Nghiên cứu mô hình giá điện truyền tải của thị trường điện bán buôn việt nam VWEM

GIỚI THIỆU ĐỀ TÀI

Đặt vấn đề

Trong nền kinh tế Việt Nam, hầu hết các ngành đã chuyển sang kinh tế thị trường, nhưng ngành điện vẫn duy trì thế độc quyền với mô hình liên kết dọc truyền thống Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) kiểm soát phần lớn các nhà máy điện và toàn bộ quy trình truyền tải, phân phối và bán lẻ điện Tổng Công ty mua bán điện thuộc EVN là đơn vị duy nhất mua điện từ tất cả các nhà máy và cung cấp cho mọi hộ tiêu thụ trên toàn quốc, tạo ra cơ chế độc quyền trong cả khâu mua và bán, chưa thể gọi là cạnh tranh.

Theo báo cáo của Cục Điều tiết Điện lực, đến cuối năm 2010, tổng công suất nguồn điện toàn hệ thống đạt 21.542MW Trong đó, EVN quản lý 24 nhà máy điện với tổng công suất 14.233MW, chiếm 65,32% tổng công suất Các nguồn khác bao gồm PVN với 2.278MW (10,57%), TKV 1.046MW (4,86%), nhà đầu tư nước ngoài 2.115MW (9,82%), tư nhân 50MW (2,32%), nhập khẩu 1.000MW (4,64%) và các loại hình khác 370MW (1,72%).

Phát triển thị trường điện cạnh tranh là xu hướng toàn cầu, thúc đẩy hiệu quả sản xuất kinh doanh và phát triển kinh tế xã hội Ngành điện Việt Nam cần đối diện với thực tế và tìm kiếm các giải pháp hiệu quả để nhanh chóng phát triển thị trường điện cạnh tranh.

Thị trường điện Việt Nam hiện đã kết nối với các nước trong khu vực như Trung Quốc, Lào và Campuchia để mua bán và trao đổi điện, với mục tiêu hình thành thị trường điện ASEAN trong tương lai gần Các công ty điện nước ngoài đang hoạt động và sẽ tiếp tục gia nhập thị trường Việt Nam, tạo ra sự cạnh tranh với các doanh nghiệp điện lực nội địa Đồng thời, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cũng có cơ hội mở rộng kinh doanh ra các quốc gia trong khu vực, tham gia vào việc mua bán điện, xây dựng nhà máy điện và phát triển mạng lưới truyền tải cùng các dịch vụ phụ trợ.

Quá trình tái cấu trúc ngành điện Việt Nam và xây dựng thị trường điện cạnh tranh sẽ tạo ra môi trường cạnh tranh tích cực giữa các doanh nghiệp Để thích ứng với môi trường kinh doanh mới, các doanh nghiệp cần đổi mới cơ bản về tổ chức, chiến lược kinh doanh và đầu tư.

Luật thị trường điện Việt Nam được ban hành năm 2007, tạo nền tảng pháp lý cho việc xây dựng thị trường điện phù hợp với mức độ cạnh tranh từ thấp đến cao, tùy thuộc vào quy mô phát triển, trình độ quản lý và cơ sở hạ tầng kỹ thuật Thị trường điện Việt Nam dự kiến sẽ trải qua 3 giai đoạn phát triển.

Giai đoạn 1 (2005 - 2014) đánh dấu sự khởi đầu của thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam, được thực hiện qua hai bước: bước thí điểm từ năm 2005 đến 2008 và bước hoàn chỉnh từ năm 2009 đến 2014 Trong giai đoạn này, các công ty phát điện phải cạnh tranh để cung cấp điện cho EVN Để nâng cao tính cạnh tranh và tạo sự lựa chọn cho các công ty phát điện, EVN dự kiến cho phép các công ty ngoài EVN được bán điện trực tiếp cho một nhóm khách hàng trong khu vực địa lý nhất định EVN cũng sẽ cho các công ty này thuê lưới truyền tải và phân phối, chỉ yêu cầu họ trả chi phí quản lý và đầu tư liên quan.

Giai đoạn 2 (2015 - 2022) đánh dấu sự hình thành thị trường bán buôn điện cạnh tranh, với việc nâng cao mức độ cạnh tranh trong khâu phát điện thông qua lộ trình hai bước Bước 1 là thí điểm thị trường bán buôn điện cạnh tranh từ năm 2015 đến 2016, tiếp theo là bước 2 với thị trường hoàn chỉnh từ năm 2017 đến 2022 Trong giai đoạn này, các công ty điện lực và khách hàng mua điện lớn có quyền tham gia mua điện trên thị trường và tự do lựa chọn nhà cung cấp.

Giai đoạn 3 (sau năm 2022) đánh dấu sự phát triển cao nhất của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, nơi các doanh nghiệp sẽ cạnh tranh trực tiếp để cung cấp điện cho người tiêu dùng Lộ trình phát triển thị trường này được thực hiện qua hai bước quan trọng.

Bước 1: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm (từ năm 2022 đến năm 2024);

Từ năm 2024, thị trường bán lẻ điện sẽ hoàn toàn cạnh tranh, với sự tham gia của cả các công ty phát điện và công ty phân phối bán lẻ Trong giai đoạn này, tất cả khách hàng, bao gồm cả những người mua điện trực tiếp từ lưới truyền tải và phân phối, sẽ có quyền tự do lựa chọn nhà cung cấp điện cho mình.

Trong quá trình vận hành thị trường điện, việc đảm bảo ổn định hệ thống điện là rất quan trọng Thông tin từ Nhà vận hành hệ thống điện về giá điện, dịch vụ phụ trợ và giao dịch truyền tải đóng vai trò then chốt trong việc duy trì sự ổn định Những vấn đề này còn mới mẻ đối với Việt Nam, do đó cần thiết phải nghiên cứu và xây dựng mô hình hiệu quả cho thị trường điện Việt Nam phù hợp với từng giai đoạn phát triển.

Tính cấp thiết của đề tài

Trong hai thập kỷ qua, ngành điện Việt Nam đã phát triển mạnh mẽ, xây dựng cơ chế thị trường điện cạnh tranh để thu hút đầu tư Mục tiêu là tạo ra môi trường đầu tư thuận lợi cho các nhà đầu tư và bảo đảm quyền lợi cho các bên mua bán điện trong tập đoàn điện lực Việt Nam.

Trong bối cảnh hiện nay, Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam (EVN) đang tiến hành đổi mới và cải cách ngành điện, chuyển đổi các thành viên sang hình thức cổ phần hóa và từng bước phát triển thị trường điện Nghiên cứu các vấn đề liên quan đến thị trường điện và xác định giá điện tại các nút trong hệ thống sẽ là cơ sở quan trọng cho việc hình thành và phát triển thị trường điện tại Việt Nam.

Khi chuyển sang thị trường điện, việc xác định giá điện tại các nút trong hệ thống không chỉ giúp điều tiết sự nghẽn mạch và tối ưu hóa tài nguyên lưới điện, mà còn là cơ sở quan trọng để khuyến khích đầu tư vào ngành điện.

