Phân tích chi phí lợi ích mở rộng giá điện tại một số nhà máy thủy điện việt nam

i

MỤC LỤC
DANH MỤC BẢNG iii

DANH MỤC HÌNH v

BẢNG KÝ HIỆU CÁC CHỮ VIẾT TẮT vi

Chương 1: Tổng quanvề thủy điện và các phương pháp tính toán giá thành điện ở
các nhà máy thủy điện 3

1.1. Tổng quan về thủy điện 3

1.1.1. Nguyên lí của nhà máy thủy điện 3

1.1.3. Tác động môi trường của việc xây dựng và vận hành nhà máy thủy điện 6

1.2. Các phương pháp tính toán giá thành thủy điện 9

1.2.1. Các phương pháp tính toán giá thành thủy điện ở nước ngoài 9

1.2.2. Phương pháp tính toán giá thành điện ở các nhà máy thủy điện Việt
Nam [1] 19

Chương 2: Đối tượng và phương pháp tiếp cận hạch toán giá thành sản xuất điện . 26

2.1. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 26

2.2. Phương pháp tiếp cận hạch toán giá thành sản xuất điện tại nhà máy thủy
điện 27

2.2.1. Phương pháp tiếp cận theo chi phí sản xuất 27

2.2.2. Tiếp cận kinh tế môi trường 28

Chương 3: Kết quả nghiên cứu 32

3.1. Phương pháp hạch toán giá thành sản xuất điện tại các nhà máy thủy điện
theo cách tiếp cận kinh tế môi trường 32

3.2. Kết quả hạch toán giá thành sản xuất điện tại nhà máy thủy điện Huội Quảng
33

3.2.1. Hạch toán giá thành sản xuất điện theo cách tiếp cận chi phí sản xuất
33

3.2.2. Hạch toán giá thành sản xuất điện theo cách tiếp cận kinh tế môi
trường 33

3.3. Kết quả hạch toán giá thành sản xuất điện tại nhà máy thủy điện Sê San 4 49

3.3.1. Phương án tính theo tiền thuê đất 49

3.3.2. Phương án tính theo tiền thuế sử dụng đất 53

3.4. So sánh các phương án hạch toán giá thành sản xuất điện 55

ii

3.5. Đề xuất phương án hạch toán giá thành sản xuất thủy điện 57

Kết luận và kiến nghị 59

Kết luận 59

Kiến nghị 60



iii

DANH MỤC BẢNG
Bảng 1.1. Quy định tỷ lệ điện năng sản xuất theo mùa và theo giờ 19

Bảng 2.1. Quy định định suất thuế cho từng hạng đất 29

Bảng 2.2. Thuế suất tính thuế sử dụng đất phi nông nghiệp 30

Bảng 3.1. Diện tích các loại đất bị thiệt hại khi xây dựng thủy điện Huội Quảng 34

Bảng 3.2. Bảng giá đất chuyên trồng lúa nước (2 vụ) – Lai Châu 35

Bảng 3.3. Bảng giá đất trồng lúa nước (1 vụ) – Lai Châu 35

Bảng 3.4. Bảng giá đất trồng cây hàng năm khác – Lai Châu 36

Bảng 3.5. Bảng giá đất trồng cây lâu năm – Lai Châu 36

Bảng 3.6. Bảng giá đất nuôi trồng thuỷ sản – Lai Châu 37

Bảng 3.7. Bảng giá đất rừng sản xuất – Lai Châu 37

Bảng 3.8. Bảng giá đất nương rẫy – Lai Châu 38

Bảng 3.9. Bảng giá đất ở tại nông thôn – Lai Châu 38

Bảng 3.10. Bảng giá đất sản xuất, kinh doanh phi nông nghiệp tại nông thôn – Lai
Châu 39

Bảng 3.11. Kết quả tính tiền thuê đất trên địa bàn tỉnh Lai Châu 40

Bảng 3.12. Bảng giá đất trồng cây hàng năm – Sơn La 41

Bảng 3.13. Bảng giá đất trồng cây lâu năm 41

Bảng 3.14. Bảng giá đất rừng sản xuất 41

Bảng 3.15. Bảng giá đất nuôi trồng thủy sản 42

Bảng 3.16. Bảng giá đất rừng phòng hộ, rừng đặc dụng 42

Bảng 3.17. Bảng giá đất ở tại nông thôn (huyện Mường La) 42

Bảng 3.18. Kết quả tính tiền thuê đất trên địa bàn tỉnh Sơn La 43

Bảng 3.19. Kết quả tính mức tăng giá sản xuất điện trong phương án tính theo tiền
thuê đất 44

Bảng 3.20. Kết quả tính thuế đất nông nghiệp đối với đất trồng cây hàng năm và đất
có mặt nước nuôi trồng thủy sản 45

Bảng 3.21. Kết quả tính thuế đất nông nghiệp đối với đất trồng cây lâu năm 45

Bảng 3.22. Tổng tiền thuế sử dụng đất nông nghiệp thu được 46

Bảng 3.23. Tiền thuế sử dụng đất phi nông nghiệp do tỉnh Lai Châu thu được 47

Bảng 3.24. Tiền thuế sử dụng đất phi nông nghiệp do tỉnh Sơn La thu được 47

Bảng 3.25. Tổng tiền thuế sử dụng đất phi nông nghiệp thu được 48

Bảng 3.26. Kết quả tính mức tăng giá sản xuất điện 48

Bảng 3.27. Diện tích các loại đất bị thiệt hại khi xây dựng thủy điện Sê San 4 49

Bảng 3.28. Giá đất trồng lúa nước trên địa bàn huyện Sa Thầy 50

Bảng 3.29. Giá đất trồng cây hàng năm còn lại trên địa bàn huyện Sa Thầy 50

Bảng 3.30. Giá đất trồng cây lâu năm trên địa bàn huyện Sa Thầy 50

Bảng 3.31. Giá đất rừng sản xuất trên địa bàn huyện Sa Thầy 51

Bảng 3.32. Kết quả tính tiền thuê đất trên địa bàn tỉnh Kon Tum 52

iv

Bảng 3.33. Kết quả tính mức tăng giá sản xuất điện trong phương án tính theo tiền
thuê đất 53

