye

produkty i sistemy”, № 4 (108).

3. Doan Van Binh, Le Tat Tu, Nguyen Hoai Nam, Luu Le Quyen,

(2016), “Application of Expert Choice in selecting energy development

optimization scenario”, International Conference on Science and

Technology, 50th Anniversary of Electric Power University.

4. A. V. Edelev, I.A. Didorov, Doan Van Binh, Nguyen Hoai Nam (2016), “The

approach to find rational energy development ways in terms of energy

security requirements”, International Conference on Science and

Technology, 50th Anniversary of Electric Power University.

5. Van Binh Doan, Le Quyen Luu and Hoai Nam Nguyen (2017), “Support on

renewable energy and case of solar PV in Vietnam”, Asia-Pacific Tech

Monitor, Vol. 34 No. 1, Jan-Mar 2017.

6. Nguyễn Hoài Nam, Nghiêm Thị Ngoan, Nguyễn Cao Thành, Lưu Lệ Quyên

(2017), “Đổi mới và hoàn thiện cơ chế quản lý và điều tiết thị trường điện

tại Việt Nam”, Tạp chí Công Thương, số 11 năm 2017, tr. 169-175.

7. Nguyễn Hoài Nam (2018), “Khó khăn và rào cản trong đầu tư vào lĩnh vực sản

xuất điện năng tại Việt Nam”, Tạp chí Phát triển bền vững vùng, số 1 năm

2018, tr. 31-38.

8. Aleksey Edelev, Valeriy Zorkaltsev, Sergey Gorsky, Doan Van Binh, Nguyen

Hoai Nam (2018), “The Combinatorial Modelling Approach to Study

Sustainable Energy Development of Vietnam”, Conference proceedings of

the Third Russian Supercomputing Days, RuSCDays 2017, Moscow,

Russia, September 25–26, 2017, Communications in Computer and

Information Science book series. CCIS, volume 793 (Indexed by SCOPUS).

152

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

TÀI LIỆU TIẾNG VIỆT

1. Đoàn Văn Bình, Ngô Tuấn Kiệt và Bùi Huy Phùng (2010), "Hiện trạng và triển

vọng năng lượng Việt Nam đến năm 2030," Hội nghị khoa học kỷ niệm

35 năm Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam, Hà Nội, p. 422.

2. Đoàn Văn Bình và cộng sự (2015), Nghiên cứu phương pháp tối ưu phát

triển hệ thống năng lượng quốc gia có xét đến yêu cầu đảm bảo anh

ninh năng lượng và phát triển bền vững, Viện Khoa học năng lượng -

Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt Nam.

3. Bộ Công nghiệp (2003), “Nghiên cứu về lộ trình hình thành và phát triển thị

trường năng lượng Việt Nam”, Báo cáo đề tài khoa học - công nghệ.

4. Bộ Công Thương (2017), “Thống kê năng lượng Việt Nam 2016”.

5. Bộ Công Thương (2017), Thông cáo báo chí của Bộ Công Thương về việc

Điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân năm 2017.

6. Bộ Tài nguyên và Môi trường (2014), Báo cáo cập nhật lần thứ nhất của Việt

Nam cho Công ước khung của Liên hiệp quốc về biến đổi khí hậu.

7. Cục Điều tiết điện lực (2008), Đề án thiết kế tổng thể thị trường phát điện

cạnh tranh và tái cơ cấu ngành điện cho phát triển TTĐ, Hà Nội.

8. Cục Điều tiết điện lực (2015), Đề án Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn

điện cạnh tranh Việt Nam, Hà Nội.

9. Cục Điều tiết điện lực (2017), Tổng kết vận hành Thị trường phát điện cạnh tranh

và Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm giai đoạn 2016 - 2017.

10. Nguyễn Đức Cường (2012), Tổng quan về hiện trạng và xu hướng của thị

trường năng lượng tái tạo của Việt Nam.

11. Trịnh Quang Dũng (2012), “Bức xạ mặt trời và thực trạng ứng dụng ở Việt

Nam”, Tạp chí Năng lượng Việt Nam..

12. GEA (2012), “Đánh giá năng lượng toàn cầu - Hướng tới một tương lai bền

vững (bản tiếng Việt)”, Học viện Quốc tế về Phân tích các hệ thống

ứng dụng, Laxenburg, Cộng hòa Áo.

153

13. Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (2012), Báo cáo năm 2012, Truy cập

tại trang http://www.nldc.evn.vn/ [truy cập ngày 15 tháng 3 năm 2018]

14. Đàm Xuân Hiệp (2012), Hình thành và phát triển thị trường điện lực tại Việt

Nam, Bộ Khoa học và Công nghệ, Hà Nội.

