1. Nguyên tắc hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh
Cơ cấu của thị trường
– Thị trường hợp đồng: Các đơn vị phát điện ký hợp đồng với Đơn vị mua buôn duy nhất theo cơ chế hợp đồng.
– Thị trường điện giao ngay: áp dụng mô hình thị trường điều độ tập trung chào giá theo chi phí
Nguyên tắc hoạt động của thị trường
– Trong thị trường phát điện cạnh tranh VCGM, toàn bộ điện năng phát của các nhà máy điện được bán cho đơn vị mua buôn duy nhất (EVN), lịch huy động các tổ máy được lập căn cứ trên bản chào giá theo chi phí biến đổi. Điện năng mua bán được thanh toán theo giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay của từng chu kỳ giao dịch thông qua hợp đồng sai khác;
– Tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho năm đầu tiên của thị trường được quy định ở mức bằng 90% – 95% tổng sản lượng điện phát của nhà máy, phần còn lại được thanh toán theo giá thị trường giao ngay. Tỷ lệ này sẽ được giảm dần qua các năm tiếp theo để tăng tính cạnh tranh trong hoạt động phát điện, nhưng không thấp hơn 60%.
Các đối tượng tham gia thị trường
– Các đơn vị tham gia cạnh tranh phát điện: gồm các nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở lên đấu nối vào lưới điện quốc gia (trừ các nhà máy điện gió, điện địa nhiệt);
– Đơn vị mua buôn duy nhất: Công ty Mua bán điện thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
– Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng: Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia;
– Đơn vị cung cấp dịch vụ truyền tải điện: Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.
2. Các cơ chế hoạt động của VCGM
Cơ chế hợp đồng mua bán điện trong thị trường
– Các nhà máy điện tham gia cạnh tranh trên thị trường (trừ các nhà máy điện BOT, các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu): ký hợp đồng mua bán điện (PPA) dưới dạng hợp đồng sai khác (CfD) với Đơn vị mua buôn duy nhất (EVN). Giá hợp đồng được quy đổi từ giá công suất và giá điện năng do hai bên thoả thuận nhưng không vượt quá khung giá cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Sản lượng hợp đồng hàng năm được xác định trước khi bắt đầu năm vận hành theo kết quả tính toán tối ưu hệ thống điện của năm tiếp theo. Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm. Sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng của từng chu kỳ giao dịch được tính toán phân bổ từ sản lượng hợp đồng hàng năm;
– Các nhà máy điện BOT: do Đơn vị mua buôn duy nhất chào giá thay trong thị trường để thực hiện nghĩa vụ bao tiêu trong các hợp đồng PPA và tối ưu chí phí mua điện của Đơn vị mua buôn duy nhất;
– Các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu: ký hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn duy nhất theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành, đảm bảo cho các nhà máy thu hồi đủ chi phí thực tế;
– Các nhà máy điện cung cấp các dịch vụ phụ trợ (dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và dự phòng vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện): ký hợp đồng hàng năm với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Cơ chế vận hành của thị trường điện giao ngay
– Thị trường điện giao ngay có chu kỳ giao dịch là một giờ. Các đơn vị phát điện công bố công suất sẵn sàng và chào giá phát điện của từng tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
– Các nhà máy nhiệt điện chào giá theo chi phí biến đổi của từng tổ máy trong giới hạn giá trần của nhà máy sử dụng công nghệ chuẩn. Các nhà máy thuỷ điện chào giá phát điện trong phạm vi từ 80% đến 110% giá trị nước do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố cho từng nhà máy;
– Lịch huy động các tổ máy được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho từng chu kỳ giao dịch căn cứ trên bản chào giá của các tổ máy, dự báo phụ tải hệ thống điện và khả năng tải của lưới điện truyền tải theo nguyên tắc tổng chi phí mua điện là thấp nhất;
– Giá điện năng thị trường giao ngay (SMP) được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định cho từng chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc giá biên hệ thống điện căn cứ trên phụ tải thực tế của hệ thống, các bản chào giá và công suất sẵn sàng thực tế của các tổ máy;
– Giá thị trường toàn phần cho từng chu kỳ giao dịch sử dụng trong tính toán thanh toán hợp đồng CfD được xác định bằng tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường.
