[Funland] Các vấn đề liên quan tới điện, EVN và các bên liên quan

[congchi]

Nhật vừa thay lờ đờ, không rõ có thể thay đổi gì không

View attachment 9356207

Nhật có phốt Fukushima, thôi xin kiếu đi.

 

[.Bo My]

Tập đoàn nào? Cho vào chổ của Nhật à..

------
Gần đây nhất, một Tập đoàn kinh tế tư nhân cũng thuộc hàng danh tiếng ( Tôi xin mạn phép giấu tên), đã đề xuất lên Chính phủ xin làm nhà máy điện hạt nhân có công suất ở giai đoạn 1 là 1200MW. Điều đáng nói nhất là thời gian xây dựng nhà máy này là chỉ có 7 năm, và số tiền đầu tư là 7 tỷ USD. Tập đoàn này tự lo vốn, không cần Chính phủ bảo lãnh. Vfa dĩ nhiên là với công nghệ tiên tiến nhất
Như vậy, so với các nhà máy điện hạt nhân mà do Nhà nước đầu tư thì giá cả và tiến độ mà Tập đoàn này đưa ra là rẻ hơn khá nhiều, và tiến độ nhanh gần gấp rưỡi...

 

[X_axe]

Vậy là kết thúc đàm phán với đối tác Nhật về nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 2! Chính thức chấm dứt cơ hội của Nhật tại công trình điện hạt nhân Việt Nam. Báo cáo lại BCT là để tìm đối tác khác.

Chúc mừng, May quá ủn mít được hội Nhật ... ra khỏi VN

 

[X_axe]

Tăng tỷ lệ bao tiêu LNG lên 75% (từ 65%). Thời hạn bao tiêu vẫn 10 năm

Đề xuất nâng bao tiêu điện khí LNG lên 75%, tiến độ ký kết hợp đồng mua bán điện được đẩy nhanh

Chính phủ Việt Nam đang xây dựng dự thảo luật nhằm nâng tỷ lệ bao tiêu sản lượng điện hợp đồng (Qc) hàng năm cho các dự án nhiệt điện khí LNG từ 65% lên 75%....

vneconomy.vn

 

[Doubleqn]