Với lý do trình bày ở trên cho thấy, việc nghiên cứu đề tài “NGHIÊN CỨU

MÔ HÌNH GIÁ ĐIỆN TRUYỀN TẢI CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN BÁN BUÔN

Việc phát triển thị trường điện tại Việt Nam là một yêu cầu cấp thiết, cả về lý luận lẫn thực tiễn.

Mục tiêu của đề tài

- Nghiên cứu và đề xuất mô hình giá điện truyền tải cho thị trường điện bán buôn Việt Nam (VWEM).

Nội dung nghiên cứu

Nội dung đề tài gồm 6 chương:

- Chương 1: Giới thiệu đề tài

- Chương 2: Nghiên cứu cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện bán buôn Việt Nam

- Chương 3: Nghiên cứu cơ chế vận hành thị trường điện giao ngay

- Chương 4 : Nghiên cứu mô hình giá truyền tải điện

- Chương 5: Mô phỏng thị trường điện Đồng Bằng Sông Cửu Long

- Chương 6: Kết luận và hướng phát triển đề tài

Phương pháp luận

Nghiên cứu cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện bán buôn Việt Nam để xây dựng mô hình giá truyền tải phù hợp.

Phương pháp nghiên cứu

- Nghiên cứu mô hình giá truyền tải Việt Nam

- Nghiên cứu thị trường điện bán buôn Việt Nam

- Xây dựng mô hình giá truyền tải và mô phỏng.

Nghiên cứu cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện bán buôn Việt Nam

Các mô hình thị trường điện

Hiện nay, nhiều quốc gia trên thế giới đã chuyển đổi mô hình tái cấu trúc sang thị trường điện, với ba mô hình thị trường điện cơ bản được áp dụng.

2.1.1 Mô hình thị trường điện cạnh tranh phát điện có một đại lý mua buôn

Mô hình một người mua đánh dấu bước khởi đầu trong quá trình cải cách hướng tới tự do hóa lĩnh vực kinh doanh điện Mô hình này cho phép các nhà đầu tư tư nhân xây dựng, sở hữu và quản lý các nhà máy điện độc lập (IPP) Các công ty phát điện phải cạnh tranh để cung cấp điện cho đơn vị mua điện duy nhất, đơn vị này độc quyền mua điện từ các nguồn phát và phân phối đến khách hàng sử dụng điện.

Mô hình này giảm thiểu rủi ro cho các nhà đầu tư điện lực (IPP) và tăng cường trách nhiệm cho các công ty điện lực, đồng thời vẫn khuyến khích đầu tư vào lĩnh vực phát điện Thị trường phát điện cạnh tranh với một người mua yêu cầu tách biệt chức năng giữa truyền tải và phát điện trong mô hình liên kết dọc.

Hình 2 1: Mô hình thị trường điện cạnh tranh phát điện có một đại lý mua buôn Ưu điểm

 Không gây ra những thay đổi đột biến và xáo trộn lớn

 Cơ hội thực hiện thành công cao

 Hình thành được môi trường cạnh tranh trong khâu phát điện

 Thu hút đƣợc đầu tƣ vào các nguồn điện mới

 Không gây ảnh hưởng lớn tới các hoạt động sản xuất kinh doanh của các công ty phân phối hiện tại

 Mô hình thị trường đơn giản nên hệ thống các quy định cho hoạt động của thị trường chưa phức tạp

 Nhu cầu đầu tư vào cơ sở hạ tầng kỹ thuật cho vận hành thị trường không lớn

 Đơn vị mua duy nhất đƣợc độc quyền mua nguồn điện từ các đơn vị phát điện

 Mức độ cạnh tranh chƣa cao, chỉ giới hạn cạnh tranh trong phát triển các nguồn điện mới

 Chƣa có lựa chọn mua điện cho các công ty phân phối khách hàng

2.1.2 Mô hình cạnh tranh phát điện và cạnh tranh bán buôn

Mô hình này thúc đẩy cạnh tranh trong lĩnh vực phát và bán buôn điện, cho phép các công ty phân phối tự do lựa chọn mua điện từ bất kỳ nhà sản xuất nào, thay vì chỉ từ một đơn vị duy nhất Tuy nhiên, việc bán lẻ điện cho khách hàng vẫn được giữ độc quyền bởi các công ty phân phối theo khu vực của họ.

Trong mô hình thị trường bán buôn điện cạnh tranh, các công ty phát điện tự do cạnh tranh và phải đối mặt với rủi ro trong đầu tư Giao dịch mua bán điện năng diễn ra thông qua hợp đồng song phương, thị trường tức thời, hoặc kết hợp cả hai hình thức này.

Hình 2 2: Mô hình thị trường cạnh tranh phát điện và cạnh tranh bán buôn Ưu điểm

 Đã xóa bỏ đƣợc độc quyền mua điện của đơn vị mua duy nhất trong thị trường một người mua

 Các đơn vị phân phối có quyền cạnh tranh mua điện từ nhà cung cấp Các khách hàng tiêu thụ lớn đƣợc quyền lựa chọn nhà cung cấp

 Lượng điện mua bán qua thị trường ngắn hạn tăng lên đáng kể, tăng mức độ cạnh tranh

 Khách hàng tiêu thụ vừa và nhỏ chƣa đƣợc quyền lựa chọn nhà cung cấp, vẫn còn độc quyền trong khâu bán lẻ điện

 Hoạt động giao dịch thị trường đòi hỏi hệ thống qui định cho hoạt động của thị trường phức tạp hơn

 Nhu cầu đầu tư về cơ sở hạ tầng kỹ thuật cho vận hành thị trường lớn

Gần đây, trong quá trình tái cấu trúc thị trường California, cũng như tại Nauy và Tây Ban Nha, đã có sự cải tiến và đề xuất mô hình thị trường bán buôn linh động hơn Mô hình này không chỉ cho phép giao dịch dựa trên thị trường chung mà còn hỗ trợ thực hiện các giao dịch song phương tự nhiên, nhằm lập kế hoạch kết hợp giữa phát điện và nhu cầu bên ngoài thị trường chung.

Thị trường điện bán buôn có ba mô hình hoạt động cơ bản:

 Mô hình thị trường điện tập trung (PoolCo)

 Mô hình hợp đồng song phương (Bilateral)

 Mô hình lai giữa thị trường chung và hợp đồng song phương (Hybrid)

2.1.3 Mô hình thị trường điện cạnh tranh bán lẻ

Mô hình bán lẻ cạnh tranh trong ngành điện là giai đoạn phát triển cao nhất của cạnh tranh trong sản xuất và kinh doanh điện năng Trong mô hình này, mọi khách hàng đều có quyền tự do lựa chọn nhà cung cấp điện cho mình Giá điện được xác định hoàn toàn dựa trên mối quan hệ cung cầu, tạo ra một thị trường năng động và linh hoạt.