Cơ chế giá công suất thị trường
– Các nhà máy điện tham gia cạnh tranh trên thị trường (trừ các nhà máy điện BOT, các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu) được thanh toán giá công suất thị trường khi được lập lịch huy động;
– Giá công suất thị trường được xác định hàng năm đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất (là nhà máy nhiệt điện chạy nền, có tổng chi phí phát điện thấp nhất trong các nhà máy mới được đưa vào vận hành trong năm) thu hồi đủ tổng chi phí phát điện trong năm;
– Giá công suất thị trường được xác định cho từng giờ, tỷ lệ thuận với phụ tải hệ thống điện giờ cao điểm và giờ bình thường. Giá công suất giờ thấp điểm bằng zero (0).
Cơ chế cung cấp dịch vụ phụ trợ trong thị trường
– Các dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện (dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện) do các đơn vị phát điện cung cấp theo hợp đồng ký hàng năm với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
– Số lượng dịch vụ phụ trợ cần thiết hàng năm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định để đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện. Giá các dịch vụ phụ trợ được xác định đảm bảo cho các nhà máy điện thu hồi đủ chi phí thực tế. Tổng chi phí dịch vụ phụ trợ hàng năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xây dựng và trình duyệt trong tổng chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường điện hàng năm;
– Dịch vụ điều chỉnh tần số và dự phòng quay được thanh toán cho toàn bộ lượng công suất được lập lịch huy động theo giá công suất thị trường và cho toàn bộ điện năng phát theo giá điện năng thị trường.
Cơ chế thanh toán trong thị trường
– Chu kỳ thanh toán trong thị trường là một tháng;
– Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chịu trách nhiệm tính toán và công bố các khoản thanh toán trong thị trường điện giao ngay cho từng chu kỳ giao dịch và cho toàn bộ chu kỳ thanh toán;
– Căn cứ số liệu thanh toán do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất, đơn vị phát điện tính toán và phát hành hoá đơn cho chu kỳ thanh toán;
– Căn cứ số liệu thanh toán do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và hợp đồng mua bán điện đã ký với đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn duy nhất chịu trách nhiệm kiểm tra và thực hiện thanh toán cho các nhà máy điện;
– Căn cứ số liệu thanh toán do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký, đơn vị phát điện phát hành hoá đơn cho các dịch vụ phụ trợ đã cung cấp trong chu kỳ thanh toán.
Cơ chế huy động các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu
Các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố lịch huy động theo giá trị nước đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện
3. Cơ chế mua bán điện của NT2 (NT1 tương tự)
Toàn bộ điện năng của NT2 đều bán cho một người mua duy nhất là EVN. Tuy nhiên, do đã tham gia thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) từ tháng 07/2012 nên doanh thu của doanh nghiệp chia làm 2 phần:
Doanh thu bán điện = Qc x Pc + Qm x Pm
– Đối với phần sản lượng bán theo hợp đồng mua bán điện (Qc) thì giá bán (Pc) cũng được quy định thông qua đàm phán trên hợp đồng, doanh nghiệp chỉ có thể thay đổi thông qua đàm phán lại.
– Phần sản lượng còn lại (Qm) được doanh nghiệp chủ động chào giá (Pm) trên VCGM tùy vào tình hình cung cầu thị trường, năng lực sản xuất hay chiến lược chào giá của riêng mình.
Hợp đồng mua bán điện (PPA) dài hạn được ký kết với EVN có thời hạn 10 năm kể từ khi đi vào hoạt động (2011 – 2020). Trong giai đoạn 2011 – T5/2014, NT2 vẫn ghi nhận doanh thu theo Pc tạm tính (khoảng 5,5 – 5,9 USCent/kWh) do 2 bên vẫn chưa đàm phán được giá bán điện cho nhà máy.
