Đơn vị gián tiếp tham gia thị trường điện
|
 Duy Thịnh 14:23, 23/11/2018 Đây là nội dung đáng chú ý được quy định tại Thông tư 45/2018/TT-BCT quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung Thông tư 56/2014/TT-BCT.
Theo đó, nhà máy nhiệt điện có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, có công suất đặt lớn hơn 30 MW đầu nối vào hệ thống điện quốc gia phải trực tiếp tham gia thị trường điện. Ngoài các nhà máy nhiệt điện trực tiếp tham gia thì các nhà máy nhiệt điện dưới đây phải gián tiếp tham gia thị trường điện, bao gồm:
Chi tiết xem tại Thông tư 45/2018/TT-BCT có hiệu lực từ 01/01/2019. Đây là nội dung tóm tắt, thông báo văn bản mới dành cho khách hàng của LawNet. Nếu quý khách còn vướng mắc vui lòng gửi về Email:
Từ chỗ ban đầu chỉ có 31 nhà máy điện tham gia thị trường điện với tổng công suất lắp đặt là 9.300MW, sau hơn 3 năm vận hành chính thức thị trường phát điện cạnh tranh, đến nay đã có 59 nhà máy điện với tổng công suất 14.796MW trực tiếp tham gia thị trường điện. Hệ thống điện vận hành an toàn, tin cậy, đảm bảo cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế xã hội, đồng thời tăng cường tính minh bạch trong việc huy động nguồn các nhà máy điện. 42% công suất các nhà máy tham gia thị trường Tổng kết thị trường phát điện cạnh tranh thời gian từ 1/7/2014 đến 30/6/2015 đã cho thấy rõ hơn tính đúng đắn của việc triển khai thị trường điện ở nước ta. Tuy nhiên nhiều ý kiến cho thấy vẫn còn khá nhiều bất cập. Theo ông Hoàng Quốc Vượng, Thứ trưởng Bộ Công Thương, mặc dù những năm gần đây, công tác đầu tư được quan tâm chú trọng, song do năng lực còn hạn chế, nhu cầu vốn đầu tư cần lớn nên đã dẫn đến tình trạng mất cân đối giữa nguồn và lưới truyền tải và phân phối điện. Điều này đã dẫn đến tình trạng quá tải cục bộ ở một số nơi, một số thời điểm vận hành không được ổn định, tựu chung là cơ sở hạ tầng hệ thống điện còn yếu. Cũng theo Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng, mặc dù cho đến nay đã tăng gần gấp đôi số nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, tuy nhiên tỷ lệ nhà máy điện chưa tham gia thị trường vẫn còn khá lớn. “Một trong những tồn tại của thị trường phát điện cạnh tranh là những đơn vị tham gia gián tiếp thị trường còn rất nhiều. Hiện mới chỉ có 42% công suất các nhà máy tham gia thị trường. Do đó, các đơn vị đặc biệt là 3 tập đoàn Điện lực, Dầu khí và Than - Khoáng sản cần có sự chuẩn bị tốt cho các nhà máy mới, các nhà máy chưa tham gia thị trường để trong thời gian sớm nhất có thể tham gia”, Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng chỉ rõ.
