I. CƠ Chế ĐIỀu chỉnh giá ĐIỆn tại thái lan tổng quan ngành điện tại Thái Lan

a) Khâu phát điện và truyền tải điện: EGAT là cơ quan nhà nước chịu trách nhiệm chính về phát điện và truyền tải điện của Thái Lan. Với vai trò là đơn vị mua điện duy nhất, ngoài sản xuất điện từ các nhà máy điện của EGAT, EGAT còn mua điện từ các đơn vị phát điện độc lập trong nước và nhập khẩu để cung cấp điện cho cả nước.

EGAT sở hữu, quản lý toàn bộ lưới truyền tải điện ở Thái Lan và chịu trách nhiệm điều độ hệ thống điện.

b) Khâu phân phối và bán lẻ điện

Hai Công ty điện lực tỉnh (PEA) và Công ty điện lực Thủ đô (MEA) chịu trách nhiệm phân phối và bán lẻ điện đến khách hàng dùng điện.

MEA là công ty thuộc sở hữu nhà nước chịu trách nhiệm cung cấp điện cho khu vực thủ đô Bangkok, 2 tỉnh lân cận Samutprakan và Nonthaburi; chiếm 0,6% vùng lãnh thổ (khoảng 4.000 km² so với tổng diện tích toàn Thái Lan 514.000m²) với số lượng khách hàng 2,9 triệu (31% số khách hàng toàn Thái Lan).

PEA là công ty thuộc sở hữu nhà nước chịu trách nhiệm cung cấp điện cho 73/76 tỉnh (510 nghìn km², chiếm hơn 99% diện tích toàn Thái Lan) với 4 khu vực cung cấp dịch vụ, 73 điện lực tỉnh, 737 điện lực quận huyện và 91 chi nhánh cấp xã (số liệu năm 2008).

c) Cơ quan điều tiết năng lượng ERC

Cơ quan điều tiết năng lượng ERC được thành lập vào năm 2007 để tách chức năng điều tiết độc lập với chức năng lập chính sách của Văn phòng chính sách và kế hoạch năng lượng EPPO. ERC có chức năng điều tiết hoạt động của ngành điện và khí, chịu chỉ đạo trực tiếp từ Bộ trưởng Bộ Năng Lượng. ERC làm việc theo cơ chế ủy ban, gồm chủ tịch và 6 ủy viên có nhiệm kỳ 6 năm, trong nhiệm kỳ đầu tiên có 3 ủy viên có nhiệm kỳ 3 năm. Kinh phí ERC một phần được cấp từ ngân sách nhà nước và một phần thông qua thu phí cấp giấy phép/điều tiết hoạt động điện lực.

2. Cơ chế giá điện điều chỉnh theo các yếu tố đầu vào:

a) Phương pháp tính giá điện

Giá điện của Thái Lan được tính toán theo công thức sau:

Giá điện = Giá cơ sở + F_t

Giá cơ sở được tính toán để phản ánh chi phí đầu tư nhà máy điện, lưới điện truyền tải của EGAT, chi phí đầu tư lưới phân phối điện của MEA, PEA, chi phí nhiên liệu cho sản xuất điện của EGAT và chi phí mua điện từ các NMĐ khác, chi phí O&M và chi phí quản lý cần thiết của EGAT, MEA, PEA trong từng chu kỳ tính giá từ 3-5 năm (Giá cơ sở áp dụng cho năm 2008 là 2,2462 baht/kWh, được tính cho chu kỳ xét giá từ tháng 10 năm 2005 – tháng 10 năm 2009).

Chi phí vận hành, bảo dưỡng (O&M) và quản lý được tính toán theo hiệu quả hoạt động có tính đến trượt giá và nâng cao năng suất lao động cho toàn bộ 3 năm của chu kỳ định giá.

Chi phí đầu tư và doanh thu yêu cầu của MEA và PEA được xác định dựa trên các chỉ tiêu tài chính gồm ROIC, DSCR, D/E đối với từng khâu phát, truyền tải và phân phối điện.

Lượng điều chỉnh giá F_t được tính toán để phản ánh sự thay đổi chi phí do thay đổi giá nhiên liệu và chi phí mua điện cho từng chu kỳ điều chỉnh 4 tháng (hàng năm có 3 chu kỳ điều chỉnh: tháng 10 năm trước- tháng 01, tháng 02- tháng 05, tháng 06- tháng 09).

3. Nhận xét

a) Cơ chế điều chỉnh tự động giá điện tại Thái Lan điều chỉnh giá điện theo chu kỳ 4 tháng một lần theo biến động của giá nhiên liệu và các thay đổi chi phí mua điện. Các thay đổi bất thường chi phí cũng được tính đến trong lượng điều chỉnh. Chi phí O&M và chi phí quản lý của EGAT, MEA, PEA đều được quản lý theo hiệu quả hoạt động và không được hiệu chỉnh trong suốt các năm từ 2006-2008 của chu kỳ định giá hiện tại. Như vậy, mặc dù còn một số hạn chế do việc tính trước doanh thu và chi phí cho phép cho thời gian dài (3-5 năm) làm cho các năm cuối của chu kỳ phải điều chỉnh nhưng cơ chế giá điện tại Thái Lan đã cho phép chi phí phản ánh vào giá gần như hoàn toàn và đảm bảo cho các đơn vị điện lực có đủ nguồn vốn để tái đầu tư.

b) MEA và PEA trực tiếp bán lẻ điện đến khách hàng sử dụng điện cuối cùng, không qua các trung gian bán lẻ điện (như các đơn vị kinh doanh điện nông thôn, khu tập thể, cụm dân cư, khu công nghiệp như ở Việt Nam) nên đảm bảo biểu giá bán lẻ điện được áp dụng thống nhất trên toàn quốc và hộ nghèo, thu nhập thấp được trực tiếp hưởng trợ giá từ chính phủ.

II. CƠ CHẾ ĐIỀU CHỈNH GIÁ ĐIỆN TẠI PHILIPPINE

1. Tổng quan ngành điện tại Philipine

Cấu trúc ngành công nghiệp điện lực của Philippine được phân tách thành 4 khâu: Phát điện, truyền tải điện, phân phối điện và cung cấp bán lẻ điện. Trong đó thực hiện cạnh tranh trong khâu phát điện và cung cấp điện, điều tiết trong khâu truyền tải và phân phối điện.

Khâu phân phối và cung cấp điện bao gồm: Công ty Điện lực Meralco là công ty điện lực lớn nhất có nhu cầu phụ tải chiếm tới 61% tổng công suất cực đại toàn quốc, 119 hợp tác xã điện (electricity cooperatives) hoạt động với mục tiêu phi lợi nhuận với khách hàng chủ yếu là tiêu dùng dân cư (chiếm tới 92%) và chủ yếu ở khu vực nông thôn; 16 đơn vị điện lực tư nhân và 6 đơn vị điện lực thuộc chính quyền địa phương.

2. Cơ chế điều chỉnh giá

Các chi phí phát điện, truyền tải điện và tổn thất lưới điện truyền tải thực tế được chuyển qua biểu giá điện của Các công ty phân phối, theo đó:

• 
  Giá phát điện chuyển qua thay đổi hàng tháng;
  
• 
  Giá truyền tải điện chuyển qua thay đổi hàng năm; và:
  
• 
  Chi phí tổn thất hệ thống chuyển qua thay đổi hàng tháng.
  

