Kinh nghiệm quốc tế

Thị trường điện tại Hàn Quốc

Với dân số khoảng 48 triệu người và là nền kinh tế lớn thứ 10 thế giới, ngành điện lực Hàn Quốc có quy mô tương đối lớn. Tính đến cuối năm 2008, tổng công suất đặt toàn hệ thống điện của Hàn Quốc khoảng 70.000 MW. Xét theo cơ cấu về công nghệ, nhiệt điện than và khí hóa lỏng ( LNG) chiếm tỷ trọng cao nhất, lần lượt là 32% và 26%. Điện hạt nhân chiếm khoảng 25% tổng công suất hệ thống. Tỷ trọng của thủy điện rất thấp, khoảng 7,5%. Còn lại là nhiệt điện dầu và năng lượng tái tạo

1.   Khái quát chung về ngành điện Hàn Quốc

a) Tổng quan

Với dân số khoảng 48 triệu người và là nền kinh tế lớn thứ 10 thế giới, ngành điện lực Hàn Quốc có quy mô tương đối lớn. Tính đến cuối năm 2008, tổng công suất đặt toàn hệ thống điện của Hàn Quốc khoảng 70.000 MW. Xét theo cơ cấu về công nghệ, nhiệt điện than và khí hóa lỏng ( LNG) chiếm tỷ trọng cao nhất, lần lượt là 32% và 26%. Điện hạt nhân chiếm khoảng 25% tổng công suất hệ thống. Tỷ trọng của thủy điện rất thấp, khoảng 7,5%. Còn lại là nhiệt điện dầu và năng lượng tái tạo.

Tập đoàn Điện lực Hàn Quốc (KEPCO - Korea Electric Power Corporation), với 51,1% thuộc sở hữu nhà nước, là đơn vị đóng vai trò chủ chốt trong ngành điện Hàn Quốc. KEPCO sở hữu hơn 90% công suất hệ thống, độc quyền trong các khâu truyền tải - phân phối và bán lẻ điện. Như vậy cho đến nay, về mặt cơ cấu có thể nói rằng ngành điện Hàn quốc vẫn được tổ chức theo mô hình liên kết dọc độc quyền.

b) Quá trình tái cơ cấu và xây dựng thị trường điện

Chương trình tái cơ cấu và chuẩn bị xây dựng xây dựng thị trường điện của hàn Quốc do Chính phủ chỉ đạo bắt đầu từ năm 1994. Nhiệm vụ trong giai đoạn này là nghiên cứu và đề xuất mô hình thị trường điện thích hợp cũng như mô hình tái cơ cấu của ngành điện Hàn Quốc. Đến năm 1997, Uỷ ban tái cơ cấu trực thuộc Bộ Thương mại, công nghiệp và năng lượng (MOICE) được thành lập với nhiệm vụ xây dựng mô hình tái cơ cấu ngành điện trình Chính phủ và Quốc hội thông qua.

Mô hình thị trường điện ban đầu được lựa chọn theo mô hình thị trường điện của Vương quốc Anh, nhưng do ảnh hưởng của khủng hoảng kinh tế Châu Á năm 1997 và một số nguyên nhân khác, mô hình thị trường phát điện chào giá theo chi phí (Cost Based) được lựa chọn. Lộ trình tái cơ cấu ngành điện để tiến tới thị trường bán buôn điện cạnh tranh cũng được xây dựng và được Quốc hội thông qua năm 2000 với các điểm chính như sau:

- Nhóm các nhà máy điện trực thuộc KEPCO thành các công ty phát điện độc lập (Genco) để phục vụ thị trường phát điện cạnh tranh. Tiếp theo sẽ tiến hành tư nhân hoá các Genco này, trừ Công ty Điện hạt nhân và thuỷ điện (KNHP) sẽ do Chính phủ sở hữu và vẫn trực thuộc KEPCO.

- Tách các công ty phân phối điện thành những công ty độc lập để tiến tới thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

Năm 2001, thị trường phát điện cạnh tranh theo mô hình CBP (thị trường tập trung chào giá theo chi phí biến đổi) của Hàn Quốc đi vào vận hành. Các bước tái cơ cấu theo lộ trình cũng được thực hiện, bao gồm:

- Thành lập 06 công ty phát điện theo nguyên tắc đảm bảo cân bằng về quy mô và về công nghệ phát điện trên cơ sở nhóm các nhà máy điện thuộc KEPCO. KEPCO vẫn tiếp tục nắm quyền sở hữu đối với các 06 công ty phát điện này.

- Thành lập KPX (Korea Power Exchange) dưới hình thức công ty nhà nước độc lập với KEPCO để đảm nhận chức năng vận hành hệ thống điện và trên thị trường điện.