Về phía các chủ nhà máy thủy điện, việc áp dụng quy trình vận hành liên hồ chứa thủy điện trong mùa mưa bão cũng đã hạn chế khả năng tham gia thị trường phát điện cạnh tranh. Đặc biệt, với một số nhà máy thủy điện phải ưu tiên nước cho sản xuất nông nghiệp trong mùa kiệt đã bị buộc đưa ra khỏi thị trường. Giám đốc Nhà máy Thủy điện Đại Ninh, ông Võ Tăng Lý cho biết, vào mùa kiệt, công ty không chỉ bị hạn chế về mặt phát điện mà còn thiệt hại lớn về giá bán điện: “Khi bị đưa ra khỏi thị trường, giá điện cũng bị giảm đi. Ví dụ tháng 1 bán được 660 đồng/kWh, tháng 2 còn 655 đồng/kWh nhưng tháng 3 chỉ còn 470 đồng/kWh vì trong tháng 3 nhà máy bị đưa ra khỏi thị trường nên giá bị giảm thấp. Sang tháng 4 giá bán trung bình của của nhà máy chỉ còn 430 đồng/kWh”, ông Lý nói. Cũng là những bất cập về giá bán điện, nhưng với Công ty CP thủy điện GERUCO - Sông Kôn lại là vấn đề giá công suất thị trường. Cụ thể, khi ban hành khung pháp lý cho thị trường phát điện cạnh tranh, Bộ Công Thương đã xác định nguyên tắc xây dựng giá công suất thị trường là đảm bảo cho nhà máy điện mới thu hồi chi phí phát điện. Tuy nhiên, quy định này vẫn còn hạn chế khi không thay đổi trong năm áp dụng và trong công thức tính giá không có tham số tỷ giá, do đó việc điều chỉnh tỷ giá ngoại tệ thời gian qua đã ảnh hưởng rất lớn hoạt động đầu tư của doanh nghiệp. “Việc xây dựng khung giá mang tính tương đối, như về giá công suất (giá KEN) thì những ảnh hưởng của kinh tế vĩ mô ảnh hưởng rất nhiều đến giá này. Trong 1 năm, nhà máy chỉ được xem xét và Cục điều tiết thông qua giá KEN 1 lần, nhưng nếu năm nay giá KEN đã được thông qua nhưng tỷ giá tăng đến 3% sẽ ảnh hưởng rất nhiều đến quyền lợi của cộng đồng”, bà Trần Thị Oanh, Tổng Giám đốc Công ty CP thủy điện GERUCO - Sông Kôn cho hay. Cần có 5 Tổng công ty phát điện độc lập Cùng với việc chậm ban hành các văn bản, khung pháp lý, thông tư hướng dẫn liên quan đến vận hành thị trường điện cạnh tranh, cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin chưa đồng bộ dẫn đến việc chưa thu hút và đáp ứng được sự tham gia của đông đảo các nhà máy điện thời gian qua. Theo Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực Nguyễn Anh Tuấn, để tăng tối đa các nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, Cục Điều tiết điện lực sẽ chỉ đạo, đôn đốc tất cả các nhà máy điện, đặc biệt là các đơn vị phát điện thuộc các tập đoàn kinh tế lớn như tập đoàn điện lực, dầu khí và than khoáng sản tham gia vào thị trường điện. “Cục Điều tiết điện lực sẽ ban hành thêm các văn bản quy định, hướng dẫn các đơn vị trong vấn đề chuẩn bị tham gia thị trường điện. Bên cạnh đó, Cục Điều tiết điện lực cũng xem xét tháo gỡ những khó khăn, vướng mắc của các nhà máy điện nhằm nâng cao được tỷ lệ các nhà máy điện tham gia vào thị trường phát điện cạnh tranh”, ông Nguyễn Anh Tuấn cho biết. Còn theo Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng, cùng với việc yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) xây dựng Đề án, sớm đưa các nhà máy thủy điện đa mục tiêu, các nhà máy điện được xây dựng dưới hình thức liên doanh liên kết, có vốn đầu tư nước ngoài… như các nhà máy BOT vào tham gia thị trường, Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) cũng cần phải kịp thời công cấp thông tin về thị trường điện; công bố báo cáo vận hành thị trường cho các bên tham gia thị trường và khách hàng để tạo sự minh bạch. Đặc biệt, Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng cũng chỉ rõ: Thị trường điện hiện nay đang có sự tham gia của 5 Tổng công ty phát điện (Genco), nhưng trong đó có 3 Genco thuộc EVN, 1 Genco thuộc Tập đoàn Than - Khoáng sản và 1 Genco thuộc tập đoàn dầu khí. “Thời gian tới cần nhanh chóng tái cơ cấu ngành điện, tách 3 Genco ra khỏi EVN để có 5 Genco hoạt động độc lập, đảm bảo tính cạnh tranh, công bằng”, Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng nói./.