Bảng 3.34. Kết quả tính thuế đất nông nghiệp đối với đất trồng cây hàng năm 54

Bảng 3.35. Kết quả tính thuế đất nông nghiệp đối với đất trồng cây lâu năm 54

Bảng 3.36. Tiền thuế sử dụng đất nông nghiệp do tỉnh Kon Tum thu được 55

Bảng 3.37. Kết quả tính mức tăng giá sản xuất điện 55

Bảng 3.38. So sánh mức tăng giá sản xuất điện theo 2 phương án tính đối với nhà
máy thủy điện Huội Quảng 56

Bảng 3.39. So sánh mức tăng giá sản xuất điện theo 2 phương án tính đối với nhà
máy thủy điện Sê San 4 56

Bảng 3.40. Giá mua điện của EVN sau khi đã tính thêm các chi phí 56

v

DANH MỤC HÌNH
Hình 1.1. Nguyên lí làm việc làm của nhà máy thủy điện 3

Hình 1.2. Phương thức phát điện dùng hồ chứa lớn 5

Hình 1.3. Phương thức tạo dòng chảy 5

Hình 1.4. Phương thức dùng đập 6

Hình 1.5. Phương thức kết hợp tạo dòng chảy và dùng đập 6

Hình 1.6. Hệ thống điện năng tích hợp theo ngành dọc 11

Hình 1.7. Đơn vị tích hợp dọc với IPP (KEPCO vào những năm 1999) 15

Hình 1.8. Sự phân tách của hệ thống điện (KEPCO vào giữa những năm 2000) 16

Hình 1.9. Hệ thống điện với nhiều giao dịch và mức giá (Kế hoạch của KEPCO
cuối những năm 2000) 18

Hình 2.1. Công trình thủy điện Huội Quảng/ 26

Hình 3.1. So sánh mức giá mua điện của EVN trước và sau khi tính thêm chi phí
môi trường 57



vi

BẢNG KÝ HIỆU CÁC CHỮ VIẾT TẮT
ĐTM Đánh giá tác động môi trường
ĐVT Đơn vị tính
EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Genco Generating company
HST Hệ sinh thái
IPP Independent Power Producers
KEPCO Korean Electric Power Company
MNDBT Mực nước dâng bình thường
MSMB Multiple sellers and multiple buyers
PPA Power purchase agreement
REC Regional electricity company
Transco Transmission company

VT Vị trí

1

MỞ ĐẦU
Việt Nam đang trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước nên
nhu cầu năng lượng nói chung và nhu cầu điện nói riêng đang có xu hướng gia tăng,
với tốcđộ tăng sản lượngđiện trung bình giai đoạn 1990-2010 từ 12-14% năm.
Theođó, hàng loạt các nhà máy nhiệtđiện và thủyđiện được triển khai xây dựng tại
nhiều vùng miền của đất nước.
Nhận thức được những hạn chế về tiềm năng và môi trường của thủy điện và
nhiệt điện, Chính phủ Việt Nam trong những năm gần đây đã có nhiều chính sách
để hỗ trợ phát triển các dự án năng lượng mới, năng lượng tái tạo và sử dụng tiết
kiệm năng lượng. Cụ thể như: Luật điện lực 2005, Quyết định số 79/2006/QĐ-TTg
về Chương trình Quốc gia sử dụng năng lượng hiệu quả và trực tiếp, nhất là Quyết
định số 37/2011/QĐ-TTg về Cơ chế hỗ trợ các dự án điện gió ở Việt Nam.
Với cơ chế chính sách thuận lợi như trên, nhiều dự án phát điện từ nguồn
năng lượng tái tạo đã được triển khai. Nhưng các dự án này đều chỉ thành công ở
quy mô nhỏ, chưa phát huy được tiềm năng phong phú vềđiện gió và các các nguồn
năng lượng tái tạo khácở nước ta, vì giá bán điện của các dự án này không thể cạnh
tranh với giá bán điện của các nhà máy thủy điện và nhiệtđiện. Vấnđề cần làm rõ là
giá thành sản xuấtđiệntruyền thống (thủy điện và nhiệt điện) có thực sự rẻ như tính
toán của Tậpđoànđiện lực Việt Nam hay các nhà sản xuất chưa hạch toánđầyđủ giá
thành sản xuấtđiện trong các nhà máyđiện truyền thống.
Với lý do trên, học viên đã lựa chọn đề tài“Phân tích chi phí lợi ích mở
rộng giá điện tại một số nhà máy thủy điện Việt nam”làm đề tài luận văn thạc sĩ
của mình. Mục tiêu của đề tài là :
- Xây dựng phương pháp hạch toán đầy đủ các chi phí tài nguyên trong sản
xuất điện tại các nhà máy thủy điện
- Thử tính toán chi phí tài nguyên trong giá thành sản xuất ở một số nhà

máy điển hình. Nguồn số liệu dùng cho tính toán được trích dẫn từ các
báo cáo ĐTM đã được các cơ quan quản lý chuyên ngành phê duyệt.

2

Kết cấu của luận văn gồm:
- Mở đầu
- Chương 1: Tổng quan về thủy điện và các phương pháp tính toán giá
thành điện
- Chương 2: Đối tượng và phương pháp tiếp cận hạch toán giá thành sản
xuất điện
- Chương 3: Kết quả và thảo luận
- Kết luận và kiến nghị

3

1. Chương 1: Tổng quanvề thủy điện và các phương pháp
tính toán giá thành điện ở các nhà máy thủy điện
1.1. Tổng quan về thủy điện
1.1.1. Nguyên lí của nhà máy thủy điện
Thủy điện là phương thức phát điện bằng cách sử dụng thế năng của khối
nước. Dòng nước chảy từ trên cao xuống nơi thấp hơn sẽ làm quay tua bin nước,
các tua bin này được nối trực tiếp với máy phát điện để tạo ra dòng điện. Hình
1trình bày mô hình nhà máy thủy điện, được vận hành theo phương thức sử dụng
đập nước để tạo ra thế năng của khối nước trong lòng hồ.
Số vòng quay của máy phát điện khác nhau tùy theo chủng loại tuabin, dao
động từ 100 vòng/phút tới 1200 vòng/phút. Điện áp phát ra vào khoảng từ 400 ~
4000 Vôn. Dòng điện này có thể tăng thành dòng cao áp (6.000 ~ 500.000 Vôn)
nhờ các thiết bị tăng áp tại nhà máy phát điện, trước khi được chuyển tới nơi tiêu
thụ.