15. Cao Đạt Khoa (2010), Mô hình tổ chức và cơ chế quản lý khâu truyền tải điện ở

Việt Nam, Luận án Tiến sỹ, Đại học Kinh tế quốc dân, Hà Nội.

16. Ngô Tuấn Kiệt (2007), Nghiên cứu tổng quan và định hướng phát triển hệ

thống năng lượng Việt Nam, Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ

Việt Nam, Hà Nội.

17. Trần Viết Ngãi (2013), “Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt

Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050 và những thách thức”, Diễn

đàn năng lượng và dầu khí - Đầu tư và phát triển bền vững, Hà Nội.

18. Bùi Huy Phùng (2012), “Quy hoạch năng lượng tổng thể - Cơ sở khoa học, pháp

lý cho quy hoạch các phân ngành năng lượng”, Năng lượng Việt Nam.

19. Bùi Huy Phùng (2016), “Năng lượng bền vững ở Việt Nam: Thách thức và

kiến nghị phát triển”, Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

20. Holger Rogall (2011), Kinh tế học bền vững - Lý thuyết kinh tế và thực tế của

phát triển bền vững, NXB Khoa học tự nhiên và Công nghệ (Sách dịch).

21. Nguyễn Thành Sơn (2014), Xây dựng và phát triển thị trường bán buôn điện

cạnh tranh Việt Nam, Luận án Tiến sỹ, Đại học Kinh tế, Đại học Đà

Nẵng, Đà Nẵng, 2014.

22. Nguyễn Ngọc Long và cộng sự (2006), Giáo trình triết học Mác Lê nin, Nhà

xuất bản Chính trị Quốc gia.

23. Đặng Đình Thống và Lê Danh Liên (2005), Cơ sở Năng lượng mới và tái

tạo, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội,.

24. Trung Tâm Thông tin Điện lực (2018), Kết quả sản xuất - kinh doanh 2017.

25. Tô Quốc Trụ (2012), “Phản biện, kiến nghị giải pháp phát triển bền vững nguồn

năng lượng tái tạo Việt Nam”, Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

26. Tập đoàn điện lực Việt Nam Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia

(2015), Báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện Việt Nam

2015, Hà Nội.

154

27. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/3/2016 về việc

Phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn

2011 - 2020 có xét đến năm 2030, 2016.

28. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 về

cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam.

29. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29 tháng

06/2011 về cơ chế hỗ trợ các dự án điện gió nối lưới ở Việt Nam.

30. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24 tháng 03/2013

về cơ chế hỗ trợ các dự án điện sinh khối nối lưới ở Việt Nam.

31. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 1835/QĐ-TTg, Phê duyệt Chiến lược

phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn

đến năm 2050.

32. Nguyễn Anh Tuấn (2003), Hoàn thiện mô hình tổ chức sản xuất kinh doanh

của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam, Luận án Tiến sỹ, Đại học Kinh

tế quốc dân.

33. Nguyễn Anh Tuấn và Nguyễn Mạnh Cường (2014), Quy hoạch hệ thống

điện Việt Nam - nhìn từ phía an ninh năng lượng Quốc gia, Báo cáo

đề tài khoa học, Viện Năng lượng.

34. Nguyễn Anh Tuấn và Nguyễn Anh Dũng (2011), Nghiên cứu phương pháp xác

định giá truyền tải điện và các phương thức chống tắc nghẽn phù hợp

điều kiện thị trường điện ở Việt Nam, Báo cáo đề tài khoa học, Viện

Năng lượng

35. Tiết Minh Tuyết (2012), Nghiên cứu ảnh hưởng của cơ chế điều chỉnh giá

điện đến cơ cấu thành phần phụ tải trong dự báo nhu cầu điện, Báo

cáo đề tài khoa học, Viện Năng lượng.

36. Tiết Minh Tuyết và Nguyễn Chí Phúc (2014), Nghiên cứu phân tích tương

quan giá các dạng năng lượng Việt Nam, Báo cáo đề tài khoa học,

Viện Năng lượng

37. Viện Năng lượng (2016), Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia

giai đoạn 2011 - 2020, có xét đến 2030.

38. Viện Năng lượng (2017), Báo cáo viễn cảnh năng lượng Việt Nam 2017, Bộ

Công Thương - Đại sứ quán Đan Mạch.