Theo đó, bên bán điện gồm các đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có công suất trên 30 MW trực tiếp tham gia thị trường điện. Các nhà máy thủy điện có công suất từ 30 MW trở xuống có quyền lựa chọn tham gia thị trường điện khi đáp ứng đủ các điều kiện về cơ sở hạ tầng; Nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng-Kinh doanh-Chuyển giao (BOT) tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo các hình thức như: Trực tiếp tham gia thị trường; Tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo một trong các hình thức như: Trực tiếp tham gia thị trường; Tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu khi trực tiếp tham gia thị trường hoặc đơn vị chào giá thay nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu thực hiện đầy đủ trách nhiệm, quyền, nghĩa vụ của bên bán điện theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành. Các nguồn điện nhập khẩu, các nhà máy điện sử dụng năng lượng giá, mặt trời, địa nhiệt không phân biệt mức công suất đặt, các nhà máy thủy điện có công suất đặt từ 30MW trở xuống không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Về phía bên mua điện gồm có 5 Tổng công ty Điện lực; Khách hàng sử dụng điện lớn mua điện từ cấp điện áp 110kV trở lên đấu nối trực tiếp vào trạm biến áp truyền tải cấp điện áp 220kV đáp ứng các điều kiện theo quy định của Bộ Công Thương; đơn vị mua buôn mới được phép tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh khi đáp ứng các điều kiện theo quy định của Bộ Công Thương; Công ty Mua bán điện (thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam). Kế hoạch triển khai thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh được hình thành và phát triển theo các giai đoạn: Giai đoạn chuẩn bị thị trường bán buôn điện cạnh tranh (đến hết năm 2015); Giai đoạn vận hành thí điểm bước 1 thị trường bán buôn điện cạnh tranh năm 2016 (tính toán mô phỏng trên giấy, không thanh toán thực); Giai đoạn vận hành thí điểm bước 2 thị trường bán buôn điện cạnh tranh năm 2017-2018; Giai đoạn vận hành chính thức thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh từ năm 2019. Chi tiết Quyết định xin mời xem tại đây. Page 2Thực hiện Quyết định số 24⁄2017⁄QĐ-TTg ngày 30 tháng 6 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định số 3134⁄QĐ-BCT ngày 31 tháng 8 năm 2018 về việc kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2017 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Đoàn kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2017 của EVN (Đoàn kiểm tra) bao gồm đại diện: Văn phòng Chính phủ, Bộ Công Thương, Bộ Tài chính, Bộ Lao động - Thương binh và Xã hội, Ủy ban Kinh tế của Quốc hội, Hội Điện lực Việt Nam, Hội Tiêu chuẩn và Bảo vệ người tiêu dùng Việt Nam, Phòng Thương mại và Công nghiệp Việt Nam. Trong thời gian qua, Đoàn kiểm tra đã kiểm tra thực tế tại Công ty mẹ - EVN và một số đơn vị thành viên của EVN. Căn cứ vào kết quả kiểm tra của Đoàn kiểm tra, Bộ Công Thương công bố nội dung về chi phí, giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2017 của EVN như sau: I. Cơ sở pháp lý Cơ sở pháp lý của việc kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2017 bao gồm các văn bản: 1. Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg ngày 30 tháng 6 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân. 2. Quyết định số 3134/QĐ-BCT ngày 31 tháng 8 năm 2018 của Bộ Công Thương về việc kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. II. Nguyên tắc kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện Trong quá trình kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2017, Đoàn kiểm tra đã căn cứ vào các nguyên tắc sau để phân tách và kiểm tra các thành phần chi phí: 1. Chi phí sản xuất kinh doanh điện chỉ bao gồm chi phí sản xuất kinh doanh của các hoạt động trong lĩnh vực điện, không bao gồm lĩnh vực khác. 2. Tách bạch chi phí các khâu phát điện, truyền tải, phân phối, phụ trợ và quản lý ngành. 3. Chi phí mua điện từ các nhà máy điện độc lập, từ các nhà máy điện đã cổ phần hoá có ký hợp đồng mua bán điện với EVN, từ các nhà máy điện thuộc công ty TNHH một thành viên hạch toán độc lập với EVN xác định thông qua hợp đồng mua bán điện. 4. Chi phí sản xuất điện từ các nhà máy hạch toán phụ thuộc EVN được xác định căn cứ vào số liệu chi phí đã được kiểm toán độc lập xác nhận. 5. Việc kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2017 căn cứ trên các tài liệu do EVN và các đơn vị thành viên cung cấp, gồm: Báo cáo chi phí và giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2017 của EVN do kiểm toán độc lập (Công ty TNHH Deloitte Việt Nam) kiểm toán; báo cáo tài chính hợp nhất năm 2017 sau kiểm toán của EVN, báo cáo tài chính do đơn vị kiểm toán độc lập kiểm toán của Công ty mẹ EVN và các đơn vị thành viên; hợp đồng mua bán điện giữa EVN và các đơn vị phát điện (kiểm tra chọn mẫu); tài liệu do các đơn vị được kiểm tra cung cấp theo yêu cầu của Đoàn kiểm tra. EVN chịu trách nhiệm về tính chính xác và tính trung thực của các số liệu báo cáo cho Đoàn kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện. 6. Việc kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2017 không bao gồm thanh kiểm tra việc chấp hành của EVN đối với các quy định của pháp luật về quản lý sử dụng vốn và tài sản, các quy định về thuế thu nhập doanh nghiệp và tài chính doanh nghiệp, các quy định về đầu tư, đấu thầu xây dựng công trình điện và mua sắm, thanh lý thiết bị. Khi có ý kiến của cơ quan có thẩm quyền về các vấn đề liên quan, chi phí/giá thành sản xuất kinh doanh điện sẽ được hiệu chỉnh tương ứng. III. Chi phí, giá thành sản xuất kinh doanh điện các khâu Năm 2017, sản lượng điện thương phẩm thực hiện là 174,65 tỷ kWh; tỷ lệ tổn thất điện năng toàn EVN là 7,24%, thấp hơn 0,36% so với kế hoạch và thấp hơn 0,33% so với tỷ lệ tổn thất điện năng thực tế của EVN năm 2016 (7,57%). Tổng chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2017 là 291.278,46 tỷ đồng (thu nhập từ thanh lý, nhượng bán tài sản cố định và vật tư thu hồi, thu nhập từ hoạt động cho thuê cột điện đã được tính giảm trừ trong chi phí sản xuất kinh doanh điện); giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2017 là 1.667,77 đ/kWh (tăng 0,15% so với năm 2016), trong đó: - Tổng chi phí khâu phát điện là 220.915,64 tỷ đồng, tương ứng với giá thành khâu phát điện theo điện thương phẩm là 1.264,89 đ/kWh. - Tổng chi phí khâu truyền tải điện là 