Các thị trường/cơ chế mua bán điện năng/dịch vụ điện năng.

Điện năng chiếm tỷ trọng đáng kể trong bức tranh tổng thể năng lượng của thế giới (chiếm khoảng 20% tiêu thụ năng lượng cuối) của Việt Nam (29%), Indonesia (14%) và Úc (24%). Theo Cơ quan Năng lượng Quốc tế IEA, tỷ trọng này sẽ tăng đáng kể đến trên 50% vào năm 2050 nếu các nước nhắm tới một tương lai giảm phát thải khí carbon, tăng năng lượng tái tạo (NLTT) và hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng không (net zero emission - NZE).

Nhiều nước phát triển như Anh, Úc, một số nước thành viên Liên minh Châu Âu và tiểu bang ở Mỹ đã lựa chọn cải cách thị trường điện, tức tái cơ cấu và thị trường hóa ngành điện lực để thực thi các mục tiêu chính của ngành điện, bao gồm: tin cậy hệ thống điện, hiệu quả kinh tế, giá cả hợp lý, tự do lựa chọn cho khách hàng và bền vững về môi trường. Các nước này đã xây dựng thị trường điện bán lẻ, cấp độ cuối cùng của thị trường điện với lộ trình cải cách, thiết kế thị trường và phương thức thực hiện khác nhau.

Các nước đang phát triển, cần nhiều điện năng và đang trên con đường cải cách thị trường điện như Việt Nam và Indonesia nên tham khảo mô hình nào? Kinh nghiệm cải cách thị trường điện Úc có phù hợp không?

Trong bài viết này, tôi trình bày và triển khai các điểm chính trong bài giảng “Cải cách thị trường điện - Kinh nghiệm Úc và khuyến nghị cho Indonesia và Việt Nam” của mình ngày 1/3/2024 cho 15 đại diện từ các cơ quan hoạch định chính sách, cơ quan chính phủ, cơ quan lập kế hoạch phát triển, công đoàn, tổ chức tư vấn chính sách (think tank) và viện nghiên cứu của Đông Nam Á (ASEAN), Indonesia và Việt Nam, trong khuôn khổ một khóa tập huấn 2 tuần tại Úc vào cuối tháng 2 đến đầu tháng 3/2024 theo Chương trình học bổng hữu nghị Úc do Bộ Ngoại giao và Ngoại thương Úc (DFAT) tài trợ và trung tâm ClimateWorks thuộc Đại học Monash tại thành phố Melbourne, Úc chủ trì thực hiện. Bài viết cũng đặc biệt lưu ý hơn đến trường hợp của Việt Nam.

TS Thái Doãn Hoàng Cầu giảng bài tại chương trình Just Energy Transition Program - Australian Awards Fellowship

Thị trường điện Úc và kinh nghiệm cải cách

Úc là quốc gia có sản lượng điện lớn so với quy mô dân số. Năm 2023, tổng sản lượng điện trên toàn quốc đạt trên 270 TWh (tỷ KWh - điện năng) cho xấp xỉ 27 triệu người. Vì lãnh thổ quá rộng và dân số tập trung vào những thành phố lớn ven biển, hệ thống điện Úc có trên 45.000 km đường dây truyền tải và gồm ba hệ thống riêng: Bắc Úc, Tây Úc và phần còn lại phía Đông và phía Nam.

Thị trường điện quốc gia Úc (NEM) thường được nhắc đến là phần lớn nhất bao gồm hệ thống điện kết nối các bang và lãnh thổ phía Đông và Nam, gồm các bang Nam Úc, Victoria, Lãnh thổ thủ đô Úc (ACT), New South Wales, Queensland và Tasmania (nối với lục địa thông qua hệ thống truyền tải cáp ngầm xuyên biển).