- Thành lập Uỷ ban điện lực Hàn Quốc (Korean Electricity Commission) trực thuộc MOCIE đóng vai trò cơ quan điều tiết điện lực.

- KEPCO giữ vai trò Đơn vị mua duy nhất trong thị trường điện.

Theo lộ trình phát triển thị trường điện sau 2 - 3 năm, Hàn Quốc sẽ chuyển sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Tuy nhiên vì nhiều lý do khác nhau, đến nay Hàn Quốc vẫn duy trì thị trường CBP.

2.   Mô hình thị trường điện Hàn Quốc

a.   Các đặc trưng cơ bản của thị trường điện Hàn Quốc

Thị trường điện Hàn Quốc có một số nét đặc trưng cơ bản sau đây:

-      Toàn bộ sản lượng điện năng được giao dịch trên thị trường giao ngay.  Không áp dụng cơ chế mua bán điện qua hợp đồng PPA.

-      Thị trường giao ngay được thiết kế theo mô hình thị trường tập trung, chào giá theo chi phí biến đổi (CBP). Tất cả các nhà máy điện có công suất đặt lớn 20 MW phải tham gia thị trường điện.

-      Các đơn vị phát điện chỉ chào mức công suất sẵn sàng của mỗi nhà máy điện trong từng giờ giao dịch của ngày tới. Giá chào được tính bằng mức chi phí biến đổi của nhà máy điện được Hội đồng thẩm định giá phát điện (GCEC - Generation Cost Evaluation Committee) phê duyệt.

-      Lịch huy động được xây dựng dựa trên công suất chào - chi phí biến đổi của các nhà máy điện, phụ tải dự báo và các thông số kỹ thuật khác của hệ thống điện.

-      Giá thị trường được tính theo phương pháp lập lịch không xét đến các ràng buộc lưới điện truyền tải và không xét ràng buộc nhiên liệu sơ cấp của các nhà máy điện.

-      Áp dụng cơ chế thanh toán công suất cho các nhà máy điện. Giá công suất được xác định theo chi phí cố định của nhà máy điện chạy biên, và được áp dụng để thanh toán cho lượng công suất sẵn sàng của các nhà máy điện.

-      Áp dụng cơ chế điều tiết doanh thu của các công ty phát điện thuộc KEPCO để đảm bảo cân bằng tài chính cho KEPCO.

b.  Vận hành thị trường điện

Hàng tháng, Hội đồng thẩm định giá phát điện (GCEC) sẽ dựa trên các số liệu do các nhà máy nhiệt điện cung cấp (chi phí nhiên liệu, chi phí khởi động, đặc tính kỹ thuật tổ máy…) để xác định, công bố chi phí phát điện biến đổi của nhà máy phát nhiệt điện trong tháng tới. Chi phí biến đổi của các nhà máy thủy điện (kể cả thủy điện tích năng) được tính mặc định bằng 0.

Trước 10h00 ngày D-1, các công ty phát điện nộp bản chào để chào lượng công suất sẵn sàng của từng nhà máy điện trong từng giờ giao dịch của ngày D.

Dựa trên các bản chào, chi phí biến đổi của các nhà máy điện, phụ tải hệ thống dự báo, KPX sẽ lập lịch tính giá thị trường ( SMP) cho từng giờ giao dịch của ngày D. Lịch tính giá SMP được lập theo nguyên tắc tối thiểu hóa chi phí toàn hệ thống, không xét đến các ràng buộc lưới truyền tải và ràng buộc về dự phòng hệ thống, cũng như không xét đến ràng buộc nhiên liệu sơ cấp của các nhà máy điện. Giá thị trường được tính bằng chi phí biến đổi của tổ máy đắt nhất được xếp lịch. Trước 15h00 ngày D-1, KPX công bố giá thị trường SMP cho từng giờ giao dịch của ngày D.

Sau khi giá thị trường được công bố, các nhà máy thủy điện tích năng có thể sửa đổi và nộp lại bản chào trước 16h00 ngày D-1.

Trước 18h00 ngày D - 1, KPX lập và công bố lịch huy động ngày tới phục vụ công tác vận hành hệ thống trong ngày D. Lịch huy động ngày tới được lập, dựa trên các bản chào, chi phí biến đổi, phụ tải dự báo và có xét đến tất cả ràng buộc kỹ thuật của nhà máy điện và của lưới điện truyền tải.

Trong ngày D, KPX chịu trách nhiệm vận hành hệ thống điện dựa trên lịch huy động đã lập, đồng thời đảm bảo cân bằng cung cầu và đảm bảo an ninh hệ thống trong thời gian thực.

c.   Thanh toán

Khác với một số thị trường điện trên thế giới, thị trường điện Hàn Quốc không áp dụng cơ chế mua bán điện qua hợp đồng PPA dài hạn. Các công ty phát điện phải thu hồi toàn bộ chi phí qua thị trường giao ngay, thông qua 02 khoản thanh toán: thanh toán điện năng và thanh toán công suất.