17.997,75 tỷ đồng, tương ứng với giá thành khâu truyền tải điện theo điện thương phẩm là 103,05 đ/kWh. - Tổng chi phí khâu phân phối - bán lẻ điện là 51.249,16 tỷ đồng, tương ứng với giá thành khâu phân phối - bán lẻ điện theo điện thương phẩm là 293,44 đ/kWh. - Tổng chi phí khâu phụ trợ - quản lý ngành là 1.115,91 tỷ đồng, tương ứng với giá thành khâu phụ trợ - quản lý ngành theo điện thương phẩm là 6,39 đ/kWh. Chi phí sản xuất kinh doanh điện tại các huyện, xã đảo khu vực chưa nối lưới điện quốc gia được hạch toán vào giá thành sản xuất kinh doanh điện năm 2017, cụ thể như bảng sau:
Tổng khoản bù giá cho chi phí sản xuất kinh doanh điện tại các xã, huyện đảo nêu trên là 184,33 tỷ đồng. Doanh thu bán điện năm 2017 là 289.954,78 tỷ đồng (tương ứng giá bán điện thương phẩm bình quân thực hiện là 1.660,19 đ/kWh). Tình hình thủy văn năm 2017 tác động làm giảm chi phí sản xuất kinh doanh điện. Tuy nhiên, một số yếu tố chủ yếu làm tăng chi phí sản xuất kinh doanh điện gồm: - Giá than năm 2017 tăng bình quân khoảng 5,7% so với năm 2016 và do giá dầu DO, FO bình quân năm 2017 tăng lần lượt 21,95% và 32,84% so với năm 2016. - Giá dầu HSFO thế giới năm 2017 tăng 39,2% so với năm 2016 dẫn đến giá khí thị trường tăng cao. - Thuế suất tài nguyên nước tăng áp dụng cho cả năm 2017 so với 2016 chỉ áp dụng thuế suất mới trong 6 tháng. - Tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước bắt đầu áp dụng từ ngày 01/9/2017. - Tỷ giá đồng đô la Mỹ (USD) năm 2017 tăng so với năm 2016. Tỷ giá đô la Mỹ bình quân năm 2017 là 22.749 đồng/USD tăng 250 đồng/USD so với tỷ giá đô la Mỹ bình quân năm 2016 (22.399 đồng/USD), tương ứng với tỷ lệ tăng 1,56%. Thu nhập từ các hoạt động có liên quan đến sản xuất kinh doanh điện trong năm 2017 là 4.115,76 tỷ đồng, gồm: - Thu nhập từ tiền bán công suất phản kháng: 726,31 tỷ đồng. - Thu nhập hoạt động tài chính của Công ty mẹ - EVN (từ lãi tiền gửi, thu nhập từ phí cho vay lại, lãi cho vay lại): 1.637,04 tỷ đồng (trong đó lãi tiền gửi là 466,36 tỷ đồng; phí cho vay lại là 274,7 tỷ đồng; lãi cho vay lại là 895,98 tỷ đồng). - Thu nhập hoạt động tài chính của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (từ lãi tiền gửi): 241,55 tỷ đồng. - Thu nhập hoạt động tài chính của các Tổng công ty Điện lực (từ lãi tiền gửi, tiền cho vay): 403,21 tỷ đồng. - Thu nhập từ cổ tức và lợi nhuận được chia của Công ty mẹ EVN: 785,91 tỷ đồng. - Thu nhập từ cổ tức và lợi nhuận được chia, lãi chuyển nhượng vốn của các Tổng công ty Điện lực: 321,74 tỷ đồng. Tổng cộng hoạt động sản xuất kinh doanh điện năm 2017 và các hoạt động liên quan đến hoạt động điện năm 2017 EVN lãi 2.792,08 tỷ đồng (không tính tới thu nhập từ sản xuất khác). Các khoản chi phí chưa tính vào giá thành sản xuất, kinh doanh điện năm 2017 gồm: - Số dư chênh lệch tỷ giá chưa được hạch toán vào giá thành sản xuất, kinh doanh điện của Tổng Công ty Truyền tải điện quốc gia là 1.940,29 tỷ đồng. - Khoản chênh lệch tỷ giá thực hiện hợp đồng mua bán điện của các đơn vị phát điện năm 2017 khoảng 3.071,14 tỷ đồng. Ngoài ra còn có các khoản chênh lệch tỷ giá thực hiện hợp đồng mua bán điện của các đơn vị phát điện các năm trước cũng chưa được tính vào giá điện./. Page 3
|