155

TÀI LIỆU TIẾNG ANH

39. A2ATrading (2014), Overview of the Italian Energy Market.

40. ADB (2004), Road Map for Power Sector Reform, Technical Assistance

41. ADB (2014), Assessing Power Sector Reform in Asia and the Pacific: Vietnam.

42. International Energy Agency (2013), Southeast Asia Energy Outlook,

International Energy Agency.

43. Energy Alliance (2012), “Case study: Power Sector Reform in Vietnam”, UNDP.

44. David Begg (2007), Stanley Fishcher, and Rudiger Dornbusch, Kinh tế học.

45. Torstein Bye and Einar Hope (2005), “Deregulation of electricity markets - The

Norwegian experience”, Statistics Norway, Research Department.

46. Helen Borrie (2013), The Firebird Book Second Edition, Volume 1: Firebird

Fundamentals, CreateSpace Independent Publishing Platform.

47. Robert Cushman (1941), The Independent Regulatory Commissions, New

York: Oxford University Press.

48. Deloitte (2016), Energy energy market reform - Country profile: Italy.

49. UNDESA Division for Sustainable Development (2012), "A guidebook to

the Green Economy ", United Nations, Geneva.

50. Source Forge (2013), Mixed Integer Linear Programming (MILP) Solver

lp_solve.

51. Fabrizio Gilardi and Martino Maggetti (2010), "The independence of

regulatory authorities," in Handbook of Regulation, D. Levi-Faur, Ed.,

ed Cheltenham: Edward Elgar.

52. GIZ (2015), "Overview of the Vietnamese Power Market - A Rewable

Energy Perspective" .

53. R. Haas and H. Auer (2006), "The prerequisites for effective competition in

restructured wholesale electricity markets," Energy, vol. 31, pp. 857-

864, 5//.

54. Sally Hunt and Graham Shuttleworth (1996), Competition and Choice in

Electricity, Chichester, United Kingdom: John Wiley and Sons Ltd.

156

55. Ierusalimschy, R.; Figueiredo, L.; Celes, W. (1996), Lua - An Extensible

Extension Language. Soft-ware: Practice and Experience, v. 26, n.6,

p.635-652.

56. International Energy Agency (2016), “World Energy Outlook 2016”.

57. International Energy Agency (2017), "Monthly Electricity Statistic”.

58. Louis L. Jaffe (1964), “James Landis and the Administrative Process”,

Harvard Law Review, vol. 78, pp. 319-328.

59. Paul L. Joskow (1997), Restructuring, Competition and Regulatory Reform

in the U.S Electricity Sector, Journal of Economics Perspectives, vol.

11, pp. 119-138.

60. Paul L. Joskow (2008), Lessons Learned From Electricity Market

Liberization, The Energy Journal, pp. 9-42.

61. Daniels Kirschen and Goran Strbac (2004), Fundamentals of Power System

Economics, Wiley.

62. James Landis (1938), The Administrative Process, New Haven: Yale

University Press.

63. Stephen Littlechild (1983), Regulation of British Telecommunications

Profitability, Department of Industry, London.

64. Iain MacGill and Stephen Healy (2013), "Chapter 20 - Is Electricity Industry

Reform the Right Answer to the Wrong Question? Lessons from

Australian Restructuring and Climate Policy A2 - Sioshansi, Fereidoon P,"

in Evolution of Global Electricity Markets, ed Boston: Academic Press,

2013, pp. 615-644.

65. Jan Moen and Jan Hamrin (1996), Regulation and competition without privatization:

Norway's experience, The Electricity Journal, vol. 9, pp. 37-45, 3//.

66. Bruce Mountain and Stephen Littlechild (2010), Comparing electricity

distribution network revenues and costs in New South Wales, Great

Britain and Victoria, Energy Policy, vol. 38, pp. 5770-5782, 10// 2010.

67. Vaughn Nelson (2009), Wind energy : renewable energy and the

environment.

157

68. David M. Newbery (1997), Privatisation and liberalisation of network

utilities, European Economic Review, vol. 41, pp. 357-383, 4// 1997.

69. David M. Newbery (2002), Problems of liberalising the electricity industry,

European Economic Review, vol. 46, pp. 919-927, 5// 2002.

70. Christian Ngô and Joseph B. Natowitz (2009), Our energy future : resources,

alternatives, and the environment.

71. Nhan T. Nguyen and Minh Ha-Duong (2009) Economic potential of

renewable energy in Vietnam's power sector, Energy Policy, vol. 37,

pp. 1601-1613, 5// 2009.

72. Douglass C. North (1990), Institutions, Institutional Change and Economic

Performance, Cambridge: Cambridge University Press.