Đối với cơ chế điều chỉnh giá phát điện được thực hiện nhằm thu hồi các chi phí vận hành do thay đổi chi phí mua điện từ các nhà máy điện độc lập, do biến động giá nhiên liệu và do biến động tỷ giá hối đoái.

Cơ chế điều chỉnh mức doanh thu trần của Công ty truyền tải điện và mức giá trần của Công ty phân phối áp dụng phương pháp điều tiết theo hiệu quả hoạt động (PBR) được thực hiện hàng năm khi có các sự thay đổi bất thường về giá trị CPI hoặc tỷ giá hối đoái, khi có chi phí đầu tư phát sinh (CAPEX) không dự báo trước hoặc trì hoãn đầu tư; khi phải khôi phục tài sản do sự cố bất khả kháng; và các thay đổi về thuế.

Cơ chế điều chỉnh chi phí theo chi phí phát điện (GRAM): Phản ánh những biến động trong chi phí vận hành do thay đổi giá nhiên liệu và chi phí mua điện từ các IPPs. Phê chuẩn cơ chế điều chỉnh theo chu kỳ chi phí nhiên liệu và chi phí IPP trong giá phát. Tuỳ thuộc vào sự phê chuẩn và đánh giá của ECR mà có thể thay thế cơ chế điều chỉnh chi phí mua điện và nhiên liệu bằng cơ chế điều chỉnh tự động hàng tháng. Đối với các chi phí không được điều chỉnh theo tháng sẽ được tính lại vào chi phí giá điện của năm sau bao gồm cả lãi suất do trả chậm.

Cơ chế điều chỉnh chi phí theo biến động tỷ giá (ICERA): Phản ánh những biến động ngoại tệ do những thay đổi trong tỷ giá tiền tệ. Phê chuẩn cơ chế điều chỉnh theo chu kỳ của chi phí FOREX để phản ánh những thay đổi chi phí do dao động tỷ giá hối đoái. Tuỳ thuộc vào sự phê chuẩn và đánh giá của ECR, các khoản đánh giá lại tỷ giá phải chịu mức lãi suất lớn hơn tỷ lệ trái phiếu Chính phủ, nhưng không vượt quá 12% và được tính cho thời hạn không quá 91 ngày.

3. Nhận xét

- Nhà nước Philippines đã quyết tâm thực hiện cải cách ngành điện, được thực hiện qua việc ban hành bộ luật EPIRA, tạo một hành lang pháp lý chắc chắn cho công cuộc cải tổ.

- Nhằm chuẩn bị triển khai thị trường điện, các khâu phát điện, truyền tải, phân phối được tách độc lập, thành lập các đơn vị vận hành thị trường điện (MO), vận hành hệ thống điện (SO) hoàn toàn độc lập với các bên tham gia thị trường.

- Thị trường giao ngay (WESM) đã tạo ra môi trường cạnh tranh khá linh động, đặc biệt là các tín hiệu về giá. Việc thị trường thay đổi lên xuống theo các chu kỳ cao thấp điểm trong ngày thể hiện tính cạnh tranh từ các đơn vị phát điện.

- Việc tách bạch các khâu phát điện, truyền tải điện và phân phối điện trong quá trình cải tổ hình thành thị trường điện ở Philippines đã làm tăng tính minh bạch cũng như đảm bảo mức giá hợp lý tới khách hàng sử dụng điện. Mặc dù cạnh tranh trong khâu phát điện và khâu cung cấp điện, song cơ quan điều tiết vẫn giám sát chặt chẽ khâu phát điện bằng việc phê duyệt các hợp đồng mua bán điện song phương và quy định buộc các Công ty phân phối phải ký hợp đồng với các công ty phát điện đảm bảo tối đa 90% nhu cầu của mình, chính điều này làm cho giá phát điện chuyển qua biểu giá bán lẻ ổn định.

- Việc áp dụng phương pháp điều tiết theo hiệu quả hoạt động khi tính giá truyền tải điện và phân phối điện đã khuyến khích các công ty phân phối cải thiện hiệu quả hoạt động của mình, nâng dần chất lượng phục vụ với mức giá hợp lý và tránh sự biến động đột ngột về giá.

Tại Úc, quá trình cải tổ liên quan giá bán lẻ điện gồm:

- Chia tách chức năng bán lẻ khỏi khâu phát điện (tuy nhiên hiện nay có sự tái nhập giữa khâu phát điện và các đơn vị bán lẻ ở bang Victoria và South Australia), ở một số bang còn chia tách chức năng bán lẻ ra khỏi chức năng cung cấp dịch vụ lưới điện phân phối.

- Tạo cạnh tranh trong khâu bán lẻ, khách hàng có thể chọn nhà cung cấp điện.

Nhiều bang đã thực hiện thị trường cạnh tranh hoàn toàn trong khâu bán lẻ điện theo từng giai đoạn. Ở giai đoạn đầu, các khách hàng lớn sẽ được lựa chọn nhà cung cấp điện, ở các giai đoạn sau của quá trình, các khách hàng nhỏ cũng được lựa chọn nhà cung cấp điện cho mình.

Các bang vẫn còn một số khách hàng không tham gia thị trường điện. Các đơn vị bán lẻ điện mua điện từ thị trường bán buôn và cung cấp điện cho khách hàng cuối không mua điện từ thị trường điện. Cơ quan điều tiết cấp bang quy định giá bán lẻ điện cho khách hàng nhỏ không tham gia thị trường điện (khách hàng có sản lượng điện tiêu thụ hàng năm nhỏ hơn 160 MWh).

Cơ quan điều tiết bang New South Wales (IPART) điều tiết giá điện của các công ty điện lực Country Energy, EnergyAustralia và Integral Energy cho các khách hàng có sản lượng điện tiêu thụ hàng năm nhỏ hơn 160MWh. Cơ quan điều tiết điện lực bang Victoria (ESC) cũng điều tiết giá điện cho các khách hàng có sản lượng điện tiêu thụ hàng năm nhỏ hơn 160MWh. Trong năm 2007, có 20 đơn vị bán lẻ điện bán cho khách hàng nhỏ, có khoảng 10 đơn vị bán lẻ ở bang NSW và Victoria.

Đơn vị bán lẻ điện hoạt động như đơn vị trung gian giữa công ty phát điện và khách hàng nhỏ. Các khách hàng lớn mua điện trực tiếp từ thị trường điện (NEM). Cạnh tranh bán lẻ được thực hiện sao cho các đơn vị bán lẻ có thể phục vụ khách hàng thông qua NEM. Hội đồng Bộ trưởng Năng lượng MCE quy định khi có cạnh tranh thì cơ chế giá bán lẻ điện được điều tiết phải được xóa bỏ.

Chi phí chủ yếu của các đơn vị bán lẻ điện gồm:

• 
  Chi phí mua buôn điện từ thị trường điện bán buôn.
  
• 
  Chi phí sử dụng lưới điện để truyền tải điện đến khách hàng cuối.
  
• 
  Phí điều tiết và phí vận hành thị trường và điều độ hệ thống.
  
• 
  Chi phí quản lý vận hành của đơn vị bán lẻ điện.
  