IPP IPP IPP IPP IPP IPP

Bán lẻ CT PP CT PP CT PP CT PP Bán lẻ

KH KH KH KH KH KH

Hình 2 3: Mô hình thị trường cạnh tranh bán lẻ Ưu điểm

 Mức độ cạnh tranh tăng rất nhiều Khách hàng dùng điện đƣợc lựa chọn mua điện Xóa bỏ hoàn toàn độc quyền trong kinh doanh mua bán điện

 Chất lƣợng dịch vụ, chất lƣợng điện năng sẽ đƣợc nâng lên đáng kể; giá điện do cạnh tranh cao nên có thể giảm đáng kể

 Giảm dần tiến tới loại bỏ bù chéo trong kinh doanh phân phối và bán lẻ điện giữa các vùng trong cả nước

 Mức độ điều tiết trong thị trường giảm đi rất nhiều so với hai cấp độ trước

 Hoạt động giao dịch thị trường rất phức tạp, đòi hỏi hệ thống qui định cho hoạt động của thị trường phức tạp hơn

 Nhu cầu đầu tư về cơ sở hạ tầng kỹ thuật cho vận hành thị trường lớn hơn rất nhiều so với thị trường buôn bán cạnh tranh.

Cơ chế vận hành thị trường điện cạnh tranh giai đoạn 1 của EVN

- Tạo môi trường cạnh tranh rõ ràng trong khâu phát điện

- Giảm chi phí sản xuất trên cơ sở phải cạnh tranh giá bán điện

- Nâng cao trách nhiệm của bên sản xuất điện

Khi chuyển sang thị trường điện cạnh tranh, các nhà máy điện phải tự cân bằng thu chi và chịu trách nhiệm bảo quản tài sản cũng như chi tiêu vốn Điều này đòi hỏi họ phải phát triển và nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng, vì kết quả hoạt động kinh doanh sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến sự tồn tại của các nhà máy Ngành điện có vai trò quan trọng trong nền kinh tế quốc dân, và sự phát triển của ngành này sẽ tác động trực tiếp đến sự phát triển chung của nền kinh tế.

Thị trường điện lực cạnh tranh mở ra cơ hội thu hút vốn đầu tư từ nhiều nhà đầu tư, không chỉ riêng EVN Điều này cho phép bất kỳ nhà đầu tư nào tham gia vào hoạt động kinh doanh điện, giúp giảm áp lực về vốn đầu tư xây dựng cho ngành điện.

Hình 2 4: Mô hình vận hành thị trường điện Việt Nam

Trong giai đoạn đầu, thị trường sẽ hoạt động theo cơ chế

Lịch huy động cho tuần tới của các tổ máy sẽ được xác định dựa trên việc tối ưu hóa giữa thủy điện và nhiệt điện, đồng thời xem xét các ràng buộc của lưới điện, yêu cầu từ hợp đồng mua bán điện dài hạn và các giao dịch song phương giữa các nhà máy và phụ tải.

Nhận các bảng chào giá ngày tiếp theo (day-ahead)

Tính toán giá thị trường dựa trên các bản chào giá từ các nhà máy điện được thực hiện theo phương pháp ưu tiên, với các ràng buộc như dự báo phụ tải, đảm bảo an toàn lưới điện, hợp đồng mua điện dài hạn, giao dịch song phương và tối ưu hóa việc sử dụng các nguồn sơ cấp.

Công bố và thông báo tình hình thị trường cho tất cả các bên liên quan, đồng thời quản lý, đo đếm và thanh toán cho các nhà máy Đánh giá kết quả vận hành thị trường và lưu trữ dữ liệu để phục vụ cho công tác nghiên cứu và kiểm tra trong tương lai.

Theo quy định, việc chào giá cạnh tranh diễn ra hàng năm vào cuối năm, trong đó các nhà sản xuất sẽ đưa ra giá bán điện cho cả năm EVN sẽ dựa trên kết quả chào giá và cân đối cung - cầu để ký hợp đồng mua điện Nguyên tắc ưu tiên được áp dụng là mua điện từ nhà sản xuất có giá chào thấp nhất cho đến khi đáp ứng đủ nhu cầu.

Chức năng và mối quan hệ của các thành phần tham gia thị trường và hệ thống điện

2.3.1 Người mua điện và người mua duy nhất

Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) là người mua duy nhất, trực tiếp mua điện từ các nhà máy điện thông qua hợp đồng dài hạn và thị trường giao ngay EVN ký kết các hợp đồng PPA và hợp đồng dịch vụ, sau đó bán lại điện cho các công ty điện lực Ngoài ra, EVN thực hiện quy hoạch, đầu tư hệ thống, dự báo phụ tải, thanh toán và giám sát hoạt động của thị trường điện.

Các nhà máy điện có công suất từ 10MW trở lên, cả trong và ngoài EVN, đều bắt buộc tham gia thị trường điện, trừ những nhà máy đã ký hợp đồng mua bán điện dài hạn với EVN trước khi thị trường điện được hình thành.

Các nhà máy điện sản xuất và cung cấp điện cho các bên mua thông qua hợp đồng có thời hạn, đồng thời cũng tham gia chào giá bán điện trên thị trường điện giao ngay.

Các nhà máy điện cần tuân thủ các quy trình và quy phạm vận hành, bao gồm lưới điện, phương thức vận hành, lệnh chỉ huy và điều khiển từ Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia Ngoài ra, họ cũng phải tuân thủ các quy định về thị trường điện lực và các quy định pháp luật liên quan khác.

2.3.3 Công ty truyền tải điện

Đảm bảo an toàn, ổn định và tin cậy cho lưới điện cùng các thiết bị truyền tải là ưu tiên hàng đầu Cung cấp dịch vụ truyền tải và các dịch vụ phụ trợ cho các bên liên quan, trừ khi có xác nhận lưới điện bị quá tải từ cơ quan điều tiết điện lực Tuân thủ nghiêm ngặt phương thức vận hành và lệnh điều khiển từ trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia.

Xây dựng trình duyệt phí truyền tải

Xây dựng và thực hiện kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải là cần thiết để đáp ứng nhu cầu truyền tải điện theo quy hoạch phát triển điện lực Việc này không chỉ đảm bảo nguồn cung điện ổn định mà còn góp phần vào sự phát triển bền vững của ngành điện.

2.3.4 Các công ty điện lực

Các công ty điện lực: là các công ty phân phối mua điện từ EVN và bán lại cho khách hàng

Có nghĩa vụ bảo đảm lưới điện và các trang thiết bị phân phối vận hành an toàn, ổn định, tin cậy

2.3.5 Cơ quan vận hành thị trường điện và hệ thống

Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) là cơ quan chịu trách nhiệm chỉ huy và điều khiển các đơn vị phát điện, truyền tải và phân phối điện, nhằm đảm bảo thực hiện hiệu quả phương thức vận hành hệ điện quốc gia.

Chỉ huy có trách nhiệm xử lý các tình huống khẩn cấp trong hệ thống điện quốc gia, bao gồm huy động công suất và điện năng từ các nhà máy điện Họ cũng thực hiện thao tác trên lưới điện truyền tải và phân phối, đồng thời có quyền ngừng hoặc giảm cung cấp điện khi có nguy cơ đe dọa đến sự an toàn và tin cậy của lưới điện quốc gia.