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM: BƯỚC NGOẶT CỦA MỘT CUỘC CẢI TỔ
Thị trường điện Việt Nam đang bước vào giai đoạn cải cách then chốt, khi Cục Điện lực đề xuất lộ trình mới hướng tới mô hình cạnh tranh hoàn chỉnh vào năm 2027. Mục tiêu là minh bạch giá điện, mở rộng quyền tham gia của nhà đầu tư và bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.
Sau hơn mười năm vận hành thị trường điện cạnh tranh, Việt Nam đang bước vào giai đoạn bản lề để định hình mô hình thị trường trong thập kỷ tới. Cơ quan quản lý, đơn vị vận hành và các tổ chức quốc tế đều nhìn nhận: cải cách thị trường điện là tất yếu để bảo đảm an ninh năng lượng và thu hút đầu tư, song cần một lộ trình phù hợp để duy trì ổn định hệ thống trong quá trình chuyển đổi.
Cục Điện lực (#EAV), Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (#NSMO) cùng các đối tác quốc tế từ Sáng kiến Quan hệ đối tác về cơ sở hạ tầng (#P4I – #Australia) đã đưa ra các đánh giá và kiến nghị cụ thể cho giai đoạn tới, hướng đến mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng, thu hút đầu tư và đáp ứng yêu cầu chuyển đổi xanh tại Hội thảo kỹ thuật Phát triển thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam diễn ra ngày 7/11.
Từ độc quyền tới cạnh tranh có điều tiết
Ngành điện Việt Nam từng được vận hành theo mô hình “tích hợp dọc” – một đơn vị chịu trách nhiệm từ sản xuất, truyền tải đến phân phối và bán lẻ. Mô hình này giúp kiểm soát tốt về an toàn hệ thống nhưng lại hạn chế tính cạnh tranh, dẫn đến chi phí đầu tư và vận hành cao.
Theo EAV, từ năm 1995, Việt Nam bắt đầu quá trình tách bạch chức năng quản lý nhà nước khỏi hoạt động sản xuất – kinh doanh, hình thành các công ty hạch toán độc lập trong EVN.
Bước ngoặt lớn đến vào năm 2012 khi thị trường phát điện cạnh tranh (#VCGM) chính thức vận hành, sau đó mở rộng thành thị trường bán buôn điện cạnh tranh (#VWEM) từ năm 2019.
Giai đoạn sắp tới, Việt Nam dự kiến tiến thêm một bước với thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (#VREM) – nơi người tiêu dùng có thể lựa chọn nhà cung cấp điện. Theo đại diện EAV, VWEM sẽ được hoàn thiện vào tháng 7/2026 và VREM vận hành chính thức từ tháng 1/2027, thay thế lộ trình cũ tại Quyết định 63/2013/QĐ-TTg với định hướng “phù hợp thể chế kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa, cạnh tranh, minh bạch và hiệu quả, bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia”.
Trong đó, mục tiêu của cải cách được xác định rõ: Giá điện phản ánh đúng cung – cầu, thay vì được điều tiết hành chính; Mở rộng cơ hội đầu tư tư nhân vào các khâu sản xuất, truyền tải và bán lẻ; Bảo đảm cung cấp điện ổn định và tin cậy trong điều kiện nhu cầu tăng nhanh; Minh bạch hóa cơ chế vận hành và thanh toán thị trường.
Ông Nguyễn Quang Minh, Trưởng phòng Thị trường điện và Hệ thống điện (EAV) cho biết, lộ trình mới sẽ loại bỏ cơ chế bù chéo giữa các nhóm khách hàng, tách rõ hoạt động có tính độc quyền tự nhiên (truyền tải, điều độ hệ thống) với phần có thể cạnh tranh (phát điện, bán lẻ). Các loại hợp đồng song phương, hợp đồng kỳ hạn hay quyền chọn (CfD) cũng sẽ được cho phép để giảm rủi ro biến động giá – một bước mà trước đây chưa từng có trong thị trường điện Việt Nam.
Cụ thể, ông Minh nhấn mạnh năm nguyên tắc chính của giai đoạn phát triển mới: Tách bạch giữa chức năng sản xuất – kinh doanh và quản lý nhà nước; Không thực hiện bù chéo giá điện, tiến tới cơ chế giá thị trường có điều tiết; Tăng quyền lựa chọn cho khách hàng sử dụng điện; Đảm bảo ổn định vận hành hệ thống và không gây xáo trộn trong hoạt động sản xuất – kinh doanh của các đơn vị; Tạo môi trường đầu tư minh bạch và khả thi cho các doanh nghiệp tư nhân.
Các điểm mới so với lộ trình cũ gồm việc song song hoàn thiện VWEM và triển khai VREM, cùng với việc bổ sung cơ chế hợp đồng song phương, hợp đồng kỳ hạn, quyền chọn, tương lai (CfD) nhằm giảm rủi ro biến động giá. Đồng thời, cơ chế thanh toán sẽ được làm rõ giữa giao dịch song phương và thị trường giao ngay, chuyển trách nhiệm điều tiết thanh toán sang đơn vị vận hành thị trường độc lập (NSMO).
Cơ quan điều tiết thị trường cũng xác định yêu cầu đồng bộ giữa tái cơ cấu ngành điện và cải cách giá điện, trong đó cơ chế giá sẽ dần chuyển sang dựa trên thị trường, minh bạch hóa chi phí truyền tải, phân phối và bán lẻ.
Việc chuyển tiếp các hợp đồng mua bán điện (PPA) hiện hữu từ EVN sang các tổng công ty điện lực (TCTĐL) sẽ được thực hiện từng bước, nhằm tạo nền tảng cho cạnh tranh trong khâu bán buôn và bán lẻ.
Thị trường điện “chưa thực sự mở”
Từ góc độ vận hành, Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (NSMO) cho biết VWEM đã mang lại nhiều cải thiện rõ rệt trong minh bạch và hiệu quả của hệ thống.
Nếu như năm 2012 chỉ có 31 nhà máy tham gia trực tiếp, thì đến giữa năm 2025, đã có 118 nhà máy điện với tổng công suất hơn 34.000 MW tham gia chào giá trên thị trường, chiếm 38,4% tổng công suất đặt của hệ thống điện quốc gia.