Chi phí mua điện bởi đơn vị bán lẻ và khách hàng dùng điện lớn chịu sự biến động của thị trường giao ngay. Vì vậy, đơn vị bán lẻ ký hợp đồng hạn chế rủi ro với công ty phát điện. Các khách hàng lớn có thể lựa chọn rút ra khỏi thị trường điện nếu giá thị trường giao ngay quá cao và tham gia thị trường điện khi giá thấp.

Ngành điện Hàn Quốc vẫn được tổ chức theo mô hình liên kết dọc độc quyền nên giá bán điện ở Hàn Quốc chưa được phân tách thành giá cho các khâu phát điện, truyền tải, phân phối và vẫn theo cơ chế giá bán điện liên kết dọc độc quyền. Công ty điện lực Hàn Quốc (KEPCO) vẫn sở hữu khâu phân phối và truyền tải, khâu phân phối chưa được chia tách thành công ty điện lực vùng miền, hoạt động phân phối điện được tổ chức và hạch toán chung hợp nhất cho toàn bộ công ty.

a) Nguyên tắc chung

Giá điện được xác định trên cơ sở chi phí, lợi nhuận hợp lý và đảm bảo cho KEPCO thu hồi được chi phí cho các hoạt động sản xuất kinh doanh.

Giá điện có tính đến chi phí đầu tư ở mức độ hợp lý căn cứ trên tỷ lệ hoàn vốn hợp lý (tính toán dùng mô hình CAPM). Chi phí sản xuất kinh doanh điện có tính đến chi phí trả cho thuế thu nhập doanh nghiệp. Giá trị tài sản dùng để xác định giá điện gồm tài sản cố định đang đưa vào sử dụng, chi phí sản xuất kinh doanh đang dở dang và vốn lưu động.

b) Về cấu trúc biểu giá

Cấu trúc biểu giá điện tại Hàn Quốc được xây dựng theo các nguyên tắc về bình ổn giá điện và chính sách bảo vệ cho người tiêu dùng có thu nhập thấp.

Giá điện được phân loại theo mục đích sử dụng của các nhóm khách hàng khác nhau bao gồm các khách hàng công nghiệp, kinh doanh dịch vụ, sinh hoạt, giáo dục, nông nghiệp và chiếu sáng công cộng.

Giá điện cho sinh hoạt gồm hai thành phần giá là giá cố định và giá điện năng cho từng kWh tiêu thụ được xác định theo từng bậc thang tăng dần và được chia thành 6 bậc thang. Đối với bậc thang đầu tiên 0 – 100 kWh, giá cố định cho khách hàng hạ thế tương đương với giá cố định cho khách hàng ở cao thế là 31,1 cent/tháng (tương đương với 5.871đ), giá điện năng cho khách hàng hạ thế là 4,6 cent/kWh (tương đương với 874đ) và cao thế là 4,4 cent/kWh (tương đương với 830đ/kWh). Tại bậc thang cuối cùng từ 500 kWh trở lên, giá cố định và giá điện năng cho khách hàng hạ thế là 9,88USD/tháng (tương đương với 186.488đ) và 54,1 cent/kWh (tương đương với 10.217đ/kWh); giá cố định và điện năng cho khách hàng cao thế là 8,21USD/tháng (tương đương với 155.000đ) và 43,9 cent/kWh (tương đương với 8.300đ/kWh).

Giá điện theo mùa cho nhóm khách hàng kinh doanh dịch vụ, giáo dục và công nghiệp được phân thành giá công suất và giá điện năng tùy theo cấp điện áp. Giá điện cao nhất vào mùa hè (tháng 7 - 8) và thấp nhất vào mùa xuân (tháng 3 - 6) và mùa thu (tháng 9 - 10); trung bình giá điện mùa hè cao gấp 1,3 đến 1,5 lần so với các mùa khác. Nhóm khách hàng thương mại ở cao áp được lựa chọn giá công suất thấp và giá điện năng cao hoặc ngược lại tùy theo đặc điểm loại hình dịch vụ kinh doanh.

Giá điện theo thời gian sử dụng áp dụng cho nhóm khách hàng thương mại và công nghiệp được chia thành giá công suất và giá điện năng trong đó giá điện năng áp dụng theo thời gian sử dụng trong ngày, với giá giờ cao điểm cao gấp 3,6 lần so với giá giờ thấp điểm, giá giờ bình thường cao gấp 1,1 lần so với giá giờ thấp điểm.

Tại Hàn Quốc, giá điện lựa chọn theo hệ số phụ tải được thiết kế để khách hàng công nghiệp có thể lựa chọn biểu giá phù hợp đối với từng biểu đồ phụ tải sử dụng điện của khách hàng. Có 3 biểu giá gồm giá công suất và điện năng khác nhau cho từng mức hệ số phụ tải tiêu thụ điện khác nhau của khách hàng.

c) Về trình tự thủ tục lập và phê duyệt giá điện

- Công ty điện lực Hàn Quốc KEPCO xây dựng phương án giá điện trình lên Ủy ban bảo vệ người tiêu dùng và giá điện (ERCPEC - Electric Rates and Consumer Protection Expert Committee) để thẩm tra.

- Ủy ban bảo vệ người tiêu dùng và giá điện sau khi thẩm tra phương án giá, chuyển phương án giá này cho Bộ Tài chính và Kinh tế (MOFE) thẩm định.

- Sau khi được thẩm định, phương án giá sẽ được Ủy ban Điều tiết điện lực Hàn Quốc (KOREC - Korean Electricity Commission) xem xét, thông qua và trình Bộ Thương mại công nghiệp và Năng lượng (MOCIE) ban hành.

Hàn Quốc đang nghiên cứu hướng cải cách cấu trúc giá điện bằng cách giảm thiểu về giá đối với các nhóm khách hàng, áp dụng cấu trúc biểu giá điện theo cấp điện áp chung cho các mục đích kinh doanh dịch vụ, công nghiệp và giáo dục giảm dần số lượng bậc thang và chênh lệch giữa các bậc thang đối với giá điện sinh hoạt. Như vậy, cấu trúc giá điện trong tương lai của Hàn Quốc sẽ bao gồm nhóm khách hàng hạ thế, cao thế, nông nghiệp, chiếu sáng công cộng và khách hàng sinh hoạt. Nhóm khách hàng kinh doanh dịch vụ, giáo dục và công nghiệp sẽ được gộp lại, biểu giá có nhiều lựa chọn sẽ được áp dụng theo hệ số phụ tải và thời gian sử dụng.

Do giá điện bán lẻ vẫn được duy trì ổn định trong khi giá mua điện của KEPCO mua từ KPX là biến đổi theo giá nhiên liệu và tỷ giá ngoại tệ nên công ty KEPCO chịu nhiều rủi ro do biến động giá nhiên liệu và tỷ giá ngoại tệ. Vì vậy Hàn Quốc đang nghiên cứu cơ chế điều chỉnh giá biến đổi theo biến động của giá nhiên liệu và tỷ giá ngoại tệ hàng quý trong năm.

Hàn Quốc cũng đang xem xét xây dựng cơ chế xác định giá điện tăng tỷ suất lợi nhuận hợp lý cho các nhà đầu tư theo thị trường. Ngoài ra Hàn Quốc cũng đang nghiên cứu áp dụng cơ chế điều tiết giá điện theo hiệu quả hoạt động cho ngành điện.