Các đơn vị điện lực cần cung cấp thông tin về đặc tính kỹ thuật và khả năng vận hành của thiết bị điện, cũng như nhu cầu sử dụng điện của khách hàng Điều này nhằm xác định phương thức vận hành hiệu quả cho hệ thống điện quốc gia.

Bảo đảm vận hành hệ thống điện quốc gia an toàn, ổn định, kinh tế

Bảo đảm các tiêu chuẩn tần số hệ thống và điện áp trên lưới truyền tải quốc gia

Lập và thực hiện phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia dựa trên kế hoạch và phương thức huy động công suất từ các nhà máy điện Các dịch vụ phụ trợ sẽ được đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện công bố để đảm bảo hiệu quả trong việc quản lý và vận hành hệ thống điện.

Đơn vị điều hành giao dịch thị trường cần thông báo số lượng công suất, điện năng và các dịch vụ phụ trợ đã huy động để lập hóa đơn thanh toán Đồng thời, cần kịp thời thông báo cho cơ quan điều tiết và đơn vị điều hành về các tình huống khẩn cấp hoặc bất thường có thể đe dọa đến sự an toàn và tin cậy của hệ thống điện quốc gia.

2.3.6 Cơ quan vận hành thị trường

Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) hiện đang đảm nhận vai trò quản lý và điều hành các giao dịch trong thị trường điện lực.

Kiểm soát hoạt động giao dịch của các đối tượng tham gia thị trường là cần thiết để đảm bảo tuân thủ các quy định về điều hành giao dịch, các thỏa thuận giữa các bên và các quy định pháp luật khác.

Công bố giá điện giao ngay và các loại phí dịch vụ đƣợc quy định

Chúng tôi cung cấp dịch vụ giao dịch và lập hóa đơn thanh toán cho điện năng và công suất mua bán theo hình thức giao ngay, cùng với các dịch vụ phụ trợ Đồng thời, chúng tôi tiếp nhận và xử lý các kiến nghị liên quan đến giao dịch mua bán điện trên thị trường điện lực, nhằm đảm bảo sự ổn định, hiệu quả và ngăn chặn các hành vi cạnh tranh không lành mạnh.

Cung cấp các thông tin liên quan đến hoạt động, điều hành giao dịch trên thị trường điện lực cho các bên liên quan

Báo cáo về hoạt động giao dịch mua bán điện trên thị trường điện lực với cơ quan điều tiết điện lực

Cơ quan điều tiết là tổ chức quản lý nhà nước có nhiệm vụ theo dõi và quản lý hoạt động của thị trường điện lực Cơ quan này có quyền phê duyệt hoặc sửa đổi các văn bản pháp lý liên quan đến việc vận hành thị trường điện lực cạnh tranh và hướng dẫn thực hiện các quy định này.

Nghiên cứu, đề xuất các giải pháp điều chỉnh quan hệ cung cầu và quản lý quá trình thực hiện cung cầu về điện

Việc hình thành và phát triển thị trường điện lực

Việc hình thành và phát triển thị trường điện lực không thể tách rời khỏi sự phát triển đồng bộ của hệ thống pháp luật Luật Điện lực, được Quốc hội nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam thông qua vào kỳ họp thứ 6 khóa XI từ ngày 25/10 đến 03/12/2004, đánh dấu một sự kiện quan trọng cho ngành công nghiệp điện lực Đây là lần đầu tiên một văn bản quy phạm pháp luật có hiệu lực cao trong lĩnh vực điện lực được ban hành, góp phần hoàn thiện hệ thống pháp luật và đảm bảo quyền lợi của các tổ chức, cá nhân trong hoạt động điện lực và sử dụng điện.

Luật điện lực đã thể chế hóa chính sách của Đảng và Nhà nước về phát triển điện lực, khẳng định vai trò của điện trong phát triển kinh tế và nâng cao đời sống nhân dân Luật quy định các chính sách khuyến khích đầu tư từ mọi thành phần kinh tế, đồng thời đa dạng hóa hình thức sở hữu và quản lý trong lĩnh vực phát điện, phân phối và bán điện Ngoài ra, luật còn chuyển đổi hoạt động điện lực sang cơ chế thị trường theo định hướng xã hội chủ nghĩa, tạo điều kiện cho hội nhập khu vực và quốc tế, đồng thời quy định quyền, nghĩa vụ và lợi ích hợp pháp của khách hàng và tổ chức tham gia hoạt động điện lực.

Luật Điện lực được ban hành nhằm đảm bảo quản lý thống nhất của Nhà nước về các hoạt động điện lực, phân định rõ ràng chức năng quản lý nhà nước và chức năng sản xuất, kinh doanh điện Luật cũng xác định cụ thể nội dung điều tiết hoạt động điện lực, góp phần nâng cao hiệu quả quản lý trong lĩnh vực này.

Luật Điện lực thiết lập cơ sở pháp lý nhằm phát huy quyền tự chủ trong sản xuất kinh doanh của các đơn vị điện lực Luật quy định nguyên tắc không phân biệt đối xử trong hoạt động điện lực, tạo ra môi trường cạnh tranh lành mạnh để nâng cao hiệu quả kinh tế - xã hội Đồng thời, luật đảm bảo sự hài hòa giữa quyền và lợi ích hợp pháp của các đơn vị điện lực, khách hàng sử dụng điện, và thúc đẩy sự phát triển của ngành điện lực.

NGHIÊN CỨU CƠ CHẾ VẬN HÀNH CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO

Mô hình thị trường điện giao ngay

– Thị trường toàn phần, điều độ tập trung

– Trong giai đoạn đầu, áp dụng mô hình chào giá theo chi phí (Cost-Based Pool) nhƣ hiện nay (mô hình lai - hybrid)

– Chu kỳ giao dịch: 30 phút

Chu kỳ điều độ ban đầu được thiết lập là 30 phút Tuy nhiên, trong quá trình thực hiện, có thể rút ngắn chu kỳ này xuống còn 5 phút khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng và nhân lực được đáp ứng đầy đủ.

– Khi các điều kiện tiên quyết đƣợc đáp ứng, sẽ chuyển đổi dần sang mô hình thị trường chào giá tự do (Price-Based Pool)

Hình 3 1: Mô hình thị trường điện giao ngay

Cơ chế chào giá trong thị trường điện giao ngay

3.2.1 Trong giai đoạn áp dụng mô hình CBP nhƣ hiện nay

– Các đơn vị phát điện tuân thủ theo quy định về giá trần bản chào

Giá trần cho các tổ máy nhiệt điện được xác định dựa trên các thông số như suất hao nhiệt, chi phí nhiên liệu chính, chi phí nhiên liệu phụ, cùng với kết quả phân loại tổ máy thành các loại nền, lƣng và đỉnh.

– Giá trần bản chào của các tổ máy thủy điện đƣợc xác định trên cơ sở giá trị nước do SMO tính toán và công bố

– Thực hiện từng bước nới rộng mức giá trần bản chào của các đơn vị phát điện

3.2.2 Trong giai đoạn áp dụng mô hình chào giá tự do (PBP)

Các đơn vị phát điện có quyền đưa ra mức giá chào phù hợp với chiến lược chào giá của mình, tùy thuộc vào khả năng phát điện và tình hình cân bằng cung cầu của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch.