-      Thanh toán công suất:

Khoản thanh toán công suất trong mỗi giờ giao dịch cho nhà máy điện được xác định theo công thức sau:

RC = CP(h) × Qsẵn sàng (h)

Trong đó:

-  CP: giá công suất áp dụng cho giờ h; KRW/kWh

-  Qsẵn sàng: mức công suất sẵn sàng trong giờ h theo bản chào của nhà máy điện; kWh.

Giá công suất (CP) được xác định theo công thức sau:

CP = RCP × RCF × TCF

Trong đó:

-  RCP: chi phí phát điện cố định tham chiếu, KRW/kWh;

-  RCF: hệ số hiệu chỉnh theo vùng;

-  TCF: hệ số hiệu chỉnh theo thời gian.

Chi phí phát điện cố định tham chiếu RCP được xác định dựa trên chí phí cố định của nhà máy chạy đỉnh (sử dụng nhiệt điện khí hóa lỏng) và trên các thông số tiêu chuẩn (standard operation rates).  RCP tính bằng tổng chi phí cố định cả năm của nhà máy điện khí hóa lỏng chia cho số giờ sẵn sàng phát điện của nhà máy đó trong năm. Ví dụ, trong năm 2008, RCP = 7,46 KRW/kWh.

Hệ số hiệu chỉnh theo vùng RCF phản ánh sự khác biệt về độ dự phòng công suất giữa các vùng. Đối với vùng có độ dự phòng lớn hơn 20%, hệ số RCF < 1. Vùng có độ dự phòng thấp hơn 12% thì áp dụng hệ số RCF > 1. Với các vùng còn lại, hệ số RCF = 1.  Mục tiêu của việc áp dụng hệ số này là nhằm khuyến khích đầu tư vào các vùng có độ dự phòng công suất thấp.

Hệ số hiệu chỉnh theo thời gian TCF phản ánh sự khác biệt về nhu cầu công suất giữa các mùa trong năm ( các tháng  1, 7, 8 so với các tháng còn lại) và giữa các giờ trong ngày (giờ cao điểm – bình thường – thấp điểm). Ví dụ, hệ số TLF áp dụng trong năm 2008 như sau:

 

Chu kỳ

Giờ cao điểm (5h/ngày)

Giờ bình thường (9h/ngày)

Giờ thấp điểm (10h/ngày)

Tháng 1,7,8

Tháng khác

Tháng 1,7,8

Tháng khác

Tháng 1,7,8

Tháng khác

TCF

2,32

1,28

1,89

1,07

0,63

0,36

Các giá trị RCP, RCF và TCF do Hội đồng thẩm định giá phát điện (GCEC) xác định và công bố trước khi bắt đầu năm vận hành và áp dụng để thanh toán trong năm vận hành đó.

-      Thanh toán điện năng

Khoản thanh toán điện năng được tính toán theo sản lượng điện năng đo đếm và giá thị trường SMP.

Đối với các nhà máy phải phát tăng thêm công suất theo lệnh điều độ, phần điện năng phát tăng thêm được thanh toán theo max{ SMP; Chi phí biến đổi}.

Đối với các nhà máy phải phát giảm công suất theo lệnh điều độ, phần điện năng bị giảm được thanh toán theo chi phí cơ hội ( SMP – Chi phí biến đổi).

-      Cơ chế điều tiết doanh thu đối với các công ty phát điện thuộc KEPCO

Áp dụng giá SMP, bằng chi phí biến đổi nhà máy chạy biên, để thanh toán cho toàn bộ lượng điện năng phát dẫn đến 02 hệ quả sau:

-      Các nhà máy điện chạy nền và chạy lưng được hưởng mức lợi nhuận quá mức, do giá thị trường cao hơn nhiều so với chi phí biến đổi của nhà máy.

-      KEPCO, với vai trò là đơn vị mua duy nhất, phải trả một lượng tiền lớn để mua điện. Khi mà giá bán lẻ điện do Chính phủ điều tiết, cơ chế này dễ dẫn đến tình trạng mất cân đối tài chính cho KEPCO

Chính vì vậy, Hàn Quốc đã áp dụng cơ chế điều tiết đối với 06 công ty phát điện thuộc KEPCO để đảm bảo cân bằng về lợi ích tài chính giữa KEPCO (bên mua) và các công ty phát điện này (bên bán).