73. OECD (2011), Towards Green Growth, OECD, Paris.

74. Michael G. Pollitt (2017), Chung-Han Yang, and Hao Chen, "Reforming the

Chinese Electricity Supply Sector: Lessons from International

Experience," University of Cambridge - Energy Policy Research Group.

75. Australian Energy Regulator (2012), State of the Energy Market.

76. Paul Samuelson and William D Nordhaus (2009), Economics, McGraw-Hill

Education, 19th edition.

77. Jon Stern (1997), "What Makes an Independent Regulator Independent?,"

Business Strategy Review, vol. 8, pp. 67-74.

78. Jon Stern and Stuart Holder (1999), Regulatory governance: criteria for

assessing the performance of regulatory systems: An application to

infrastructure industries in the developing countries of Asia, Utilities

Policy, vol. 8, pp. 33-50, 3//.

79. Steven Stoft (2002), Power System Economics: Designing Markets for

Electricity, Wiley-IEEE Press.

80. Dalia Streimikiene and Indre Siksnelyte (2016), Sustainability assessment of

electricity market models in selected developed world countries,

Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 57, pp. 72-82, 5//.

81. Terna (2014), General Data.

158

82. Nguyen Anh Tuan (2012), A Case Study on Power Sector Restructuring in

Vietnam, presented at the Pacific Energy Summit.

83. Nguyen Anh Tuan (2017), National assessment of development potential of

grid-connected solar photovoltaic projects in Vietnam until 2020 with

a vision to 2030, Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit

(GIZ) - Ministry of Industry and Trade.

84. UNDP (2012), Fossil Fuel Fiscal Policies and Greenhouse Gas Emissions in

Vietnam.

85. UNDP (2013), A Marginal Abatement Cost Curve Analysis for the Energy

Sector in Vietnam.

86. UNDP (2014), Green Growth and Fossil Fuel Fiscal Policies in Vietnam.

87. Aisma Vītiņa, Nina Dupont, and Mikael Togeby (2017), Renewable Energy

Scenarios for Vietnam, Danish Energy Agency.

88. World Bank (2000), “Wind Energy Resource Atlas of Southeast Asia”.

89. World Bank (2016), A financial recovery plan for Vietnam Electricity (EVN:

with implications for Vietnam’s power sector, The World Bank.

90. Dagmar Zwebe (2012), Biomass Business Opportunities Viet Nam, SNV

Netherlands Development Organisation Vietnam.

159

PHỤ LỤC 1

Diễn biến điều chỉnh giá điện tại Việt Nam từ 2010 - 2017

T

T

Quyết định/Văn

bản của Thủ

tường Chính

phủ

Quyết

định/Thông tư

của Bộ Công

Thương

Thời

điểm

hiệu lực

Giá bán

điện

bình

quân

(đ/kWh)

Lần sau so

lần trước

đ/kW

h %

1

TB số 50/TB-

VPCP ngày

12/02/2010 của

VPCP

TT số

08/2010/TT-BCT

ngày 24/2/2010

Từ ngày

01/3/2010 1.058,00 109,5

11,54

%

2

QĐ số 269/QĐ-

TTg ngày

23/02/2011 của

Thủ tướng CP

TT số số

05/2011/TT-BCT

ngày 25/2/2011

Từ ngày

01/3/2011 1.242,00 184,0

17,39

%

3

QĐ số

24/2011/QĐ-TTg

ngày 15/4/2011

của TTg về điều

chỉnh giá bán điện

theo cơ chế thị

trường

TT số

42/2011/TT-BCT

ngày 19/12/2011

Từ ngày

20/12/201

1 1.304,00 62,0 4,99%

4 TT số

17/2012/TT-BCT

ngày 29/6/2012

Từ ngày

01/7/2012 1.369,00 65,0 4,98%

5 TT số

38/2012/TT-BCT

ngày 20/12/2012

Từ ngày

22/12/201

2 1.437,00 68,0 4,97%

6 TT số

19/2013/TT-BCT

ngày 31/7/2013

Từ ngày

01/8/2013 1.508,85 71,85 5,00%

7

QĐ số

69/2013/QĐ-TTg

ngày 19/11/2013

của Thủ tướng CP

quy định về cơ

chế điều chỉnh

mức giá bán lẻ

điện bình quân

QĐ 4887/QĐ-BCT

ngày 30/5/2014

Từ ngày

01/6/2014

Không điều chỉnh giá bán

lẻ điện, chỉ thay đổi cơ

cấu biểu giá

8 QĐ số 2256/QĐ-

BCT ngày

12/3/2015

Từ ngày

16/3/2015 1.622,01 113,16 7,50%

9 QĐ số 4495/QĐ-

BCT ngày

30/11/2017

Từ ngày

1/12/2017 1.720,65 98,64 6.08%

160

PHỤ LỤC 2

Thiết kế và thực hiện khảo sát về các khó khăn và rào cản đầu tư vào lĩnh vực

sản xuất điện tại Việt Nam

Khảo sát được thực hiện từ tháng 6 đến tháng 8 năm 2017. Hình thức khảo sát

là lập biểu khảo sát trực tuyến, gửi tới email của người được hỏi.