Hình 1.1. Nguyên lí làm việc của nhà máy thủy điện [17]

4

1.1.2. Phân loại nhà máy thủy điện
1.1.2.1. Phân loại dựa trên phương thức tích trữ nước phát điện
- Phương thức phát điện dựa vào thế năng của dòng chảy tự nhiên: là phương
thức sử dụng dòng chảy tự nhiên mà không dùng hồ đập để chứa nước. Những nhà
máy phát điện bằng phương thức này hầu hết đều có quy mô nhỏ.
- Phương thức phát điện dựa vào thế năng của khối nước được tạo ra bằng hồ
chứa: đây là phương thức phát điện dùng những con đập nhỏ để chặn dòng chảy của
sông và tích nước. Những con đập này có tác dụng tích nước vào lúc trời mưa, hoặc
khi không phát điện vào ban đêm và cuối tuần. Những nhà máy phát điện theo
phương thức này thường điều chỉnh lượng nước theo chu kì ngắn 1 ngày hoặc vài
ngày.
- Phương thức phát điện dựa vào thế năng khối nước tích trữ trong hồ chứa
lớn: so với phương thức phát điện bằng thế năng của khối nước chứa trong hồ chứa
nhỏ, thì đây là phương thức sử dụng đập có quy mô lớn để tích nước trong các hồ
chứa lớn hơn. Vào ban ngày khi lượng thiêu thụ điện lớn, nước được cho chảy từ
vùng cao của đập xuống vùng thấp để phát điện. Ở một số trường hợp, phương thức
này được chuyển đổi thành thủy điện tích năng; có nghĩa là: vào ban đêm khi lượng
tiêu thụ điện thấp, hoặc có nguồn cung cấp dư thừa từ nhiệt điện hay điện nguyên
tử, nước sẽ được bơm ngược trở lại vùng cao của đập để chuẩn bị phát điện cho
ngày tiếp theo (Hình 1.2).
5


Hình 1.2. Phương thức phát điện dùng hồ chứa lớn [18]
1.1.2.2. Phân loại dựa vào kết cấu

- Phương thức tạo dòng chảy: đây là phương thức tạo đập nhỏ trên thượng
nguồn và dẫn nước chảy thoe kênh dẫn hoặc đường ống vào tua bin. Chênh lệch độ
cao giữa mặt nước hồ chứa và nơi đặt tua bin quyết định công suất phát điện (Hình
1.3).

Hình 1.3. Phương thức tạo dòng chảy [18]
- Phương thức dùng đập: Là phương thức xây đập tại vị trí sông có mặt cắt
hẹp và cao. Nước sẽ được đập chặn lại và tạo thành hồ chứa nước nhân tạo. Sau đó
sử dụng sự chênh lệch độ cao giữa mực nước hồ chứa và hạ lưu đập để phát điện
(Hình 1.4).
6


Hình 1.4. Phương thức dùng đập [18]
- Phương thức kết hợp tạo dòng chảy và dùng đập: Đây là phương thức kết
hợp cả 2 phương thức đã nêu ở trên. Phương thức này vừa dùng đập để tích nước,
vừa sử dụng sự chênh lệch độ cao lớn để phát điện. Đây là phương thức phát huy tối
đa được năng lượng dòng chảy.

Hình 1.5. Phương thức kết hợp tạo dòng chảy và dùng đập [18]
1.1.3. Tác động môi trường của việc xây dựng và vận hành nhà máy thủy điện
1.1.3.1. Tác động đến môi trường vật lý
Việc tích nước của hồ chứa có thể gây ra các trận động đất kích thích. Động
đất kích thích có khả năng tăng cường cường độ phông động đất chung của vùng và
gây ra những thảm họa nghiêm trọng. Theo số liệu đã được ghi nhận của UNESCO
thì có khoảng 40 hồ chứa nhân tạo trên Thế giới đã xảy ra động đất kích thích. Ở
7

Việt Nam, một ví dụ điển hình nhất về động đất kích thích là thủy điện Sông Tranh
2. Đã ghi nhận được hàng trăm trận động đất có cường độ 2-4,5 độ richter kể từ khi

tích nước cách đây 3 năm [19].
1.1.3.2. Tác động đến hệ sinh thái và tài nguyên sinh vật
Kích thước của hồ chứa phụ thuộc vào từng dự án thủy điện (kích thước tua
bin phát điện và yếu tố địa hình). Những nhà máy thủy điện được xây dựng ở những
khu vực tương đối bằng phẳng có xu hướng cần nhiều diện tích đất hơn các nhà
máy thủy điện ở khu vực đồi núi hoặc các hẻm núi, những vị trí có thể xây các hồ
chứa sâu, có dung tích lớn trên một diện tích đất nhỏ hơn. Ví dụ như nhà máy thủy
điện Balbina, được xây dựng trên vùng đất bằng của Brazil, làm ngập diện tích đất
khoảng 2.360 km
2
nhưng điện lượng chỉ vào khoảng 250MW (khoảng 9,4 km
2
trên
1 MW). Ngược lại, một nhà máy thủy điện 10 MW ở vùng đồi núi có thể chỉ cần
khoảng 8000 m
2
(khoảng 0,0008 km
2
trên 1MW) [20].
Việc tích nước của hồ chứa thủy điện về bản chất là chặn ngang một dòng
sông bằng một con đập và điều tiết lưu lượng nước chảy về hạ lưu của sông thông
qua con đập đó; hoặc chuyển một phần hoặc toàn bộ lưu lượng nước từ lưu vực này
sang lưu vực khác. Chính vì vậy, việc xây dựng thủy điện làm thay đổi dòng chảy
con sông cả về chất lượng và lưu lượng là không thể tránh khỏi và gây ra những tác
động môi trường nghiêm trọng: thay đổi chế độ thủy văn kể cả thương lưu và hạ
lưu; tàn phá rừng, phá hoại sinh cảnh, mất đất nông nghiệp và mất đất ở của người
dân địa phương, mất nguồn nước, mất phù sa của dòng chảy phía hạ lưu,…
Do yếu tố địa hình nên những vùng đất được ưu tiên lựa chọn xây dựng thủy
điện phần lớn là những vùng núi cao. Diện tích rừng, đặc biệt là rừng nguyên sinh,
ở những vùng này rất lớn. Vì vậy, xây dựng thủy điện sẽ làm giảm mạnh diện tích