Nhìn chung, giá điện Hàn Quốc đã phản ánh được chi phí sản xuất kinh doanh điện, đảm bảo lợi nhuận hợp lý cho công ty điện lực Hàn Quốc. Tuy nhiên cơ chế giá vẫn là cơ chế xây dựng giá cho một công ty điện lực độc quyền liên kết dọc và chưa phản ánh được sự biến động của chi phí nhiên liệu và tỷ giá hối đoái. Trong tương lai Hàn Quốc định hướng điều tiết theo hiệu quả hoạt động và điều chỉnh giá điện theo giá nhiên liệu và tỷ giá ngoại tệ. Hướng phát triển này cũng tương tự như định hướng cho cơ chế giá điện đang xây dựng tại Việt Nam.

KINH NGHIỆM QUỐC TẾ VỀ TÁI CƠ CẤU NGÀNH ĐIỆN
VÀ XÂY DỰNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

I. KINH NGHIỆM CỦA HÀN QUỐC

1. Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

- Giai đoạn 1 (tới 2002): Tách khâu phát điện của KEPCO thành 6 công ty phát điện, 5 trong số này được từng bước cổ phần hóa. Các công ty phát điện này bắt đầu cạnh tranh để bán điện qua thị trường điện.

- Giai đoạn 2 (2003-2008): Khâu phân phối và bán lẻ được tách khỏi KEPCO, các công ty này được tư nhân hóa và hoạt động độc lập. Các khách hàng dùng điện lớn được quyền lựa chọn công ty cung cấp điện tại địa phương. Lưới điện truyền tải vẫn do Nhà nước sở hữu và không hạn chế, phân biệt đối xử cho các đối tượng đấu nối vào lưới điện truyền tải.

- Giai đoạn 3 (sau 2009): Tất cả các khách hàng có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện nào họ muốn.

Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Hiện tại, Hàn Quốc đang vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 1) với nguyên tắc chào giá theo chi phí (cost-based pool). KPX (Korea Power Exchange) là cơ quan vận hành hệ thống điện đồng thời quản lý các giao dịch giữa bên bán (các đơn vị phát điện) và bên mua (KEPCO). Các đơn vị phát điện cung cấp cho KPX thông tin về chi phí biến đổi hàng tháng và chi phí cố định (chi phí công suất) hàng năm. KPX lập kế hoạch huy động nguồn và giá thị trường trước một ngày theo nguyên tắc tối ưu tổng chi phí biến đổi.

KEPCO hiện tại đóng vai trò là người mua duy nhất (Single Buyer), tuy nhiên, các khách hàng lớn (có phụ tải lớn hơn 50 MVA) và các điện lực quận huyện đều có thể mua trực tiếp trên thị trường. Các đơn vị phát điện trên thị trường được thanh toán theo giá duy nhất trên thị trường là giá biên hệ thống (System Marginal Price - SMP) và chi phí công suất (capacity payment). Giá biên phản ánh thực chất chi phí của nhà máy điện như chi phí khởi động, chi phí không tải, chi phí phát sinh của tổ máy cuối cùng tham gia phát điện. Đối với chi phí công suất, tất cả các tổ máy phát được chào trong bản chào đều được thanh toán khoản chi phí này cho dù tổ máy đó không được xếp lịch huy động.

Hàng ngày trước 10 giờ sáng, các nhà máy điện gửi bản chào cho các mức công suất phát cho mỗi giờ của ngày tới, căn cứ các bản chào cơ quan điều hành thị trường (KPX) sẽ sắp xếp các bản chào và lập lịch điều độ dựa trên các chi phí biến đổi của nhà máy trong bản chào.

Thị trường điện Hàn Quốc thời gian qua hoạt động khá ổn định, có giá điện ở mức hợp lý và ổn định. Tuy nhiên, thị trường điện Hàn Quốc cũng bộc lộ một số điểm hạn chế. Việc áp dụng cơ chế tính toán, thẩm định chi phí biến đổi cho từng nhà máy điện dẫn đến khối lượng công việc rất lớn, đòi hỏi thời gian và nguồn nhân lực. Cơ chế chào giá không linh hoạt (chỉ được phép chào công suất sẵn sàng, không chào giá) làm hạn chế tính cạnh tranh trên thị trường. Do mức độ cạnh tranh không cao nên lợi ích của thị trường mang lại cho khác hàng chưa nhiều, giá điện hiện nay vẫn là giá điện chịu điều tiết ở mức độ rất cao chưa phản ánh chính xác giá cả trên thị trường. Hiện nay, chính phủ Hàn Quốc đang lập kế hoạch điều chỉnh mô hình thị trường hiện tại để tăng cường cạnh tranh và thực hiện giai đoạn hai của quá trình tái cơ cấu ngành điện.

II. KINH NGHIỆM CỦA BRAXIN

1. Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

Bra-xin đã thực hiện 2 giai đoạn tái cơ cấu ngành công nghiệp điện lực. Lần thứ nhất vào những năm 1990, Bra-xin thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh với mô hình chào giá theo chi phí và các cơ chế hợp đồng chuyển tiếp. Trong giai đoạn này, Bra-xin đã thực hiện tự do hóa và tư hữu hóa trong lĩnh vực truyền tải và phân phối điện.

Từ năm 2001, Braxin bắt đầu giai đoạn 2 của quá trình tái cơ cấu nhằm khuyến khích rộng rãi các nhà đầu tư phát triển các nguồn điện mới nhưng trên thực tế số lượng nguồn mới được xây dựng không nhiều. Trong giai đoạn 2001-2002 Braxin đã phải trải qua khủng hoảng thiếu nguồn điện nghiêm trọng. Nguyên nhân là do các nhà máy thuỷ điện thiếu nước nghiêm trọng, mực nước các hồ chỉ đạt 30-50% của các năm trước đó, buộc hệ thống phải cắt giảm 20% phụ tải cả nước trong 9 tháng. Một nguyên nhân khác của khủng hoảng này là do thiếu các nguồn điện mới được đầu tư kịp thời, giá điện giao ngay trên thị trường của các năm trước quá thấp và các hợp đồng không ổn định đã không hấp dẫn được các nhà đầu tư vào các công trình nguồn điện mới.

Tới nay, Bra-xin đã hoàn thành giai đoạn 2 của cải cách ngành điện lực. Thị trường điện giao ngay được thay đổi để tăng tính cạnh tranh cùng các cơ chế hợp đồng dài hạn. Tuy nhiên, để đảm bảo đủ nguồn các cơ chế khuyến khích đầu tư xây dựng nguồn điện mới vẫn tiếp tục được đẩy mạnh. Bra-xin đã thực hiện tư hữu hóa một số nhà máy đang vận hành và đấu thầu cạnh tranh xây dựng một số nhà máy mới và đã thu hút được lượng đầu tư rõ rệt.

2.Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Thị trường điện Bra-xin là được kết hợp từ hai mô hình bao gồm thị trường giao ngay chào giá theo chi phí (cost-based pool) và thị trường thông qua các hợp đồng bắt buộc.