Giá bán điện chính thức cho nhà máy được thống nhất trong phụ lục hợp đồng sửa đổi bổ sung số 04 ngày 28/05/2014, tương đương khoảng 6,15 USCent/kWh tại thời điểm đó. Với việc điều chỉnh này, NT2 đã được ghi nhận khoản hồi tố giá điện là 658 tỷ đồng trong năm 2014.
Cả giá mua khí và giá bán điện của NT2 đều được tính theo USD, nhờ đó giảm thiểu được rủi ro của việc mất giá đồng nội tệ.
Khoảng 10 – 25% sản lượng điện được bán theo giá thị trường.
NT2 có rất nhiều lợi thế khi tham gia VCGM như (1) Máy móc thiết bị hiện đại vận hành độ tin cậy cao cũng như sự ổn định của nguồn khí Nam Côn Sơn; (2) Khả năng thay đổi phụ tải nhanh trên diện rộng (7MW/phút) giúp chiến lược chào giá linh hoạt hơn; (3) Vị trí chiến lược ngay ở trung tâm phụ tải Đông Nam Bộ, chỉ cách điểm nóng tiêu thụ điện là TP.HCM 30km; (4) Thành lập riêng Tổ thị trường điện để phục vụ cho phân tích, lên chiến lược chào giá trên VCGM. Đây được đánh giá là một trong những tổ chào giá tốt nhất trong hơn 60 nhà máy tham gia.
Năm 2015, nguồn cung điện miền Nam trở nên khan hiếm do các nhà máy thủy điện chịu ảnh hưởng của hạn hán đã khiến giá biên trên VCGM tăng cao. Giá chào khớp cao nhất của NT2 lên đến 1.600 đồng/kWh, cao hơn cả giá trần của nhiệt điện than là 1.448 đồng/kWh.
Nhơn Trạch 2 sử dụng nhiên liệu chính là khí thiên nhiên từ bể Nam Côn Sơn thông qua đường ống Phú Mỹ – TPHCM với sản lượng tiêu thụ khoảng 830 triệu m3/năm. Nguồn khí này ổn định và dồi dào hơn so với các bể khí khác trong khu vực. Đây là ưu thế rất lớn nếu so với các nhà máy tuabin khí Cà Mau (sử dụng nguồn khí PM3 Cà Mau không ổn định) hay nhiệt điện Bà Rịa (khí từ bể Cửu Long phải ưu tiên cho Đạm Phú Mỹ sử dụng trước). Ngoài ra nhà máy còn sử dụng nhiên liệu dự phòng là dầu DO với lượng tiêu thụ tối đa khoảng 2.600 tấn/ngày.
Hợp đồng mua khí dài hạn với PV GAS lên đến 25 năm, do đó có sự đảm bảo về nguồn nhiên liệu đầu vào.
Giai đoạn từ 2011 – T7/2015, giá khí Nam Côn Sơn của NT2 được đàm phán riêng, cao hơn nhiều so với giá thị trường (vào thời điểm đó, giá dầu còn ở mức cao) và điều chỉnh tăng khoảng 3%/năm. Việc không được hưởng cùng mặt bằng giá khí với các nhà máy sử dụng chung bể đã từng là bất lợi khá lớn của NT2 khi tham gia VCGM bởi chi phí sản xuất điện của doanh nghiệp bị đội lên đáng kể. Cụ thể trong giai đoạn này, nguồn khí tiêu thụ của Nhơn Trạch 2 bao gồm 46% từ lô 06.1 mỏ Lan Tây – Lan Đỏ với giá bình quân 5,61 USD/MMBTU và 54% từ lô 05.2 mỏ Hải Thạch – Mộc Tinh với giá 6,57 USD/MMBTU, giá mua khí bình quân là 6,13 USD/MMBTU, cao hơn đến 12% so với giá thị trường là 5,41 USD/MMBTU.