Nhờ cơ chế chào giá, các nhà máy phát điện được quyền quyết định mức công suất và giá bán trong từng chu kỳ 30 phút, giúp giá điện bám sát thực tế cung – cầu.
Tuy nhiên, theo NSMO, tính cạnh tranh thực chất vẫn còn hạn chế. Có ba nguyên nhân chính:
Thứ nhất, mô hình người mua duy nhất: EVN vẫn giữ vai trò bên mua điện duy nhất trong VWEM, đồng thời sở hữu phần lớn các nhà máy phát và công ty phân phối. Điều này khiến các nhà đầu tư tư nhân khó đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) một cách độc lập.
Thứ hai, tỷ lệ tham gia trực tiếp còn thấp: Nhiều nhà máy BOT, nhập khẩu và phần lớn nguồn năng lượng tái tạo vẫn hưởng giá cố định (FIT) nên không tham gia chào giá. Tỷ lệ nguồn tham gia thị trường có xu hướng giảm, khiến quy mô thị trường bị “co hẹp” về mặt cạnh tranh.
Thứ ba, chưa có thị trường phụ trợ và phái sinh: Các dịch vụ kỹ thuật như dự phòng quay, điều chỉnh điện áp, khởi động đen vẫn được chỉ định qua hợp đồng song phương, không qua đấu thầu. Đồng thời, chưa có công cụ quản trị rủi ro giá hoặc thị trường phái sinh như hợp đồng tương lai, khiến các nhà máy khó lập kế hoạch tài chính dài hạn.
Ngoài ra, cơ chế sản lượng hợp đồng (Qc), vốn được thiết kế để cân bằng rủi ro giữa giá thị trường và hợp đồng, hiện chỉ tính theo ngắn hạn, làm giảm khả năng dự báo và ổn định tài chính của các đơn vị phát điện.
NSMO đánh giá, các kết quả đạt được như vận hành ổn định, minh bạch hơn, tăng số lượng nhà máy tham gia… là nền tảng tích cực. Nhưng để thị trường đi vào chiều sâu, cần mở rộng quyền tham gia của khối tư nhân trong khâu mua buôn và bán lẻ, đồng thời hoàn thiện khung pháp lý cho các loại hình giao dịch mới.
Tín hiệu thị trường và vai trò của nhà nước từ góc nhìn quốc tế
Theo ông Craig Mickle, đối tác tại EY Australia - Sáng kiến Quan hệ đối tác cơ sở hạ tầng P4I và là tác giả chính của Báo cáo kỹ thuật “Nâng cao tính cạnh tranh của thị trường điện tại Việt Nam”, Việt Nam đã có bước tiến lớn trong thiết kế thị trường, song tín hiệu giá hiện vẫn chưa đủ mạnh để khuyến khích đầu tư tư nhân, nhất là trong lĩnh vực năng lượng tái tạo.
Báo cáo chỉ ra rằng giá bán buôn hiện nay được chia thành hai phần – giá biên hệ thống (SMP) và phần bổ sung công suất (CAN). Tuy nhiên, mức trần giá SMP lại khác nhau theo loại nhà máy, khiến tín hiệu đầu tư bị sai lệch: các nguồn điện có chi phí cao vẫn có thể tồn tại, trong khi nguồn giá rẻ khó được ưu tiên.
Với năng lượng tái tạo, giá PPA được xác định dựa trên “chi phí hợp lý, hợp lệ” và chi phí biến đổi 0 đồng/kWh, khiến khả năng thương lượng của nhà đầu tư bị hạn chế.
Trong khi đó, cơ chế giá điện bậc thang cho hộ gia đình và giá bán lẻ bình quân “chi phí cộng lãi” cũng không phản ánh đúng thị trường, làm giảm động lực tiết kiệm và cản trở cạnh tranh ở khâu bán lẻ.
P4I cho rằng Việt Nam cần tách thị trường hợp đồng khỏi thị trường giao ngay, xây dựng cơ chế CfD hoặc hợp đồng kỳ hạn để nhà đầu tư có tín hiệu dài hạn. Bên cạnh đó, thực sự cần thiết phát triển thị trường dịch vụ phụ trợ cạnh tranh để tối ưu chi phí và nâng cao độ tin cậy của hệ thống.
Việc tăng tính minh bạch dữ liệu là rất quan trọng để nhà đầu tư tư nhân đánh giá rủi ro và ra quyết định độc lập. Đồng thời, giảm sự phụ thuộc vào mô hình người mua duy nhất, tạo điều kiện cho nhiều đơn vị mua buôn điện tham gia.
Ông Craig Mickle cũng dẫn kinh nghiệm từ thị trường điện quốc gia Australia (NEM), nơi giá điện được tính theo thời gian thực mỗi 5 phút. Cơ chế này giúp phản ánh nhanh biến động cung – cầu và gửi tín hiệu đầu tư rõ ràng cho các nhà phát điện, đồng thời bảo vệ người tiêu dùng thông qua cơ chế giá trần linh hoạt.
Ở Australia, chính phủ chỉ can thiệp bằng các cơ chế bảo lãnh doanh thu dự án (CIS, LTESA) cho năng lượng lưu trữ và tái tạo, thay vì duy trì trợ giá trực tiếp. Điều này giúp cân bằng giữa thu hút đầu tư và bảo đảm tính thị trường. Đây là một hướng tiếp cận được xem là có thể tham khảo cho Việt Nam trong giai đoạn hoàn thiện lộ trình tới 2027.
Tại hội thảo, các đại biểu đều thống nhất rằng giai đoạn 2025–2027 sẽ là thời điểm quyết định của tiến trình cải cách. Trong khi EAV tập trung vào khung thể chế và đồng bộ hóa giá điện với tái cơ cấu ngành, thì NSMO hướng tới mở rộng quy mô và nâng cao minh bạch vận hành, còn P4I nhấn mạnh hoàn thiện tín hiệu giá và quản trị rủi ro để tạo niềm tin cho nhà đầu tư.
Theo kế hoạch, Bộ Công Thương sẽ trình Lộ trình phát triển thị trường điện cạnh tranh mới trong năm 2025; hoàn thiện thiết kế VWEM cuối năm 2025 và VREM giữa năm 2026 để triển khai từ 2027.
Việc cân bằng giữa ba yếu tố – thị trường, an ninh năng lượng và chuyển đổi xanh – được xem là trọng tâm của giai đoạn này.
Nếu lộ trình được thực hiện đúng tiến độ, thị trường điện Việt Nam sẽ bước sang giai đoạn cạnh tranh thực chất, nơi giá điện phản ánh đúng chi phí và cung – cầu, đồng thời vẫn đảm bảo ổn định cho hệ thống điện quốc gia.
Ngọc Linh
Chuẩn bị có cạnh tranh rồi, hy vọng là mọi chuyện tốt đẹp