TÀI CHÍNH -
Tháng 3/2015
135
nguồn phát này. Ngoài ra, hiện nay chưa có cơ chế
cho các dịch vụ phụ trợ nên chưa khuyến khích
các đơn vị tham gia, đến nay các nhà máy điện
trực tiếp chào giá mới chỉ chiếm 37,8% công suất
lắp đặt toàn hệ thống. Các phần mềm chào giá, hỗ
trợ thanh toán chưa được cập nhật đồng bộ, mất
nhiều thời gian xử lý thông tin thanh toán. Các số
liệu dự báo về thủy văn, hồ chứa chưa phù hợp
với thực tế, gây khó khăn cho việc tính toán chào
giá. Những nhà máy thủy điện đa mục tiêu, có
yêu cầu xả nước phục vụ hạ du khó xử lý hài hòa
giữa nhiệm vụ cấp nước và tham gia thị trường
phát điện cạnh tranh. Đặc biệt, do nguồn ở phía
Nam đang thiếu, giới hạn truyền tải điện từ Bắc
vào Nam còn hạn chế, khiến một số nhà máy điện
phía Nam đã tận dụng lợi thế địa lý để chào giá
cao vẫn được huy động dẫn đến lãi cao bất hợp lý
làm tăng chi phí cho cả hệ thống.
Đặc điểm sinh hoạt ngày đêm:
Nhu cầu tiêu thụ
điện biến đổi rất mạnh trong một ngày đêm theo
tập quán sinh hoạt, sản xuất của người dân. Thông
thường, nhu cầu tiêu thụ điện thường thấp vào
ban đêm, cao vào các giờ ban ngày. Nhu cầu tiêu
thụ điện trong một ngày được chia thành ba thời
kỳ là thấp điểm, bình thường và cao điểm.
Suất tiêu hao nhiên liệu:
Suất tiêu hao nhiên
liệu được định nghĩa là lượng nhiên liệu được sử
dụng để sản xuất ra một đơn vị sản phẩm, được
xác định theo công thức sau:
Suất tiêu hao = Lượng nhiên liệu / Lượng sản
phẩm
Công tác vận hành và điều kiện vận hành nhà
máy điện quyết định suất tiêu hao nhiên liệu và
xa hơn là hiệu quả khai thác nhà máy điện. Thật
vậy, với các nhà máy điện sử dụng nhiên liệu hóa
thạch, không tái sinh như than, khí đốt hay dầu
mỏ, nếu các nhà máy điện chào giá không hợp lý,
chỉ được tham gia cung ứng trong thời gian ngắn
thì rõ ràng chi phí phải trả cho việc khởi động sẽ
rất lớn, làm gia tăng suất tiêu hao nhiên liệu và
giảm hiệu quả khai thác nhà máy. Từ các phân
tích trên có thể thấy hiệu quả phụ thuộc không
chỉ chế độ vận hành mà còn khả năng chào giá
hợp lý. Chào giá hợp lý là chào giá sao cho vẫn đủ
đù bù đắp chi phí, đồng thời vẫn được huy động
nhiều, giảm suất tiêu hao nhiên liệu, tăng T quy
đổi, nâng cao hiệu quả vận hành chung.
Rủi ro từ phía điều hành thị trường:
EVN nắm
giữ đơn vị điều độ và vận hành thị trường điện
- đơn vị mua duy nhất, đơn vị truyền tải điện và
các điện lực nên được độc quyền mua điện từ các
đơn vị phát điện. Như vậy, có thể sẽ tạo ra điều
kiện nảy sinh tiêu cực trong điều hành thị trường.
Mức độ cạnh tranh chưa cao, chỉ giới hạn trong
cạnh tranh phát điện. Sức ép đối với các đơn vị
phát điện giảm chi phí, tăng hiệu quả chưa lớn.
Không có cơ hội cho các công ty phân phối được
lựa chọn nhà cung cấp.
Rủi ro do biến động giá nhiên liệu:
Chi phí phát
điện phụ thuộc chủ yếu vào giá nhiên liệu như
dầu, gas, than… khi giá nhiên liệu có xu hướng
tăng trên thị trường trong nước và quốc tế làm
chi phí dự kiến sẽ tăng lên và lợi nhuận giảm sút.
Giá nhiên liệu trong từng năm có sự tăng giảm,
tuy nhiên xu hướng dài hạn là tăng giá. Vì vậy,
giá điện sản xuất của các nhà máy sẽ có xu hướng
tăng tương ứng. Trước đây, than bán cho điện chỉ
bằng khoảng 60% -70% giá thành sản xuất than
thì năm 2013 đã bằng với giá thành, năm 2014, giá
than bán cho điện sẽ thực hiện theo giá thị trường.
Ngoài ra, năm 2014, giá khí bán cho sản xuất điện
cũng được điều chỉnh dần từ 30% - 100% giá khí
thị trường. Điều đó cũng có nghĩa là giá thành sản
xuất từ các nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu
hóa thạch sẽ tăng lên.
Rủi ro do tỷ giá:
Hầu hết các nhà máy điện đều
có vốn vay ngoại tệ do mua thiết bị từ nước ngoài,
đặc biệt những nhà máy BOT như Mông Dương và
Vĩnh Tân 1, tỷ lệ vốn vay ngoại tệ lên tới 100% vốn
vay. Trong khi đó, khi tính toán giá điện đưa vào
hợp đồng, theo quy định của Thông tư 41/2013/
TT-BCT, lãi suất vốn vay ngoại tệ hàng năm chỉ
được tăng khoảng 2%, thực tế có những năm như
2010-2011 tỷ giá biến động rất mạnh tăng khoảng
8%, đã gây khó khăn cho nhà máy trong việc trả
nợ do giá điện không tăng với tỷ lệ tương ứng.
Rủi ro chính sách:
Mặc dù chi phí nhiên liệu đầu
vào ngày càng tăng nhưng giá điện bán cho khách
hàng chưa được điều chỉnh cho phù hợp. Điều
này, ảnh hưởng đến hiệu quả hoạt động của nhà
máy phát điện. Trong năm 2013, giá than bán cho
sản xuất điện đã tăng 2 lần với khoảng 60%. Tuy
nhiên giá điện bán lẻ bình quân năm 2013 chỉ tăng
2 lần với mỗi lần tăng khoảng 5%, việc này gây
bất lợi cho một số nhà máy điện phát điện.
Trong năm 2013, giá than bán cho sản xuất
điệnđã tăng2 lần: Ngày20/4/2013 tăng40%và
ngày 01/8/2013 tăng 20%. Tuy nhiên giá điện
bán lẻ bình quân năm 2013 chỉ tăng 2 lần với
mỗi lần tăng khoảng 5% vào ngày 01/6/2013
và ngày 22/12/2013. Việc này gây bất lợi cho
một số nhà máy điện phát điện.