Trong năm 2023, NEM có tổng công suất phát điện đạt 78 GW (nghìn MW công suất, kể cả điện mặt trời mái nhà) đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện 208 TWh và công suất phụ tải đỉnh 32,5 GW. Cơ cấu nguồn phát điện của NEM đa dạng với tỷ trọng sản xuất (năm 2022) của điện than chiếm xấp xỉ 58%, điện khí 6%, thuỷ điện 8%, điện gió và mặt trời 27%.

Ngành điện Úc tiến hành tái cơ cấu từ những năm đầu thập niên 1990, bắt đầu bằng việc tách bạch các chức năng phát điện, truyền tải và phân phối, doanh nghiệp hóa và dần tư nhân hoá các đơn vị điện lực thuộc sở hữu nhà nước, xây dựng thị trường cạnh tranh, từ cấp độ tiểu bang rồi đến liên bang. NEM chính thức đi vào hoạt động kể từ cuối năm 1998.

NEM có thiết kế cốt lõi đơn giản, độc đáo và ít thay đổi kể từ khi thành lập. Thị trường bán buôn của NEM không có thị trường ngày tới, không có cam kết tổ máy tập trung (các công ty phát điện tự cam kết tổ máy - unit commitment) và không có thị trường công suất như thường thấy trong nhiều thị trường điện khác trên thế giới.

Thị trường giao ngay (cho năng lượng) theo mô hình gộp chung bắt buộc chào giá tự do, cho phép chào giá phía nhu cầu (thuỷ điện tích năng, khách hàng lớn) nhằm đảm bảo kết nối nhu cầu mua, bán điện đạt hiệu quả mua bán cao nhất trong thời gian 5 phút liên tiếp nhau. Cơ chế định giá điện cho mỗi thị trường giao ngay 5 phút là giá biên vùng (các tiểu bang) đồng nhất, dao động trong khoảng sàn giá là -A$1000/MWh cho đến trần giá được điều tiết hàng năm là A$16,600/MWh (áp dụng cho năm tài chính 2023/24).

Các kế hoạch phát triển và huy động công suất trung và dài hạn hơn được thực hiện thông qua các thị trường hợp đồng tương lai đa dạng: song phương trực tiếp, môi giới (OTC) hay sàn giao dịch năng lượng như ASX Energy. Các thị trường này mua bán nhiều loại hợp đồng điện như sai khác (CFD/swap), quyền chọn, v.v.. Các thành viên tham gia NEM sử dụng các hợp đồng điện tương lai này để quản lý rủi ro tài chính liên quan đến thị trường điện như giá điện và công suất phát thay đổi.

Thị trường dịch vụ phụ trợ gồm 10 dịch vụ điều khiển tần số được đồng thời tối ưu hoá với các thị trường giao ngay, đảm bảo dù nhu cầu sử dụng và nguồn cung điện năng tăng, giảm nhỏ hay bất thường (như khi có sự cố mất nguồn, lưới hay phụ tải lớn) trong thời gian cực ngắn cho tới dưới 5 phút thì tần số điện vẫn hoạt động ổn định trong mức cho phép.

NEM giúp các thành viên tham gia thị trường quản lý rủi ro tài chính do chênh lệch giá điện khi mạng lưới truyền tải điện bị tắc nghẽn thông qua một dạng của thị trường quyền truyền tải là các quỹ chênh lệch giá điện giữa các vùng mua/tiêu thụ điện và các vùng bán/phát điện, gọi là tiền thừa thanh toán liên vùng IRSR (inter-regional settlement residues). Quyền chia IRSR cho từng quý của 12 quý tới (3 năm) được tổ chức đấu giá hàng quý.