rừng, biến đổi hoàn toàn hệ sinh thái (từ HST nước chảy sang HST nước đứng, từ
HST trên cạn thành HST nước). Ở Việt Nam, tính đến 2012, tổng diện tích đã được
quy hoạch và bàn giao cho hơn 1.000 dự án thủy điện vừa và nhỏ khoảng 109.569
ha, trong đó diện tích đất rừng là 32.373 ha. Khu vực bị chuyển đổi diện tích nhiều
nhất là Tây Nguyên (41,2% diện tích cả nước). Đó là chưa tính đến hàng vạn ha
rừng và đất nông nghiệp bị ngập chìm tại các dự án thủy điện lớn như: Hòa Bình,
8

Sơn La, v.v Mặc dù các địa phương đã có quy định và cũng đã thực hiện trồng mới
rừng thay thế, nhưng tỷ lệ diện tích rừng trồng mới chỉ đạt 3,7% tổng diện tích rừng
bị chuyển đổi mục đích sử dụng. Một số địa phương có diện tích rừng bị chuyển đổi
trên 1.000 ha gồm có: Đắk Nông, Lai Châu, Lâm Đồng, Gia Lai, Kon Tum, Quảng
Nam và Nghệ An [19].
Các tác động đến hệ sinh thái diễn ra ở cả trước và sau đập:về phía hồ thủy
điện và thượng lưu của con sông,nước từ thượng lưu vào hồ thủy điện chảy chậm
hơn so với nước sông lúc bình thường và bị chắn bởi đập thủy điện nên nước trong
hồ sẽ có lượng phù sa và dinh dưỡng cao hơn bình thường, gây ra hiện tượng phú
dưỡng trong hồ và gây nên bồi lắng lòng hồ. Những thực vật thủy sinh và tảo phát
triển mạnh có thể lấn át sự phát triển của các sinh vật thủy sinh khác, do đó cần phải
được kiểm soát sự phát triển thực vật thủy sinh bằng cách thu hoạch hoặc nuôi các
loài cá ăn các loại thực vật này. Về phía hạ lưu của con sông, lưu lượng nước sông
giảm mạnh cũng như hàm lượng phù sa có thể bị suy giảm gây ảnh hưởng đến sự
sống của thủy sinh vật, canh tác nông nghiệp của cư dân vùng hạ lưu và có thể gây
xói lở hai bên bờ sông. Do đó, hầu hết các nhà máy thủy điện đều được yêu cầu
phải duy trì dòng chảy thường xuyên tối thiểu (dòng chảy môi trường) đối với vùng
hạ lưu. Thêm vào đó, khi nước được xả từ hồ thủy điện, nó có thể gây ra các tác
động tiêu cực đến sinh vật ở hạ lưu. Nguyên nhân là do nước xả từ hồ thủy điện
thường là nước ở tầng nước sâu, có nhiệt độ thấp và lượng ô xy hòa tan không cao
bởi luôn bị giữ ở trạng thái tĩnh [18].
1.1.3.3. Tác động đến môi trường xã hội

Việc xây dựng thủy điện dẫn đến phải di dân tái định cư ở vùng lòng hồ, gây
ảnh hưởng đến đời sống và sản xuất của cộng đồng dân cư địa phương do phải di
dời sang nơi ở mới, mất đất canh tác…
Nhiệm vụ của thủy điện ngoài phát điện còn phải điều tiết lũ vào mùa mưa,
điều tiết nước cho vùng hạ lưu vào mùa khô hạn. Tuy nhiên, các công trình thủy
điện của Việt Nam chưa thể đảm nhận nhiệm vụ trên. Nguyên nhân là thiếu dung
tích phòng lũ; cũng như ở một số nơi xảy ra việc chuyển dòng nước từ lưu vực
nàysang lưu vực khác (thủy điện An Khê – Ka Nak, thủy điện Thượng Kon Tum),
9