Đối với thị trường giao ngay, Cơ quan vận hành hệ thống điện có nhiệm vụ lập lịch và tiến hành điều độ các nhà máy thủy điện và nhiệt điện trên cơ sở tối ưu hóa sử dụng nguồn nước và tối thiểu hóa chi phí vận hành bao gồm chi phí nhiên liệu và cắt giảm phụ tải (do thiếu nguồn). Mô hình lập lịch này theo nguyên tắc tính toán các chi phí biên ngắn hạn cho toàn hệ thống để đưa ra giá trị nước trong từng thời điểm. Chi phí này sẽ là giá giao ngay trên thị trường đối với các giao dịch bán buôn.

Cơ chế hợp đồng trong thị trường Bra-xin được sử dụng để tránh các rủi ro cho các nhà đầu tư nguồn mới. Các hợp đồng này thuần túy là hợp đồng tài chính, tuy nhiên phải có những điều khoản về đảm bảo sản lượng từ các đơn vị phát điện. Đối với các nhà máy thủy điện, sản lượng này được đảm bảo ở mức điện năng có thể phát được trong điều kiện thủy văn xấu nhất.

III. KINH NGHÊM CỦA PHILIPPINES

1. Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

Quá trình cải cách ngành điện của Philippines được bắt đầu bằng Đạo luật Cải tổ Điện lực (EPIRA/RA 9136) do Quốc hội thông qua và được Tổng thống phê duyệt năm 2001. Những nội dung chính của Đạo luật EPIRA bao gồm:

• 
  Cải tổ cơ cấu ngành điện thành bốn lĩnh vực độc lập bao gồm: phát điện, truyền tải, phân phối, và cung cấp (bán lẻ) điện.
  
• 
  Tách chi phí theo các khâu từ sản xuất đến phân phối; Áp dụng cơ chế tính toán định giá bán lẻ điện theo tổng chi phí chuyển qua của các khâu phát điện, truyền tải, phân phối (cơ chế pass-through).
  
• 
  Xây dựng và triển khai thị trường bán buôn điện WESM trên cơ sở cạnh tranh bình đẳng, hiệu quả, minh bạch và tin cậy.
  
• 
  Hình thành lộ trình phát triển thị trường bán lẻ và và cơ chế tự do đấu nối vào lưới điện quốc gia.
  
• 
  Thành lập và quy định chức năng nhiệm vụ của Uỷ ban Điều tiết điện lực ERC.
  
• 
  Thành lập Tổng công ty quản lý tài sản và nợ ngành điện PSALM.
  
• 
  Thành lập Tổng công ty truyền tải điện quốc gia Transco.
  
• 
  Quyết định kế hoạch tư hữu hoá các nhà máy phát điện nhà nước và cho thuê dài hạn tài sản lưới truyền tải.
  

2. Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Nhằm chuẩn bị triển khai thị trường điện, các khâu phát điện, truyền tải, phân phối được tách độc lập; thành lập các đơn vị điều hành thị trường (MO), điều hành hệ thống điện (SO) hoàn toàn độc lập với các bên tham gia thị trường.

Thị trường điện Philippines (WESM) được thiết kế theo mô hình thị trường chào giá toàn phần (price based gross pool), đòi hỏi các nhà máy phát điện chào giá cho tất cả công suất sẵn sàng của họ, không phụ thuộc vào việc họ có các hợp đồng song phương với bên mua hay không.

Các công ty phát điện chào giá cho 24 giờ hàng ngày (24 chu kỳ giao dịch), bản chào cho mỗi giờ có thể bao gồm đến mười cặp công suất/giá chào tăng dần. Bên mua điện là các công ty phân phối cũng có quyền chào giá cho các mức nhu cầu của họ, tuy nhiên việc chào giá mua hiện nay chưa phải là bắt buộc.

Lịch điều độ được lập tập trung cho mỗi chu kỳ giao dịch (hàng giờ) bởi cơ quan MO dựa trên các bản chào của các nhà máy, nhu cầu phụ tải thực tế và các ràng buộc hệ thống điện do cơ quan SO cung cấp. Ngay trước mỗi chu kỳ giao dịch, MO gửi lịch điều độ các nhà máy cho SO để điều độ vận hành các nhà máy điện, đảm bảo an ninh hệ thống. Các nhà máy có trách nhiệm tự lập kế hoạch lên xuống các tổ máy của mình để có thể tuân thủ theo lệnh điều độ của cơ quan SO (self commitment).

IV. KINH NGHIỆM CỦA NEW ZEALAND

1. Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

Quá trình tái cơ cấu bắt đầu bằng đạo luật về các công ty cung cấp năng lượng (Energy Companies Act) và Luật điện lực (Electricity Act) vào năm 1992. Đầu tiên, các công ty phân phối điện được phân tách độc lập về tài chính đối với các công ty sở hữu lưới điện và xóa bỏ sự phân chia phạm vi hoạt động theo vùng địa lý.

Năm 1993 thành lập công ty M-co để chuẩn bị cho thị trường bán buôn với vai trò là đơn vị điều hành thị trường. M-co được tư nhân hóa vào năm 1999.

Năm 1994, thành lập công ty truyền tải điện quốc gia Transpower, được tách từ Tập đoàn Điện lực New Zealand (ECNZ - Electricity Corporation of New Zealand). Transpower là công ty sở hữu nhà nước và hoạt động độc lập với vai trò quản lý lưới truyền tải, điều hành hệ thống điện quốc gia (TSO).

Năm 1996, thành lập công ty Contact Energy, tiếp nhận 28% nguồn điện và toàn bộ các hợp đồng khí đốt từ ECNZ. Tháng 11/1996, thị trường bán buôn bắt đầu hoạt động, Contact Energy và ECNZ bắt đầu cạnh tranh.

Năm 1998, Chính phủ New Zealand công bố đạo luật Tái cơ cấu ngành điện bao gồm các nội dung chính: tư nhân hóa Contact Energy; tách ECNZ thành 3 công ty phát điện thuộc sở hữu nhà nước; yêu cầu các công ty kinh doanh năng lượng tách chức năng quản lý lưới điện độc lập với chức năng bán lẻ.

Năm 1999, giải thể ECNZ, thành lập 3 công ty phát điện là Mighty River Power Limited, Genesis Power Limited và Meridian Energy Limited sở hữu nhà nước.

Năm 2003, thành lập cơ quan điều tiết thị trường (Electricity Commission) chịu trách nhiệm điều tiết và quản lý ngành điện.

2. Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Thị trường điện New Zealand – NZEM là thị trường chào giá toàn phần (price based), cạnh tranh trong cả 3 khâu: phát điện, bán buôn và bán lẻ.

Các nhà máy điện cạnh tranh với nhau theo giá các bản chào. Các bản chào được gửi tới SO theo đường internet và được SO xử lý bằng phần mềm SPD (Scheduling, Pricing and Dispatch Model). Phần mềm sẽ tính toán trên nguyên tắc chi phí phát điện nhỏ nhất tới nơi tiêu thụ theo mỗi chu kỳ giao dịch của thị trường. Kết quả của phần mềm này là lịch điều độ cho từng tổ máy, giá điện trên từng nút đấu nối vào lưới truyền tải và nút bán điện cho mỗi chu kỳ giao dịch – 1/2 giờ. Tham số cho phần mềm bao gồm giá của các bản chào, kết quả dự báo phụ tải, nghẽn mạch của lưới truyền tải và tổn thất đường dây.