- Số lượng mẫu thu được phản hồi: 24

- Số lượng mẫu hoàn thành tất cả các câu hỏi: 20

- Số lượng mẫu không hoàn thành tất cả các câu hỏi: 4

Thống kê về đơn vị công tác của người được hỏi cho ở bảng sau:

Đơn vị công tác Số lượng

Đơn vị phát điện BOT hoặc các nhà sản xuất điện độc lập 13

Nhà nghiên cứu, chuyên gia 6

Đơn vị phát điện trực thuộc hoặc liên kết với EVN 2

Đơn vị truyền tải/phân phối bán lẻ điện 2

Đơn vị cung cấp dịch vụ cho nhà máy điện 1

Biểu khảo sát được chia làm 3 phần chính được thiết kế với phần lớn câu hỏi

có cấu trúc, sử dụng để thu thập ý kiến đánh giá của người được hỏi về các vấn đề

liên quan đến khó khăn (yếu tố nội tại) và rào cản (yếu tố bên ngoài) tác động đến

hoạt động của DN trong lĩnh vực đầu tư, quản lý vận hành các nhà máy sản xuất

điện, bao gồm điện NLTT.

Các yếu tố này được cấu trúc thành các 3 chính gồm:

- Các rào cản, khó khăn về quản lý, kỹ thuật – công nghệ

- Các rào cản, khó khăn về kinh tế - tài chính; và

- Các rào cản, khó khăn về môi trường giao dịch trên thị trường điện

Các thang đánh giá được chia làm 5 mức như sau:

- Khó khăn:

161

o Mức 1 tương ứng với “không phải là khó khăn” đối với DN

o Mức 5 tương ứng với “là khó khăn đáng kể” đối với DN

- Rào cản:

o Mức 1 tương ứng với “không phải là rào cản” đối với DN

o Mức 5 tương ứng với “là rào cản đáng kể” đối với DN

Ngoài ra NCS đã thiết kế một số câu hỏi mở để có thể thu thập một số thông

tin liên quan đến cảm nhận và ý kiến của những người được hỏi về các yếu tố vĩ mô

như môi trường kinh doanh, khung chính sách, thể chế điều tiết TTĐ, …, Các câu

trả lời thu được đã rất hữu ích đối với NCS trong việc kiểm chứng hoặc xem xét các

nhận định hoặc đề xuất các giải pháp phát triển thị trường điện lực trong phạm vi

luận án này.

Hầu hết người tham gia khảo sát là đại diện các DN đã, đang và sẽ tham gia

đầu tư vào lĩnh vực sản xuất điện. Một số là đại diện cho đơn vị cung cấp dịch vụ

truyền tải, phân phối điện. Có 6 người tham gia khảo sát là các chuyên gia trong

ngành điện, hiện đang công tác tại các cơ sở nghiên cứu, đào tạo hoặc đơn vị tư vấn

có uy tín trong ngành. Trong số các đơn vị sản xuất điện tham gia khảo sát, có tới 9

đơn vị tham gia lĩnh vực điện mặt trời (37.5%), 5 đơn vị trong lĩnh vực đầu tư điện

gió (20.8%), 3 đơn vị đầu tư trên cả hai lĩnh vực điện gió và điện mặt trời, 3 đơn vị

quản lý vận hành nhà máy nhiệt điện than, 3 đơn vị sản xuất thủy điện. Còn lại là

các DN trong lĩnh vực điện sinh khối.

Kết quả khảo sát cho thấy có sự khác biệt giữa các DN trong nhận thức về

các rào cản và khó khăn đối với hoạt động và sự tham gia của họ trong thị trường.

Khác biệt này có liên quan tới nguồn gốc và thành phần kinh tế của DN, phân khúc

thị trường sản xuất điện mà họ tham gia, năng lực, trình độ và kinh nghiệm tham gia

thị trường.