thiếu sự xem xét các tác động môi trường lên toàn bộ lưu vực, nhất là hạ lưu; cùng
với những bất cập trong công tác quản lý xây dựng và vận hành hồ chứa. Chính vì
vậy, thủy điện đã gây ra nhiều khó khăn cho dân cư sản xuất nông nghiệp ở hạ lưu
vào mùa kiệt, như: ngập úng vào mùa mưa, làm gia tăng tình trạng ô nhiễm môi
trường nước tại hạ lưu các con sông và tạo ra sự thiếu hụt nguồn cấp nước cho các
khu vực dân cư.Ví dụ cụ thể là công trìnhThủy điện Thủy điện An Khê-Ka Nak
thuộc phần thượng nguồn của lưu vực sông Ba (Gia Lai); hồ chứa của công trình
này tích nước của sông Ba và chuyển nước qua các đường hầm, kênh dẫn sang lưu
vực sông Côn, nhằm tận dụngchiều cao cột nước lớn để tăng công suất phát điện.
Việc chuyển nước lưu vực đã phát sinh một số vấn đề như: xả lũ đột ngột, bất
thường hoặc chặn dòng chảy để tích nước để phát điện không xả nước xuống hạ lưu
(năm 2011) gây cạn kiệt dòng chảy, ô nhiễm nguồn nước do không đủ khả năng pha
loãng các chất thải do các nhà máy xả vào khu vực hạ lưu…ảnh hưởng lớn đến đời
sống, sản xuất của nhiều hộ dân khu vực ven sông [19].Đồng thời, việc tích nước,
xả lũ, vận hành phát điện thiếu hợp lý, thiếu sự phối hợp chặt chẽ với chính quyền
địa phương; chưa bảo đảm yêu cầu khai thác, sử dụng tổng hợp, đa mục tiêu nguồn
nước của hồ chứa theo quy định. Ngoài ra, hoạt động sản xuất, xả nước thải chưa xử
lý của một số doanh nghiệp đóng trên địa bàn khu vực hạ lưu công trình, đã làm gia
tăng thêm tình trạng thiếu nước và ô nhiễm nguồn nước sông Ba, đoạn đi qua địa
bàn thị xã An Khê của tỉnh Gia Lai [19].

1.2. Các phương pháp tính toán giá thành thủy điện
1.2.1. Các phương pháp tính toán giá thành thủy điện ở nước ngoài
1.2.1.1. Tính độc quyền tự nhiên của ngành điện [22]
Theo kinh tế học, “độc quyền tự nhiên” xuất hiện do quy luật tăng hiệu quả
kinh tế theo quy mô, hiệu quả sản xuất và phân phối của một số ngành đạt được tối
đa khi chỉ có một người cung cấp duy nhất.
Độc quyền tự nhiên xuất hiện khi người cung cấp lớn nhất trong một ngành,
hoặc người cung cấp đầu tiên trong một khu vực, có lợi thế vượt trội về chi phí so
với những đối thủ cạnh tranh khác đang có mặt tại thị trường hoặc dự định tham gia
10

thị trường. Lợi thế này còn được gọi là “lợi thế của người đến đầu tiên”. Xu hướng
này thường xuất hiện ở những ngành có chi phí cố định lớn, người cung cấp đầu
tiên đã chiếm được gần hết thị phần, vì vậy chi phí cố định bình quân cho một sản
phẩm của họ nhỏ. Trong khi đó, những người cung cấp khác có thị phần nhỏ, vì thế
chi phí cố định bình quân cho một sản phẩm lớn hơn nhiều. Ngành điện là một
trong những ngành có tính chất như vậy.
1.2.1.2. Phương pháp tính giá điện dựa trên tính độc quyền tự nhiên [16]
Để hoàn chỉnh cơ cấu độc quyền của ngành, một phương pháp tính giá đã
được phát triển, thường được gọi là mô hình chi phí - dịch vụ, trong đó quy định cả
mức giá và mức lợi nhuận hồi chuyển dành cho các đơn vị cung cấp điện năng. Từ
tài chính đến công nghệ sản xuất đến quy hoạch mạng lưới, ngành điện đã phát triển
như một ngành độc quyền tích hợp, năng lực của ngành được đặt dưới sự kiểm tra
giám sát của chính phủ hay các cơ quan điều phối.
Các nhân tố tài chính và chi phí: với quan điểm cho rằng cạnh tranh chỉ có
thể làm tăng chi phí cho người tiêu dùng, ngành điện đã phát triển một cơ cấu tích
hợp dọc. Mô hình tính giá được áp dụng chung cho toàn ngành, chứ không chỉ các
đơn vị riêng lẻ như khâu sản xuất, truyền tải, phân phối và vận hành hệ thống.
Các nhân tố kỹ thuật: vì không thể tích trữ điện năng một cách tiết kiệm
trong một khoảng thời gian dài, nên việc sử dụng điện được tập trung cao độ để

phát huy tài sản điện năng ở mức cao nhất có thể. Ngoài ra, vì phải cân bằng hệ
thống giữa sản xuất và tiêu thụ điện năng nên việc vận hành hiệu quả hệ thống tích
hợp cũng được quan tâm đến. Một khía cạnh kỹ thuật khác của điện năng là dòng
điện không thể được điều khiển bởi các đơn vị vận hành trong hệ thống điện xoay
chiều. Trong một hệ thống điện xoay chiều điển hình, dòng điện tuân theo các định
luật vật lý. Tích hợp dọc và mô hình tính giá chi phí - dịch vụ cho phép các đơn vị
phát huy tối đa các nguồn sản xuất và mạng lưới điện của mình, đưa điện năng và
năng lượng từ nhà máy sản xuất đến người tiêu dùng một cách vô hướng. Phương
pháp tiếp cận này giảm thiểu các dòng ngược của điện năng và năng lượng, đáp ứng
nhu cầu của các mạng lưới truyền tải điện phức tạp hơn nhiều.
11

Tích hợp theo ngành dọc các hệ thống điện: sản xuất, truyền tải và phân
phối: tích hợp dọc ngành điện có nghĩa là các thành phần chính của ngành bao gồm
sản xuất, truyền tải và phân phối và các hoạt động của hệ thống đều do một đơn vị
sở hữu và vận hành (Hình 1.6). Cho đến năm 1990, tất cả ngành điện của các nước
trên Thế giới đều thuộc sở hữu công, ngoại trừ Mỹ và một số ít nước khác. Thậm
chí ở Mỹ, mô hình chính vẫn thường là mô hình tích hợp dọc thuộc sở hữu tư nhân
ở cấp tiểu bang.
Tích hợp dọc được áp dụng ở một số quốc gia bởi vì hệ thống được tổ chức
để truyền tải điện năng từ nhà sản xuất đến khách hàng với hai điều kiện lớn: (1)
đơn vị độc quyền có nghĩa vụ phục vụ tất cả các khách hàng sẵn sàng thanh toán; và
(2) hệ thống thanh toán sẽ bao gồm toàn bộ chi phí cung cấp, kèm theo một khoản
tỷ lệ hoàn vốn đầu tư phù hợp của đơn vị đó.

