Thị trường phát điện cạnh tranh: Sức ép từ nhiều phía

Một trong nhiều lý do của việc chậm tiến độ các nhà máy điện có nguyên nhân từ sự bất cập về nguồn nhiên liệu đầu vào cơ chế giá khiến cho người bán kêu bị ép giá, người mua kêu bị bắt bí.

CôngThương - Quyết định đưa thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) vận hành thí điểm từ 1/7/2011 là nỗ lực của Chính phủ với hy vọng đưa ngành điện phát triển ngày càng cao với dịch vụ ngày càng tốt hơn, doanh nghiệp cạnh tranh bình đẳng hơn, người dân hưởng lợi nhiều hơn. Mừng nhiều và cũng không kém phần lo lắng, đó là tâm trạng của các chủ đầu tư các nhà máy điện.

Mừng và… lo

Ông Nguyễn Thanh Kim, Giám đốc Công ty Thủy điện Sử Pán 2 (Lào Cai), rất hào hứng chờ đón ngày vận hành thị trường VCGM. Theo ông Kim, Sử Pán 2 có lợi thế suất đầu tư khá hiệu quả, điện lượng hàng năm có thể vượt công suất thiết kế do có lưu vực nước tốt. Nhờ đó, giá điện ký hợp đồng bán cho Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) khá rẻ so với điện mua từ Trung Quốc và các nhà máy thủy điện khác. Vì vậy, ông Kim hy vọng sẽ đủ sức cạnh tranh trên thị trường. Ông Vũ Xuân Cường- Phó TGĐ Công ty CP nhiệt điện Phả Lại- cũng rất hy vọng Nhiệt điện Phả Lại sẽ chủ động về sản lượng, củng cố thiết bị, phấn đấu giảm giá thành phát điện để tăng sức cạnh tranh… Đây là tâm trạng chung của các chủ đầu tư.

Tuy nhiên, cùng với hy vọng “được cởi trói” khi tham gia thị trường VCGM, các nhà máy điện cũng không khỏi lo lắng khi chưa có sự bình đẳng của đầu vào, nhất là các nhà máy nhiệt điện than, khí. Trong khi ngành than đang kêu giá bán than cho các nhà máy phát điện chưa theo kịp thị trường thì các nhà máy nhiệt điện than ngoài Vinacomin lại kêu phải mua than chất lượng kém, không đúng chủng loại khiến cho việc vận hành khó khăn, mất nhiều công sàng tuyển, lại dễ bị sự cố.

Ông Hoàng Xuân Quốc- TGĐ Công ty CP Điện lực dầu khí Nhơn Trạch 2- than vãn về giá khí cung cấp cho các nhà máy tuabin khí của PVN đắt hơn nhiều so với giá bán cho các nhà máy của EVN hay BOT. Theo ông Quốc, ở các nhà máy chạy dầu và khí, giá nguyên liệu chiếm chi phí lớn nhất trong việc hình thành giá điện. Sự không công bằng về giá đã khiến các nhà máy không thể cạnh tranh bình đẳng. Vì vậy, Bộ Công Thương cần sớm thiết lập mặt bằng giá khí cho các nhà máy điện chạy khí để đảm bảo công bằng.

Mặc dù ông Trần Tuệ Quang- Trưởng phòng giá của Cục Điều tiết điện lực (ERAV)- cho biết, Chính phủ đang chỉ đạo nghiên cứu để đưa việc cung cấp nhiên liệu hoạt động theo cơ chế thị trường nhưng các doanh nghiệp vẫn băn khoăn là bao giờ cơ chế đó thành hiện thực, trong khi ngày vận hành VCGM đang gần kề.

Bên cạnh nỗi lo về giá và chất lượng nhiên liệu, tình trạng không đủ nhiên liệu cũng luôn ám ảnh các nhà máy tuabin khí. Số liệu từ PV Power cho biết, dự báo khí Nam Côn Sơn từ tháng 10-12/2011 sẽ thiếu 1,05 triệu m3/ngày. Năm 2012 sẽ thiếu 1,08 - 2,46 triệu m3/ngày (tùy theo mùa). Nguồn khí MP3 từ tháng 6 đến tháng 12/2011 thiếu 1,22 triệu m3/ngày, trong năm 2012 sẽ thiếu 1,02 triệu- 1,57 triệu m3/ngày. Đó là chưa kể những sự cố bất khả kháng về nguồn cung nhiên liệu không chỉ làm giảm khả năng cạnh tranh của nhà máy mà còn khiến các nhà máy luôn căng thẳng, bởi lẽ, dù đã đăng ký được công suất phát điện nhưng nếu bị sự cố đột xuất không phát được thì các nhà máy sẽ bị phạt, lúc đó biết kêu ai?

Các nhà máy thủy điện lại canh cánh nỗi lo tính toán lượng nước về. Theo quy định, trước ngày 15/9 hàng năm phải lập kế hoạch vận hành thị trường năm tới, phải tính toán và công bố giá trị nước cho từng thành phần. Trong khi đó, giá trị nước phụ thuộc rất nhiều vào thời tiết, khó mà tính toán chính xác. Do đó rất khó phản ánh đúng việc chào giá theo thành phần.