Trong chu kỳ chào giá, các đơn vị sẽ lập bản chào giá cho 48 chu kỳ giao dịch trong ngày D và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vào ngày D - 1 Các đơn vị phát điện có quyền cập nhật và gửi lại bản chào giá của mình.

6 giờ trước giờ vận hành và khi hệ thống hạ tầng CNTT được hoàn thiện sẽ cho phép tiếp tục giảm xuống ngắn hơn

Bản chào giá của các đơn vị phát điện có thể chứa tối đa 10 cặp giá chào (đ/kWh) và công suất (MW) cho từng tổ máy trong mỗi chu kỳ giao dịch.

– Cơ chế chào giá trên thị trường giao nay từ phía phụ tải có thể áp dụng cho một số trường hợp đặc biệt:

 Các phụ tải có khả năng điều chỉnh (interuptable load) có thể tham gia chào giá để cung cấp dịch vụ dự phòng

3.2.3 Giá trị nước trong thị truong điện giao ngay

– Trong giai đoạn áp dụng mô hình CBP nhƣ hiện nay:

 SMO tiếp tục tính toán giá trị nước để đưa ra giá trần bản chào;

 Các nhà máy thủy điện có thể tự tính giá trị nước để đưa ra chiến lƣợc chào giá (tuần thủ quy định về giá trần bản chào)

– Trong giai đoạn áp dụng mô hình chào giá tự do (PBP):

 SMO tính toán giá trị nước trong quá trình lập kế hoạch vận hành;

 Các đơn vị tự tính toán giá trị nước để chào giá

SMO đã công bố dữ liệu đầu vào và kết quả tính toán giá trị nước cho các thành viên thị trường Để đảm bảo tính chính xác, các công cụ tính toán giá trị nước của SMO cần phải được kiểm toán độc lập.

Qui trình vận hành thị trường điện giao ngay

– Mô phỏng tính toán lập lịch huy động tối ƣu có xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống

– Trong giai đoạn đầu, áp dụng mô hình mô phỏng theo 03 miền (Bắc, Trung, Nam) trong lập lịch huy động và điều độ nhƣ hiện tại

– Khi các yêu cầu về cơ sở hạ tầng CNTT đƣợc đáp ứng:

 Áp dụng mô hình mô phỏng toàn bộ lưới truyền tải điện khi tính toán lập lịch huy động và điều độ

 Đồng tối ƣu giữa điện năng và dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số

– Định giá đồng nhất toàn thị trường (SMP)/theo nút (LMP)

 Trong giai đoạn đầu, duy trì cơ chế định giá đồng nhất toàn hệ thống (SMP)

Khi đáp ứng đủ điều kiện về cơ sở hạ tầng và nhân lực, việc chuyển đổi sang cơ chế định giá theo 03 nút đại diện cho 03 miền Bắc, Trung, Nam sẽ được thực hiện, sau đó sẽ dần mở rộng số nút trong mô hình tính toán giá thị trường.

– Định giá sau vận hành (ex-post)/trước vận hành (ex-ante)

 Trong giai đoạn đầu, khi chƣa đáp ứng đƣợc các điều kiện và cơ sở hạ tầng, áp dụng cơ chế định giá ex-post (tương tự như VCGM)

Trong tương lai, thị trường VWEM sẽ tập trung vào việc áp dụng cơ chế định giá ex-ante, kết hợp với việc lập lịch huy động tối ưu giữa điện năng và dịch vụ điều chỉnh tần số.

Hình 3 2: Quy trình vận hành cua thị trường điện giao ngay

3.3.3 Các dịch vụ phụ trợ

– Dịch vụ phụ trợ mua trên thị trường giao ngay thông qua cơ chế đồng tối ưu:

 Dịch vụ điều chỉnh tần số: dịch vụ điều tần và dịch vụ dự phòng quay để điều chỉnh tần số của hệ thống

– Các dịch vụ phụ trợ phục vụ vận hành hệ thống điện (SMO mua qua hợp đồng):

 Dịch vụ điều chỉnh điện áp

 Dự phòng khởi động nhanh

 Dịch vụ dự phòng nguội

 Dịch vụ dự phòng phải phát

 Dịch vụ khởi động đen.

Vai trò và các loại hợp đồng trong thị trường điện (VWEM)

– Vai trò của cơ chế hợp đồng trong thị trường điện VWEM

 Quản lý rủi ro tài chính

 Kiểm soát lũng đoạn thị trường

 Thúc đẩy đầu tƣ nguồn mới

– Bên bán và bên mua đàm phán trên cơ sở tự nguyện

– Thống nhất về giá và sản lƣợng cam kết trong hợp đồng

– Thường theo dạng hợp đồng tài chính sai khác CfD

– Giá hợp đồng trên cơ sở giá thị trường, không phản ánh chi phí của đơn vị phát điện

Sản lượng hợp đồng thể hiện công suất và điện năng chưa được ký kết giữa đơn vị phát điện và TCTĐL/khách hàng trong thị trường điện Giá cả và sản lượng của hợp đồng song phương được xác định qua quá trình đàm phán trực tiếp và tự nguyện giữa bên bán và bên mua.

– Hợp đồng song phương trong VWEM là các hợp đồng tài chính dạng sai khác (CfD)

– Sự cần thiết chuyển từ VCGM (chỉ một đơn vị mua buôn duy nhất) sang VWEM gồm nhiều đơn vị mua buôn (các TCTĐL, khách hàng lớn)

– Mục đích: Phân bổ, chuyển tiếp các hợp đồng CfD hiện có trong VCGM (với EVN/EPTC) sang thị trường VWEM (phân bổ cho các TCTĐL)

– Đối tƣợng đƣợc phân bổ hợp đồng cho các TCTĐL:

 Các đơn vị phát điện trực tiếp tham gia TTĐ (đã có hợp đồng trong VCGM)

 BOT tham gia trực tiếp hoặc thông qua Đơn vị chào giá thay cho BOT

 SMHPs tham gia trực tiếp hoặc thông qua Đơn vị chào giá thay cho SMHPs

 Tối thiểu hóa chi phí mua điện qua hợp đồng phân bổ của các TCTĐL

 Chi phí mua điện đầu vào bình quân của các Tổng công ty điện lực là tương đương nhau

Giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng được xác định dựa trên biểu đồ phụ tải dự báo của khách hàng thuộc các Tổng Công ty Điện lực, đồng thời phải tuân thủ các ràng buộc hợp đồng của đơn vị phát điện.

 Áp dụng từ thời điểm vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức (từ năm 2019)

Nguyên tắc phân bổ nội dung cam kết trong các hợp đồng giữa đơn vị phát điện và Công ty Mua bán điện thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam sẽ được đảm bảo tối đa.