Kết quả chi tiết của khảo sát được tổng hợp như sau;

Phần 1. Các rào cản, khó khăn về quản lý, kỹ thuật - công nghệ

Thu xếp nguồn nhiên liệu/nguyên liệu cho vận hành nhà máy điện

- 9/19 DN gặp khó khăn với việc Thu xếp nguồn nhiên liệu/nguyên liệu cho vận

hành nhà máy điện. Các DN BOT/các nhà sản xuất điện độc lập gặp khó khăn ở

khâu này nhiều hơn, và là các đơn vị đầu tư trong lĩnh vực nhiệt điện than

162

- Rất ít DN có được thuận lợi trong khâu Thu xếp nguồn nhiên liệu/nguyên liệu

cho vận hành nhà máy điện ngoại trừ các DN đầu tư lĩnh vực điện mặt trời, thủy

điện, điện gió;

Các thủ tục đầu tư, cấp phép (Giấy chứng nhận đầu tư, Bổ sung dự án vào quy

hoạch điện, Lập Dự án đầu tư, Báo cáo đánh giá tác động môi trường, Giấy phép

xây dựng, Giấy phép hoạt động điện lực ...)

- Đa số DN đánh giá đây là rào cản rất lớn; ngay cả đối với các DN phát điện

thuộc EVN GENCO;

- Gặp khó khăn nhất trong khâu này là các DN khối tư nhân trong và ngoài nước;

Quá trình tổ chức đấu thầu, mua sắm thiết bị - công nghệ và/hoặc lựa chọn nhà

thầu, quản lý và giám sát thi công

- Đa phần DN không gặp nhiều khó khăn với khâu này

- 4 DN cho biết gặp khó khăn đáng kể với khâu này là các DN mới tham gia đầu tư

hoặc đã đầu tư trong lĩnh vực sản xuất điện, trong tương lai chuyển đổi sang lĩnh

vực điện NLTT;

- 5 DN cho thấy họ tự tin với năng lực của mình trong khâu này là: EVN GENCO

và các DN có kinh nghiệm đầu tư và triển khai dự án thủy điện;

Quá trình hoàn tất thi công, hòa lưới và quản lý vận hành

- Đây là quá trình gây nhiều khó khăn với DN

- 6 DN ít gặp khó khăn ở khâu này là DN thuộc khối EVN GENCO, DN đã tham

gia và có kinh nghiệm trong ngành điện;

- 13 DN gặp khó khăn là các DN tư nhân, phần lớn là DN đầu tư vào điện NLTT;

Thu hút và duy trì nguồn nhân lực có kỹ năng và kinh nghiệm phục vụ

phát triển và vận hành nhà máy điện

Các DN nhìn chung ít gặp khó khăn trong công tác nhân lực ngoại trừ một số đơn

vị mới tham gia hoặc chuyển đổi sang đầu tư điện NLTT.

Phần 2. Các rào cản, khó khăn về kinh tế - tài chính

Tiếp cận và huy động vốn đầu tư cho phát triển dự án

- Có tới 14 DN gặp rào cản đáng kể đối với khâu này

- Không có đơn vị nào cho rằng họ có thể huy động vốn một cách rất thuận lợi;

- Chỉ có nhà đầu tư nước ngoài và một số ít nhà đầu tư tư nhân trong nước (3 đơn

vị) cho biết họ có tiềm lực tốt trong thu xếp tài chính và vốn cho phát triển dự án;

163

Thực hiện đàm phán và ký kết thỏa thuận mua bán điện/HĐMBĐ

Hầu hết DN đánh giá đây là rào cản đáng kể (13/20 DN) ngoại trừ một số

DN khối EVN GENCO.

Khung giá bán điện hiện nay

Nhìn chung không có sự đồng nhất về ý kiến của DN đối với khung giá bán

điện hiện náy. Một số DN cho rằng giá hiện nay phù hợp nhưng có tới 15/20 DN

cho rằng giá hiện nay chưa phù hợp.

Về môi trường kinh doanh và đầu tư trong lĩnh vực phát điện tại Việt Nam

(cơ chế khuyến khích, hướng dẫn đầu tư, quy định)

Nhìn chung môi trường kinh doanh và đầu tư trong lĩnh vực phát điện tại

Việt Nam được DN đánh giá là chưa thuận lợi (ý kiến của 9/20 DN)

164

Mẫu biểu khảo sát trực tuyến phục vụ cho nghiên cứu của luận án

165

166

167

168

169

170

171

172

PHỤ LỤC 3

Hệ thống văn bản quy phạm pháp luật phục vụ thị trường phát điện cạnh tranh

Để phục vụ vận hành thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh từ tháng 7/2012,

BCT đã ban hành hệ thống các văn bản quy phạm pháp luật phục vụ cho thị trường.