Hình 1.6. Hệ thống điện năng tích hợp theo ngành dọc
Thanh toán chi phí cho toàn hệ thống – Định hướng chính: Ở các đơn vị
được tích hợp theo ngành dọc, tổng phí dịch vụ được chi trả theo mức giá do người
Các trạm
phát điện

Hệ thống truyền tải
Các khách hàng
trực tiếp
Các khách hàng
quy định

Các công ty
phân phối
12

tiêu dùng thanh toán, trong khi chất lượng tiêu chuẩn của dịch vụ bao gồm cả khâu
sản xuất và mạng lưới truyền tải. Không phần nào của hệ thống bị thiếu vốn đầu tư.
Việc chuyển vốn thường không phải từ một hạng mục khách hàng này sang một
hạng mục khác (trợ cấp chéo) mà là từ một phân khúc kinh doanh này sang một
phân khúc kinh doanh khác. Theo đó, việc thiếu vốn để truyền tải điện năng có thể
được chi trả bởi các khoản trợ cấp sản xuất hay phân phối.
Các thuộc tính trên không xuất hiện trong các hệ thống tích hợp dọc thành
công lại, được nhiều doanh nghiệp quốc doanh áp dụng vào phương pháp hoạt động
của mình. Các thuộc tính này góp phần đáng kể vào những khó khăn kéo dài về
hoạt động và tài chính ở rất nhiều hệ thống điện quốc gia. Thứ nhất, nhiều đơn vị
quốc doanh đã lập ra nhiều mức giá với khoảng cách lớn giữa giá thành sản xuất và
giá bán sản phẩm điện. Thứ hai, tổng doanh thu toàn hệ thống thường không đủ để
chi trả cho các chi phí dịch vụ và các khoản dự phòng để đầu tư trong tương lai.
Sự chênh lệch giá xuất hiện khi người tiêu dùng bị tính mức giá khác nhau
đối với cùng một loại sản phẩm. Trong hệ thống điện năng, khách hàng ở cùng một
mức điện áp có thể được tính mức giá khác nhau, ví dụ như một khách hàng dùng
điện kinh doanh và một khách hàng khác dùng điện cho mục đích sinh hoạt. Ở đây,
ngoài tên gọi của hạng mục khách hàng, các đặc tính của sản phẩm điện tiêu thụ gần
như là giống nhau. Ở một số quốc gia, toàn bộ hạng mục khách hàng đều được miễn
thuế sử dụng trong nhiều năm (ví dụ như khách hàng thủy lợi ở Ấn Độ). Ở một số

quốc gia khác, các ngành công nghiệp lớn có nhu cầu tiêu thụ điện năng cao thường
thiếu chi phí để cung cấp cho chúng. Ở nhiều quốc gia, những khách hàng hộ gia
đình nhỏ trả chi phí thấp hơn rất nhiều so với phí dịch vụ. Trong nhiều trường hợp
nêu trên, giá điện sinh hoạt trung bình chỉ vừa đủ chi trả chi phí nhiên liệu cho phát
điện, không đủ để chi trả cho các khoản đầu tư mạng lưới, các dịch vụ và các hoạt
động hợp tác của công ty. Nếu một số khách hàng không thanh toán và một số khác
thanh toán không đủ, thì công ty sẽ không thể hoạt động như một doanh nghiệp bình
thường vì đó là một đơn vị không có khả năng chi trả.
Chẳng hạn, ở Indonesia doanh thu trung bình trên 1 kilowat giờ (kWh)
(khoảng 580 – 650 rupi) gần như là tương đương nhau trên phạm vi toàn đất nước.
13

Không có nơi nào doanh thu trung bình này vượt quá chi phí dịch vụ. Điều đó có
nghĩa là Perum Listrik Negara (PLN) – công ty điện quốc doanh của Indonesia –
không có cơ chế nội bộ nào để tạo ra nguồn vốn cho mở rộng hoặc nâng cấp cơ sở
vật chất cho phát điện và truyền tải điện.
Tương tự như vậy, Ấn Độ cũng trợ cấp cho các khách hàng nhỏ lẻ, với mức
giá bán điện dao động khoảng 0,045 đô la Mỹ / kWh, thấp hơn phí sản xuất của một
trạm phát điện mới hoạt động hiệu quả hoặc một nhà máy sản xuất điện mới sử
dụng than nhập khẩu. So với trường hợp ở Indonesia, các công ty điện ở Ấn Độ đã
tiêu tốn nhiều tiền bạc, nhưng vẫn phụ thuộc vào tiền trợ cấp của chính phủ để xây
dựng mạng lưới.
Do không có lợi nhuận để đầu tư vào những dự án tương lai, các đơn vị sản
xuất điệnđang lỗsẽ không thể nào phát triển; phải lệ thuộc vào các nguồn vốn bên
ngoài, thường do Chính phủ cung cấp từ nguồn vay từ nước ngoài.Nhận thức rõ
ràng cơ cấu giá của mình không khả thi về mặt tài chính, các công ty điệnnăng có
thể cố phân chia một số chi phí đối với một hoặc hai loại đối tượng hách hàng –
thường là các doanh nghiệp kinh doanh và khách sạn. Vì vậy, mức giá không trang
trải được chi phí sẽ làm phát sinh hiện tượng phân biệt giá, trong nỗ lực ngăn chặn
các tổnthất, nếukhông làm được điều này sẽkhiến tổn thất ngày càng nặng nề hơn.