Tuy không có thị trường công suất nhưng NEM có các cơ chế quản lý công suất giúp dự báo, quản lý độ tin cậy cũng như thông tin, cảnh báo về mức độ thiếu hụt công suất nhằm đảm bảo đầu tư kịp thời và đủ nguồn cung trong ngắn, trung và dài hạn, bao gồm:trần giá giao ngay rất cao (A$ 16.600/MWh thể hiện giá trị phụ tải không được cung cấp, cao hơn 100 lần giá điện trung bình năm), Quy hoạch hệ thống tích hợp (hai năm một lần cho 30 năm tới), Báo cáo Cơ hội Điện lực (thường niên cho 10 năm tới), Nghĩa vụ Tin cậy của Công ty bán lẻ (thông qua việc có mua đủ hợp đồng tương lai cho phụ tải của mình), Đánh giá dự kiến đủ nguồn trung hạn (2 năm tới) và ngắn hạn (6 ngày tới), cơ chế dự phòng chiến lược, v.v..

Úc phát triển thị trường bán lẻ điện theo lộ trình từ năm 1998. Năm 2002, các bang Victoria, New South Wales, ACT cho phép mọi khách hàng được tự do lựa chọn nhà cung cấp bán lẻ, nhưng vẫn duy trì biểu giá điều tiết cho khách hàng không muốn tham gia thị trường bán lẻ. Bang Victoria là bang đầu tiên thực hiện thị trường bán lẻ hoàn toàn và loại bỏ biểu giá điều tiết từ năm 2009, rồi đến lần lượt các bang khác theo sau như Nam Úc năm 2013, New South Wales năm 2014 và vùng đông nam bang Queensland năm 2015. Vào tháng 7/2019, chính quyền các bang, lãnh thổ NEM áp dụng lại các hình thức kiểm soát giá bán lẻ (trần giá) nhằm bảo vệ các khách hàng nhỏ, dễ bị tổn thương bởi tăng giá điện.

Kinh nghiệm cải cách tại Thị trường điện Úc được TS Thái Doãn Hoàng Cầu chia sẻ tại chương trình.

Chuyển dịch năng lượng bền vững

Chính phủ Úc đã ban hành nhiều chính sách phát triển năng lượng bền vững về môi trường. Năm 2001, chính phủ ban hành mục tiêu năng lượng tái tạo 20% trong năm 2020 để thúc đẩy tăng cơ cấu NLTT. Chính sách giá phát thải khí carbon được áp dụng trong hai năm tài chính 2012/13 và 2013/14.

Vào ngày 8/9/2022, chính phủ Úc luật hóa mục tiêu giảm 43% lượng phát thải khí nhà kính của Úc so với mức năm 2005 vào năm 2030 và đạt mức phát thải ròng bằng không (NZE) vào năm 2050. Một số tiểu bang và vùng lãnh thổ của NEM còn đặt mục tiêu, chính sách phát triển bền vững riêng sớm và cao hơn như ACT duy trì 100% NLTT từ 2020 và NZE vào 2030; Nam Úc đặt mục tiêu 100% NLTT vào 2030; Queensland đặt ra các mục tiêu NLTT vào 2030, 2032 và 2035 lần lượt là 50%, 70% và 80%; Tasmania ban hành mục tiêu 150% NLTT vào 2030 và 200% vào 2040, và NZE vào 2030; Victoria đặt mục tiêu NLTT đạt 65% vào 2030 và 95% vào 2035, và NZE vào 2045.

Trên cơ sở đó, kịch bản “Thay đổi vượt bậc”, kịch bản cơ sở kỳ vọng của Quy hoạch hệ thống tích hợp năm 2022 dự báo đến năm 2030, tỷ lệ năng lượng tái tạo của NEM sẽ là 83% và 98% vào năm 2050. Tổng công suất lắp đặt của các nguồn phát điện quy mô lưới điện của NEM (tức là không bao gồm hệ thống lưu trữ và mặt trời phân tán quy mô nhỏ) cần tăng từ 60 GW trong năm 2022-23 lên 173 GW vào năm 2050 và sẽ bổ sung thêm 125 GW điện gió và mặt trời quy mô lưới điện mới lên tổng công suất 141 GW vào năm 2050.