Sự xung đột lợi ích không chỉ bộc lộ giữa người mua – người bán mà ngay cả người bán với nhau. Nhiều người lo rằng, nhiều nhà máy trên cùng dòng sông mà cử một đại diện chào chung thì sẽ nảy sinh những mâu thuẫn về huy động nguồn và giá, nhất là giữa những nhà máy khác chủ đầu tư. Còn các nhà máy dưới 30MW không được chào giá thì phải trông cậy hoàn toàn vào sự “ưu ái’ của EVN. Ông Lê Văn Quang- Phó giám đốc Thủy điện Đa Nhim, Hàm Thuận, Thác Mơ- cũng cho rằng, tiêu chí để xác định nhà máy điện tốt nhất chưa rõ. “Công ty tôi có nhà máy thủy điện nhỏ Sông Pha, trước đây ký hợp đồng chung với nhà máy lớn, nhưng giờ tách ra vẫn chưa có hướng dẫn để giải quyết"- ông Quang nói.

Bài toán giá điện trong cơ chế thị trường

Việc vận hành giá điện theo cơ chế thị trường từ 1/6/2011 đang làm dấy lên hy vọng phát ra những tín hiệu tích cực thu hút đầu tư. Theo lẽ thường, nguồn cung thiếu nhiều sẽ thuận lợi cho các nhà sản xuất vì không lo ế hàng. Tuy nhiên, những tồn tại về giá điện lại đặt các nhà máy điện chạy dầu trước tình trạng càng sản xuất càng lỗ. Ông Nguyễn Hữu Á- Giám đốc Công ty Nhiệt điện Cần Thơ- cho biết, năm 2010, công ty đã chạy dầu để phát 1,125 tỷ KWh điện và đã “góp phần” làm cho EVN lỗ gần 3.000 tỷ đồng. Nay dù vận hành theo cơ chế thị trường nhưng không phải muốn đẩy giá điện lên bao nhiêu cũng được vì Nhà nước sẽ áp dụng cơ chế giá trần để hạn chế tăng giá đột biến. Dù không muốn nhưng khi thiếu điện EVN vẫn phải huy động nguồn điện chạy dầu để đáp ứng nhu cầu. Vấn đề là, phương thức thanh toán giá điện với các tổ máy chạy dầu và vận hành theo chu trình đơn sẽ thực hiện như thế nào cho hợp lý?. Về việc này, ông Trần Tuệ Quang nói, các nhà máy chạy dầu và chu trình đơn sẽ được thanh toán theo cơ chế cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Ông Hoàng Xuân Quốc lại băn khoăn, chủ trương tăng giá bán điện hiện nay mới chỉ áp dụng cho giá bán lẻ, chưa quan tâm đến lĩnh vực bán buôn nên chưa thể thu hút đầu tư vào ngành điện. Bà Võ Tú Oanh- Phó ban thương mại PV Power- bày tỏ: Thông tư 41 quy định giá bán điện được tính theo VNĐ và chỉ được bù đắp 2,5% trượt giá, trong khi 80% chi phí ở các nhà máy dùng ngoại tệ với mức trượt giá quá 11%. Hơn nữa, trước đây, các nhà máy điện ký hợp đồng dài hạn với EVN trên tinh thần “mỗi bên chịu lỗ một ít”, nay giá điện bán lẻ vận hành theo cơ chế thị trường thì các nhà máy bán điện như PV Power cũng cần được điều chỉnh. Tuy nhiên, ông Quang khẳng định: Việc điều chỉnh là rất khó vì theo thông tư 41, mọi hợp đồng mua bán đều đã tính hết mọi biến động của thông số đầu vào, tỉ giá, biến động trượt giá để các bên chấp nhận mọi rủi ro khi tham gia thị trường điện.

Vấn đề minh bạch tài chính cũng là mối quan tâm của các chủ đầu tư. Việc EVN đang nợ tiền mua điện của ngành dầu khí trên 5.000 tỷ đồng, của ngành than trên 1.800 tỷ đồng đã để lại dấu ấn không mấy dễ chịu. Các nhà đầu tư cho rằng: Cơ chế vận hành thị trường điện có 2 yếu tố quan trọng là cơ quan điều hành hệ thống điện và đơn vị mua buôn duy nhất lại đều đang trực thuộc EVN. Nếu EVN thanh toán “không sòng phẳng” thì nhà sản xuất cũng không biết làm thế nào. Về vấn đề này, ERAV cho biết, thời gian qua do tài chính khó khăn nên EVN đã nợ tiền một số nhà máy điện. Hiện EVN đang được yêu cầu lập một quy trình thanh toán, chuyển tiền nội bộ để đảm bảo tiền chuyển từ các công ty điện lực qua các khâu nhằm phục vụ việc thanh toán thị trường.

Theo TS Nguyễn Minh Phong (Viện Nghiên cứu phát triển kinh tế- xã hội Hà Nội), cùng với việc xây dựng được thị trường nhiên liệu và cơ chế tài chính minh bạch, việc tái cơ cấu ngành điện để tách bạch giữa các khâu điều hành, sản xuất điện và phân phối điện là vấn đề vô cùng cấp bách. Nếu nhà sản xuất chưa được quyền lựa chọn khách hàng, người dân chưa được quyền lựa chọn nhà phân phối (vì chỉ có một công ty mua bán điện duy nhất), bản thân đơn vị mua buôn duy nhất này cũng không có nhiều cơ hội để lựa chọn nhà cung cấp (vì cung chưa đủ cầu) thì chưa thể có một thị trường điện cạnh tranh hoạt động hiệu quả.