Với khái niệm điện năng là một ngành độc quyền tự nhiên, một số phương
pháp tiếp cận chủ đạo chung đã được áp dụng trên toàn Thế giới:
- Ngành điện cung cấp một dịch vụ công cộng và phải được đặt dưới sự kiểm
soát của Chính phủ. Điều này bao gồm việc Chính phủ phải cấp vốn cho ngành
điện;
- Điện năng, với tư cách là một ngành chiến lược, phải đạt được các mục tiêu
chính sách quốc gia;
- Phải khuyến khích tiêu thụ điện năng bằng cách xây dựng hệ thống và cung
cấp điện với mức giá hấp dẫn.
Nhân tố chủ chốt của lý thuyết độc quyền tự nhiên là cần phải kích cầu để
“mởrộng” và tận dụng toàn bộ mạng lưới. Tuy nhiên, như đã nêu trên, các mức giá
14

thấp khuyến khích tiêu dùng, nhưng công ty điện càng bán nhiều thì càng lỗ nặng
lạitạo ra một bài toán lẩn quẩn và nan giải.
Thời gian và địa điểm – địnhhướng thứ hai: Lý thuyết độc quyền cho chúng
ta biết rằng, nhìn chung cần phải khuyến khích việc sử dụng điện năng khi chúng ta
có nguồn điện dồi dào và không khuyến khích sử dụng điện vào thời điểm hao hụt.
Nói chung, đây không phải là giải pháp hữu hiệu nhất. Để sử dụng tối ưu khả năng
của mạng lưới, người sử dụng cần phải biết khi nào và nơi nào thuận lợi nhất để sử
dụng hay sản xuất điện. Các hệ thống độc quyền được tích hợp dọc không cung cấp
thông tin này. Thậm chí khi có thành kiến về việc đầu tư sản xuất điện trong thành
phần kinh tế tư nhân, thông tin do hệ thống độc quyền này cung cấp cũng chưa đầy
đủ. Người tiêu dùng không biết khi nào họ nên sử dụng điện và các nhà máy điện
không biết đặt địa điểm đâu.
Trong tình trạng thiếu thông tin tính giá thông báo cho người sử dụng và các
nhàmáy sản xuất tiềm năng về địa điểm và thời gian sử dụng hay sản xuất, hệ thống
tích hợp dọc có thể tạo ra các khoản đầu tư vào tài sản cố định không thích hợp để
thay đổi mô hình sử dụng trong nền kinh tế; cũng như các trạm phát điện không có
địa điểm phù hợp hoặc chu kỳ phát điện theo yêu cầu của hệ thống. Những khoản

đầu tư không thích hợp này được gọi là tài sản hay chi phí chìm trong lĩnh vực kinh
doanh điện năng. Trong ngành công nghiệp tư nhân, phí khắc phục những “chi phí
đen” này được công ty chấp nhận thanh toán. Tuy nhiên, trong một công ty quốc
gia, chi phí chìm không được tính đến cho đến khi nhà máy phải thanh toán các
khoản phí lãi tính trên các tài sản tạo ra ít lợi nhuận.
Ở các nước nhỏ có hệ thống điện năng khiêm tốn, quy hoạch tốt có thể giúp
giảm thiểu nguy cơ tích lũy tài sản không sinh lợi nhuận. Tuy nhiên, khi nền kinh tế
lớn mạnh, và đặc biệt khi đất nước có những thay đổi lớn trong lĩnh vực liên quan
đến mô hình hoạt động kinh tế, hướng tập trung này sẽ không thể loại bỏ các nguy
cơ chi phí chìm cùng với chế độ kiểm soát tập trung. Cuối cùng, các đối tượng tham
gia thị trường cần nắm bắt thông tin và các chính sách khuyến khích về giá, để biết
rõ thời gian và địa điểm đầu tư cũng như phương án sử dụng điện năng.

15

1.2.1.3. Sự bất hợp lý của lý thuyết độc quyền tự nhiên [16]
Về cơ bản, hoạt động của các nhà máy điện hoàn toàn giống như một hoạt
động công nghiệp thông thường và như vậy nên theo lý thuyết kinh tế, các nhà máy
này cần phải cạnh tranh với nhau.Sau những năm 1980, sự cạnh tranh trong lĩnh vực
sản xuất điện năng đã xuất hiện ở Mỹ và một số quốc gia khác. Tại các quốc gia có
các nhà máy điện buộc phải cạnh tranh với nhau, chi phí sản xuất điện đã giảm
xuống. Ví dụ, cuộc cạnh tranh bán lẻ tại Mỹ và Anh đã giúp cắt giảm chi phí cuối
cho người tiêu dùng với mức 0,01 đến 0,02 đô la Mỹ/kWh.

Hình 1.7. Đơn vị tích hợp dọc với IPP (KEPCO vào những năm 1999)
Truyền tải và phân phối điện năng có xu hướng độc quyền;trong khi khâu
sản xuất điện năng ngày càng giống với các ngành công nghiệp cạnh tranh khác
mang tính cạnh tranh thì các phân khúc mạng lưới, truyền tải và phân phối điện
năng cho thấy rõ xu hướng độc quyền. Trong các quốc gia, truyền tải và phân phối
điện thường tận dụng mạng lưới ở mức cao nhất có thể.

Khi xu hướng cạnh tranh tăng cao trong phân khúc sản xuất điện, các phân
khúc mạng lưới, truyền tải và phân phối được quan tâm và hỗ trợ tài chính nhiều
hơn từ các tổ chức tài chính quốc tế cũng như chính quyền sở tại. Chính quyền có
xu hướng xem việc sản xuất điện năng là lĩnh vực huy động vốn tư nhân thay vì vốn
từ các ngân hàng phát triển. Sự độc quyền vẫn được áp dụng rộng rãi trong hầu hết
các nước, các nhà sản xuất điện độc lập (IPP) buộc phải tham gia vào mạng lưới độc
KEPCO
(Sản xuất, truyền tải
và phân phối)
Khách hàng
Các nhà máy sản
xuất điện độc lập
(IPPs)
Thỏa thuận
mua bán điện
(PPA)
KEPCO là Công ty điện lực Hàn Quốc
16

quyền này. Hình 1.7 trình bày sự độc quyền trong truyền tải và phân phối điện năng
ở Hàn Quốc.
Nếu không có ý tưởng rõ ràng về thời gian và địa điểm sản xuất, đầu tư và
tiêu thụ thì các hệ thống điện vẫn sẽ phân bố sai các nguồn lực. Tất cả các đơn vị
tham gia vào mạng lưới điện năng cần biết rõ các mức giá áp dụng đối với các vị trí
khác nhau trên mạng, cũng như các điều kiện cung và cầu khác nhau để phân bổ
nguồn lực theo cách đã định. Việc xác định chính xác địa điểm xây dựng nhà máy
điện là rất khó nếu không có thông tin về mức độ mong muốn tương đối của các địa
điểm khác nhau dùng để đặt trạm phát điện. Trong các hệ thống nhỏ, có thể cung
cấp các thông tin kỹ thuật này; trong các hệ thống điện lớn, các nhà đầu tư tiềm
năng cần nắm rõ các tín hiệu thị trường – giá cả - để điều chỉnh các khoản đầu tư

của họ.

