Theo Cơ quan năng lượng quốc tế (IEA), mặc dù nhu cầu điện năng thế giới được dự đoán tăng gần gấp đôi trong giai đoạn 2006 -2030, từ 15.665 TWh lên 28.140 TWh nhưng mức gia tăng trong năm 2030 thấp hơn dự đoán trong cuốn World Energy Outlook năm ngoái, trước hết do mong đợi về mức tăng trưởng kinh tế chậm lại. Phần lớn tăng trưởng nhu cầu dự báo được dự liệu là từ các quốc gia không thuộc OECD mà dự báo nhu cầu tăng nhanh nhất là ở khu vực châu Á, tăng 146% từ 2006 – 2030. Nhu cầu điện của Trung Quốc đang tăng trưởng với tốc độ hai con số hằng năm từ năm 2000 (tốc độ trung bình điển hình là 14%). Tốc độ này được dự báo chậm lại theo thời gian, xuống còn 7,6% một năm tới năm 2015, cho thấy những gì đang xảy ra với sự tăng trưởng kinh tế của quốc gia này. Trong số ra lần này, Ban Biên Tập ấn phẩm Thông tin Quản lý ngành Điện xin trích đăng nội dung về thị trường điện của một số nước thuộc châu Á như: Ôxtrâylia, Trung Quốc, Inđônêxia và Thái Lan đã được đăng tải trên “Global Power Review”.
Thị trường điện Ôxtrâylia
Ở Ôxtrâylia, tổng công suất lắp đặt của các nguồn điện đã nối lưới là 44.900 MW, còn công suất tự dùng và chưa nối lưới là 5.200 MW. Ôxtrâylia có 865.200 km đường dây truyền tải và phân phối và trên 9,5 triệu điểm kết nối điện năng.
Sản lượng điện chính trong năm 2006 - 2007 là 226,6 TWh, trong đó 56,7% từ than đen, 24,5% từ than nâu, 12,2% từ khí tự nhiên, 6,1% từ thủy điện và 0,6% từ dầu và các nhiên liệu khác.
Ôxtrâylia rộng mênh mông, những vùng đông dân nhất lại cách nhau rất xa nên không thể kết nối lưới điện từ bờ Đông sang bờ Tây đất nước. Do đó, Thị trường điện quốc gia (National Electricity Market - NEM) miền Đông và Nam Ôxtrâylia không vươn tới được những vùng xa xôi là bang Western Australia và vùng lãnh thổ Northern Territory.
Bang Western Australia có thị trường điện độc lập mang tên Thị trường điện bán buôn (Wholesale Electricity Market - WEM), hoạt động trong Hệ thống liên kết Tây Nam (South-West Interconnected System - SWIS). Vùng lãnh thổ Northern Territory có dân số tương đối ít và ở cách biệt, nên hoạt động với các nhà sản xuất điện độc lập (IPP) và các cơ sở phát điện vùng xa.
NEM là thị trường bán buôn thông qua đó các nhà sản xuất điện và các tổ chức bán lẻ mua bán điện năng. Sáu vùng tư pháp tham gia được kết nối bởi các mạch liên kết truyền tải. Hệ thống này có khoảng 260 cơ sở phát điện có đăng ký, 6 mạng lưới truyền tải điện bang (được kết nối qua các mạch liên kết qua biên giới) và 13 mạng lưới phân phối điện chính cung cấp điện cho khách hàng. Về khoảng cách địa lý, NEM là hệ thống điện được kết nối lớn nhất trên thế giới, khoảng 4.500 km.
Thị trường điện này có 5 khu vực được phân chia dọc theo biên giới các bang Queensland, Victoria, South Austraylia, New South Wales và Tasmania.
NEM là pool (hay còn gọi là thị trường điện) bán buôn, các nhà sản xuất điện buộc phải bán điện của họ vào đó. Khách hàng lớn là các tổ chức bán lẻ, mua điện năng sau đó bán lại cho các doanh nghiệp và các hộ gia đình.
Thị trường là một pool ảo, các giá chào thầu về cung cấp điện được gộp chung vào đó và điều độ để đáp ứng nhu cầu. Cục điều tiết năng lượng Ôxtrâylia giám sát thị trường này để đảm bảo các bên tham gia tuân thủ Luật Điện quốc gia và Quy tắc Điện quốc gia. Công ty quản lý thị trường điện quốc gia (National Electricity Market Management Company - Nemmco) quản lý hệ thống điều độ trung tâm thị trường hoá này.