Đối với Thông tư quy định vận hành Thị trường phát điện cạnh tranh, BCT đã

ban hành từ năm 2010 và cập nhật, điều chỉnh để xử lý các vấn đề còn tồn tại trong

công tác vận hành Thị trường phát điện cạnh tranh, cụ thể như sau:

– Thông tư số 18/2010/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh

tranh;

– Thông tư số 45/2011/TT-BCT sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư

18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 05 năm 2010.

– Thông tư 03/2013/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh

tranh, thay thế Thông tư 18/2010/TT-BCT và Thông tư 45/2011/TT-BCT

– Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh

tranh, thay thế Thông tư số 03/2013/TT-BCT.

– Thông tư số 27/2009/TT-BCT của Bộ Công Thương ban hành quy định đo

đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh;

– Thông tư số 41/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định phương pháp

xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và

phê duyệt HĐMBĐ. Từ năm 2015, Thông tư 41/2010/TT-BCT được thay thế bởi

Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công

Thương quy định phương pháp xây dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra HĐMBĐ;

và Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ

Công Thương quy định trình tự xây dựng, ban hành khung giá phát điện;

– Thông tư số 12/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương Quy định hệ thống điện

truyền tải;

– Thông tư số 13/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định phương pháp

lập, trình tự, thủ tục xây dựng chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

– Thông tư số 14/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định phương pháp

lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điên và Thông tư

số 03/2012/TT-BCT của Bộ trưởng Bộ Công Thương Sửa đổi, bổ sung một số điều

của Thông tư số 14/2010/TT-BCT;

173

– Thông tư số 40/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương Quy định về trình tự,

thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực;

– Thông tư số 18/2012/TT-BCT của Bộ Công Thương Quy định Giám sát thị

trường phát điện cạnh tranh;

– Thông tư số 40/2014/TT-BCT của Bộ Công Thương Quy định quy trình điều

độ hệ thống điện quốc gia;

– Thông tư 18/2012/TT-BCT quy định giám sát thị trường phát điện

cạnh tranh.

174

PHỤ LỤC 4

Các bước tính toán chủ yếu, yêu cầu dữ liệu đầu vào của Corrective

I. Xem xét khả năng thay thế lẫn nhau giữa các loại nhiên liệu cho sản

xuất điện

Để phục vụ cho mô hình Corrective, NCS đã xem xét và phân tích các nguồn

năng lượng có khả năng thay thế NLNL hóa thạch trong tương lai. Có nhiều loại

năng lượng có thể thay thế năng lượng hoá thạch truyền thống trong phát điện như

năng lượng mặt trời, năng lượng gió, năng lượng biển, năng lượng sinh khối, năng

lượng khí sinh học, năng lượng hạt nhân, địa nhiệt và năng lượng hydro. Vấn đề

thay thế năng lượng hoá thạch cho phát điện cần thiết nghiên cứu triển khai với mọi

quy mô khai thác từ quy mô hộ gia đình, xí nghiệp, cộng đồng dân cư nhỏ đến phát

điện nối lưới với quy mô vừa và lớn. Điện mặt trời, điện gió là các lựa chọn hàng

đầu thay thế năng lượng phát điện quy mô vừa trong khi điện hạt nhân vẫn có thể là

một lựa chọn cho tương lai sau 2030 để đảm bảo an ninh về nguồn cung điện năng

cho TTĐ.

II. Chuẩn bị dữ liệu về chi phí sản xuất, xuất nhập khẩu, biến đổi và vận tải

nhiên liệu cho sản xuất điện

NCS đã thu thập và chuẩn bị các dữ liệu về các thành phần chi phí sản xuất,

biến đổi và vận chuyển (chi phí tính toán) nhiên liệu cho sản xuất điện là các dữ liệu

quan trọng để giải bài toán cân bằng cung cầu điện năng cho Việt Nam. Bài toán

cân bằng cung - cầu điện năng Việt Nam được tính toán theo các vùng nên các

thành phần chi phí được xem xét riêng cho mỗi loại cơ sở sản xuất điện, trên cơ sở

đó tính toán các hệ số hàm mục tiêu chung đại diện cho các vùng.

Thành phần chi phí tính toán cần thiết trong hàm mục tiêu cần xác định cho

tất cả các loại nhiên liệu sử dụng cho sản xuất điện theo chuỗi cung ứng năng lượng

từ nơi sản xuất đến đầu vào hộ tiêu thụ. Các loại nhiên liệu, năng lượng cần xác

định chi phí gồm: Than bao gồm: Antraxit, than nâu, than bùn; điện: Thuỷ điện,

nhiệt điện, điện nguyên tử, điện từ năng lượng tái tạo (mặt trời, gió, biomass, địa

nhiệt...); dầu và các sản phẩm dầu mỏ, khí tự nhiên và xác sản phẩm từ khí.