Theo cơ chế này, 06 công ty phát điện thuộc KEPCO sẽ không được thanh toán theo giá SMP. Mức giá thanh toán cho từng nhà máy điện thuộc các công ty này được xác định lại theo công thức sau:

RMP = GP + ( SMP – GP) × RRC

Trong đó:

-  GP: chi phí biến đổi của nhà máy điện, KRW/kWh;

-  SMP: giá thị trường, KRW/kWh;

-  RRC: hệ số điều tiết doanh thu, RRC < 1.

Hệ số điều tiết doanh thu ( RRC - Regulated Revenue Coefficient) được áp dụng cho từng nhóm nhà máy nhiệt điện phân loại theo nhiên liệu sơ cấp (hạt nhân – than nội địa – than nhập khẩu – khí hóa lỏng & dầu). Hội đồng thẩm định giá phát điện (GCEC) tính toán và công bố hệ số RRC hàng năm.

Hình 1 – Cơ chế điều tiết áp dụng đối với 06 công ty phát điện của KEPCO

Cơ chế điều tiết áp dụng đối với 06 công ty phát điện của KEPCO

 

Hệ số RRC không áp dụng cho các IPP, nhằm khuyến khích các nhà đầu tư tư nhân xây dựng, phát triển các nhà máy điện chạy nền.

Các khoản thanh toán trong thị trường điện Hàn Quốc và công thức tính toán cho từng  loại nhà máy điện (sở hữu nhà nước vs. sở hữu tư nhân) được tổng hợp trong Bảng 1 dưới đây.

Bảng 1 – Tổng hợp các khoản thanh toán trong thị trường điện Hàn Quốc

Công ty phát điện

Thanh toán điện năng

Thanh toán công suất

06 công ty phát điện thuộc KEPCO

{GP+( SMP – GP) × RRC}× Qđo đếm

CP × Qsẵn sàng

Các IPPs

SMP × Qđo đếm

CP × Qsẵn sàng

3.   Đánh giá về mô hình thị trường điện Hàn Quốc

Hàn Quốc chuyển đổi từ cơ chế độc quyền sang thị trường điện theo mô hình CBP mà không thay đổi quá lớn về cơ cấu ngành điện. Hai biện pháp tái cơ cấu đáng kể nhất là: i) nhóm các nhà máy điện thuộc KEPCO thành 06 công ty phát điện; ii) thành lập đơn vị vận hành hệ thống điện - thị trường điện dưới hình thức công ty nhà nước độc lập (KPX).

Nhờ áp dụng mô hình CBP kèm theo một loạt các cơ chế giám sát và điều tiết chặt chẽ, thị trường điện Hàn Quốc được đánh giá cao về tính ổn định, giá thị trường ít biến động và nhìn chung đảm bảo được tính minh bạch trong các hoạt động của thị trường điện.

Tuy nhiên, thị trường điện Hàn Quốc cũng bộc lộ một số điểm hạn chế như sau:

-      Áp dụng cơ chế tính toán, thẩm định chi phí biến đổi cho từng nhà máy điện (do GCEC đảm nhận) 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 thị trên thị trường.

-      Cơ chế thanh toán công suất cho toàn bộ lượng công suất sẵn sàng với mức giá công suất khá cao (= chi phí cố định nhà máy chạy đỉnh) dẫn đến tình trạn trả thừa chi phí công suất cho các nhà máy chạy nền, chạy lưng, và không phản ánh được điều kiện huy động thực tế trong vận hành hệ thống.

-      Không có áp dụng cơ chế hợp đồng PPA dài hạn dẫn đến rủi ro cho nhà đầu tư, ảnh hưởng đến khả năng thu hút vốn đầu tư. Hạn chế này không thể hiện rõ nét tại Hàn Quốc, do nước này đủ tiềm lực tài chính để đầu tư phát triển nguồn điện. Tuy nhiên, đối với những nước đang phát triển như Việt Nam, đây là vấn đề cần đặc biệt lưu ý và phải có biện pháp khắc phục.

-      Cơ chế điều tiết doanh thu theo hệ số RRC giúp cân bằng tài chính cho đơn vị mua duy nhất - KEPCO. Tuy nhiên, cơ chế này phần nào thể sự phân biệt đối xử giữa công ty phát điện sở hữu nhà nước so với các IPPs. Cơ chế này chỉ khả thi và phát huy hiệu quả khi các công ty phát điện thuộc sở hữu nhà nước chiếm tỷ trọng công suất rất lớn (ở Hàn Quốc, tỷ trọng này là hơn 90%).

Tác giả: Phòng TTĐL. ; xuất bản: 09/06/2012 01:54
Họ tên của bạn
Địa chỉ Email  
Tiêu đề
Nội dung
Mã xác nhận
Gửi nhận xét