(ĐTCK) Có nhiều yếu tố khiến các nhà máy phát điện gặp khó khăn trong quá trình tham gia thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM).

Từ EVN…

Với vai trò là đơn vị chủ lực vận hành hệ thống và thị trường điện, việc tham gia vận hành VCGM đang đặt ra những thách thức không nhỏ đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Theo đánh giá của các chuyên gia, trong những tình huống thời tiết cực đoan như hạn hán, mưa bão, hoặc sự cố tổ máy lớn, EVN vẫn phải thực hiện nhiệm vụ cân bằng hệ thống.

Để đảm bảo an ninh hệ thống thì nhiều trường hợp phải huy động các nguồn đắt, dẫn đến chi phí sản xuất tăng và EVN là đơn vị đầu tiên phải gánh chịu.

Hiện nay, EVN mà cụ thể là các tổng công ty phát điện (GENCO) sở hữu nhiều nhà máy thủy điện lớn nhất trong hệ thống, với tổng số 34 nhà máy tham gia trực tiếp cung ứng điện trong VCGM. Trường hợp có lũ và tất cả các hồ đều tràn, giá thị trường về 0 đồng, thì doanh thu các nhà máy của EVN đều sụt giảm mạnh.

Đây là quy luật của thị trường và là đặc điểm của hệ thống điện Việt Nam, mà các nhà máy trong hay ngoài EVN khi tham gia đều không tránh khỏi. 

… đến các nhà máy phát điện độc lập​

Đối với các nhà máy phát điện độc lập tham gia trực tiếp vào hệ thống, bà Phạm Thị Oanh, Giám đốc CTCP Thủy điện Geruco - Sông Côn cho biết, do những ràng buộc của thị trường và chịu ảnh hưởng trực tiếp từ những yếu tố không thể tính toán như thủy văn, thời tiết, các nhà máy thủy điện thường gặp bất lợi khi tình hình thời tiết diễn biến quá cực đoan theo 2 chiều hướng. Trong trường hợp hạn hán, giá thị trường cao, mực nước hồ xuống thấp, nhà máy không phát đủ sản lượng điện theo hợp đồng đã ký, dẫn đến doanh thu hợp đồng âm.

Ở trường hợp thứ hai, vào mùa lũ, tất cả hệ thống các hồ chứa đều tràn, hệ thống trong tình trạng thừa nguồn, giá thị trường bằng 0, nhà máy thủy điện phải chạy với giá công suất, dẫn đến doanh thu rất thấp.

Bà Oanh cho biết thêm, biến động của nền kinh tế vĩ mô, đặc biệt là tỷ giá cũng ảnh hưởng không nhỏ tới các DN sản xuất, cung ứng điện. Điều này xuất phát từ thực tế là phần lớn các nhà máy có chi phí đầu tư rất lớn, phải vay ngoại tệ và nhập khẩu thiết bị, công nghệ từ nước ngoài. Mỗi lần tỷ giá tăng thì đối tượng gánh chịu áp lực nặng nề nhất chính là các nhà đầu tư nguồn điện, trong đó có EVN và các nhà máy điện.

Theo bà Oanh, với mức tăng 27% của tỷ giá USD/VND trong giai đoạn 2009 - 2015, Nhà máy Thuỷ điện Sông Côn 2 từ khi vận hành đến nay đã phải bù đắp chênh lệch tỷ giá lên tới 170 tỷ đồng, khiến chi phí khấu hao không đủ để trả nợ vay ngoại tệ hàng năm.

“Mặc dù Bộ Công thương đã xác định nguyên tắc xây dựng giá công suất thị trường là đảm bảo cho nhà máy điện mới thu hồi chi phí phát điện, nhưng quy định này vẫn còn hạn chế ở chỗ không thay đổi trong năm áp dụng và trong công thức tính giá không có tham số tỷ giá. Trong khi đó, Ngân hàng Nhà nước vừa điều chỉnh tăng biên độ tỷ giá lên +/- 3%. Khi chi phí đầu tư liên tục chịu tác động bởi nhiều yếu tố, thì biểu giá công suất thị trường chỉ được điều chỉnh hàng năm là không kịp thời và chưa đảm bảo được nguyên tắc thu hồi chi phí phát điện”, bà Oanh nói.

Theo vị giám đốc này, ngành điện đã mở ra thị trường cạnh tranh giai đoạn 1, chuẩn bị vận hành thị trường bán buôn trong năm 2016 và xác định lộ trình khởi động thị trường bán lẻ vào năm 2023, do đó rất có một giải pháp hoàn thiện và linh hoạt hơn với các biến động đầu vào khi xây dựng biểu giá công suất, nhằm tăng độ nhạy của ngành và có sự chuẩn bị tin cậy về mặt chính sách để thu hút đầu tư.

Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) cũng đang đối mặt với nhiều khó khăn khi tham gia thị trường VCGM. Thứ nhất là giá khí cho các Nhà máy điện Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2 cao hơn giá khí bán cho các nhà máy nhiệt điện khí cùng khu vực, khiến việc cạnh tranh giữa các nhà máy nhiệt điện khí hiện đang thiếu bình đẳng.

Thứ hai là sản lượng hợp đồng năm được phân bổ không giúp thu hồi đủ chi phí cố định cho nhà máy, bởi trên thực tế, giá thị trường luôn thấp hơn giá hợp đồng, vì vậy nhà máy không thể đạt được mức doanh thu như trước khi tham gia thị trường. Thứ ba là việc đàm phán giá chính thức cho Nhà máy điện Nhơn Trạch 1 đã kéo dài hơn 5 năm, nhưng đến nay vẫn chưa kết thúc.

Theo lãnh đạo PV Power, việc chậm ký kết giá điện chính thức không những gây khó khăn cho công tác ghi nhận doanh thu, nộp thuế TNDN, quản lý chi phí, tối ưu hóa sản xuất - kinh doanh, mà còn ảnh hưởng đến tính pháp lý, tính chắc chắn của hợp đồng mua bán điện.

PV Power kiến nghị, xem xét việc phân bổ sản lượng hợp lý cho nhà máy ở mức có thể thu hồi đủ chi phí cố định, đặc biệt đối với các nhà máy điện mới. Ngoài ra, sớm hòa giá khí để giảm sức ép về giá thành cho các nhà máy điện của PVN, đồng thời đẩy nhanh quá trình đàm phán giá điện cho Nhà máy Nhơn Trạch 1.           

 

Hiếu Minh
Bình Luận (0)

Bài viết chưa có bình luận nào. Bạn nên dùng tiếng Việt có dấu khi bình luận.