175

Các thành phần cần thiết của chi phí tính toán đối với các loại nhiên liệu kể

trên tính đến hộ tiêu thụ gồm:

– Chi phí sản xuất và biến đổi năng lượng

– Chi phí vận tải năng lượng

– Giá xuất nhập khẩu năng lượng

– Các loại thuế và phí.

Các thành phần chi phí nêu trên được quy về một đơn vị thống nhất với

điện năng là USD/GWh. Các giá trị thành phần chi phí được tính tại thời điểm

nghiên cứu (năm tính toán), các thành phần chi phí bỏ ra trong quá khứ sẽ được tính

quy dẫn về thời điểm tính toán.

III. Bộ dữ liệu đầu vào

Bộ dữ liệu đầu vào phục vụ tính toán cân bằng cung – cầu điện năng gồm dữ liệu

TTĐ giai đoạn nghiên cứu của luận án và có xét đến giai đoạn 2016-2030, trong đó chú

trọng đến ba mốc chính là 2020, 2025 và 2030. Với mỗi năm, các thông số được cấu trúc

theo ba vùng Bắc - Trung - Nam. Các thông số nguồn, vận tải, nhu cầu tiêu thụ được đưa

ra theo vùng tương ứng. Về phía sản xuất, các loại nhiên liệu cung ứng cho sản xuất điện

được xét là:

- Than: Antraxit, than nâu

- Khí tự nhiên

- Dầu và các sản phẩm dầu

- Năng lượng tái tạo: Gió, mặt trời, biomass

Cấu trúc dữ liệu ba mốc thời gian nêu trên là giống nhau, tuy nhiên quy mô dữ

liệu là khác nhau do chúng mô tả các thời điểm khác nhau của TTĐ bao gồm:

(1) Dữ liệu nguồn cung nhiên liệu cho sản xuất điện:

+ Khả năng sản xuất, xuất nhập khẩu các loại nhiên liệu

+ Chi phí sản xuất, xuất nhập khẩu các loại nhiên liệu

(2) Dữ liệu vận tải nhiên liệu và dữ liệu đường dây truyền tải điện: Đối với

nhiên liệu đầu vào cho sản xuất điện có 5 loại hình vận tải là đường sắt, đường bộ,

đường thủy, đường ống; đối với điện năng, hình thức vận tải là hệ thống đường dây

tải điện.

+ Khả năng vận tải

+ Chi phí vận tải

176

(3) Dữ liệu nhu cầu tiêu thụ năng lượng: nhu cầu này bao gồm nhu cầu điện

năng ở các hộ tiêu thụ cuối cùng và nhu cầu nhiên liệu tại các nhà máy sản xuất

điện theo ba vùng.

Nguồn dữ liệu

Để xây dựng bộ dữ liệu, NCS đã kế thừa nhiều kết quả nghiên cứu, dữ liệu tính

toán của Viện Khoa học năng lượng, Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt

Nam. Ngoài ra, NCS còn tham khảo nhiều tài liệu liên quan gồm: các quy hoạch

phát triển KTXH các vùng kinh tế, các tỉnh thành; các quy hoạch ngành, lĩnh vực

liên quan; các văn bản pháp quy liên quan đến khai thác, chế biến, vận tải, tiêu thụ,

xuất nhập khẩu,... năng lượng; số liệu từ Tổng cục thống kê, Cổng thông tin điện tử

các bộ ngành liên quan, ... Một số tài liệu tham khảo chủ yếu có thể kể đến là:

- Quy hoạch phát triển ngành than Việt Nam đến năm 2020, có xét đến 2030

- Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia 2011-2020, có xét đến 2030

- Quy hoạch hệ thống sản xuất và phân phối khí dầu mỏ hóa lỏng giai đoạn

đến năm 2020, có xét đến năm 2030

- Chiến lược phát triển ngành dầu khí Việt Nam đến năm 2015 và định hướng

đến 2025

- Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn đến 2015

định hướng đến 2025

- Quy hoạch tổng thể phát triển sản xuất ngành nông nghiệp đến năm 2020 và

tầm nhìn đến 2030

- Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp Việt Nam đến năm 2020,

tầm nhìn đến năm 2030

- Quy hoạch phát triển hệ thống cảng biển Việt Nam đến năm 2020, định

hướng đến năm 2030

- Các quy định về cước phí vận tải hàng hóa, thuế tài nguyên, phí môi trường,

thuế xuất nhập khẩu, ...