Trong thời gian qua, Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã tạo ra các điều kiện cần thiết để cho phép khách hàng tiêu thụ cuối cùng tham gia thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM) gửi Cục Điều tiết điện lực, Bộ Công Thương. EVN đề xuất cho phép khách hàng cuối cùng tham gia VREM thay vì phải mua điện theo biểu giá bán lẻ do Chính phủ ban hành từ tháng 7/2021.
 |
| Các khu công nghiệp được đề xuất mua điện trực tiếp trên thị trường. |
Tuy nhiên, cho đến nay Bộ Công Thương chưa có kế hoạch cụ thể để triển khai chương trình này đúng kế hoạch. Theo EVN, việc trì hoãn thực hiện VREM có nguy cơ làm chậm lộ trình thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh được quy định tại Quyết định số 63 (ngày 30/12/2013) của Thủ tướng Chính phủ.
Cụ thể, VREM (cấp độ 3) phải được thực hiện thí điểm từ năm 2021 đến 2023 và sau năm 2023 phải thực hiện toàn bộ VREM. Để triển khai thị trường bán lẻ điện cạnh tranh theo đúng lộ trình quy định, EVN đề nghị Bộ Công Thương/Cục Điều tiết Điện lực xem xét các đề xuất và báo cáo của EVN.
Trước mắt, EVN đề nghị Bộ Công Thương/Cục Điều tiết Điện lực xem xét, yêu cầu các khách hàng đấu nối lưới cấp điện áp 110kV trở lên (thường là các nhà máy sản xuất, các khu công nghiệp) mua điện trực tiếp trên thị trường điện.
Do đó, thay vì phải mua lại điện từ EVN như hiện nay, khách hàng có quyền chọn thời điểm mua điện từ các đơn vị cấp điện với mức giá chấp nhận được.
Sở dĩ đưa ra đề nghị này, EVN lập luận rằng do việc tính toán và công bố chi phí phân phối cấp điện áp 110kV trở lên đơn giản hơn, số lượng khách hàng ít hơn so với khách hàng đấu nối các cấp điện áp khác và các khách hàng này đều được trang bị công tơ điện tử.
Chi phí mua điện của khách hàng đấu nối lưới cấp điện áp 110kV trở lên phải được tính theo hướng cộng tới, bao gồm đầy đủ các thành phần chi phí. Cụ thể: Chi phí năng lượng được xác định qua thị trường giao ngay quy về nút nhận của khách hàng; chi phí truyền tải điện (hiện đã được Bộ Công thương phê duyệt hàng năm); chi phí phân phối điện; chi phí điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện; chi phí dịch vụ phụ trợ; chi phí phân bổ PPA, liên quan đến chi phí mua điện từ các nhà máy điện IPP, BOT, năng lượng tái tạo và nhập khẩu.
Trong thời gian qua, Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã tạo ra các điều kiện cần thiết để cho phép khách hàng tiêu thụ cuối cùng tham gia thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM) gửi Cục Điều tiết điện lực, Bộ Công Thương. EVN đề xuất cho phép khách hàng cuối cùng tham gia VREM thay vì phải mua điện theo biểu giá bán lẻ do Chính phủ ban hành từ tháng 7/2021.
|
| Các khu công nghiệp được đề xuất mua điện trực tiếp trên thị trường. |
Tuy nhiên, cho đến nay Bộ Công Thương chưa có kế hoạch cụ thể để triển khai chương trình này đúng kế hoạch. Theo EVN, việc trì hoãn thực hiện VREM có nguy cơ làm chậm lộ trình thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh được quy định tại Quyết định số 63 (ngày 30/12/2013) của Thủ tướng Chính phủ.
Cụ thể, VREM (cấp độ 3) phải được thực hiện thí điểm từ năm 2021 đến 2023 và sau năm 2023 phải thực hiện toàn bộ VREM. Để triển khai thị trường bán lẻ điện cạnh tranh theo đúng lộ trình quy định, EVN đề nghị Bộ Công Thương/Cục Điều tiết Điện lực xem xét các đề xuất và báo cáo của EVN.
Trước mắt, EVN đề nghị Bộ Công Thương/Cục Điều tiết Điện lực xem xét, yêu cầu các khách hàng đấu nối lưới cấp điện áp 110kV trở lên (thường là các nhà máy sản xuất, các khu công nghiệp) mua điện trực tiếp trên thị trường điện.
Do đó, thay vì phải mua lại điện từ EVN như hiện nay, khách hàng có quyền chọn thời điểm mua điện từ các đơn vị cấp điện với mức giá chấp nhận được.
Sở dĩ đưa ra đề nghị này, EVN lập luận rằng do việc tính toán và công bố chi phí phân phối cấp điện áp 110kV trở lên đơn giản hơn, số lượng khách hàng ít hơn so với khách hàng đấu nối các cấp điện áp khác và các khách hàng này đều được trang bị công tơ điện tử.
Chi phí mua điện của khách hàng đấu nối lưới cấp điện áp 110kV trở lên phải được tính theo hướng cộng tới, bao gồm đầy đủ các thành phần chi phí. Cụ thể: Chi phí năng lượng được xác định qua thị trường giao ngay quy về nút nhận của khách hàng; chi phí truyền tải điện (hiện đã được Bộ Công thương phê duyệt hàng năm); chi phí phân phối điện; chi phí điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện; chi phí dịch vụ phụ trợ; chi phí phân bổ PPA, liên quan đến chi phí mua điện từ các nhà máy điện IPP, BOT, năng lượng tái tạo và nhập khẩu.
Minh Châu
Cập nhật tin tức công nghệ mới nhất tại fanpage Công nghệ & Cuộc sống