Việc mua bán buôn điện năng được thực hiện ở dạng thị trường giao ngay, khi mà cung và cầu tức thời khớp nhau theo thời gian thực, thông qua một qui trình điều độ được điều phối tập trung. Các nhà sản xuất điện chào bán trên thị trường một lượng điện năng cụ thể với mức giá riêng. Lượng điện năng và giá chào được đưa ra 5 phút một lần, ngày nào cũng vậy. Từ tất cả các lượng và giá chào nộp lên, các hệ thống của Nemmco quyết định các nhà sản xuất được yêu cầu phát điện trên nguyên tắc đáp ứng nhu cầu đang cần theo phương thức hiệu quả nhất về chi phí. Sau đó Nemmco điều độ các nhà sản xuất điện để phát điện.
Giá điều độ được xác định 5 phút một lần, và sáu giá điều độ được lấy trung bình nửa giờ một lần để xác định giá giao ngay cho từng khoảng thời gian mua bán tại mỗi khu vực của NEM. Nemmco sử dụng giá giao ngay để thanh toán các giao dịch tài chính đối với toàn bộ năng lượng được mua bán tại NEM.
Theo qui định, giá giao ngay cao nhất là 10.000 đôla Úc (6.577 USD)/MWh, đây là giá cao nhất mà nhà sản xuất điện được phép đấu thầu tại thị trường điện. Giá giao ngay thấp nhất cũng được qui định: 1.000 đôla Úc/MWh.
Thị trường điện Trung Quốc
Ngành điện Trung Quốc đang từ từ chuyển dịch theo hướng một kết cấu cạnh tranh hơn sau việc xóa bỏ Tổng công ty Điện lực Quốc gia năm 2002 và hình thành các công ty riêng rẽ về sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng. Ngành truyền tải do hai công ty chi phối là: Tổng công ty Lưới điện Quốc gia Trung Quốc (gồm 5 công ty vùng) và Tổng công ty Lưới điện phương Nam. Trong khi đó, các nguồn điện thuộc Tổng công ty Điện lực Quốc gia trước đây được chuyển giao cho 7 công ty: Tập đoàn Huaneng, Tổng công ty Datang, Tổng công ty Huadian, Tổng công ty Guodian, Tổng công ty Đầu tư Điện lực Trung Quốc và hai công ty điện hạt nhân. 7 công ty này kiểm soát khoảng 50% sản lượng điện quốc gia. 40% sản lượng điện thuộc quyền kiểm soát của các công ty điện lực thuộc chính quyền địa phương và 10% còn lại là của các nhà sản xuất điện độc lập tư nhân và nước ngoài.
Ủy ban Điều tiết Điện năng Quốc gia được thành lập năm 2003 chịu trách nhiệm điều tiết và xác định biểu giá cho ngành điện. Sự chuyển dịch theo hướng tự do hóa vẫn đang tiếp diễn, các dự án thí điểm về thành lập một thị trường điện bán buôn đã bắt đầu tại miền Đông Bắc và miền Đông. Theo kế hoạch, tự do hóa hoàn toàn ngành điện sẽ được thực hiện sau năm 2010.
Trong khi đó, công suất nguồn điện ở Trung Quốc tăng mạnh trong suốt đầu thế kỷ 21. Cuối năm 2007, công suất đạt tới 713 GW, cao hơn 91 GW so với năm trước. Mặc dù lớn, nhưng như vậy là thấp hơn so với năm 2005 khi đó mức tăng công suất là hơn 100 GW. Sản lượng điện năm 2007 là 3.260 TWh, tăng 18% so với năm 2006. Các số liệu của chính phủ cho thấy tiêu thụ trong năm 2007 là 3.250 TWh, như vậy hoặc là mức tổn thất là 0,3%, thấp một cách vô lý hoặc là lượng điện nhập khẩu cao hơn nhiều. Tuy nhiên, tốc độ tăng trưởng đã chậm dần vào cuối năm 2008 khi nhu cầu giảm 4% trong tháng 10 và 7% trong tháng 11. Theo một số dự đoán, tổng mức tiêu thụ có thể giảm tới 5% trong năm 2009.
Nguồn điện quan trọng nhất ở Trung Quốc là than, chiếm khoảng 83% tổng sản lượng điện năng năm 2007. Tuy nhiên, đã có sự sụt giảm nhẹ so với năm 2006 khi than chiếm khoảng 84%. Chính phủ đã bắt đầu thay thế các tổ máy nhiệt điện than nhỏ bằng các tổ máy lớn hơn, hiệu suất cao hơn và sạch hơn. Trong năm 2007, đã đóng cửa 553 nhà máy nhỏ với tổng công suất 14 GW và trong năm 2008, sẽ có thêm 13 GW công suất nữa ngừng hoạt động.
Việc đóng cửa các nhà máy này phản ánh mối quan ngại về môi trường đang gia tăng ở Trung Quốc, điều này được thể hiện trong chính sách đóng cửa các nhà máy nhiệt điện than nhỏ đồng thời phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là thủy điện, năng lượng gió và điện hạt nhân.
Thủy điện là nguồn năng lượng tái tạo quan trọng nhất ở Trung Quốc và là nguồn năng lượng quan trọng lớn thứ nhì, chiếm khoảng 20% công suất lắp đặt và 15% sản lượng điện năm 2007, từ mức 14% năm 2006. Nguồn điện năng chính đứng hàng thứ ba là năng lượng hạt nhân, chiếm 2% sản lượng điện năm 2007. Công suất của năng lượng gió, cho dù vẫn chỉ chiếm một tỉ lệ nhỏ, đã tăng từ 2,67 GW năm 2006 lên 6,05 GW vào cuối năm 2007, một mức tăng trưởng 227%. Sản lượng năm 2007 là 5,6 GWh, tăng 95% so với năm trước.
Thị trường điện Inđônêxia
Hệ thống điện Inđônêxia phân bố không đều trên đất nước rộng lớn với hơn một vạn hòn đảo lớn nhỏ. Hiện tại Inđônêxia có 7 hệ thống điện độc lập được kết nối với nhau và hơn 600 hệ thống điện biệt lập. Hệ thống điện lớn nhất được kết nối là lưới điện Java-Madura-Bali (Jamali) với tổng công suất lắp đặt là 22.302 MW (năm 2007). Lưới điện đảo Sumatra có tổng công suất lắp đặt là 4.634 MW, đảo Sulawesi là 1.130 MW và đảo Kalimanta là 1.000 MW, ba lưới điện còn lại là Nusa Tenggara (237 MW), Maluka (197 MW) và Papua (170 MW). Tổng công suất lắp đặt năm 2007 là khoảng 29.705 MW, bao gồm cả các hệ thống điện biệt lập, nhưng chưa rõ là liệu con số này có bao gồm các nhà sản xuất điện độc lập (IPP) hay không.
Công ty điện lực quan trọng nhất của Inđônêxia là PLN, một công ty tổ chức theo ngành dọc, quản lý 25.222 MW tức là 85% tổng công suất lắp đặt của cả nước tính tại thời điểm tháng 12 năm 2007. PLN hoàn toàn thuộc sở hữu của nhà nước. Những nỗ lực nhằm tư nhân hóa PLN vào đầu thập kỷ này đã bị tòa án hiến pháp bác bỏ năm 2004 và kể từ đó, vị thế độc quyền của PLN càng được củng cố. PLN được trao quyền là nhà cung cấp điện duy nhất, thông qua độc quyền về truyền tải và phân phối. PLN do Bộ Năng lượng và Tài nguyên khoáng sản quản lý và cũng chịu sự giám sát của Bộ Tài chính. Tại thời điểm cuối năm 2007, PLN phục vụ 37,4 triệu khách hàng thông qua các hệ thống truyền tải và phân phối của mình. Hầu hết đều là các khách hàng trong nước và chỉ đại diện cho một phần nhỏ dân số, mặc dù quốc gia này được coi là đã điện khí hóa 60%.
Ngành IPP ở Inđônêxia còn nhỏ, với tổng công suất phát điện là 5.080 MW, chủ yếu là từ bốn nhà máy nhiệt điện than ở Java với công suất cộng lại là 4.370 MW. Phần công suất còn lại là từ các nhà máy điện điezen, địa nhiệt và đốt khí. Chính phủ đã cố gắng thu hút thêm đầu tư tư nhân vào thị trường này nhưng kết quả vẫn còn hạn chế.
Những năm gần đây, đầu tư vào ngành điện còn thiếu, chênh lệch giữa công suất nguồn và công suất nhu cầu ở lưới điện chính là Jamali chỉ khoảng 5%. Ở một số vùng ngoài khu vực này, nhu cầu phụ tải còn cao hơn công suất nguồn. Trong khi đó, chính phủ giữ quyền kiểm soát biểu giá điện và không tăng giá điện kể từ năm 2003. Giá nhiên liệu tăng nhanh trong năm 2007 và đầu năm 2008 đồng nghĩa với việc phải tăng khoản bù giá đến mức báo động.
Theo số liệu của Bộ Năng lượng và Tài nguyên khoáng sản, sản lượng điện năm 2007 là 143,682 TWh, còn mức tiêu thụ điện 121,522 TWh. Trên lưới điện Jamali, than và khí tự nhiên, mỗi loại cung cấp 27% sản lượng điện, trong khi đó dầu FO và điezen cung cấp 24%. Thủy điện đóng góp 16% và tuabin khí chu trình hở đóng góp 4%. Địa nhiệt với công suất đặt đáng kể, cung cấp 2% sản lượng điện.
Điezen là nguồn điện chính ngoài lưới Jamali, chiếm 44% tổng sản lượng điện. Khí tự nhiên cung cấp 16%, than 10% và các tuabin khí chu trình hở 11%, trong khi thủy điện đóng góp 13%. Các số liệu này và đặc biệt là việc sử dụng nguồn điện điezen ở mức cao phản ảnh số lượng lớn các hệ thống điện biệt lập trên toàn bộ quần đảo này.
Công nghiệp là khách hàng chính của ngành điện Inđônêxia, chiếm 40% tiêu thụ điện, liền ngay sau đó là khu vực hộ sinh hoạt, với 39%. Tiêu thụ điện trong lĩnh vực thương mại chỉ chiếm gần 16%.
Thị trường điện Thái Lan
Cục phát điện Thái Lan (EGAT) chủ yếu chịu trách nhiệm sản xuất và truyền tải điện, trong khi Cục phát điện Thủ đô (MEA) và Cục phát điện cấp tỉnh (PEA) chia nhau chịu trách nhiệm phân phối điện tương ứng cho Bangkok và các tỉnh thành.
Kế hoạch dài hạn của EGAT là tăng cường dự trữ điện tối thiểu từ 15 – 25% để nâng cao độ an toàn cung cấp điện. EGAT dự kiến nâng công suất đặt thực tế lên 43.918 MW năm 2011.
Đã có những nỗ lực nhiều lần để tư nhân hóa EGAT với ý định sử dụng các quỹ để gia tăng đầu tư vào xây các nhà máy điện mới. Đầu năm 2004, những phản đối của cán bộ công nhân trên quy mô lớn đã buộc chủ tịch hội đồng quản trị của EGAT phải từ chức nên quá trình tư nhân hóa đã bị trì hoãn. Tháng 12 năm 2004, Chủ tịch mới của EGAT, ông Kraisri Karnasuta đã bàn với cán bộ công nhân về những mối quan tâm của họ, 80% công nhân ủng hộ tư nhân hóa và tiến trình này đã được bắt đầu lại. Cơ quan này đã chuyển thành công ty trách nhiệm hữu hạn nhà nước vào tháng 6/2005. Tuy nhiên, quá trình tư nhân hóa của EGAT lại bị tạm dừng khi có một đơn thư gửi tới SAC vài ngày trước khi lập bản danh sách.
Tháng 3/2006, tòa án đã quyết định phản đối tư nhân hóa EGAT, chỉ ra những xung đột về quyền lợi, những điều trái quy tắc trong quá trình trưng cầu dân ý và tiếp tục quyền tịch thu đất công. Tòa án cũng quyết định rằng cán bộ công nhân viên chưa có nhiều cơ hội để bày tỏ ý kiến vì từ trước đến nay mới chỉ có một buổi trưng cầu dân ý. Tòa án đã hủy bỏ hai sắc lệnh: Một là quyết định hủy bỏ địa vị doanh nghiệp nhà nước của EGAT, hai là hoạt động theo một hiến chương mới thay cho công ty trách nhiệm hữu hạn nhà nước EGAT (EGAT plc).
Chính phủ Thái Lan đã công bố mục tiêu tăng cường quy mô sử dụng năng lượng tái tạo từ mức hiện tại là 0,5% lên 8% vào năm 2011 và hi vọng năng lượng sinh khối chiếm trên 60% nguồn năng lượng này, điều này cũng cho thấy sự phụ thuộc quá nặng nề của Thái Lan vào ngành nông nghiệp và cơ hội sử dụng một lượng lớn chất thải nông nghiệp của Thái Lan.
Để đạt được mục tiêu 8% này, chính phủ đang khuyến khích khu vực sản xuất điện sản xuất khoảng 1.900 MW từ các nguồn năng lượng tái tạo. Việc tham gia vào danh mục đầu tư năng lượng tái tạo là yêu cầu bắt buộc đối với các nhà sản xuất điện độc lập (IPPs), theo đó, các nhà sản xuất điện muốn bán điện cho EGAT sẽ phải sản xuất 5% công suất điện từ các nguồn năng lượng tái tạo.
Những chất thải nông nghiệp như bã mía và sợi cây cọ đã được sử dụng như là những nguồn năng lượng trong các nhà máy đồng phát. Những cải tiến được mong đợi về hiệu suất vận hành của các nhà máy này sẽ đảm bảo tỷ suất nhiệt nhiều hơn và nâng cao mức điện năng.
EGAT cũng khuyến khích các nhà sản xuất điện cực nhỏ (VSPP) sử dụng pin mặt trời. Một nhà máy năng lượng pin mặt trời với công suất 500 kW, nhà máy lớn nhất Đông Nam Á, đã được khai trương ở một vùng xa xôi thuộc bắc Thái Lan vào tháng 7/2006. Các nhà máy năng lượng mặt trời hy vọng sẽ gia tăng ở những vùng xa xôi nơi không thể tiếp cận được với điện lưới. Thật không may, việc lựa chọn năng lượng mặt trời lại bị cản trở về chi phí, vì cao gấp 4 - 5 lần so với sản xuất điện sinh khối thông thường.