Để giảm thiểu rủi ro do biến động giá thị trường, thị trường điện New Zealand cho phép các bên được mua bán điện qua các hợp đồng. Các hợp đồng này có dạng hợp đồng tài chính, không cần phải thỏa thuận cho mức công suất hoặc năng lượng mua bán sau này.

Thực hiện quá trình tái cơ cấu ngành điện triệt để, New Zealand đã xây dựng và phát triển thành công thị trường điện cạnh tranh, từ khâu phát điện đến khâu phân phối bán lẻ.

V. KINH NGHIỆM CỦA ÚC

1. Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

Quá trình tái cơ cấu ngành điện Úc bắt đầu từ năm 1991, bằng việc chia tách các khâu phát điện, truyền tải và phân phối. Khi chưa thực hiện quá trình tái cơ cấu, các đơn vị trong ngành điện Úc đều thuộc sở hữu của nhà nước. Quá trình tái cơ cấu ở Úc được tiến hành đồng thời từ cấp bang và cấp liên bang. Năm 1994, Ủy ban quản lý lưới điện liên bang ban hành quy định “Tái cơ cấu ngành điện Úc” trong đó đưa ra mục tiêu cho phát triển thị trường điện tại Úc.

Cơ cấu tổ chức cho hoạt động thị trường điện của Úc bao gồm: i) Hội đồng về năng lượng (cấp Bộ); ii) Uỷ ban Thị trường năng lượng; iii) Cơ quan Điều tiết năng lượng.

Thị trường điện quốc gia Úc (NEM) bắt đầu vận hành từ tháng 12 năm 1998. Các đơn vị tham gia NEM gồm có:

• 
  Công ty vận hành thị trường năng, AEMO (trước đây là NEMMCO): có vai trò điều độ hệ thống và điều hành thị trường điện.
  
• 
  Các công ty phát điện (Generators), có 15 công ty phát điện sở hữu trên 260 đơn vị phát điện. Các nhà máy điện công suất đặt ≥ 30 MW đều phải tham gia thị trường.
  
• 
  Các công ty cung cấp dịch vụ lưới truyền tải (TNSP): có 5 công ty hoạt động theo khu vực.
  
• 
  Các công ty cung cấp dịch vụ lưới phân phối (DNSP).
  
• 
  Các khách hàng mua điện trên thị trường: bao gồm các công ty bán lẻ điện và các khách hàng sử dụng điện lớn.
  

2. Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Thị trường NEM là thị trường thời gian thực vận hành theo mô hình điều độ tập trung - chào giá tự do (price-based pool) có kèm theo hợp đồng tài chính (CfD) giữa các công ty phát điện và khách hàng mua điện để quản lý rủi ro biến động giá. Các hợp đồng song phương được thực hiện độc lập bởi hai bên mua và bán. Thị trường Úc được chia theo vùng, bao gồm 6 vùng là các bang của Úc.

Với đặc điểm của thị trường Úc có độ dự phòng công suất lớn khoảng 25% và tốc độ tăng trưởng phụ tải thấp khoảng 3% năm, cơ cấu nguồn năng lượng đa dạng. Cở sở hạ tầng của hệ thống điện phát triển ở mức cao (hệ thống SCADA, hệ thống đo đếm) hiện đại đã giúp dễ dàng xây dựng thị trường thời gian thực (5 phút), giúp nhanh chóng đưa thị trường vào hoạt động. Từ năm 1998 đến nay Úc đã phát triển đến giai đoạn thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Tham gia thị trường có 15 công ty phát điện, các công ty này thường sở hữu đa dạng các nhà máy phát điện có công nghệ khác nhau như nhiệt điện, thuỷ nhiệt, thuỷ điện tích năng, năng lượng gió v.v. để có thể chào giá đảm bảo tối ưu khả năng phát toàn công ty.

Hàng ngày, các công ty phát điện nộp bản chào giá cho các mức công suất phát theo chu kỳ 5 phút. Từ tất cả các bản chào được tổng hợp, Công ty quản lý thị trường AEMO xác định phương thức huy động các nhà máy điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải theo nguyên tắc chi phí tối thiểu. AEMO sau đó sẽ điều độ các nhà máy điện theo phương thức được lập theo các bản chào này. Giá thị trường được xác định theo chu kỳ 30 phút, là giá bình quân của 6 chu kỳ điều độ liên tục (5 phút 1 chu kỳ điều độ). Giá thị trường này được AEMO sử dụng để thanh toán tiền điện với các bên mua và bán trong thị trường giao ngay và giá này là như nhau trong tất cả các vùng.

VI. KINH NGHIỆM CỦA IRELAND

1. Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

Tái cơ cấu ngành điện:

Quá trình cải cách ngành điện của Cộng hoà Ireland được bắt đầu bằng Đạo luật Điều tiết Điện lực - Electricity Regulation Act - năm 1999. Theo đạo luật này, Uỷ ban Điều tiết điện lực - Commision for Electricity Regulation (CER) đã được thành lập (nay là Uỷ ban Điều tiết năng lượng - Commision for Energy Regulation do phụ trách thêm lĩnh vực điều tiết khí). Đạo luật Điều tiết điện lực cũng quy định cấu trúc lại ngành điện để thành lập thị trường điện cạnh tranh. Các bước tái cơ cấu được thực hiện từ năm 2000 bao gồm:

• 
  Thành lập công ty EirGrid thực hiện các chức năng vận hành hệ thống điện, vận hành thị trường điện, lập quy hoạch và thiết kế lưới điện truyền tải. EirGrid được hình thành và hoạt động hoàn toàn độc lập với Tổng công ty điện lực ESB – là đơn vị điện lực nhà nước sở hữu các khâu phát, truyền tải và phân phối bán lẻ điện. Khi bắt đầu thị trường điện trên toàn đảo Ireland (gồm cả CH Ireland và Bắc Ireland) vào năm 2007, EirGrid liên doanh với Đơn vị vận hành HTĐ của Bắc Ireland - SONI để thành lập Công ty vận hành thị trường hợp nhất - SEMO.
  
• 
  ESB phải thực hiện kế hoạch bán (chuyển đổi sở hữu) hoặc đóng cửa một phần các nhà máy điện hiện có để giảm thị phần công suất từ 90% xuống dưới 40% vào năm 2010. Trong khi chưa thực hiện được việc giảm tỷ trọng công suất theo kế hoạch, ESB phải bán một phần sản lượng phát của các nhà máy điện cho các công ty phân phối bán lẻ qua hợp đồng theo giá và sản lượng do CER xác định.
  

Xây dựng thị trường điện:

Thị trường điện lần đầu tại Ireland được thiết lập và vận hành vào năm 2001 theo mô hình thị trường song phương phi tập trung (De-centralised bilateral market). Trong thị trường này, các nhà máy điện và các công ty phân phối bán lẻ tự thoả thuận phương thức mua bán điện với nhau, còn EiGrid chỉ có trách nhiệm vận hành thị trường cân bằng balancing market. Tuy vậy thị trường này đã không đạt được các mục tiêu đề ra. Các đơn vị phát điện, đặc biệt là các nhà máy điện nhỏ không sẵn sàng đầu tư và tham gia thị trường do khó khăn trong việc tìm kiếm và thoả thuận với đối tác mua điện. Sau 2 năm thị trường vận hành đã không có đầu tư mới trong khâu phát điện.