Cơ cấu quản trị

Cơ cấu quản trị của NEM gồm các cơ quan hoạt động độc lập và phi lợi nhuận: AEMO vận hành hệ thống điện và thị trường điện; AEMC quản lý các quy định và thay đổi quy định thị trường; AER giám sát việc thực thi, tuân thủ các quy định thị trường và điều tiết kinh tế lưới điện. AEMC và AER được thành lập năm 2005. AEMO thành lập năm 2009 để quản lý cả NEM và các thị trường khí Úc. Trước đó, NECA là cơ quan đảm nhiệm phần lớn các chức năng của AEMC và AER từ năm 1996 đến 2005. Cơ quan tiền nhiệm của AEMO là NEMMCO, vận hành NEM từ năm 1998 đến 2009.

Năm 2017, Ban An ninh Năng lượng (ESB) được thành lập để tập trung vào các vấn đề an ninh năng lượng. Với các thành viên từ AEMC, AER và AEMO và cộng tác với các cơ quan quản trị này, ESB đã và đang điều phối chương trình cải cách thị trường điện mới ở Úc –Thiết kế thị trường điện sau năm 2025, bao gồm xem xét thị trường công suất, thị trường một số dịch vụ phụ trợ mới, thị trường thúc đẩy các nguồn điện phân tán quy mô nhỏ (mặt trời, lưu trữ năng lượng), v.v.. để đưa vào vận hành sau năm 2025. Gần đây hơn, vào năm 2023, Bộ Biến đổi Khí hậu, Năng lượng, Môi trường và Nước (DCCEEW) của Chính phủ liên bang Úc cũng đóng vai trò nổi bật hơn vào chương trình cải cách mới này.

Kết quả vận hành

Nhìn chung trong hơn 20 năm, NEM có kết quả vận hành khá tốt. Thị trường điện được báo cáo là cải thiện hiệu suất và hiệu quả ngành điện thông qua phương thức làm việc được cải tiến và các nhà máy điện có độ tin cậy cao hơn. Thị trường bán lẻ xuất hiện nhiều mô hình kinh doanh, sản phẩm mới. Tất cả là nhờ áp lực cạnh tranh ngày càng tăng.

Giá điện bán buôn có xu hướng tăng theo thời gian nhưng cũng có giai đoạn giảm sâu phản ánh thay đổi cung-cầu, chi phí nhiên liệu đầu vào tăng và các chính sách năng lượng. Giá điện bán lẻ vì thế cũng thay đổi theo tương ứng, cộng thêm chi phí lưới điện, chi phí bán lẻ tăng nên có xu hướng tăng trưởng vượt mức tăng của thu nhập.

Khách hàng tiêu thụ điện có nhiều lựa chọn công ty cung cấp dịch vụ bán lẻ điện phù hợp với mình. Các tiểu bang lớn như New South Wales, Queensland, Victoria, Nam Úc mỗi bang có ít nhất 25 công ty bán lẻ điện. Tiểu bang và vùng lãnh thổ nhỏ hơn như Tasmania có 4 và ACT có 8 nhà cung cấp.

NEM có mật độ thị trường bán lẻ điện lớn, với ba công ty lớn là Origin Energy, AGL Energy và EnergyAustralia duy trì 60-70% thị phần các phân khúc thị trường bán lẻ điện (dân dụng, doanh nghiệp nhỏ và khách hàng lớn). Các đại công ty này cũng là nhà cung cấp khí chủ chốt và đều là các công ty phát - lẻ(gentailer) sở hữu các nhà máy điện riêng có thị phần đáng kể trong thị trường bán buôn điện Úc. Xu hướng tích hợp dọc này trong NEM cũng gây quan ngại về vấn đề quyền lực thị trường(market power) có khả năng thao túng giá thị trường.

Thông qua các công cụ chính sách và cơ chế thị trường, ngành điện Úc đã dần hiện thực hóa các mục tiêu bền vững về môi trường đã đề ra.

(Còn nữa)