Hình 1.8. Sự phân tách của hệ thống điện (KEPCO vào giữa những năm 2000)
(bán hợp đồng)
Trung tâm điều tiết
KEPCO
– Hạt
Genco
#1

Genco

#2

Genco

#3

Genco

#4

Genco

#5

IPPs

KEPCO - Công ty truyền tải
KEPCO – Công ty phân phối

Khách hàng
Bán hợp
đồng
PPA

17

Cơ cấu thị trường được minh họa trong hình 1.8. cho thấy nỗ lực cung cấp
một số điểm điều chỉnh tạm thời cho thị trường điện trước khi các yếu tố phức tạp
khác – nhiều bên bán và nhiều bên mua (MSMB) – tham gia vào thị trường điện.
Kế hoạch củaHàn Quốc tách phần sản xuất điện của công ty điện lực Hàn
Quốc (KEPCO) thành nhiều cơ sở sản xuất điện (Genco), bao gồm cả các nhà máy
điện hạt nhân. Cả các cơ sở sản xuất điện Genco và các cơ sở sản xuất điện độc lập
đều có thể bán trực tiếp cho một số đối tượng hách hàng, nhưng đa số các giao dịch
đều phải chạy qua một trung tâm điều tiết điện. Sau đó, các công ty điện lực khu
vực (REC) sẽ phân phối điện cho khách hàng. Một số hách hàng lớn hơn, ở các mức
điện áp truyền tải, đều có thể hợp đồng trực tiếp với Genco, không thông qua công
ty truyền tải điện năng (Transco).
Vì các công ty điện quốc doanh tích hợp theo ngành dọc đã từng chịu tổn
thất ngày càng lớn trong việc nỗ lực duy trì vị thế độc quyền tự nhiên, chính quyền
buộc phải tuân theo các áp lực thị trường – tính giá tổ hợp, các hợp đồng song
phương, tính giá theo địa điểm. Các công ty quốc doanh phải đối mặt với thị trường
với các mức giá cao khác nhau phụ thuộc vào thời gian trong ngày, địa điểm, mùa.
– Các nhà sản xuất điển, người tiêu dùng và doanh nhân cần nhiều mức giá hơn
mức giá được cung cấp bởi đơn vị tích hợp dọc (Hình 1.9).
18


Hình 1.9. Hệ thống điện với nhiều giao dịch và mức giá (Kế hoạch của KEPCO
cuối những năm 2000)

Vì hệ thống điện năng ngày càng trở nên phức tạp, nhu cầu về phương
pháptính giá khác nhau cũng tăng dần. Thay vì một mức giá của hệ thống tích hợp
theo ngành dọc, hệ thống kinh doanh MSMB, như ở Hàn Quốc, các nước Bắc Âu và
một số nơi khác, yêu cầu ít nhất 20 hoặc 30 mức giá sản xuất điện khác nhau, 15 -
20 mức giá truyềntải và càng nhiều mức giá tiêu dùng cuối cùng càng tốt.

(bán hợp đồng)
Trung tâm điều tiết
KEPCO
– Hạt
Genco
#1

Genco

#2

Genco

#3

Genco

#4

Genco

#5

IPP

Công ty truyền tải điện
REC
REC

Khách hàng
Khách hàng

Bán hợp
đồng
PPA

Mua hợp
đồng

19

1.2.2. Phương pháp tính toán giá thành điện ở các nhà máy thủy điện Việt Nam [1]
Hiện nay, việc hạch toán giá sản xuất thủy điện ở Việt Nam dựa trên phương
pháp tiếp cận chi phí sản xuất và được quy định trong Thông tư số 41/2010/TT-
BCT ngày 14/12/2010 của Bộ Công Thương về “Quy định phương pháp xác định
giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt
hợp đồng mua bán điện”.
Điều 8 quy định Phương pháp xây dựng khung giá phát điện cho nhà máy
thủy điện nêu rõ công thức tính mức trần của khung giá phát điện cho nhà máy thủy
điện (g
TĐ
) của năm áp dụng khung giá như sau:
g
TĐ

=
∑
ACT
bq,j
×t
j

J
(1)
Trong đó:
ACT
bq,j
là giá chi phí tránh được trung bình của ba miền Bắc, Trung, Nam
được xác định theo biểu giá chi phí tránh được do Cục Điều tiết điện lực ban hành
hàng năm theo quy định tại Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm
2008 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành quy định về biểu giá chi phí tránh
được cho các nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo.
t
j
là tỷ lệ điện năng sản xuất theo mùa và theo giờ cao thấp điểm trong năm
(%) được quy định như sau:
Bảng 1.1. Quy định tỷ lệ điện năng sản xuất theo mùa và theo giờ

Mùa khô Mùa mưa
Cao điểm

Bình
thường
Thấp
điểm

Cao
điểm
Bình
thường
Thấp
điểm
Tỷ lệ điện
năng sản
xuất
20,0% 50,0% 14,0% 5,0% 9,0% 2,0%

Theo điều 11 của thông tư, giá đàm phán của nhà máy thủy điện (g
TĐ
) là giá
cố định bình quân được xác định theo công thức (2).
g
TĐ
=
TMĐT×
(
1+i
)
n
×i
(
1+i
)
n
-1
+C

OM
A
P
×1-t
td

(2)