Để giải quyết tồn tại của mô hình thị trường cũ, từ năm 2005 CH Ireland cùng với Bắc Ireland đã thống nhất xây dựng mô hình thị trường điện mới All Island Single Electricity Market (SEM), áp dụng cho toàn bộ đảo Ireland. Thiết kế và các cơ chế vận hành thị trường được hoàn tất trong giai đoạn đoạn 2005-2007, thị trường chính thức vận hành từ ngày 1 tháng 11 năm 2007.

2. Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Thị trường SEM là thị trường điều độ tập trung (gross mandatory pool market). Các nhà máy điện có công suất đặt từ 10MW trở lên đều phải chào giá để bán toàn bộ điện năng thông qua thị trường; các đơn vị phân phối bán lẻ phải mua điện từ thị trường để cung cấp điện cho khách hàng cuối cùng.

Giá thị trường được xác định dựa trên giá các bản chào của các nhà máy điện theo phương pháp giá biên hệ thống SMP cho từng chu kỳ giao dịch ½ giờ. Trước 10h00 hàng ngày (ngày D-1), các nhà máy điện nộp cho SEMO bản chào giá cho 48 chu kỳ giao dịch của ngày tới (ngày D). Bản chào giá bao gồm các dải chi phí phát điện tương ứng với các mức công suất phát (tối đa là 10 cặp), chí phí không tải và chi phí khởi động. Chi phí phát điện không được vượt quá chi phí biên ngắn hạn - SRMC (tương đương với chí phí biến đổi) của nhà máy.

Cơ chế thanh toán phí công suất được áp dụng trả cho các nhà máy điện để đảm bảo các nhà máy thu hồi đủ chi phí cố định (chi phí đầu tư) trong điều kiện giá chào thị trường không được vượt quá SRMC. Phí công suất được xác định dựa trên giá công suất (chi phí cố định) của nhà máy mới bổ sung tốt nhất (BNE). Cơ chế thanh toán phí công suất nhằm các mục đích là i) giữ giá thị trường ổn định, không giao động tăng quá cao, ii) khuyến khích khả năng sẵn sàng của các nhà máy điện để đảm bảo an ninh vận hành HTĐ và iii) về mặt dài hạn, khuyến khích đầu tư hiệu quả vào các nguồn điện mới.

Như vậy, về thiết kế tổng thể, thị trường SEM của Ireland là mô hình thị trường điều độ tập trung chào giá theo chi phí, có áp dụng cơ chế thanh toán phí công suất, và được đánh giá là đã hoạt động ổn định từ năm 2007 đến nay. Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam VCGM được thiết kế có nhiều điểm tương đồng so với thị trường điện của Ireland.

VII. KINH NGHIỆM CỦA TRUNG QUỐC

Năm 1997, theo lộ trình từng bước cải tổ ngành điện, Trung Quốc đã chuyển giao quyền sở hữu nhà nước đối với các nhà máy điện và lưới truyền tải từ Bộ Năng lượng sang Tập đoàn Điện lực Quốc gia (SPC).

Thực hiện lộ trình cải tổ nhằm thị trường hóa và nâng cao tính cạnh tranh lĩnh vực sản xuất và kinh doanh điện năng, năm 2002 Trung Quốc tiếp tục tái cơ cấu lại SPC theo hướng chia tách các khâu phát điện (mang tính cạnh tranh) và khâu truyền tải (mang tính độc quyền tự nhiên). Khâu truyền tải và phân phối điện được tách thành 2 Công ty là SGCC (State Grid Corporation of China) và CSG (China Southern Power Grid). Các nhà máy điện sau khi tách khỏi SPC được nhóm thành các công ty phát điện lớn với quy mô và tiềm lực tương đương nhau nhằm mục tiêu cân bằng khả năng cạnh tranh trên thị trường. Nguyên tắc cơ bản khi tiến hành nhóm các nhà máy điện là đảm bảo các công ty phát điện mới (sau khi nhóm) sẽ tương đương nhau về:

• 
  Quy mô, công suất phát điện;
  
• 
  Tiềm lực tài chính, khối lượng tài sản;
  
• 
  Công nghệ phát điện và thành phần sở hữu (thủy - nhiệt điện…);
  
• 
  Thị phần trên tất cả các vùng.
  

Chính sách tái cơ cấu, phân nhóm các nhà máy điện đã dẫn đến sự hình thành 5 công ty phát điện mới: Beijing Datang, Huaeng Power International, Huadian Power, Guodian Power và China Power Investment. Quy mô về công suất đặt, công nghệ phát điện và thị phần của 05 công ty phát điện này được thể hiện trong Bảng 2.

Bảng 1.1 - Nhóm các nhà máy phát điện ở Trung Quốc

Công ty	Điện hạt nhân	Thủy điện	Nhiệt điện	Tổng số
	MW	MW	MW	MW	%
Huaeng		6.840	31.160	38.000	23%
Datang		6.825	25.675	32.500	20%
Huadin		5.950	25.350	31.300	19%
Guodian		4.620	26.180	30.800	19%
China Power Investment	1.150	7.850	21.140	30.140	19%

VIII. BÀI HỌC KINH NGHIỆM CHO PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM

Từ kinh nghiệm quá trình tái cơ cấu, phát triển thị trường và mô hình thị trường đang áp dụng ở một số nước nêu trên, có thể rút ra một số bài học như sau:

1. Có cơ sở pháp lý đủ mạnh: Hầu hết các nước đều có văn bản pháp lý ở mức luật/đạo luật để thực hiện (ví dụ Úc, Philippines...)

2. Bộ máy thực thi đủ mạnh: Hầu hết các nước đều có các cơ quan điều tiết độc lập đủ mạnh để giải quyết các vấn đề của thị trường (ví dụ Philippines, New Zeland...)

3. Khâu phát điện cần được tái cơ cấu trước tiên: Việc tái cơ cấu để tạo ra sự cạnh tranh minh bạch và công bằng, tối ưu sử dụng các nguồn tài nguyên (nước, khí đốt...) các nhà máy điện hiện có thuộc sở hữu nhà nước cần được tổ chức lại thành một số công ty nguồn điện (Gencos), có năng lực cạnh tranh tương đương nhau, sở hữu các nhà máy thuỷ điện trên cùng 1 hệ thống sông hoặc các nhà máy điện cùng sử dụng chung 1 nguồn cung cấp khí. Trước mắt các công ty phát điện này có thể do nhà nước sở hữu, sau đó sẽ dần được cổ phần hoá để thu hút các nguồn vốn khác vào khâu phát điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (SMO) cần được tách ra độc lập: Việc tách đơn vị SMO ra nhằm đảm bảo cho hệ thống điện và thị trường điện được vận hành một cách thực sự minh bạch và công bằng với mọi đối tượng tham gia thị trường. Theo kinh nghiệm quốc tế, bước đầu tiên các nước thường thực hiện là tách đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thành một đơn vị độc lập hoàn toàn với các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải và phân phối điện (là các đơn vị chịu sự điều hành của SMO trong thị trường điện) để tránh xung đột lợi ích giữa người điều hành và người tham gia thị trường.