Từ tháng 08/2015, NT2 chính thức được Bộ Công Thương cho phép áp dụng cơ chế giá khí mới theo thị trường. Do phần chi phí nhiên liệu đã được chuyển vào giá điện trong hợp đồng mua bán điện (PPA) nên toàn bộ khoản hồi tố phát sinh do chênh lệch giá khí giai đoạn trước là 319 tỷ đồng được PVGAS trả cho NT2, NT2 phải chuyển trả lại tương ứng cho EVN. Mặc dù không trực tiếp thu được lợi nhuận từ khoản hồi tố này nhưng cơ chế giá khí mới đã giúp nhà máy tiết giảm được chi phí sản xuất điện, gia tăng được lợi thế cạnh tranh trên VCGM.
Lợi nhuận gộp hưởng lợi nhờ chính sách giá khí mới
Cơ chế giá khí mới theo thị trường được áp dụng ngay trong giai đoạn giá dầu thấp giúp cho giá thành sản xuất điện của NT2 giảm mạnh.
Đối với phần sản lượng hợp đồng (Qc), giá Pc được quy định theo cơ chế “Cost + Margin” khiến tỷ suất lợi nhuận định mức không thay đổi cho dù có bất cứ sự biến động nào của doanh thu. (Pc giảm tương ứng khi giá khí giảm). Tuy nhiên, đối với phần sản lượng phát trên VCGM (Qm), chiến lược chào giá tốt cùng sự thiếu hụt nguồn cung giúp doanh nghiệp vẫn chào được mức giá bán (Pm) cao, nhờ đó thúc đẩy tăng trưởng biên LN gộp.
Từ mức xấp xỉ 20% ở Q1, Q2/2015, biên lợi nhuận gộp Q3 đã tăng vọt lên 28,2% sau khi được áp dụng chính sách giá khí theo thị trường từ tháng 08. Biên lợi nhuận gộp đạt mức cao nhất 30,6% vào quý 04/2015 nhờ (1) giá khí Nam Côn Sơn tiếp tục giảm mạnh từ 5,42 xuống chỉ còn 4,01 USD/MMBTU và (2) giá bán điện trên VCGM tăng so với Q3 do bắt đầu bước vào mùa khô. Kết thúc năm 2015, lợi nhuận gộp của NT2 đạt 1.642 tỷ đồng, tăng 65% so với mức 994 tỷ đồng năm 2014 (đã điều chỉnh loại bỏ khoản hồi tố).
Trong giai đoạn 2018-2019, do sản lượng khí từ bể Nam Côn Sơn có dấu hiệu suy giảm đã làm cho công ty không thể tăng doanh thu phần sản lượng phát trên VCGM (Qm), và hơn nữa giá khí lại vẫn duy trì như giai đoạn trước.
Giai đoạn cuối 2020 trở về sau, các mỏ khí mới như Sao Vàng – Đại Nguyệt, Sư Tử Trắng…và đường ống NCS2-GD2 được hoàn thành, sẽ tác động đến NT2:
– Sản lượng khí tăng, giúp NT2 chủ động trong việc tham gia thị trường cạnh tranh VCGM trong lúc cao điểm. Hơn nữa, sản lượng khí tăng giúp công ty hạn chế phải sử dụng nguyên liệu dầu DO dự phòng với chi phí cao.
– Giá khí dự kiến ở các mỏ mới sẽ được điều chỉnh tăng so với các mỏ trước đây. Mặc dù cơ chế lượng hợp đồng (Qc) sẽ dịch chuyển chi phí giá khí này qua EVN nhưng với giá cao hơn sẽ bất lợi cho công ty tham giá thị trường cạnh tranh VCGM
– Giá dầu/khí thế giới giảm mạnh giai đoạn đầu năm đang làm cho NT2 có lợi thế khi tham gia VCGM, tuy nhiên giai đoạn này sản lượng huy động không cao nên NT2 cũng khó tận dụng triệt để.
Như vậy, với việc sở hữu NT 1&2, Cà Mau 1&2 thì gián tiếp sẽ giúp POW hưởng lợi từ việc giảm giá khí và tăng công suất khí cung cấp vào cuối năm 2020.
Nguồn: Lão Trịnh – Tổng hợp và Phân tích