Hình 3 3: Cơ chế hoạt động của hợp đồng vesting

 Tính toán và đánh giá ít nhất các kịch bản phân bổ tương ứng với tỷ lệ 5%, 10%, 50%,75%, 100% của tổng phụ tải dự kiến của các TCTĐL

 Không thực hiện thanh toán (chỉ tính toán và đánh giá trên giấy) – 2017-2018 (VWEM thí điểm bước 2):

 Thực hiện phân bổ và thanh toán thật các hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting) tương ứng với 5% (2017); 10% (2018) tổng phụ tải hàng giờ của các TCTĐL

Khoảng 95% lượng điện tiêu thụ của các Tổng công ty điện lực (TCTĐL) vào năm 2017 và 90% vào năm 2018 vẫn được mua từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo giá bán buôn điện BST (Bulk Supply Tariff).

– Năm 2019 trở đi (VWEM chính thức):

 Phân bổ tất cả các hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting) cho 100% tổng phụ tải hàng giờ của các khách hàng của các TCTĐL

Thời hạn cụ thể của hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting) do cơ quan có thẩm quyền quy định

3.4.3 Hợp đồng giao dịch tập trung

Mục đích của việc này là tạo điều kiện thuận lợi cho bên bán và bên mua trong việc xử lý các chênh lệch giữa sản lượng hợp đồng và nhu cầu phụ tải hoặc khả năng phát thực tế, nhằm đảm bảo sự cân bằng và hiệu quả trong giao dịch.

Giống như trên sàn giao dịch tập trung, bên bán sẽ gửi bản chào với giá cả và sản lượng cần bán, trong khi bên mua cũng nộp bản chào với giá và mức sản lượng mong muốn mua.

Đơn vị vận hành sàn giao dịch, bao gồm cả đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc một đơn vị độc lập, đảm nhận vai trò điều hành các giao dịch trong lĩnh vực này.

Cần tiếp tục nghiên cứu cụ thể và chi tiết về cơ chế và tổ chức hoạt động của giao dịch hợp đồng tập trung, nhằm áp dụng hiệu quả cho giai đoạn thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh.

Cơ chế thanh toán trong thị trường điện giao ngay

SMO thực hiện việc thanh toán cho thị trường giao ngay bằng cách tính toán các khoản thanh toán cần thiết Ngoài ra, việc thanh toán hợp đồng được thực hiện bởi các bên ký kết hợp đồng.

Hình 3 4: Cơ chế thanh toán của thị trường điện giao ngay

– Trước ngày 05 hàng tháng, Bên bán gửi thông báo thanh toán tiền điện kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng trước liền kề cho Bên mua

– Nội dung hồ sơ thanh toán:

 Tổng số tiền thanh toán sai khác

 Tổng các khoản thanh toán khác phát sinh (nếu có)

 Các khoản thuế, phí theo quy định

Trong vòng 03 ngày kể từ khi nhận hồ sơ, Bên mua có trách nhiệm kiểm tra tính chính xác của thông tin Nếu phát hiện sai sót, Bên mua phải thông báo bằng văn bản cho Bên bán.

– Bên mua gửi thông báo xác nhận hồ sơ thanh toán cho Bên bán

– Trước ngày 20 hàng tháng, Bên bán phát hành và gửi hoá đơn thanh toán cho Bên mua.

Qui định về công bố thông tin

Tất cả dữ liệu cần thiết để thành viên tham gia thị trường tính toán và kiểm tra độc lập giá hoặc lệnh điều độ phải được công bố bởi SMO sau khi thị trường điện bắt đầu hoạt động.

Tất cả thông tin về thị trường điện và các thông số đầu vào cần được công khai để đảm bảo sự minh bạch cho mọi thành viên tham gia và các nhà đầu tư tiềm năng.

SMO cần công bố thông tin về tín hiệu giá thị trường trong những ngày tới dựa trên sự thay đổi của phụ tải dự báo Điều này nhằm hỗ trợ các thành viên tham gia thị trường trong việc đưa ra giá chào cho các tổ máy tham gia thị trường điện.

Cơ chế bù chéo giữa các TCTĐL

Hình 3 5: Cơ chế bù chéo giữa các TCTĐL

– Mục đích bù chéo giữa các TCTĐL:

– Bù chéo sự khác nhau về chi phí phân phối điện của các TCTĐL;

– Bù chéo do khác biệt cơ cấu khách hàng của các TCTĐL

Trong giai đoạn đầu áp dụng bù chéo giữa các Tổng Công ty điện lực, cơ chế giá bán điện sẽ được thực hiện giữa EVN và TCTĐL theo quy định của Bộ Công Thương.

Trong dài hạn, việc nghiên cứu chi tiết về hình thành quỹ bù chéo hoặc cơ chế tương đương là cần thiết để phản ánh chính xác nguyên tắc và bản chất của việc bù chéo.

NGHIÊN CỨU MÔ HÌNH GIÁ TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Phương pháp lập giá và giá truyền tải

4.1.1 Nguyên tắc xác định gia truyền tải điện bình qu n

– Giá truyền tải điện hàng năm đƣợc áp dụng một giá thống nhất toàn quốc không phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải điện và điểm giao nhận

Giá truyền tải điện bình quân được xác định hàng năm nhằm đảm bảo thu hồi đủ chi phí hợp lệ và mang lại lợi nhuận cho phép, từ đó duy trì hoạt động của lưới truyền tải điện đạt tiêu chuẩn chất lượng Điều này cũng giúp đáp ứng các chỉ tiêu tài chính cần thiết cho việc đầu tư và phát triển lưới truyền tải điện.

Giá truyền tải điện bình quân được xác định hàng năm nhằm đảm bảo thu hồi đủ chi phí hợp lệ và đạt lợi nhuận cho phép, phục vụ cho việc vận hành lưới truyền tải điện với chất lượng quy định Điều này cũng nhằm đáp ứng các chỉ tiêu tài chính cho đầu tư và phát triển lưới truyền tải điện.

G TTN : Tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N của Tổng công ty truyền tải điện quốc gia (đồng)

Tổng điện năng giao nhận dự báo của đơn vị i tại tất cả các điểm giao nhận trong năm N (kWh) là yếu tố quan trọng trong việc tính toán chi phí truyền tải điện Số lượng các đơn vị phải trả chi phí này cũng cần được xem xét để đảm bảo tính chính xác trong dự báo và quản lý năng lượng hiệu quả.

4.2 Phương pháp xác định t ng doanh thu truyền tải điện cho ph p hàng năm

– Tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N ( G TTN ) bao gồm các thành phần chi phí vốn

– Cho phép ( C CAPTTN ), chi phí vận hành và bảo dƣỡng cho phép

(C OMTTN ) và thành phần điều chỉnh doanh thu truyền tải điện cho năm N-1 ( CL TTN-1 ) đƣợc xác định theo công thức sau:

G TTN = C CAPTTN + C OMTTN + CLTTN-1 (4.2) Trong đó:

C CAPTTN : Tổng chi phí vốn truyền tải cho phép năm N của tổng công ty truyền tải điện quốc gia (đồng)

C OMTTN : Tổng chi phí vận hành và bảo dƣỡng truyền tải năm N của công ty truyền tải điện quốc gia (đồng)

CL TTN-1 : Lƣợng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện của năm N -1 đƣợc điều chỉnh vào tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm

4.3 Phương pháp xác định t ng chi ph vốn

4.3.1 T ng chi phí vốn truyền tải năm N (C CAPTTN ) đƣợc xác định theo công thức sau

C CAPTTN = C KHN + C CLVDHN + LN N (4.3) Trong đó:

C KHN : Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định năm N (đồng)

C CLVDHN : Tổng chi phí lãi vay dài hạn và các khoản phí để vay vốn, phải trả trong năm N cho tài sản truyền tải điện (đồng)

LN N : Lợi nhuận truyền tải điện cho phép năm N (đồng)

Tổng chi phí lãi vay dài hạn và các khoản phí vay vốn phải trả trong năm N được xác định dựa trên các hợp đồng tín dụng liên quan đến tài sản truyền tải điện.

4.3.2 Lợi nhuận cho ph p năm N( LN N ) đƣợc xác định theo công thức sau

LN N = V CSH,N ROE N (4.3) Trong đó:

V CSH,N : Trung bình của vốn chủ sở hữu đến ngày 31 tháng 12 năm N-1 và vốn chủ sở hữu ƣớc tính đến ngày 31 tháng 12 năm N (đồng)

Tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu (ROE) của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được xác định nhằm đảm bảo các chỉ tiêu tài chính cho đầu tư và phát triển lưới truyền tải điện Các chỉ tiêu này bao gồm tỷ lệ tự đầu tư (Self Financing Ratio - SFR) và tỷ lệ thanh toán nợ (Debt Service Coverage Ratio - DSCR), với mục tiêu tăng dần để đạt mốc tương ứng là 25% và 1,5 lần.

Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia đã xây dựng phương pháp và quy chế quản lý tăng giảm tài sản truyền tải điện hàng năm Phương pháp này sẽ được trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua trước khi gửi đến Cục Điều tiết điện lực để ban hành.

4.4 Phương pháp xác định t ng chi ph vận hành và bảo dư ng

4.4.1 T ng chi phí vận hành và bảo dƣ ng truyền tải điện năm N ( ) đƣợc xác định theo công thức sau

VL N : Tổng chi phí vật liệu năm N (đồng)

TL N : Tổng chi phí tiền lương năm N (đồng)

SCL N : Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N (đồng)

MN N : Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N (đồng)

K N : Tổng chi phí bằng tiền khác năm N (đồng)

4.4.2 Phương pháp xác định t ng chi phí vật liệu

Tổng chi phí vật liệu năm N (CVLN) được tính toán dựa trên chi phí vật liệu cho đường dây, trạm biến áp và máy biến áp, bao gồm cả chi phí vật liệu trực tiếp và gián tiếp Chi phí gián tiếp này phục vụ cho các hoạt động thí nghiệm, vận hành và bảo dưỡng các hệ thống điện Công thức xác định CVLN sẽ được áp dụng để tính toán chính xác tổng chi phí này.

: Tổng chi phí vật liệu đường dây truyền tải điện năm N (đồng)

: Tổng chi phí vật liệu trạm biến áp năm N (đồng)

: Tổng chi phí vật liệu máy biến áp năm N (đồng) – Tổng chi phí vật liệu dường dây truyền tải điện nam N( ) được xác định theo công thức sau:

: Tổng chiều dài đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h vận hành trong năm N (km)

Đơn giá vật liệu cho 1 km đường dây truyền tải điện được xác định dựa trên loại đường dây, cấp điện áp và điều kiện địa hình Các loại đường dây bao gồm: đường dây trên không mạch đơn (Đ), đường dây trên không mạch kép (K), cáp ngầm 1 mạch (NĐ) và cáp ngầm 2 mạch (NK) Cấp điện áp có thể là 110 kV, 220 kV hoặc 500 kV Điều kiện địa hình được phân loại thành đồng bằng (ĐB), trung du và miền núi (TD), và núi cao cùng rừng rậm (NC).

– Tổng chi phí vật liệu trạm biến áp năm N ( )đƣợc xác định theo công thức sau:

: Tổng số ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h vận hành trong năm N (ngăn lộ)

: Đơn giá vật liệu cho 1 ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/ngăn lộ)

– Tổng chi phí vật liệu máy biến áp năm N ( )đƣợc xác định theo công thức sau:

: Tổng dung lƣợng máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h vận hành trong năm N (MVA)

: Đơn giá vật liệu cho 1 MVA máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/MVA)

4.4.3 Phương pháp xác định t ng chi phí sửa chữa lớn

– Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N( )của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia đƣợc xác định theo công thức sau:

: Tổng chi phí sửa chữa lớn đường dây truyền tải điện năm N (đồng)

: Tổng chi phí sửa chữa lớn trạm biến áp năm N (đồng)

: Tổng chi phí sửa chữa lớn máy biến áp năm N (đồng)

: Tổng chi phí sửa chữa lớn công trình phụ trợ và phục vụ năm

N (đồng) Chi phí sửa chữa lớn không bao gồm chi phí cải tạo, nâng cấp tài sản cố định làm tăng nguyên giá tài sản cố định

– Tổng chi phí sửa chữa lớn đường dây truyền tải điện năm N ( ) được xác định theo công thức sau:

: Tổng chiều dài đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h đƣợc sửa chữa lớn trong năm N (km)

Đơn giá sửa chữa lớn cho 1 km đường dây truyền tải điện được xác định theo loại đường dây và cấp điện áp, trong đó loại đường dây bao gồm đường dây trên không mạch đơn (Đ), đường dây trên không mạch kép (K), cáp ngầm 1 mạch (NĐ) và cáp ngầm 2 mạch (NK) Giá sửa chữa sẽ thay đổi tùy thuộc vào điều kiện địa hình cụ thể.

– Tổng chi phí sửa chữa lớn trạm biến áp năm N ( ) đƣợc xác định theo công thức sau:

: Tổng số ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h đƣợc sửa chữa lớn trong năm N (ngăn lộ)

: Đơn giá sửa chữa lớn cho 1 ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/ngăn lộ)

– Tổng chi phí sửa chữa lớn máy biến áp năm N ( ) đƣợc xác định theo công thức sau:

: Tổng dung lƣợng máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h đƣợc sửa chữa lớn trong năm N (MVA)

: Đơn giá sửa chữa lớn cho 1 MVA máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/MVA)

– Tổng chi phí sửa chữa lớn công trình phụ trợ và phục vụ năm N ( ) đƣợc xác định theo công thức sau:

Tỷ lệ định mức chi phí sửa chữa lớn cho công trình phụ trợ và phục vụ, ký hiệu là k, được tính so với tổng chi phí sửa chữa lớn của đường dây và trạm biến áp, bao gồm cả ngăn lộ và máy biến áp, và được biểu thị bằng phần trăm (%).

4.5 Phương pháp xác định giá truyền tải điện hằng năm cho các đơn vị phải trả chi ph truyền tải điện

4.5.1 Giá truyền tải điện ( ) (đ/kWh) của năm N cho đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ I đƣợc xác định theo công thức sau

: Chi phí truyền tải điện do đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trả trong năm N (đồng)

: Tổng điện năng giao nhận dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện tại tất cả các điểm giao nhận trong năm N

4.5.2 Chi phí truyền tải điện do đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trả trong năm N ( ) đƣợc tính theo công thức sau:

Chi phí truyền tải điện được phân chia thành hai thành phần chính: chi phí theo công suất và chi phí theo điện năng Đơn vị sử dụng điện cần phải thanh toán tổng lượng chi phí truyền tải điện cho năm trước (N-1) để đảm bảo hoạt động hiệu quả của hệ thống điện.

4.5.3 Thành phần chi phí truyền tải điện theo công suất và theo điện năng đƣợc xác định lần lƣợt theo hai công thức sau

Tổng công suất giao nhận cực đại dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện tại các điểm giao nhận trong năm N (MW) được xác định với n là tổng số đơn vị chịu trách nhiệm chi phí này Các hệ số α và β, quy định tỷ lệ thành phần công suất và điện năng trong chi phí truyền tải điện, được Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm, với tổng α + β = 1; trong đó α = 0 được áp dụng cho năm 2011.

4.5.4 T ng lƣợng điều chỉnh chi ph truyền tải điện của đơn vị phải trả chi ph truyền tải điện do chênh lệch giữa sản lƣợng giao nhận, công suất giao nhận cực đại thực tế và sản lƣợng giao nhận, công suất giao nhận cực đại dự báo cho năm N-1 ( ) đƣợc t nh theo công thức sau:

: Tổng doanh thu truyền tải điện trong năm (N-1) (đồng)

Tổng công suất cực đại dự báo mà đơn vị cần chi trả cho chi phí truyền tải điện thứ i tại tất cả các điểm giao nhận từ lưới truyền tải điện trong năm (N-1) được tính bằng MW.

Tổng công suất cực đại thực tế mà đơn vị phải thanh toán cho chi phí truyền tải điện thứ i tại tất cả các điểm giao nhận từ lưới điện trong năm (N-1) là (MW).

: Điện năng giao nhận dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong năm (N-1) (MWh)

: Điện năng giao nhận thực tế của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong năm (N-1) (MWh)

: Lãi suất trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng doanh nghiệp vào ngày 31 tháng

Phương pháp xác định giá truyền tải điện hằng năm cho các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện

4.5.1 Giá truyền tải điện ( ) (đ/kWh) của năm N cho đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ I đƣợc xác định theo công thức sau

: Chi phí truyền tải điện do đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trả trong năm N (đồng)

: Tổng điện năng giao nhận dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện tại tất cả các điểm giao nhận trong năm N

4.5.2 Chi phí truyền tải điện do đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trả trong năm N ( ) đƣợc tính theo công thức sau:

Chi phí truyền tải điện được phân chia thành hai thành phần chính: chi phí theo công suất và chi phí theo điện năng Đơn vị sử dụng điện cần thanh toán tổng lượng điều chỉnh chi phí truyền tải điện cho năm trước (N-1) liên quan đến chi phí truyền tải điện thứ i.

4.5.3 Thành phần chi phí truyền tải điện theo công suất và theo điện năng đƣợc xác định lần lƣợt theo hai công thức sau

Tổng công suất giao nhận cực đại dự báo của đơn vị phải chi trả chi phí truyền tải điện tại các điểm giao nhận trong năm N (MW) được xác định Số lượng đơn vị phải chi trả chi phí này là n Hệ số tỉ lệ thành phần công suất và điện năng trong chi phí truyền tải điện được quy định hàng năm bởi Cục Điều tiết điện lực, với các hệ số α và β thỏa mãn điều kiện α + β = 1; trong đó α được quy định bằng 0 cho năm 2011.

4.5.4 T ng lƣợng điều chỉnh chi ph truyền tải điện của đơn vị phải trả chi ph truyền tải điện do chênh lệch giữa sản lƣợng giao nhận, công suất giao nhận cực đại thực tế và sản lƣợng giao nhận, công suất giao nhận cực đại dự báo cho năm N-1 ( ) đƣợc t nh theo công thức sau:

: Tổng doanh thu truyền tải điện trong năm (N-1) (đồng)

Tổng công suất cực đại dự báo của đơn vị phải chi trả chi phí truyền tải điện tại tất cả các điểm giao nhận từ lưới điện trong năm (N-1) được tính bằng MW.

Tổng công suất cực đại thực tế mà đơn vị phải thanh toán cho chi phí truyền tải điện thứ i tại tất cả các điểm giao nhận từ lưới truyền tải điện trong năm (N-1) được tính bằng MW.

: Điện năng giao nhận dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong năm (N-1) (MWh)

: Điện năng giao nhận thực tế của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong năm (N-1) (MWh)

: Lãi suất trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng doanh nghiệp vào ngày 31 tháng

Trong 12 năm qua, bốn ngân hàng thương mại lớn tại Việt Nam, bao gồm Ngân hàng cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng Đầu tư và Phát triển Việt Nam, cùng Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam, đã đạt được mức tăng trưởng 3%.

4.6 Phương pháp xác định chi ph truyền tải điện hằng tháng của đơn vị phải trả chi ph truyền tải

– Chi phí truyền tải điện tháng j (TCij) của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i đƣợc xác định theo công thức sau:

: Tổng điện năng giao nhận thực tế tại các điểm giao nhận điện của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong tháng j (kWh)

: Giá truyền tải điện của năm N cho đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện (đ/kWh)

4.7 Ph truyền tải trong bài toán giá nút

Hình 4 1: Cấu trúc giá nút

Giá nút bao gồm 3 thành phần: Chi phí sản xuất ra 1 MW điện + Chi phí truyền tải cho 1 MW + Các ràng buộc

4.7.1 Trường hợp bỏ qua các ràng buộc truyền tải và t n thất:

Hình 4 2: Hệ thống điện 4 nút khi bỏ qua các ràng buộc truyền tải và tổn thất

Ta có giá tại nút N:

C(P +1MW ) = 10$/MWh x 1MWh + 12$/MWh x 0MWh = 10$

Tương tự ta được giá tại W$, S$, E$

4.7.2 Trường hợp x t đến các ràng buộc truyền tải và t n thất: a) Xét đến giới hạn trên đường dây truyền tải:

Hình 4 3: Hệ thống điện 4 nút xét đến ràng buộc trên đường dây truyền tải

C(P +1MW ) = 10$/MWh x 1,5MWh - 12$/MWh x 0,5MWh = 9$

Bảng 4 1: Phí truyền tải có xét đến ràng buộc trên đường dây b) Xét đến tổn thất trên đường dây:

Hình 4 4: Hệ thống điện 4 nút xét đến tổn thất trên đường dây

C(P +1MW ) = 10$/MWh x 1,04MWh - 12$/MWh x 0MWh = 10,4$

Tương tự ta được giá tại W$, S,4$, E,4$

Bảng 4 2: Phí truyền tải có xét đến ràng buộc trên đường dây

4.7.3 Mô phỏng hệ thống điện 4 nút trong power word:

Hình 4 5: Mô phỏng hệ thống điện 4 nút trong power word.

Phí truyền tải trong bài toán giá nút