Phần III

KINH NGHIỆM QUỐC TẾ VỀ PHÍ ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
Tại các nước, nguồn kinh phí của cơ quan điều tiết trong ngành điện, khí được hình thành từ việc thu phí hoạt động điều tiết của các công ty trong ngành.

1. 
   Tại Hoa Kỳ
   

Uỷ ban điều tiết năng lượng liên bang (FERC) là cơ quan điều tiết độc lập nhiều lĩnh vực thuộc Bộ Năng lượng chịu trách nhiệm điều tiết ngành điện, cấp giấy phép hoạt động cho các nhà máy thủy điện, điều tiết các hoạt động vận chuyển dầu, khí. FERC có cơ chế bù đắp chi phí hoạt động của cơ quan từ các ngành công nghiệp được điều tiết thông qua các loại phí và các khoản thu hàng năm. Các khoản thu cho hoạt động điều tiết được thu tương ứng với chi phí cần thiết và được Quốc hội phê duyệt.

2. Tại Canada

Uỷ ban năng lượng quốc gia là cơ quan điều tiết hệ thống truyền tải điện liên quốc gia hoặc liên tỉnh, hệ thống đường ống vận chuyển dầu khí, phát triển và kinh doanh năng lượng, phê duyệt các loại giá và phí vận chuyển trên đường dây truyền tải điện và các hệ thống đường ống vận chuyển cụ thể. Cơ quan này hình thành nguồn kinh phí hoạt động bằng cách thu trực tiếp các loại phí từ các công ty trong các ngành công nghiệp điện và dầu khí.

3. Tại Achentina

Cơ quan điều tiết liên bang (ENRE) có vai trò chủ yếu là điều tiết trong hoạt động của hệ thống truyền tải và phân phối điện theo quy định của luật pháp liên bang. Luật Điện lực số 24065 quy định nguồn hình thành kinh phí cho ENRE từ các đơn vị thành viên của ngành công nghiệp điện.

4. Tại Colombia

Luật Dịch vụ công năm 1994 quy định khuôn khổ điều tiết cho các ngành nước, năng lượng (điện và khí thiên nhiên) và viễn thông. Mỗi ngành có cơ quan điều tiết riêng. Cơ quan điều tiết chung cho ngành điện và khí thiên nhiên gọi là CREG thuộc Bộ Năng lượng và Khai khoáng. CREG có chức năng soạn thảo và phê duyệt các quy định điều tiết cho ngành, xây dựng các cơ chế cạnh tranh cho hoạt động bán lẻ, xây dựng biểu giá bán lẻ điện cho khách hàng cuối cùng. CREG hình thành kinh phí hoạt động bằng việc thu các chi phí điều tiết cần thiết từ các công ty trong ngành.

5. Tại Anh

Cơ quan điều tiết thị trường điện và khí (OFGEM) có nhiệm vụ điều tiết trong lĩnh vực khí và điện. Kinh phí của OFGEM được hình thành thông qua phí cấp phép và các phí khác từ khách hàng công nghiệp điện và khí.

6. Tại Ý

Cơ quan điều tiết trong lĩnh vực điện và khí được thành lập theo quy định của Luật số 481 ngày 14/11/1995. Chức năng điều tiết của cơ quan điều tiết gồm thiết lập biểu giá, xây dựng các tiêu chuẩn chất lượng phục vụ và kỹ thuật, bảo vệ lợi ích khách hàng. Cơ quan điều tiết có nguồn thu từ phí cung cấp dịch vụ của các công ty.

7. Tại Úc

Cơ quan điều tiết năng lượng (AER) chịu trách nhiệm điều tiết doanh thu các đơn vị truyền tải điện, giám sát thị trường điện bán buôn, bao gồm giám sát tuân thủ luật điện và quy định thị trường điện. AER trực thuộc Uỷ ban Quản lý cạnh tranh và bảo vệ khách hàng liên bang (ACCC) là cơ quan điều tiết các hoạt động cạnh tranh quốc gia. Từ 2008, AER tiếp nhận thêm chức năng điều tiết khâu phân phối điện được chuyển từ cơ quan điều tiết cấp bang lên. AER có nguồn kinh phí hoạt động thu từ tất cả thành viên tham gia thị trường và một phần kinh phí từ chính phủ liên bang.

8. Tại Thái Lan

Cơ quan điều tiết năng lượng (ERC) được thành lập vào năm 2007 để tách chức năng điều tiết độc lập với chức năng lập chính sách của Văn phòng chính sách và kế hoạch năng lượng. ERC có chức năng điều tiết hoạt động của ngành điện và khí, chịu chỉ đạo trực tiếp từ Bộ trưởng Bộ Năng Lượng. Kinh phí ERC một phần được cấp từ ngân sách nhà nước và một phần thông qua thu phí cấp giấy phép/điều tiết hoạt động điện lực.

9. Tại Singapore

Cục điều tiết năng lượng Singapore (Energy Market Authority - EMA) là đơn vị trực thuộc Bộ Công Thương, có cơ chế làm việc tương đối độc lập và tự chủ về tài chính. Cục điều tiết năng lượng thực hiện chức năng điều tiết về kinh tế và kỹ thuật trong lĩnh vực năng lượng bao gồm cả xây dựng và phát triển thị trường cạnh tranh trong ngành điện và khí, điều tiết giá điện và các hoạt động của thị trường năng lượng.

Nguồn thu chính của Cục là từ phí giấy phép cho các đơn vị thành viên thị trường và lệ phí kiểm tra cấp phép. Ngoài ra, do đảm nhận luôn chức năng vận hành hệ thống điện và giám sát thị trường điện, EMA còn có nguồn thu từ phí vận hành hệ thống điện và phí giám sát, quản lý thị trường. Các nguồn thu – chi của EMA sẽ được kiểm toán hàng năm. Báo cáo kiểm toán tài chính của EMA được công bố công khai để đảm bảo minh bạch về tình hình tài chính của EMA./.

Каталог: DuThao -> Lists -> DT TAILIEU -> Attachments
Attachments -> Luật giao thông đường thủy nội địa sau 8 năm thực hiện
Attachments -> Công ước số 138 Công ước về Tuổi tối thiểu được đi làm việc, 1973
Attachments -> Các đơn vị đặc nhiệm một số quốc gia
Attachments -> KẾt hôn có YẾu tố NƯỚc ngoàI: LÚng túng “ĐUỔI” theo thông tư
Attachments -> Bộ luật Dân sự Việt Nam hiện đại Đỗ Giang Nam
Attachments -> Công ước số 182 Công ước Nghiêm cấm và hành động khẩn cấp xoá bỏ các hình thức lao động trẻ em tồi tệ nhất, 1999
Attachments -> Số 279: Sở hữu đất đai
Attachments -> Tìm hiểu về quân đội vũ trang cách mạng Cu-ba
Attachments -> Lực lượng đặc nhiệm sas (Special Air Service) của Quân đội Hoàng gia Anh
Attachments -> MỘt số GÓP Ý cho dự thảo luật phòNG, chống rửa tiềN

tải về 153.69 Kb.

Chia sẻ với bạn bè của bạn: