BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM
---------------------------
NGUYỄN TẤN HƯNG
NGHIÊN CỨU CƠ CHẾ HỢP ĐỒNG TRONG
THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH
VIỆT NAM
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số ngành: 60520202
TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 01 năm 2016
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM
---------------------------
NGUYỄN TẤN HƯNG
NGHIÊN CỨU CƠ CHẾ HỢP ĐỒNG TRONG
THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH
VIỆT NAM
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số ngành: 60520202
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: Tiến sĩ NGUYỄN HÙNG
TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 01 năm 2016
CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học : Tiến sĩ Nguyễn Hùng
Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM
ngày 12 tháng 03 năm 2016
Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:
(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc sĩ)
TT Họ và tên Chức danh Hội đồng
1 PGS. TS. Quyền Huy Ánh Chủ tịch
2 PGS. TS. Ngô Cao Cường Phản biện 1
3 TS. Võ Công Phương Phản biện 2
4 PGS. TS. Nguyễn Văn Nhờ Ủy viên
5 TS. Phạm Đình Anh Khôi Ủy viên, Thư ký
Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được
sửa chữa (nếu có).
PGS. TS. Quyền Huy Ánh
Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV
TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
PHÒNG QLKH – ĐTSĐH Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
TP. HCM, ngày 20 tháng 8 năm 2015
NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên: Nguyễn Tấn Hưng Giới tính: Nam
Ngày, tháng, năm sinh: 29/11/1981 Nơi sinh: TP.HCM
Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện MSHV: 1441830010
I- Tên đề tài:
NGHIÊN CỨU CƠ CHẾ HỢP ĐỒNG TRONG THỊ TRƯỜNG BÁN
BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH VIỆT NAM
II- Nhiệm vụ và nội dung:
1. Tìm hiểu, nghiên cứu kinh nghiệm triển khai thị trường điện của thế giới, trong đó tập trung sâu vào cơ chế thực hiện hợp đồng đang được các nước
trên thế giới áp dụng.
2. Từ những kinh nghiệm thực hiện của thế giới, đề tài sẽ liên hệ đến thị trường phát điện cạnh tranh đã được triển khai tại Việt Nam và thực hiện đánh giá
kết quả vận hành thị trường phát điện cạnh tranh trong thời gian qua.
3. Nghiên cứu mô hình thị trường bán buôn cạnh tranh Việt Nam sẽ được triển khai thực hiện bao gồm: mục tiêu, nguyên tắc, quá trình triển khai thực
hiện…
4. Nghiên cứu xây dựng cơ chế thực hiện hợp đồng trong thị trường bán buôn
cạnh tranh tại Việt Nam
5. Các đề xuất/ kiến nghị để triển khai thực hiện thị trường điện có hiệu quả.
III- Ngày giao nhiệm vụ: 20/8/2015
IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: 11/1/2016
V- Cán bộ hướng dẫn: Tiến sĩ Nguyễn Hùng
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH
TS. Nguyễn Hùng PGS. TS. Nguyễn Thanh Phương
i LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả
nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình
nào khác.
Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này
đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc.
Học viên thực hiện Luận văn
(Ký và ghi rõ họ tên)
ii LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình học tập tại trường Đại học Kỹ Thuật Công nghệ Thành phố Hồ Chí Minh cũng như quá trình nghiên cứu thực hiện đề tài luận văn tốt nghiệp, bản thân tôi
luôn nhận được sự quan tâm, giúp đỡ và hướng dẫn tận tình của Quý Thầy Cô nhà trường.
Xin được trân trọng gửi lời tri ân đến quý Thầy Cô, cảm ơn thầy Tiến sĩ Nguyễn
Hùng đã tận tình hướng dẫn, định hướng nghiên cứu để tôi hoàn thành luận văn đúng
tiến độ và đạt được mục đích, yêu cầu của đề tài. Xin được cảm ơn các Anh Phan
Quang Vinh - chuyên viên Ban Kinh doanh, Anh Nguyễn Duy Hoàng – chuyên viên Ban Hợp tác Quốc tế và các Anh (Chị) đồng nghiệp tại Tổng công ty Điện lực TP.Hồ
Chí Minh đã chỉ dẫn, gợi mở, hướng dẫn thực hiện và hỗ trợ tôi hoàn thành đề tài này.
Cảm ơn gia đình, bạn bè đồng nghiệp đã động viên, hỗ trợ tôi trong suốt thời gian
nghiên cứu, thực hiện luận văn này.
Trân trọng cảm ơn./.
Thành phố Hồ Chí Minh, ngày 10 tháng 01 năm 2016
Người thực hiện luận văn
iii TÓM TẮT
I. Mục đích nghiên cứu và đối tượng nghiên cứu:
Xây dựng và phát triển thị trường điện cạnh tranh là chiến lược phát triển quan
trọng của ngành điện Việt Nam. Việc triển khai thị trường phát điện cạnh tranh đã được thực hiện từ năm 2012 và bước tiếp theo là thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh
tranh. Nghiên cứu cơ chế thực hiện hợp đồng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh
là một trong những nhiệm vụ quan trọng quyết định đến việc thành công trong triển
khai thị trường bán buôn điện cạnh tranh tại Việt Nam trong thời gian tới.
II. Nhiệm vụ nghiên cứu và giới hạn đề tài:
1. Nhiệm vụ nghiên cứu:
- Tìm hiểu về thị trường điện, kinh nghiệm triển khai thị trường điện của thế giới,
trong đó tập trung sâu vào cơ chế thực hiện hợp đồng đang được các nước trên thế giới
triển khai áp dụng.
- Tìm hiểu về thị trường phát điện cạnh tranh đã được triển khai tại Việt Nam và
thực hiện đánh giá kết quả vận hành thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam.
- Tìm hiểu và nghiên cứu việc triển khai thị trường bán buôn cạnh tranh Việt Nam
trong thời gian tới.
- Nghiên cứu xây dựng cơ chế thực hiện hợp đồng trong thị trường bán buôn cạnh
tranh tại Việt Nam;
- Kết luận/ kiến nghị.
2. Giới hạn của đề tài:
- Do thời gian có hạn nên đề tại không đi sâu vào phân tích, giải thích các nguyên tắc cơ bản của thị trường điện mà tập trung vào nghiên cứu quá trình triển khai thực hiện của một số nước trên thế giới.
- Đây là đề tài mang tính mới, tài liệu trong nước còn ít, chủ yếu là tài liệu từ nước ngoài và trình độ bản thân còn hạn chế nên nhiều vấn đề còn chưa được giải quyết, một số vấn đề về pháp lý còn đang được Bộ Công Thương, ngành Điện nghiên cứu triển
khai áp dụng nên những đề xuất trong đề tài chỉ mang tính chất cá nhân, tham khảo.
iv ABSTRACT
I. The purpose of research and subject research:
To deploy and develop a competitive electricity market is an important strategic
development of Vietnam's power sector. The implementation of Vietnam competitive
generation market has been performed since 2012, and the next step is to deploy the wholesale electricity market. Research of the contracting arrangements mechanism in
the wholesale electricity market is one of the important tasks that contribute to success
in implementing wholesale electricity market of Viet Nam in the coming time.
II. Research tasks and Scope of research
1. Research tasks:
- To study about electricity market, implementation experience electricity market in
some countries which focusing on contract performance mechanism is being applied.
- To understand the competitive generation electricity market have been
implemented in Vietnam and to evaluate its operating results.
- To study about the deployment of wholesale electricity market of Viet Nam.
- To study and set up the mechanism of Contract performance in wholesale
electricity market of Viet Nam.
- Recommendations and Conclusion
2. Scope of research:
Due to time constraints then the research should not go deeply into the subject in
analyzing and explaining the basic principles of the electricity market, but focuses on
the process of implementing a electricity market in some countries around the world.
The topic of research is quite new in Viet Nam as well as the scarcity of research materials; therefore, some issues still unresolved in this research. Some remaining legal issues is under consideration by Ministry of Industrial and Trade research so the proposal in this research is for purpose of references in deploy a legal framework for Viet Nam wholesale electricity market.
v
MỤC LỤC
Trang
Lời cam đoan ................................................................................................................ i i
ii Lời cảm ơn ................................................................................................................... ii
iii Tóm tắt .......................................................................................................................iii
iv Abstract ....................................................................................................................... iv
v Mục lục ........................................................................................................................ v
vii Danh mục viết tắt ....................................................................................................... vii
Danh mục các bảng ...................................................................................................... x
Danh mục bảng biểu, đồ thị, hình ảnh ....................................................................... xi
Chương 1: GIỚI THIỆU CHUNG VẤN ĐỀ NGHIÊN CỨU
1.1 Đặt vấn đề .............................................................................................................. 1
1.2 Tính cấp thiết của đề tài ......................................................................................... 1
1.3 Mục tiêu nghiên cứu của đề tài .............................................................................. 2
1.4 Nội dung nghiên cứu của đề tài ............................................................................. 3
1.5 Phương pháp nghiên cứu của đề tài ....................................................................... 3
1.6 Cấu trúc của đề tài ................................................................................................. 4
Chương 2: KINH NGHIỆM QUỐC TẾ VỀ XÂY DỰNG VÀ PHÁT TRIỂN
THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
1.1 Xu hướng phát triển thị trường điện thế giới ......................................................... 6
2.2 Kinh nghiệm phát triển thị trường điện một số nước .......................................... 11
2.2.1 Thị trường điện Khu vực Bắc Âu ............................................................... 11
2.2.2 Thị trường điện tại Hàn Quốc ..................................................................... 13
2.2.3 Thị trường điện tại Philippines ................................................................... 14
2.2.4 Thị trường điện tại Singapore ..................................................................... 14
2.3 Bài học kinh nghiệm quốc tế ............................................................................... 21 21
Chương 3: THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH VCGM
3.1 Cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam ............................................ 23
3.2 Nguyên tắc hoạt động của VCGM ...................................................................... 24
vi
3.3 Thành viên tham gia VCGM ............................................................................... 24
3.4 Cơ chế hoạt động của VCGM ............................................................................. 25
3.5 Kết quả hoạt động của VCGM ............................................................................ 32
3.6 Đánh giá công tác vận hành của VCGM ............................................................. 35
Chương 4: THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH VWEM
4.1 Mục tiêu của thị trường bán buôn điện cạnh tranh .............................................. 42
4.2 Nguyên tắc xây dựng Thị trường bán buôn điện cạnh tranh ............................... 42
4.3 Cấu trúc Thị trường bán buôn điện cạnh tranh .................................................... 43
4.4 Thành viên tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh .................................. 44
4.5 Thị trường điện giao ngay ................................................................................... 45 54
Chương 5: CƠ CHẾ HỢP ĐỒNG TRONG THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN
CẠNH TRANH VIỆT NAM
5.1 Vai trò, mục tiêu và phân loại cơ chế hợp đồng ................................................. 70
5.2 Hợp đồng song phương ...................................................................................... 72
5.3 Hợp đồng vesting ................................................................................................. 73
5.4 Ví dụ tích toán phân bổ hợp đồng vesting ........................................................... 84
5.5 Ví dụ về giao dịch hợp đồng song phương ......................................................... 89
Chương 6: KẾT LUẬN - KIẾN NGHỊ
6.1 Kết luận ................................................................................................................ 93
6.2 Kiến nghị ............................................................................................................ 94
Tài liệu tham khảo ..................................................................................................... 96
vii DANH MỤC VIẾT TẮT
Tên viết tắt Tiếng Anh Tiếng Việt
VCGM Vietnam Competitive Thị trường phát điện cạnh tranh Việt
Generation Market Nam
VWCM Vietnam Wholesale Thị trường bán buôn điện cạnh tranh
Competitive Market Việt Nam
Ministry of Industry Bộ công thương MOI
Cục Điều tiết Điện lực ERVA
Electricity Regulatory Authority of Viet Nam
PBP Price-Based Pool Thị trường tập trung chào giá toàn
phần
CBP Cost-Based Pool Thị trường tập trung chào giá theo
chi phí biến đổi
Bilaterial Contract Thị trường hợp đồng song phương CB
Balancing Market Thị trường cân bằng BM
NordPool Thị trường điện khu vực Bắc Âu NP
TĐCL ĐMT Nhà máy Thủy điện chiến lược đa
mục tiêu
System Marginal Price Giá điện năng thị trường giao ngay SMP
Điều tiết Điện lực ĐTĐL
Viet Nam Electricity Tập Đoàn Điện lực Việt Nam EVN
Công ty Mua bán điện EPTC
National Load Dispatch Centre Trung tâm Điều độ hệ thống điện NLDC
quốc gia
TCTĐL
Tổng công ty điện lực (EVNHCMC, EVNSPC…)
PC Power Company Các công ty Điện lực thuộc các
TCTĐL
SMO Syetem Market Operator Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện (hiện nay do Trung tâm
Điều độ HTĐ quốc gia đảm nhiệm)
Đơn vị cung cấp dịch vụ quản lý dữ MDMSP
liệu đo đếm
viii
MSSL Market Support Services Đơn vị dịch vụ hỗ trợ thị trường
Licensee
Đơn vị giám sát thị trường MMU
Đơn vị vận hành hệ thống lưới TNO
truyền tải thuộc NPT
SMHP Strategic Multi-purpose Hydro Nhà máy thủy điện chiến lược đa
Power Plants mục tiêu
BOO Built – Operation – Own Nhà máy điện xây dựng theo hình
thức BOO
BOT Built – Operation – Transfer
Nhà máy điện xây dựng theo hình thức BOT
Turbin khí chu trình hỗn hợp CCTG
Contract for Difference Hợp đồng sai khác CfD
Power Purchase Agreement Hợp đồng mua bán điện PPA
Smart Contract Auction Hợp đồng tập trung SCA
Hợp đồng mua bán điện tiêu chuẩn SPPA
Giá thị trường FMP
Giá bán buôn điện nội bộ của EVN BST
cho các TCTĐL
CAN Capacity Add On Giá công suất (một phần của giá thị
trường)
TUS Transmission Use of System Giá sử dụng dịch vụ hệ thống truyền
tải Tariff
DUS Distribution Use of System Giá sử dụng dịch vụ hệ thống phân
phối Tariff
System Marginal Price Giá biên hệ thống điện SMP
Full Market Price Giá biên theo vị trí LMP
Public Service Obligations Quỹ công ích trong ngành điện PSO
Hệ số điều chỉnh tổn thất truyền tải TLAF
Transmission Loss Adjustment Factors
DLAF Distribution Loss Adjustment Hệ số hiệu chỉnh tổn thất phân phối
Factors
Market Management Systems Hệ thống quản lý thị trường điện MMS
System Average Interruption Chỉ số về thời gian mất điện trung SAIDI
ix
Duration Index bình của lưới điện phân phối
(phút/năm)
SAIFI
System Average Interruption Frequency Index Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (lần/năm)
MAIFI Momentary Average Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua
Interruption Frequency Index trung bình của lưới điện phân phối
(lần/năm)
Các định nghĩa:
- Bên bán điện: là đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy điện có công suất đặt lớn
hơn 30MW
- Bên mua điện: là các TCTĐL, đơn vị bán buôn điện, khách hàng sử dụng điện lớn
đủ điều kiện.
- Công ty mua bán điện: là đơn vị mua buôn điện đặc biệt, ký hợp đồng với các đơn
vị phát điện theo quy định.
- Đơn vị cung cấp dịch vụ: là đơn vị cung cấp dịch vụ cho các thành viên tham gia
giao dịch trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo nguyên tắc đảm bảo tính công bằng, minh bạch và không phân biệt đối xử, độc lập với bên mua điện và bên bán điện,
bao gồm:
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: hiện nay là trung tâm Điều độ
hệ thống điện Quốc gia.
- Đơn vị cung cấp dịch vụ truyền tải điện: hiện nay là Tổng công ty truyền tải điện
Quốc gia.
- Đơn vị cung cấp dịch vụ phân phối điện: là đơn vị có giấy phép hoạt động điện lực
trong lĩnh vực phân phối điện, bao gồm các Tổng công ty điện lực và các đơn vị điện
lực có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối điện.
- Đơn vị thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng: là đơn vị có chức năng thu thập, quản lý và cung cấp số liệu đo đếm điện năng phục vụ công tác thanh toán trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
x
DANH MỤC CÁC BẢNG
Trang
Bảng 2.1: So sánh giữa thị trường PBP và CBP ......................................................... 9
Bảng 2.2: Tỷ lệ hợp đồng vesting dự kiến và thực tế của Singgapor ........................ 20
Bảng 3.1: Lập kế hoạch vận hành thị trường VCGM ............................................... 28
Bảng 3.2: Giá trần thị trường điện ............................................................................. 33
Bảng 3.3: Bảng thống kê bù giá công suất CAN ....................................................... 34
Bảng 3.4: Hiệu quả khi tham gia thị trường điện các nhà máy thủy điện ................. 35
Bảng 3.5: Hiệu quả khi tham gia thị trường điện các nhà máy nhiệt điện than ........ 35
Bảng 3.6: Hiệu quả khi tham gia thị trường điện các nhà máy nhiệt điện khí .......... 35
Bảng 3.7: Bảng thống kê giá trần thị trường điện trong VCGM ............................... 37
Bảng 4.1: Các nhà máy điện BOT hiện hữu .............................................................. 45
Bảng 4.2: Các nhà máy điện BOT đến năm 2020 theo quy hoạch điện VII ............. 46
Bảng 4.3: Đánh giá lợi ích khi đưa các nhà máy điện BOT tham gia VWEM ......... 47
Bảng 4.4: Phương án các NMTĐ ĐMT tham gia trực tiếp thị trường ...................... 49
Bảng 4.5: Đánh giá phương án các NMTĐ ĐMT tham gia trực tiếp thị trường ....... 50
Bảng 4.6: Phương án các NMTĐ ĐMT tham gia trực tiếp thị trường ...................... 53
Bảng 4.7: Các quy trình vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh ................... 58
Bảng 4.8: So sánh PA mô phỏng đầy đủ lưới truyền tải và mô phỏng theo
vùng/miền .................................................................................................................. 62
Bảng 4.9: Đánh giá tính đáp ứng của 02 PA mô phỏng lập lịch huy động điều độ .. 64
Bảng 4.10: Đánh giá các lựa chọn cơ chế định giá thị trường .................................. 66
Bảng 5.1: Đánh giá các lựa chọn phân bổ hợp đồng vesting .................................... 79
Bảng 5.2: Ví dụ kết quả phân bổ hợp đồng vesting cho khâu phát điện ................... 84
Bảng 5.3: Dự tải dự báo, tổng chi phí và chi phí trung bình phân bổ hợp đồng vesting cho từng PC ................................................................................................... 88
xi
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU, ĐỒ THỊ, HÌNH ẢNH
Trang
Hình 2.1: Thị trường phát điện cạnh tranh .................................................................. 6
Hình 2.2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh .......................................................... 7
Hình 2.3: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh ............................................................... 8
Hình 2.4: Phạm vi thị trường điện khu vực Bắc Âu .................................................. 11
Hình 2.5: Các đơn vị tham gia thị trường điện khu vực Bắc Âu ............................... 12
Hình 2.6: Cơ cấu tổ chức thị trường điện Hàn Quốc ................................................. 13
Hình 2.7: Cơ cấu tổ chức thị trường điện Phillipines ................................................ 15
Hình 2.8: Cơ cấu tổ chức thị trường điện Singgapore ............................................... 17
Hình 2.9: Cấu trúc thị trường điện Singgapore ......................................................... 17
Hình 2.10: Cơ chế hoạt động của thị trường điện Singgapore .................................. 18
Hình 3.1: Cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam .................................. 23
Hình 3.2: Các thành viên tham gia thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam ......... 27
Hình 3.3: Biểu đồ giá thị trường toàn phần FMP ...................................................... 28
Hình 3.4: Giá điện năng thị trường SMP ................................................................... 28
Hình 3.5: Biểu đồ vận hành ngày ............................................................................. 29
Hình 3.6: Biểu đồ vận hành tháng ............................................................................. 29
Hình 3.7: Xác định giá công suất CAN ..................................................................... 30
Hình 3.8: Cơ chế thanh toán trong VCGM ............................................................... 31
Hình 3.9: Lưu đồ thanh toán trong VCGM ............................................................... 32
Hình 3.10: Trìn tự thời gian thanh toán trong VCGM ............................................. 33
Hình 3.11: Cơ cấu thị trường điện hiện tại ............................................................... 33
Hình 3.12: Biểu đồ công suất tham gia VCGM ........................................................ 34
Hình 3.13: Chi phí mua điện năm 2014 .................................................................... 34
Hình 3.14: Thị phần công suất đặt các đơn vị phát điện tham gia VCGM ............... 36
Hình 3.15: Biểu đồ giá thị trường điện (SMP, CAN, FMP) ..................................... 37
Hình 3.16: Biểu đồ tương quan giữa phụ tải và giá trong năm 2014 ........................ 38
Hình 3.17: Biểu đồ diễn biến giá công suất CAN năm 2014 .................................... 38
xii
Hình 3.18: Biểu đồ tỷ lệ sản lượng Qm &Qc ............................................................ 38
Hình 3.19: Biểu đồ tỷ trọng các khoản thanh toán trong VCGM ............................. 39
Hình 4.1: Tổng quan về cấu trúc thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam .... 43
Hình 4.2: Các thành viên tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam . 44
Hình 4.3: Lưu đồ chào giá thay cho các nhà máy điện BOT .................................... 48
Hình 4.4: Lưu đồ PA các NMTĐ CL ĐMT tham gia thị trường điện ...................... 50
Hình 4.5: Tương quan giữa chu kỳ giao dịch và chu kỳ điều độ .............................. 54
Hình 4.6: Các quy trình vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh ................... 59
Hình 4.7: Lưu đồ dòng tiền qua các TCT ĐL trong VWEM .................................... 68
Hình 5.1: Sơ đồ PA1 phân bổ hợp đồng vesting ....................................................... 78
Hình 5.2: Sơ đồ PA2 phân bổ hợp đồng vesting ....................................................... 78
Hình 5.3: Lộ trình thực hiện phân bổ hợp đồng vesting............................................ 81
Hình 5.4: Biểu đồ hai kịch bản trong việc giảm sản lượng hợp đồng vesting .......... 83
Hình 5.5: Phụ tải kinh doanh bán lẻ của các PCs trong một ngày ............................ 86
Hình 5.6: Phân bổ hợp đồng cho các TCT ĐL .......................................................... 87
Hình 5.7: Phân bổ hợp đồng cho TCT ĐL Miền Bắc ............................................... 87
Hình 5.8: Phân bổ hợp đồng cho TCT ĐL Hồ Chí Minh .......................................... 88
Hình 5.9: Lưu đồ giao dịch hợp đồng song phương .................................................. 89
Hình 5.10: Cơ chế hợp đồng và thanh toán song phương trên VWEM .................... 90
1 Chương 1
GIỚI THIỆU CHUNG VẤN ĐỀ NGHIÊN CỨU
1.1 Đặt vấn đề:
Việt Nam chúng ta đang trong quá trình hội nhập sâu rộng với thế giới, nền kinh kế
thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa đang được thực hiện một cách có hiệu quả, đời
sống của người dân được nâng lên một cách rõ rệt và nhu cầu về điện cũng liên tục tăng
đòi hỏi ngành điện Việt Nam phải nổ lực nhiều hơn nữa để đáp ứng nhu cầu về điện của nhân dân. Quá trình cải tổ và cơ cấu lại ngành điện để nâng cao năng lực ngành điện
đáp ứng xu hướng hội nhập, cạnh tranh của thị trường. Và thị trường điện đang dần thay thế các phương pháp vận hành truyền thống, mục tiêu của thị trường điện chính là minh bạch giá thành sản xuất điện thông qua sự cạnh tranh của thị trường, nâng cao
hiệu quả hoạt động và hiệu quả đầu tư của đồng vốn nhà nước.
Theo quyết định của Thủ tướng Chính phủ, thị trường điện Việt Nam được chia làm
3 cấp độ là: i) Thị trường phát điện cạnh tranh; ii) Thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
iii) Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.
Việc nghiên cứu, xây dựng mô hình thiết kế, vận hành và phát triển thị trường điện
cạnh tranh là quá trình mang tính lâu dài và phức tạp; đồng thời cần thiết phải giải
quyết các vấn đề trên nhiều khía cạnh, từ kinh tế - tài chính đến kỹ thuật, cơ cấu ngành
điện, từ cấp độ tổng quan đến vấn đề cụ thể chi tiết.
Các hạng mục công việc đã được Bộ công thương chủ trì triển khai thực hiện trong
thời gian qua như: nghiên cứu bài học kinh nghiệm của quốc tế, đánh giá điều kiện đặc
thù của Việt Nam, thiết kế mô hình tổng thể thị trường phát điện cạnh tranh; thiết kế chi
tiết thị trường phát điện cạnh tranh; vận hành thị trường phát điện cạnh tranh; thiết kế
mô hình tổng thể thị trường bán buôn điện cạnh tranh; thiết kế chi tiết thị trường bán
buôn điện cạnh tranh; xây dựng các văn bản quy phạm pháp luật cần thiết; triển khai
công tác chuẩn bị về cơ sở hạ tầng, đào tạo nguồn nhân lực…
Để đảm bảo thực hiện được lộ trình thị trường điện theo đúng tiến độ đề ra, Bộ công thương đã và đang thực hiện công tác tái cơ cấu ngành điện, ban hành các thông tư, quy
định để triển khai thực hiện vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Trong đó việc nghiên cứu đưa ra một cơ chế hợp đồng phù hợp trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh với điều kiện đặc thù của Việt Nam là một nhiệm vụ cấp bách, quan trọng cần được thực hiện để đảm bảo thị trường bán buôn điện cạnh tranh được vận hành.
1.2 Tính cấp thiết của đề tài:
Nghiên cứu và triển khai thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam
được cho là rất cấp thiết đối với ngành điện Việt Nam để thực hiện theo đúng các chỉ
2 đạo của Thủ Tướng và của Bộ công thương trong thực hiện lộ trình phát triển thị trường
điện tại Việt Nam. Để có thể vận hành được thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt
Nam thì việc nghiên cứu và thực hiện hợp đồng trong thị trường điện là một công việc quan trọng, cấp thiết, nó quyết định đến việc triển khai thành công thị trường trong
tương lai.
1.3 Mục tiêu nghiên cứu của đề tài:
Mục tiêu của đề tài là tìm hiểu, nghiên cứu kinh nghiệm triển khai thị trường điện của thế giới, trong đó tập trung sâu vào cơ chế thực hiện hợp đồng đang được các nước
trên thế giới áp dụng. Từ những kinh nghiệm thực hiện của thế giới, đề tài sẽ liên hệ đến thị trường phát điện cạnh tranh đã được triển khai tại Việt Nam và thực hiện đánh giá kết quả vận hành thị trường phát điện cạnh tranh. Sau khi nghiên cứu quá trình vận
hành của thị trường phát điện cạnh tranh sẽ tiếp tục nghiên cứu mô hình thị trường bán
buôn cạnh tranh Việt Nam sẽ thực hiện bao gồm: mục tiêu, nguyên tắc, quá trình triển
khai thực hiện, các chọn…Nghiên cứu xây dựng cơ chế thực hiện hợp đồng trong thị
trường bán buôn cạnh tranh tại Việt Nam; Các đề xuất/ kiến nghị để triển khai thực hiện
thị trường điện có hiệu quả.
1.4 Nội dung nghiên cứu của đề tài:
Nghiên cứu cơ chế vận hành của thị trường phát điện cạnh tranh, thị trường bán
buôn điện cạnh tranh đã Bộ công thương phê duyệt. Thị trường bán buôn điện cạnh
tranh Việt Nam là thị trường toàn phần, điều độ tập trung. Mua bán điện trong thị
trường điện thực hiện thông qua thị trường giao ngay và hợp đồng mua bán điện. Các
cơ chế vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh cụ thể như sau:
1.4.1 Cơ chế vận hành của thị trường điện giao ngay:
- Đơn vị phát điện chào bán toàn bộ công suất khả dụng lên thị trường giao ngay với
giá chào nằm trong dải từ giá sàn đến giá trần;
- Lịch huy động các tổ máy được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập theo nguyên tắc tối thiểu hóa chi phí mua điện cho từng chu kỳ giao dịch căn cứ trên bảng chào giá của các tổ máy, dự báo phụ tải hệ thống điện có xét đến các ràng
buộc vận hành hệ thống điện;
- Giá thị trường giao ngay được đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định sau ngày vận hành cho từng chu kỳ giao dịch căn cứ trên phụ tải thực tế của hệ thống điện, các bản chào giá và công suất sẵn sàng thực tế của các tổ máy.
1.4.2 Cơ chế hợp đồng mua bán điện song phương:
3
Bên bán điện và bên mua điện trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh có quyền tự
do lựa chọn đối tác để thỏa thuận ký hợp đồng mua bán điện song phương theo quy
định của Bộ công thương.
1.4.3 Cơ chế cung cấp dịch vụ phụ trợ:
- Số lượng dịch vụ phụ trợ cần thiết hàng năm do đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện xác định để đảm bảo an ninh hệ thống điện. Giá các dịch vụ phụ trợ
được xác định trên nguyên tắc đảm bảo cho nhà máy điện cung cấp dịch vụ thu hồi đủ chi phí.
- Dịch vụ phụ trợ trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh do đơn vị phát điện cung cấp được huy động và thanh toán theo các quy định của thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
1.4.4 Cơ chế thanh toán:
- Thanh toán trên thị trường giao ngay: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán và công bố các khoản thanh toán trong thị trường điện
giao ngay cho từng chu kỳ giao dịch và cho toàn bộ chu kỳ thanh toán;
- Thanh toán theo hợp đồng mua bán điện song phương: Bên mua điện thanh toán
trực tiếp cho bên bán điện theo các quy định trong hợp đồng căn cứ trên sản lượng điện
hợp đồng, giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay theo quy định của thị trường bán
buôn điện cạnh tranh;
- Thanh toán chi phí sử dụng dịch vụ: Đơn vị thành viên tham gia giao dịch trong thị
trường bán buôn điện cạnh tranh có trách nhiệm thanh toán các khoản chi phí sử dụng
các dịch vụ truyền tải điện, phân phối điện, vận hành hệ thống điện, vận hành thị trường
điện và các dịch vụ khác cho các đơn vị cung cấp dịch vụ theo quy định.
1.4.5. Cơ chế huy động và thanh toán cho các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch trong thị trường bán buôn cạnh tranh Việt Nam (các nhà máy điện BOT, các nhà máy điện vận hành theo yêu cầu đặt biệt của Chính phủ, nguồn nhập khẩu điện):
- Huy động nguồn điện theo nguyên tắc tối thiểu hóa chi phí mua điện toàn hệ thống, đồng thời đảm bảo tuân thủ các cam kết hợp đồng và các ràng buộc đặc thù của
nguồn điện.
- Thực hiện thanh toán cho các sản lượng điện này theo các quy định trong hợp
đồng mua bán điện đã ký kết.
1.5 Phương pháp nghiên cứu của đề tài:
- Phương pháp luận: Tìm hiểu tổng quan về cơ chế vận hành thị trường điện và cơ
chế thanh toán của một số quốc gia trên thế giới; đánh giá điều kiện đặc thù của ngành
4 điện Việt Nam; đánh giá kết quả triển khai thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh; đề
xuất các giải pháp cụ thể để thực hiện hiện cơ chế liên quan đến hợp đồng đảm bảo thị
trường bán buôn điện cạnh tranh vận hành an toàn, ổn định thị trường điện.
- Phương pháp nghiên cứu: Nghiên cứu tài liệu về vận hành thị trường điện của một
số nước; nghiên cứu thị trường phát điện cạnh tranh; nghiên cứu thiết kế chi tiết thị
trường bán buôn điện cạnh tranh; nghiên cứu cơ chế hợp đồng; đề xuất, kiến nghị; tìm
hiểu thực tế vận hành thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam.
- Giá trị thực tiễn của đề tài: việc nghiên cứu và thực hiện đề tài là một quá trình lâu
dài và phức tạp do nó chưa được áp dụng tại Việt Nam; kết quả nghiên cứu có thể được áp dụng để triển khai thị trường bán buôn điện cạnh tranh tại Việt Nam vào năm 2016 và những năm tiếp theo.
1.6 Cấu trúc của đề tài:
Đề tài nghiên cứu cơ chế hợp đồng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt
Nam gồm các chương:
Chương 1: Giới thiệu chung vấn đề nghiên cứu
Chương 2: Kinh nghiệm thế giới về xây dựng và phát triển thị trường điện
Chương 3: Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam (VGCM)
Chương 4: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam (VWCM)
Chương 5: Cơ chế thực hiện hợp đồng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh
Việt Nam
Chương 6: Kết luận – kiến nghị
5 Chương 2
KINH NGHIỆM QUỐC TẾ VỀ XÂY DỰNG VÀ PHÁT TRIỂN
THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
2.1 Xu hướng phát triển thị trường điện trên thế giới
2.1.1 Từ mô hình “độc quyền liên kết dọc” đến thị trường điện
- Trước đây mô hình “độc quyền liên kết dọc” được một số nước trên thế giới áp
dụng để thực hiện cung cấp điện gồm:
+ Cả 03 khâu (phát điện, truyền tải điện và phân phối/bán lẻ điện) đều tập trung
trong 01 Công ty Điện lực.
+ Công ty Điện lực sẽ độc quyền trong các khâu sản xuất, truyền tải, phân phối và
kinh doanh điện.
- Đặc điểm mô hình “độc quyền liên kết dọc”:
+ Dựa trên quan điểm truyền thống trước đây: Điện là dạng hàng hoá đặc biệt và hệ
thống điện thuộc cơ sở hạ tầng kỹ thuật; lợi nhuận không phải là mục tiêu duy nhất của
hoạt động sản xuất, kinh doanh điện.
+ Công ty Điện lực liên kết dọc chủ yếu thuộc quyền sở hữu của nhà nước
- Các hạn chế của mô hình “độc quyền liên kết dọc”:
+ Không có yếu tố cạnh tranh trong các khâu sản xuất và kinh doanh điện.
+ Khó tạo động lực nâng cao hiệu quả sản xuất, kinh doanh
+ Khó thu hút được đầu tư từ bên ngoài: áp lực về vốn đầu tư rất lớn đối với nhà
nước.
- Các yếu tố thúc đẩy tính cạnh tranh trong ngành điện:
+ Nhu cầu về vốn đầu tư, đặc biệt là với các nước đang phát triển.
+ Xu hướng toàn cầu hóa, thị trường hóa và tạo môi trường cạnh tranh cho nền kinh
tế.
+ Thành tựu tiến bộ của khoa học kỹ thuật (các công nghệ phát điện mới, công nghệ
thông tin…)
- Quan niệm về tính độc quyền của ngành điện dần thay đổi:
+ Khâu truyền tải và phân phối mang tính độc quyền tự nhiên
6
+ Khâu phát điện và bán lẻ điện được có tiềm năng cạnh tranh
- Xu hướng về việc hình thành thị trường điện trên thế giới từ năm 1980
+ Một số quốc gia đã nghiên cứu và đưa cạnh tranh vào khâu phát điện và phân phối
bán lẻ điện.
+ Các mô hình thị trường điện sau đó được phát triển và mở rộng ra nhiều quốc gia,
khu vực
- Kinh nghiệm thế giới: các nước đều tiến hành phát triển thị trường điện theo một
lộ trình nhất định.
- Các giai đoạn phát triển của thị trường:
+ Thị trường phát điện cạnh tranh
+ Thị trường bán buôn cạnh tranh
+ Thị trường bán lẻ cạnh tranh
2.1.2 Thị trường điện thế giới
- Thị trường phát điện cạnh tranh
Hình 2.1- Thị trường phát điện cạnh tranh
Thị trường phát điện cạnh tranh: Là giai đoạn chuyển tiếp từ mô hình ngành điện
truyền thống “độc quyền liên kết dọc” sang các cấp độ thị trường có tính cạnh tranh cao
(thị trường bán buôn, bán lẻ):
+ Không gây ra những thay đổi đột biến và xáo trộn lớn trong hoạt động của ngành
điện.
7
+ Hình thành được môi trường cạnh tranh trong khâu phát điện, thu hút được đầu tư
vào các nguồn điện mới.
+ Mô hình thị trường đơn giản, nhu cầu đầu tư vào cơ sở hạ tầng kỹ thuật cho vận
hành thị trường không lớn.
- Các hạn chế:
+ Mức độ cạnh tranh chưa cao, chỉ giới hạn cạnh tranh khâu phát điện;
+ Đơn vị mua duy nhất phải có năng lực tài chính đủ mạnh;
+ Các công ty phân phối chưa được lựa chọn nhà cung cấp điện
- Áp dụng tại Hàn Quốc, một số nước Nam Mỹ
- Thị trường bán buôn cạnh tranh:
Hình 2.2 -Thị trường bán buôn cạnh tranh
Thị trường bán buôn cạnh tranh: được hình thành đã khắc phục được những hạn chế của thị trường phát điện cạnh tranh trước đó là tạo ra sự cạnh tranh trong khâu phát và
bán buôn điện:
+ Đã xóa bỏ được độc quyền mua điện của Đơn vị mua buôn duy nhất trong thị
trường phát điện cạnh tranh;
+ Các đơn vị phân phối và các khách hàng tiêu thụ lớn có quyền lựa chọn nhà cung
cấp điện;
+ Hoạt động giao dịch trong thị trường phức tạp hơn nhiều so với thị trường phát
điện cạnh tranh;
+ Nhu cầu đầu tư về cơ sở hạ tầng kỹ thuật cho vận hành thị trường cao;
8
+ Vẫn còn độc quyền trong khâu bán lẻ điện cho các khách hàng tiêu thụ điện vừa
và nhỏ;
+ Được áp dụng tại phần lớn các nước trong cộng đồng Châu Âu, Singapore,
Philipine…
- Thị trường bán lẻ cạnh tranh:
Thị trường bán lẻ cạnh tranh: là bước phát triển cao nhất của thị trường điện
+ Đưa cạnh tranh vào tất cả các khâu: phát điện, bán buôn và bán lẻ điện;
+ Hoạt động giao dịch thị trường rất phức tạp, đòi hỏi hệ thống quy định cho hoạt
động của thị trường phức tạp hơn;
+ Nhu cầu đầu tư cơ sở hạ tầng kỹ thuật cho vận hành thị trường lớn hơn rất nhiều
so với thị trường bán buôn;
+ Áp dụng tại Anh, khu vực Bắc Âu, Australia, New Zealand, một số bang của
Mỹ…
Hình 2.3 -Thị trường bán lẻ cạnh tranh
- Mô hình thị trường điện tập trung (Mandatory Gross Pool): gồm 02 dạng cơ
bản:
+ Thị trường tập trung chào giá toàn phần PBP (Price-Based Pool):
• Thị trường PBP cho phép cạnh tranh cao;
• Rất dễ lũng đoạn thị trường đặc biệt khi có đơn vị phát điện chi phối thị trường
nếu vấn đề tái cơ cấu không triệt để;
9
• Giá thị trường biến động mạnh, rủi ro hơn cho các nhà đầu tư, không đưa ra tín
hiệu giá ổn định;
• Đối với hệ thống có dự phòng thấp, giá thị trường rất cao, làm tăng áp lực về
tăng giá điện, tạo lợi nhuận quá mức cho đơn vị phát điện;
• Các nhà đầu tư được hưởng lợi từ giá thị trường cao nên không có động lực đầu
tư ngay vào nguồn điện;
• Thị trường PBP phù hợp trong điều kiện quy mô công suất hệ thống lớn, mức độ
dự phòng hợp lý, thị phần của các đơn vị phát điện tương đương nhau.
+ Thị trường tập trung chào giá theo chi phí biến đổi CBP (Cost-Based Pool)
• Thị trường CBP hạn chế mức độ cạnh tranh;
• Hạn chế khả năng lũng đoạn thị trường;
• Tín hiệu về giá điện ổn định, dễ dự báo;
• Cơ chế giá công suất phù hợp đảm bảo thu hút đầu tư;
• Thị trường CBP phù hợp trong điều kiện quy mô công suất hệ thống còn nhỏ, tốc độ tăng trưởng phụ tải cao, mức độ dự phòng thấp, đặc biệt được WB khuyến nghị
áp dụng cho các nước đang phát triển bắt đầu hình thành thị trường điện.
Bảng 2.1 - So sánh giữa thị trường PBP và thị Thị trường CBP:
Mô hình PBP Mô hình CBP
Thị trường điều độ tập trung Thị trường điều độ tập trung
Sản lượng bán điện qua hợp đồng Mua Sản lượng bán điện qua hợp đồng Mua
bán điện dài hạn và thị trường giao bán điện dài hạn và thị trường giao
ngay ngay
Chào giá theo chi phí biến đổi
Có cơ chế thanh toán giá công suất Chào giá toàn phần theo tổng chi phí phát điện (cố định + biến đổi); không có cơ chế thanh toán giá công suất
Giới hạn về giá chào: Giá trần thị trường Giá chào bị giới hạn theo chi phí biến đổi
cho phép rất cao để đảm bảo tính cạnh tranh và cho phép các đơn vị phát điện thu cho từng công nghệ phát điện chuẩn (benchmark)
hồi đủ chi phí đầu tư
Giá thị trường biến động mạnh
Giá thị trường ổn định và ít có biến động lớn
10
Phần sản lượng ngoài hợp đồng được Phần sản lượng ngoài hợp đồng được
thanh toán thông qua giá thị trường Pm (giá toàn phần) thanh toán thông qua giá điện năng thị trường (SMP) và giá công suất (CAN).
Công thức thanh toán: Công thức thanh toán:
R = Qm.Pm + Qc.(Pc – Pm) R = Qm.Pm + Qc.[Pc – (SMP + CAN)]
- Đặc điểm của mô hình thị trường điện tập trung:
+ Tất cả bên bán (các đơn vị phát điện) và bên mua điện bắt buộc phải tham gia thị
trường;
+ Toàn bộ sản lượng điện phát được chào bán qua thị trường;
+ Đơn vị vận hành thị trường điện sẽ lập lịch huy động các nhà máy điện căn cứ
theo bản chào giá của các nhà máy điện và nhu cầu tiêu thụ điện của bên mua;
+ Đơn vị vận hành hệ thống điện sẽ điều độ tập trung tất cả các nhà máy điện trong
hệ thống theo lịch huy động đã lập;
+ Giá thị trường được xác định trên cơ sở đường cung và đường cầu;
+ Thị trường tập trung chào giá toàn phần (Mô hình PBP): Giá chào đã bao gồm cả
chi phí cố đinh và chi phí biến đổi (giá toàn phần);
+ Thị trường tập trung chào giá theo chi phí biến đổi (Mô hình CBP): Giá chào căn
cứ theo chi phí biến đổi và có cơ chế trả phí công suất để giúp thu hồi đủ chi phí cố định.
- Mô hình thị trường hợp đồng song phương BC (Bilaterial Contract):
+ Bên mua điện (Đơn vị bán lẻ, khách hàng lớn…) tự lựa chọn nhà cung cấp và ký
hợp đồng mua bán điện song phương cho toàn bộ hoặc một phần sản lượng điện;
+ Kết hợp với Thị trường cân bằng (Balancing Market): xử lý phần sai lệch giữa
cung và cầu;
+ Bên bán điện: còn dư sản lượng, chưa bán hết qua hợp đồng;
+ Bên mua điện: có mua thêm do lượng điện mua qua hợp đồng chưa đủ so với nhu
cầu;
+ Các đơn vị không bắt buộc phải tham gia thị trường cân bằng.
11
2.2 Kinh nghiệm phát triển và vận hành thị trường điện một số nước:
2.2.1 Thị trường điện Khu vực Bắc Âu:
- Phạm vi của Thị trường điện khu vực Bắc Âu (NordPool): gồm Na Uy, Thụy Điển,
Phần Lan và Đan Mạch
Hình 2.4 -Thị trường điện khu vực Bắc Âu
- Quá trình hình thành và phát triển:
05/1992: hình thành thị trường điện giao ngay (spot market) tại Na Uy
01/1996: Thụy Điển hợp tác với Na Uy để hình thành thị trường liên quốc gia (Thị
trường điện Bắc Âu – NordPool)
01/1997: Phần Lan tham gia thị trường NordPool
1999 – 2000: Đan Mạch tham gia NordPool
2002: Đưa vào vận hành thị trường cân bằng cho cả khu vực
- Nền tảng cho sự hình thành thị trường NordPool:
+ Chính sách cải tổ ngành điện và phát triển thị trường điện đồng bộ tại các quốc gia
thành viên;
+ Ngành điện có cơ sở hạ tầng kỹ thuật, công nghệ thông tin…rất hiện đại
+ Có hệ thống điện liên kết giữa các quốc gia thành viên.
+ Các đơn vị vận hành thị trường điện trong Thị trường điện Bắc Âu.
12
Hình 2.5 – Các đơn vị tham gia thị trường điện khu vực Bắc Âu
- Đặc điểm cơ bản của thị trường điện Bắc Âu:
+ Phát triển ở cấp độ cao nhất: cạnh tranh từ khâu phát điện đến khâu bán lẻ điện;
+ Khách hàng sử dụng điện (không phân biệt quy mô) có quyền lựa chọn nhà cung
cấp điện;
+ Khách hàng có thể mua điện trực tiếp/ hoặc qua các đơn vị giao dịch đại diện từ
thị trường giao ngay;
+ Hoặc có thể mua điện từ các Công ty phân phối.
- Cấu trúc thị trường điện: bao gồm các hình thức sau:
Các giao dịch điện năng (vật lý):
+ Thị trường hợp đồng song phương
+ Thị trường giao ngay (ngày tới)
+ Thị trường cân bằng thời gian thực
Giao dịch tài chính:
+ Thị trường tài chính thứ cấp: độc lập với các gia dịch điện năng vật lý.
- Thị trường giao ngay ngày tới:
+ Là dạng thị trường cân bằng cho ngày tới;
+ Nguyên tắc hoạt động: tự nguyện, tự điều độ;
+ Thành viên tham gia: đơn vị phát điện, đơn vị phân phối, khách hàng sử dụng điện
và các đơn vị giao dịch đại diện;
+ Các đơn vị chào mức công suất mua/bán cho từng giờ của ngày tới;
+ NordPool Spot tổng hợp bản chào và đưa ra giá thị trường;
13
+ Căn cứ theo mức giá công bố, các đơn vị sẽ xác định lượng điện năng mà đơn vị
đó sẽ bán hoặc được mua trong ngày tới. Các đơn vị phát điện phải công bố lịch phát
điện của từng nhà máy;
- Kết quả của thị trường giao ngay ngày tới:
+ Xác định được mức cân bằng cung – cầu tạm thời cho ngày tới.
+ Chênh lệch cung – cầu thời gian thực được xử lý theo thị trường cân bằng thời
gian thực.
- Thị trường cân bằng thời gian thực:
+ Cơ chế để tạo mức công suất dự phòng để xử lý các sai lệch cung – cầu của hệ
thống trong thời gian thực;
+ Thành viên tham gia: các đơn vị phát điện, các khách hàng tiêu thụ điện có khả
năng điều chỉnh phụ tải;
+ Trước 19h00, các đơn vị nộp bản chào “cân bằng” cho ngày tới gồm: Bản chào
điều chỉnh tăng công suất; giá chào cao hơn giá thị trường giao ngay; bản chào điều
chỉnh giảm công suất: giá chào thấp hơn giá thị trường giao ngay;
+ Các bản chào được sử dụng để xử lý mất cân bằng hệ thống trong các thời điểm
vận hành thực tế.
- Thị trường tài chính thứ cấp:
+ Độc lập với thị trường vật lý;
+ Các giao dịch được thựu hiện quan các hợp đồng “forward”, “future “ và “option”
nhằm quản lý rủi ro biến động giá trên thị trường vật lý
2.2.2 Thị trường điện tại Hàn Quốc:
- Quá trình tái cơ cấu ngành điện tại Hàn Quốc:
Trước năm 2001: Theo mô hình độc quyền tích hợp dọc; Tập đoàn Điện lực Hàn
Quốc (KEPCO) nắm giữ các khâu phát điện – truyền tải và phân phối điện;
Sau năm 2001: Thực hiện tái cơ cấu ngành điện; Nhóm các nhà máy điện thuộc KEPCO thành lập 05 công ty phát điện (trực thuộc KEPCO); thành lập Công ty KPX (Korea Power Exchange) dưới hình thức công ty nhà nước độc lập với KEPCO và đảm
nhận chức năng vận hành hệ thống điện và thị trường điện; Đưa vào vận hành thị trường phát điện cạnh tranh theo mô hình một người mua (KEPCO); Thành lập Uỷ ban
Điện lực Hàn Quốc đóng vai trò cơ quan điều tiết điện lực.
- Đặc điểm cơ bản của thị trường điện Hàn Quốc:
+ Mô hình: thị trường tập trung chào giá theo chi phí biến đổi (CBP).
14
+ Toàn bộ sản lượng điện năng được giao dịch trên thị trường giao ngay.
+ Các NMĐ có công suất đặt lớn 20 MW phải tham gia thị trường điện.
+ Các đơn vị phát điện chỉ chào mức công suất sẵn sàng của NMĐ nhà máy điện
trong từng giờ của ngày tới.
+ Giá chào được tính bằng mức chi phí biến đổi của nhà máy điện được Hội đồng
thẩm định giá phát điện (GCEC) phê duyệt.
+ Xác định giá thị trường Pm:
• Căn cứ theo mức công suất sẵn sàng, chi phí biến đổi của các NMĐ và phụ tải
dự báo cho ngày tới.
• Tính theo phương pháp lập lịch không xét đến các ràng buộc lưới điện truyền tải
và không xét ràng buộc nhiên liệu sơ cấp của các nhà máy điện.
+ Áp dụng cơ chế thanh toán công suất riêng cho các nhà máy điện:
• Giá công suất: xác định theo chi phí cố định của nhà máy điện chạy biên.
• Thanh toán cho lượng công suất sẵn sàng hàng giờ của các nhà máy.
- Cơ cấu tổ chức của ngành điện Hàn Quốc:
Hình 2.6 –Cơ cấu tổ chức thị trường điện Hàn Quốc
2.2.3 Thị trường điện tại Philippines:
- Mô hình ngành điện trước khi thực hiện tái cơ cấu:
+ TCT Điện lực quốc gia (NPC): sở hữu các nhà máy điện và lưới truyền tải;
15
+ Khâu phân phối: các công ty phân phối tư nhân (khu vực thành thị) và các công ty
phân phối nhà nước (khu vực nông thôn).
- Quá trình cải cách ngành điện và phát triển thị trường điện được Philippines triển
khai thực hiện từ năm 2001:
+ Phân tách độc lập các khâu phát điện – truyền tải – phân phối:
• Thành lập Công ty truyền tải điện quốc gia (Transco): quản lý lưới truyền tải và
vận hành hệ thống điện.
• Tư nhân hoá các nhà máy điện.
+ Thành lập Công ty quản lý và vận hành thị trường (PEMC) độc lập.
+ Thành lập Uỷ ban điều tiết Điện lực (ERC).
+ Thị trường bán buôn điện cạnh tranh: chính thức vận hành từ tháng 6/2006.
- Cơ cấu tổ chức của ngành điện Phillipines:
Hình 2.7 –Cơ cấu tổ chức thị trường điện Phillipines
- Đặc điểm cơ bản của thị trường điện Phillipines:
+ Mô hình: kết hợp giữa thị trường giao ngay và cơ chế hợp đồng.
• Hợp đồng: có dạng hợp đồng sai khác (CfD), ký cho một phần sản lượng.
16
• Thị trường giao ngay: thị trường điều độ tập trung chào giá toàn phần (mô hình
Price-Based Pool)
+ Các NMĐ phải chào giá cho toàn bộ sản lượng phát trên thị trường giao ngay.
+ Xác định giá thị trường:
• Căn cứ theo bản chào giá của các NMĐ và nhu cầu phụ tải.
• Chu kỳ tính toán: hàng giờ
• Được tính toán cho từng vùng
+ Thanh toán cho các nhà máy điện: căn cứ theo
• Sản lượng đo đếm
• Giá thị trường giao ngay
• Hợp đồng mua bán điện (giá hợp đồng, sản lượng hợp đồng)
2.2.4 Thị trường điện tại Singapore:
- Quá trình tái cơ cấu ngành điện tại Singapore:
+ Trước 1995, ngành điện Singapore theo mô hình liên kết dọc và do nhà nước sở
hữu.
+ Năm 1995, thành lập Uỷ ban quản lý ngành điện và khí để chuẩn bị cho việc xây
dựng thị trường điện.
+ Năm 1998, bắt đầu vận hành thị trường điện bán buôn.
+ Năm 2000, tái cơ cấu ngành điện, tách sở hữu giữa các đơn vị tham gia thị trường
điện, thành lập đơn vị vận hành hệ thống điện độc lập.
+ Năm 2001: Thành lập cơ quan điều tiết năng lượng EMA, khách hàng sử dụng
điện lớn (2 MW trở lên) được lựa chọn đơn vị cung cấp điện.
+ Năm 2003, cơ quan vận hành thị trường điện NEMS được thành lập thuộc EMA.
Hạ thấp ngưỡng để trở thành khách hàng sử dụng điện lớn (10.000 kWh/tháng).
+ Năm 2004, áp dụng hợp đồng cam kết sản lượng (vesting contract) để hạn chế
lũng đoạn thị trường.
+ Năm 2008, bán phần vốn nhà nước do Tập đoàn Temasek quản lý tại Tuas Power
cho Tập đoàn Huaneng (Trung Quốc); Senoko Power cho Lion Consortium; PowerSeraya cho YTL Power.
17
- Cấu trúc ngành điện Singapore:
Hình 2.8 –Cơ cấu tổ chức thị trường điện Singapore (Nguồn: EMA)
- Cấu trúc ngành điện Singapore:
Hình 2.9 –Cấu trúc thị trường điện Singapore
18
- Cơ chế hoạt động của thị trường điện Singapore:
Hình 2.10 – Cơ chế hoạt động của thị trường điện Singapore
- Mô hình thị trường điện Singapore:
+ NEMS là thị trường toàn phần (Gross Pool), chào giá ngày tới với chu kỳ giao
dịch là nửa giờ. Trong thị trường NEMS, các đơn vị phát điện cạnh tranh chào giá để
bán điện vào thị trường. Các khách hàng tiêu thụ lớn có quyền mua điện từ thị trường
hoặc mua điện từ đơn vị bán lẻ điện thông qua hợp đồng;
+ Hàng ngày, căn cứ vào bản chào giá điện năng và dịch vụ, dự báo phụ tải của
PSO, EMC có trách nhiệm lập lịch huy động điện năng và dịch vụ điều tần, dự phòng
quay cho cho các tổ máy trong mỗi chu kỳ giao dịch dựa trên phương pháp đồng tối ưu điện năng và dịch vụ phụ có xét đến các ràng buộc hệ thống điện;
+ Năm phút trước mỗi chu kỳ giao dịch, EMC có trách nhiệm công bố giá thị trường, lịch huy động điện năng và dịch vụ phụ làm căn cứ cho đơn vị vận hành hệ thống PSO điều độ các tổ máy.
- Giá thị trường giao ngay:
+ Giá nút;
+ Giá bình quân hệ thống;
+ Giá công suất dự phòng;
+ Giá công suất điều tần;
19
+ Các mức giá điện trên được xác định trên thị trường theo chu kỳ nửa giờ, dựa trên
các bản chào giá của phía phát điện và nhu cầu tải của hệ thống;
+ Giá nút (nodal price) là giá biên xác định cho từng nút trên lưới truyền tải, có thể khác nhau, phản ánh mức độ hạn chế công suất tải điện và tổn thất điện năng trên
đường dây. Giá nút được áp dụng để thanh toán cho lượng điện năng phát các công ty
phát điện và tạo tín hiệu địa điểm cho các nhà đầu tư;
+ Giá bình quân hệ thống (Uniform Singapore Energy Price – USEP) là giá trị bình quân gia quyền của giá tại các nút phụ tải, áp dụng cho bên mua điện, đảm bảo tính
bình đẳng cho tất cả các khách hàng của NEMS;
+ Giá công suất dự phòng và công suất điều tần được tính toán theo phương pháp
đồng tối ưu với giá năng lượng (giá nút);
+ Mức giá USEP bình quân trong năm 2008 là 162 S$/1MWh, tăng 30% so với năm
2007. Tuy vậy giá thị trường đã giảm mạnh vào các tháng cuối năm 2008, đầu năm
2009, đạt mức bình quân thấp nhất là 70 đô la trong tháng 12 năm 2008;
+ Giá thị trường giao ngay cho phép giao động (chu kỳ ½ giờ) tới mức trần cao nhất
là 5.000 S$/MWh. Giá bình quân ngày cao nhất được ghi nhận trong năm 2008 là 477
S$/MWh, vào thời điểm từ 17 đến 22 tháng 5 khi phụ tải ở mức cao và một loạt các tổ
máy bị sự cố;
- Cơ chế hợp đồng:
+ Từ tháng 1 năm 2004, Ủy ban điều tiết năng lượng Singapore (EMA) đã đưa vào
áp dụng cơ chế hợp đồng vesting với mục tiêu hạn chế khả năng lũng đoạn, chi phối thị
trường của các công ty phát điện có thị phần lớn;
+ Theo cơ chế này, các công ty phát điện sẽ bán một phần sản lượng điện năng cho
công ty MSSL theo một mức giá hợp đồng cố định;
+ Đối tượng áp dụng hợp đồng vesting là các nhà máy điện đã vận hành trước năm
2001 và các dự án nhà máy điện có quyết định đầu tư trước năm 2001;
+ Từ 01 tháng 4 năm 2015, thị trường hợp đồng tương lai đối với điện (future market) đã bắt đầu hoạt động, do Sàn giao dịch chứng khoán Singapore (SGX) quản lý;
+ Giá hợp đồng vesting được tính bằng chi phí biên dài hạn của nhà máy BNE, và mức giá này được áp dụng chung cho tất cả các nhà máy điện ký hợp đồng vesting với MSSL.
+ Chu kỳ tính toán giá hợp đồng là 2 năm, tuy nhiên mức giá này sẽ được điều
chỉnh lại theo biến động giá nhiên liệu theo từng quý trong 2 năm áp dụng.
20
+ Tổng sản lượng mua bán qua hợp đồng vesting sẽ được xác định hàng năm, theo
nhu cầu phụ tải dự báo, sau đó sẽ phân bổ lại cho các nhà máy điện theo tỷ lệ công suất
đặt.
+ Phần sản lượng hợp đồng năm của từng nhà máy sau đó sẽ được phân bổ lại cho
từng chu kỳ giao dịch (30 phút).
+ Tuy nhiên, khác với thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam, thị trường
Singapore sẽ phân nhóm tổng số chu kỳ giao dịch trong ngày thành 3 nhóm: các giờ thấp điểm, các giờ bình thường, và các giờ cao điểm. Tỷ lệ phân bổ sản lượng hợp đồng
vào các nhóm giờ này có thể khác nhau, nhưng thường không có sự sai khác lớn.
Bảng 2.2 - Tỷ lệ hợp đồng vesting (dự kiến và thực tế) của Singapore:
Năm 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
65% 50% 50% 50% 50% 40% 40% 40% 40%
Kế hoạch dự kiến
Thực tế 65% 65% 65% 65%/55% 55% 55% 55% 60% 55%
Nguồn: Cục ĐTĐL
- Mô hình nhà máy mới tốt nhất (BNE):
+ Mục đích của việc lựa chọn và tính toán nhà máy điện BNE trong thị trường điện
Singapore là xác định được mức chi phí biên dài hạn (LRMC) của nhà máy này để áp
dụng làm giá hợp đồng vesting.
+ Bản chất của việc tính toán chi phí biên dài hạn LRMC của nhà máy điện BNE là
nhằm xác định mức giá bình quân để đảm bảo cho nhà máy (với cấu hình và công nghệ
hiệu quả nhất) sẽ thu hồi đủ chi phí biến đổi, chi phí cố định và có lợi nhuận hợp lý.
+ BNE là một nhà máy điện “ảo” mới tham gia thị trường, sử dụng công nghệ phát
điện hiện có hiệu quả nhất và công nghệ này phải tham gia đáp ứng ít nhất 25% nhu cầu
phụ tải hệ thống.
+ Nhà máy BNE sẽ bao gồm nhiều tổ máy để tận dụng các ưu điểm kinh tế theo quy
mô của công nghệ phát điện.
+ Nhà máy BNE sẽ tham gia chia sẻ hệ thống cơ sở hạ tầng (mặt bằng, trụ sở, đường cấp nhiên liệu, đường dây truyền tải) với một nhà máy khác để tận dụng ưu điểm kinh tế theo quy mô của hệ thống cơ sở hạ tầng. Phần chi phí dung chung này sẽ được
phân bổ đều cho các nhà máy.
21
+ Theo điều kiện hệ thống điện và cơ cấu nguồn điện hiện tại, việc tính toán nhà
máy BNE của Singapore dựa trên công nghệ CCGT với 2 - 4 tổ máy có công suất đặt
370 MW.
+ Về cơ bản, chi phí biên dài hạn của nhà máy BNE được xác định căn cứ theo: i)
tổng chi phí phát điện và ii) sản lượng điện năng dự kiến của nhà máy BNE
+ Xác định tổng chi phí phát điện năm: được tính toán theo các mức chi phí cố định
và chi phí nhiên liệu của nhà máy BNE. Do áp dụng mô hình BNE “ảo” nên toàn bộ các số liệu kinh tế - tài chính phục vụ cho việc tính toán nhà máy BNE (tỉ suất vốn vay/vốn
chủ sở hữu, chi phí vốn, hệ số rủi ro, lãi suất…) sẽ căn cứ theo các định mức tiêu chuẩn của Chính phủ hay theo các chỉ số thị trường. Tuổi đời kinh tế của nhà máy BNE được xác định là 20 năm và được dùng làm căn cứ để quy đổi tổng chi phí phát điện trung
bình cho từng năm.
+ Sản lượng dự kiến phát của nhà máy BNE: được xác định căn cứ theo hệ số tải
trung bình của nhà máy BNE. Hệ số tải trung bình của BNE được tính toán căn cứ theo
các số liệu quá khứ về hệ số tải trung bình của các nhà máy thuộc cùng nhóm công
nghệ trong 12 tháng trước đó. Ví dụ, để tính toán cho giai đoạn 2011-2012, EMA ước
tính hệ số tải của BNE là 72,8% căn cứ theo các số liệu quá khứ.
+ Về quy trình tính toán, EMA xây dựng và ban hành phương pháp, thủ tục lựa
chọn và tính toán nhà máy BNE. Theo chu kỳ 2 năm, EMA thuê tư vấn độc lập để thực
hiện toán cụ thể. Kết quả tính toán nhà máy BNE được gửi cho các đơn vị thành viên
thị trường để góp ý trước khi ban hành, áp dụng.
+ Mức chi phí biên dài hạn LRMC xác định tại thời điểm tính toán sẽ được coi là
mức giá cơ sở, áp dụng cho 2 năm tới. Trong khoảng thời gian áp dụng, hàng quý EMA
sẽ thực hiện đánh giá, điều chỉnh lại mức giá cơ sở này căn cứ theo những biến động
của chi phí đầu vào, đặc biệt là chi phí nhiên liệu. Mức giá này sẽ được áp dụng trong
tính toán thanh toán hợp đồng vesting.
2.3 Bài học kinh nghiệm của quốc tế:
Qua nghiên cứu quá trình triển khai thực hiện thị trường điện tại các nước trên thế
giới, có thể thấy rằng quá trình triển khai thị trường điện tại Việt Nam, chúng ta không áp dụng nhất thiết một mô hình của một nước nào trên thế giới, mà đó là sự chọn lọc những cách triển khai thực hiện hiểu quả để áp dụng cho thị trường Việt Nam cụ thể như:
Về công tác quản lý nhà nước:
- Thành lập cục Điều tiết Điện lực trực thuộc Bộ Công thương là đơn vị quản lý nhà
nước về Điện thực hiện triển khai tại thị trường điện tại Việt Nam. Áp dụng mô hình:
22 Hàn Quốc và Singapor (Uỷ ban Điện lực Hàn Quốc; Uỷ ban quản lý ngành điện và khí
của Singapor); Ủy ban điều tiết Điện lực Philippine ERC…
- Thành lập Công ty Mua Bán Điện trực thuộc tập Đoàn Điện lực Việt Nam là đơn vị có chức năng mua buôn duy nhất trong thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam. Áp
dụng mô hình Hàn Quốc (Công ty KEPCO);
- Thành lập 3 Tổng công ty phát điện Genco1, Genco2 và Genco3 trực thuộc tập
Đoàn Điện lực Việt Nam để quản lý các nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam. Áp dụng mô hình của Hàn Quốc (thành lập 6 công ty phát điện
trực thuộc KEPCO;
- Chuẩn bị phương án chuyển đổi hình thức sở hữu của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (SMO) trở thành một đơn vị độc lập để vận hành hệ thống điện và thị
trường điện. Áp dụng mô hình Hàn Quốc (thành lập Công ty KPX (Korea
PowerExchange); Công ty quản lý và vận hành thị trường PEMC thuộc Philippine …
- Cơ chế hợp đồng mua bán điện: các đơn vị phát điện ký hợp đồng mua bán điện
với đơn vị mua buôn duy nhất trong thị trường phát điện cạnh tranh. Áp dụng mô hình
Hàn Quốc; Hợp đồng dạng sai khác CfD (Philippins); Hợp đồng vesting của Singapore
- Cơ chế vận hành của thị trường điện giao ngay: Mô hình điều độ tập trung chào
giá theo chi phí (Madatory Cost - Based Gross Pool). Áp dụng mô hình Hàn Quốc …
- Cơ chế giá công suất thị trường: Áp dụng mô hình Hàn Quốc; mô hình thị trường
của Singapore.
23 Chương 3
THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH VIỆT NAM
(Vietnam Competitive Generation Market -VCGM)
3.1 Cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam:
Thiết kế thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam đã được phê duyệt tại quyết định
6713/QĐ-BCT ngày 31/12/2009 của Bộ trưởng Bộ Công Thương, theo đó:
Tên gọi: Tiếng Việt: Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
• Tiếng Anh: Vietnam Competitive Generation Market
• Viết tắt: VCGM
Cơ cấu và nguyên tắc hoạt động của thị trường: Thị trường VCGM gồm hai thành
phần:
• Thị trường hợp đồng: các đơn vị phát điện ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị
mua buôn duy nhất.
• Thị trường giao ngay – Mô hình điều độ tập trung chào giá theo chi phí
(Madatory Cost - Based Gross Pool)
Hình 3.1 – Cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
24 3.2 Nguyên tắc hoạt động của VCGM:
- Toàn bộ điện năng của đơn vị phát điện được chào bán cho Đơn vị mua duy nhất
trên thị trường;
- Lịch huy động các tổ máy được sắp xếp dựa trên các bản chào giá theo chi phí
biến đổi;
- Điện năng mua bán được thanh toán theo giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay
của từng chu kỳ giao dịch thông qua hợp đồng sai khác CfD;
- Đảm bảo tỷ lệ nhất định giữa sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng và
giá thị trường giao ngay (khoảng 90-95% cho năm đầu vận hành VCGM, giảm dần cho các năm tiếp theo nhưng không thấp hơn 60%).
3.3 Thành viên tham gia VCGM:
- Các nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở lên đấu nối vào lưới điện quốc
gia (trừ các nhà máy điện gió, điện địa nhiệt);
- Đơn vị mua buôn duy nhất (SB)
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (SMO)
- Các đơn vị cung cấp dịch vụ:
+ Đơn vị cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng (MDMSP)
+ Đơn vị cung cấp dịch vụ truyền tải điện (TNO)
Hình 3.2 – Các thành viên tham gia thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
25
- Điều kiện đăng ký tham gia thị trường phát điện cạnh tranh:
+ Nhà máy điện có công suất đặt lớn hơn 30 MW;
+ Có giấy phép hoạt động điện lực;
+ Đấu nối vào hệ thống điện quốc gia;
+ Không thuộc các đối tượng sau:
• Nhà máy điện BOT
• Nhà máy điện gió và nhà máy điện địa nhiệt
• Nhà máy điện thuộc Khu công nghiệp và không có tổ máy nào phát toàn bộ sản
lượng lên hệ thống điện quốc gia
+ Đầu tư, hoàn thiện hệ thống các trang thiết bị để đấu nối vào Hệ thống thông tin
thị trường điện; Hệ thống SCADA/EMS và Hệ thống đo đếm điện năng.
3.4 Các cơ chế hoạt động của VCGM:
- Cơ chế hợp đồng mua bán điện;
- Cơ chế vận hành của thị trường điện giao ngay;
- Cơ chế giá công suất thị trường;
- Cơ chế cung cấp dịch vụ phụ trợ;
- Cơ chế thanh toán trong thị trường;
3.4.1 Cơ chế hợp đồng mua bán điện:
- Đối với các đơn vị phát điện tham gia cạnh tranh (trừ BOT, TĐCL ĐMT):
+ Ký hợp đồng mua bán điện (PPA) dạng sai khác (CfD) theo mẫu do Bộ Công
Thương ban hành với Đơn vị Mua buôn điện duy nhất.
+ Giá hợp đồng (gồm cả giá công suất CAN & giá điện năng SPM) do Đơn vị phát
điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận và nằm trong khung giá do Bộ công thương quy định.
+ Sản lượng hợp đồng hàng năm được tính trước hàng năm theo kết quả tính toán
tối ưu hệ thống điện của năm tới.
+ Tỷ lệ sản lượng do Cục ĐTĐL quy định hàng năm.
+ Sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng của từng chu kỳ giao dịch được phân bổ
từ sản lượng hợp đồng năm.
26
+ Đối với các TĐCL ĐMT: Ký hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn duy
nhất theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành, đảm bảo cho các nhà máy thu hồi đủ chi
phí thực tế.
+ Đối với các nhà máy điện BOT: Do Đơn vị mua bán duy nhất chào giá thay để
thực hiện nghĩa vụ bao tiêu và tối ưu chi phí mua điện.
+ Đối với các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ (dự phòng khởi động nhanh,
nguội và dự phòng phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện): Ký hợp đồng hàng năm với SMO theo mẫu do Bộ công thương ban hành.
3.4.2 Cơ chế vận hành của thị trường điện giao ngay:
- Chu kỳ giao dịch: 01 giờ
- Đơn vị phát điện: công bố công suất sẵn sàng và chào giá của từng tổ máy cho
từng chu kỳ giao dịch.
+ Nhà máy nhiệt điện: Chào theo chi phí biến đổi trong giới hạn trần của Nhà máy
nhiệt điện công nghệ chuẩn.
+ Nhà máy thủy điện: Chào trong phạm vi ±10% giá trị nước do SMO tính toán và
công bố cho từng nhà máy.
- Lịch huy động các tổ máy của từng chu kỳ được lập dựa trên bản chào của các tổ
máy, dự báo phụ tải và khả năng tải của lưới với mục tiêu tối thiểu chi phí mua điện.
+ Giá điện năng thị trường giao ngay (SMP – System Marginal Price) được xác định
cho từng chu kỳ căn cứ trên phụ tải thực tế, các bản chào và công suất sẵn sàng thực tế
của các tổ máy trong chu kỳ đó.
+ Giá thị trường toàn phần cho từng chu kỳ giao dịch dùng thanh toán hợp đồng
CfD là tổng của SMP và giá công suất của chu kỳ đó.
- Giá thị trường toàn phần:
FMP(h) = SMP(h) + CAN (h)
• CAN(h): được xác định trong Quy trình lập kế hoạch vận hành hàng năm
• FMP: dùng làm giá tham chiếu khi tính toán thanh toán hợp đồng mua bán điện
dạng sai khác (CfD)
27
Hình 3.3 – Biểu đồ giá thị trường toàn phần FMP
- Xác định giá điện năng thị trường (SMP):
• Thực hiện sau ngày giao dịch (ex-post)
• Sắp xếp các bản chào ngày D cho đến khi đáp ứng nhu cầu phụ tải (số liệu đo
đếm); và không xét đến ràng buộc truyền tải
• Giá điện năng thị trường: bằng giá chào của tổ máy đắt nhất được sắp xếp trong
lịch.
• Giá điện năng thị trường không lớn hơn Giá trần thị trường
28
Hình 3.4 – Giá điện năng thị trường SMP
Bảng 3.1 – Bảng kế hoạch vận hành thị trường VCGM
29
Hình 3.5 – Biểu đồ vận hành ngày
Hình 3.6 – Biểu đồ vận hành tháng trong VCGM
3.4.3 Cơ chế giá công suất thị trường CAN:
- Áp dụng thanh toán cho các nhà máy điện tham gia cạnh tranh (trừ BOT, TĐCL
ĐMT);
- Được xác định hàng năm sao cho nhà máy điện mới tốt nhất - BNE (mới đưa vào vận hành trong năm, chạy nền, chi phí phát điện bình quân thấp nhất) thu hồi đủ tổng
chi phí phát điện trong năm;
- Tiêu chuẩn lựa chọn nhà máy BNE:
1. Là nhà máy điện sử dụng công nghệ CCGT hoặc nhiệt điện than
30
2. Bắt đầu vận hành thương mại và phát điện toàn bộ công suất đặt trong
năm N-1.
3. Là nhà máy điện chạy đáy.
4. Có chi phí phát điện toàn phần trung bình thấp nhất.
- Xác định giá công suất CAN:
+ Xác định giá Tổng mức phí công suất năm cần trả cho nhà máy BNE = Tổng chi
phí phát điện cả năm - Mức doanh thu mà BNE dự kiến thu được từ thị trường;
+ Tổng mức phí công suất năm được phân bổ vào các giờ trong năm (trừ các giờ
thấp điểm đêm):
• Từ năm vào các tháng: theo tỷ lệ với phụ tải cực đại tháng dự báo.
• Từ tháng vào các giờ: theo tỷ lệ với phụ tải dự báo hàng giờ.
Hình 3.7 – Xác định giá công suất CAN
3.4.4 Cơ chế cung cấp dịch vụ phụ trợ:
- Dịch vụ phụ trợ (dự phòng khởi động nhanh, DP nguội và DP vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện) được cung cấp theo hợp đồng giữa SMO và Đơn vị phát điện.
- Nhu cầu dịch vụ phụ trợ do SMO xác định và ký hợp đồng hàng năm sao cho các
Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ thu hồi đủ chi phí thực tế.
- Dịch vụ điều chỉnh tần số và dự phòng quay được thanh toán:
• Cho toàn bộ công suất được lập lịch huy động theo giá công suất;
• Cho toàn bộ điện năng phát theo giá điện năng thị trường.
31
3.4.5 Cơ chế thanh toán trong thị trường:
- Chu kỳ thanh toán: 1 tháng
- SMO tính toán và công bố các khoản thanh toán trong thị trường điện giao ngay
cho từng chu kỳ giao dịch và cả chu kỳ thanh toán.
- Đơn vị phát điện phát hành hóa đơn thanh toán gửi đơn vị mua điện duy nhất.
- Đơn vị mua bán duy nhất thực hiện thanh toán.
- Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ phát hành hóa đơn yêu cầu SMO thanh toán cho
các dịch vụ đã cung cấp.
Hình 3.8– Cơ chế thanh toán trong VCGM
- Thanh toán thị trường:
• Thanh toán điện năng: SMP(h) × Sản lượng đo đếm (h)
• Thanh toán công suất: CAN(h) × Lượng công suất thanh toán (h)
- Thanh toán hợp đồng:
• {FMP(h) – Giá hợp đồng} × Sản lượng hợp đồng(h)
32
Hình 3.9– Lưu đồ thanh toán trong VCGM
Hình 3.10– Trình tự thời gian thanh toán trong VCGM
33
3.5 Kết quả hoạt động của VGCM:
Nguồn EVN
Hình 3.11 – Cơ cấu thị trường điện hiện tại
Nguồn EVN
Hình 3.12 – Biểu đồ công suất tham gia thị trường điện
Bảng 3.2 –Bảng thống kê giá trần thị trường điện
Nguồn EVN
34
Bảng 3.3 –Bảng thống kê bù giá công suất CAN
Nguồn EVN
- Tổng chi phí mua điện của EVN
+ Tổng giá trị thanh toán trên thị trường điện: 117.455 tỷ đồng
+ Cao hơn thanh toán theo Pc 2000 tỷ đồng;
+ Chi phí mua điện EVN tăng do cơ chế CfD đã bảo vệ tốt hơn các nhà máy nhiệt
điện tham gia thị trường điện.
Nguồn EVN
Hình 3.13 – Chi phí mua điện năm 2014
35
Bảng 3.4 - Hiệu quả khi tham gia thị trường điện các nhà máy thủy điện
Nguồn EVN
Bảng 3.5 - Hiệu quả khi tham gia thị trường điện các nhà máy nhiệt điện than
Nguồn EVN
Bảng 3.6 - Hiệu quả khi tham gia thị trường điện các nhà máy nhiệt điện khí
Nguồn EVN
3.6 Đánh giá công tác vận hành Thị trường phát điện cạnh tranh
3.6.1 Cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh
Tại thời điểm bắt đầu vận hành chính thức VCGM, có 73 nhà máy điện (tổng công suất đặt 23.493 MW) tham gia thị trường phát điện cạnh tranh dưới hai (02) hình thức: trực tiếp giao dịch trên thị trường điện và gián tiếp giao dịch trên thị trường điện. Trong
đó, 32 nhà máy điện trực tiếp chào giá trên thị trường, tổng công suất đặt là 9.312 MW chiếm khoảng 39% tổng công suất đặt.
36
Tính đến hết tháng 5 năm 2015, trên toàn hệ thống điện có 112 nhà máy điện đang
vận hành với tổng công suất đặt 34.590 MW (không tính các nhà máy thủy điện nhỏ và
nhập khẩu). Trong đó, số nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện là 59 nhà máy với tổng công suất đặt là 14.002 MW chiếm 41% tổng công suất đặt toàn hệ thống. Các nhà
máy còn lại tham gia thị trường theo hình thức gián tiếp, bao gồm: các nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu bao gồm Hòa Bình, Sơn La, Tuyên Quang, Trị An, Ialy và
các nhà máy thủy điện thuộc bậc thang dưới của Ialy (tổng công suất 6.941MW, chiếm 20% tổng công suất đặt toàn hệ thống); các nhà máy điện BOT; các nhà máy nhiệt điện
chạy dầu/than nhập đắt tiền và các nhà máy điện được hưởng cơ chế vận hành đặc thù theo chỉ đạo của Chính phủ (Cà Mau 1, Cà Mau 2).
Ngoài ra, 24 nhà máy điện (với tổng công suất 6695,5 MW chiếm 20% tổng công
suất đặt toàn hệ thống) đang tạm được xếp vào diện gián tiếp tham gia thị trường điện,
do đây là các nhà máy điện mới đưa vào vận hành, chưa hoàn thành đầu tư cơ sở hạ
tầng và các yêu cầu khác để tham gia thị trường; và các nhà máy thủy điện miền Bắc có
đấu nối vào lưới điện nhập khẩu từ Trung Quốc. Như vậy, tính đến hết tháng 5 năm
2015, 59% công suất đặt của hệ thống tham gia gián tiếp chào giá trên thị trường.
Hình 3.14 –Thị phần công suất đặt các đơn vị phát điện tham gia VCGM tính
đến hết tháng 5 năm 2015
3.6.2 Giá thị trường điện
Giá trần điện năng thị trường (SMP cap) trong các giai đoạn qua đã điều chỉnh trên
cơ sở sự biến động các yếu tố đầu vào của khâu phát điện.
37
Bảng 3.7 –Bảng thống kê giá trần thị trường điện VCGM
Năm Thời gian áp dụng Giá trần thị trường (đ/kWh)
2012 Từ 01/07/2012 846,3
01/01 - 31/01/2013 846,3
01/02 - 30/04/2013 868,0 2013 01/05 - 31/05/2013 900,0
01/06 - 31/12/2013 1015,0
01/01 - 31/12/2014 2014 1168,0
01/01 - 31/12/2015 2015 1280,0
Nguồn ĐTĐL
Qua gần 3 năm theo dõi vận hành thị trường, giá thị trường toàn phần (SMP +
CAN) đã phản ánh tương đối khách quan, trung thực quan hệ cung - cầu và tình hình
thực tế hệ thống điện tại mọi thời điểm. Giá thị trường có xu hướng cao vào giờ cao
điểm và thấp hơn vào các giờ thấp điểm.
Hình 3.15 – Biểu đồ giá thị trường điện (SMP, CAN, FMP) từ 01/2014 đến 5/2015
Do đặc điểm của hệ thống điện Việt Nam có thị phần thủy điện theo công suất đặt khá lớn (trên 40%) và các yếu tố thủy văn có hai mùa rõ rệt, nên có sự khác biệt giữa
mùa khô và mùa mưa khá lớn. Trong giai đoạn mùa mưa, giá SMP thường biến động ở mức thấp nguyên nhân là do đây là giai đoạn lũ chính vụ, nước về các hồ thủy điện khá tốt, mức công suất khả dụng cao và các nhà máy thường chào giá ở mức thấp để được
38 huy động do vậy giá điện năng thị trường giảm. Trong giai đoạn mùa khô từ tháng 01
đến tháng 6, giá điện năng thị trường điện thường xuyên ở mức cao (trừ một vài thời
điểm vào các ngày nghỉ lễ như dịp Tết Nguyên đán, giỗ tổ…).
Hình 3.16 – Biểu đồ tương quan giữa phụ tải và giá SMP trong năm 2014
Hình 3.17 - Biểu đồ diễn biến giá công suất CAN trung bình năm 2014
Giá công suất CAN được tính toán phù hợp với dự kiến thu hồi chi phí của nhà máy
BNE trong năm và tỷ lệ với phụ tải từng chu kỳ để khuyến khích các nhà máy khả dụng vào các giờ cao điểm của hệ thống.
39
3.6.3 Tính toán thanh toán trong thị trường điện
Tổng sản lượng điện thực phát của toàn hệ thống trong năm 2014 đạt khoảng
145.540 tỷ kWh, trong đó sản lượng các nhà máy nhiệt điện chiếm tỷ trọng khá lớn, cụ thể: tua-bin khí chiếm tỷ trọng 31%; nhiệt điện than chiếm 26%, thủy điện chiếm mức
tỷ trọng lớn nhất là 41% tổng sản lượng toàn hệ thống; phần sản lượng còn lại là từ các
nguồn điện nhỏ và nhập từ Trung Quốc.
Tổng sản lượng thực phát (Qmq) của các nhà máy điện trực tiếp chào giá trên thị trường trong năm 2014 là khoảng 60,95 tỷ kWh (chiếm khoảng 42% tổng sản lượng
của toàn hệ thống điện), trong đó các nhà máy tuabin khí chiếm tỷ trọng cao nhất là 37%, tiếp đến là các nhà máy nhiệt điện than 35% và thấp nhất là các nhà máy thủy điện với tỷ lệ là 28%. Tổng sản lượng hợp đồng (Qc) được giao năm 2014 cho các nhà
máy trực tiếp tham gia thị trường điện là 51.43 tỷ kWh chiếm 84,4% tổng sản lượng
thực phát của các nhà máy này. Chi tiết về tổng sản lượng Qm, Qc và tỷ lệ Qc/Qm từng
tháng như dưới đây:
Hình 3.18 - Biểu đồ tỷ lệ sản lượng Qm và Qc của các nhà máy trực tiếp chào giá
Hình 3.19- Biểu đồ tỷ trọng các khoản thanh toán trong VCGM
40
Trong năm 2014, tổng tất cả các khoản thanh toán cho các nhà máy trực tiếp tham
gia thị trường điện là khoảng 75.348 tỷ đồng, trong đó tỷ lệ thanh toán cho phần sản
lượng thanh toán theo giá SMP chiếm tỷ trọng cao nhất là 62%, tỷ trọng thanh toán theo hợp đồng CfD chiếm 20%.
3.6.4 Đánh giá về công tác vận hành thị trường điện VCGM
Qua giai đoạn 03 năm giám sát vận hành của Cục Điều tiết Điện lực, kết hợp với ý
kiến đánh giá của tư vấn IES/SWA (Úc), Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam đã đạt được một số kết quả cũng như còn có một số điểm hạn chế, tồn tại như sau:
- Các kết quả đạt được:
+ Hệ thống điện đã được vận hành an toàn tin cậy, cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế xã hội, không có sự cố có nguyên nhân từ việc vận hành thị trường điện đảm
bảo cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia.
+ Việc vận hành thị trường phát điện cạnh tranh đã tăng minh bạch, công bằng trong
việc huy động các nguồn điện, thông qua bản chào giá của nhà máy để đưa ra lịch huy
động, các nhà máy có giá chào thấp sẽ được huy động trước sau đó đến các nhà máy
tiếp theo cho đến khi đáp ứng được nhu cầu của phụ tải. Các thông tin về kế hoạch vận
hành thị trường điện năm/tháng/tuần, vận hành thị trường điện thời gian thực, các can
thiệp thị trường, tình hình vận hành hệ thống điện đã được công bố đầy đủ cho các
thành viên tham gia thị trường điện trên trang thông tin điện tử thị trường điện theo
đúng quy định, điều này cũng góp phần giúp các đơn vị hiểu rõ hơn nguyên tắc trong
công tác vận hành, tối ưu toàn hệ thống.
+ Các đơn vị phát điện đã nhận thức được tầm quan trọng, chủ động hơn trong công
tác vận hành, rút ngắn thời gian sửa chữa bảo dưỡng, cắt giảm chi phí vận hành, chủ
động trong chào giá nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất của đơn vị, góp phần nâng cao
hiệu quả chung của toàn hệ thống. Cơ chế thanh toán mới của thị trường điện cũng góp
phân làm cho các đơn vị phát điện có xu hướng tuân thủ chặt chẽ mệnh lệnh điều độ hơn trước đây.
- Các vấn đề còn tồn tại:
+ Tỷ lệ các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện tăng nhanh tuy nhiên thị phần các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện vẫn còn cao. Khoảng 51% công suất lắp đặt không tham gia thị trường và không tham gia xác định giá thị trường. Do vậy, chưa thị trường chưa phản ánh chính xác chi phí biên của toàn hệ thống điện.
+ Hạ tầng công nghệ thông tin hiện nay mới ở mức đáp ứng yêu cầu cơ bản, hệ
thống SCADA/EMS chưa đầy đủ, hệ thống phần mềm mô phỏng thị trường điện chưa
đáp ứng được đầy đủ yêu cầu về vận hành thị trường điện.
41
+ Hệ thống các văn bản quy phạm pháp luật phục vụ vận hành thị trường điện còn
chưa hoàn thiện như: quy định về việc cung cấp dịch vụ phụ trợ của thị trường đến
tháng 6 năm 2015 mới ban hành, quy định về việc đưa các nhà máy thủy điện đa mục tiêu…
+ Hiện còn duy trì thực hiện song song 02 quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống
điện riêng rẽ với lập kế hoạch vận hành thị trường điện.
+ Nhiều nhà máy thủy điện có các yêu cầu nước đảm bảo nước cho hạ du dẫn đến khó khăn trong việc huy động để đảm bảo các yêu cầu này. Trong năm 2014, các quy
trình vận hành liên hồ chứa mới ban hành cũng điều chỉnh việc điều tiết hồ chứa thủy điện trên các hệ thống sông và cần có đánh giá thêm về các tác động này đối với công tác vận hành của các nhà máy.
42 Chương 4
THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH VIỆT NAM
Vietnam Wholesale Electricity Market - VWEM
4.1 Mục tiêu của Thị trường bán buôn điện cạnh tranh:
- Đảm bảo cung cấp điện ổn định, đầy đủ với giá điện hợp lý, không gây xáo trộn
lớn đến các hoạt động sản xuất kinh doanh điện;
- Đảm bảo phát triển ngành điện bền vững;
- Thu hút vốn đầu tư từ mọi thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham gia hoạt
động điện lực, giảm dần đầu tư của Nhà nước cho ngành điện;
- Nâng cao tính cạnh tranh, đảm bảo sự công bằng, bình đẳng, minh bạch trong các
hoạt động giao dịch mua bán điện và trong công tác vận hành.
4.2 Nguyên tắc xây dựng Thị trường bán buôn điện cạnh tranh:
- Phù hợp với Thiết kế tổng thể VWEM và Lộ trình: căn cứ theo các nguyên tắc đã
được quy định trong Quyết định 63/2013/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ và Quyết
định 6463/QĐ-BCT của Bộ Công Thương.
- Đơn giản, khả thi và phù hợp với điều kiện ngành điện Việt Nam: phải đảm bảo
tính đơn giản, hạn chế phát sinh các cơ chế phức tạp, gây khó khăn trong quá trình thực
hiện, ảnh hưởng đến tính khả thi trong thực tế. Đồng thời, cần phải rà soát, đánh giá các
điều kiện đặc thù của ngành điện Việt Nam.
- Kế thừa các ưu điểm và khắc phục các tồn tại của thị trường phát điện cạnh tranh
Việt Nam được đánh giá, tổng hợp tại Chương 3.
- Tối thiểu hóa chi phí mua điện toàn hệ thống: Tối thiểu hóa chi phí là một trong
những nguyên tắc quan trọng đối với Thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Để thực hiện mục tiêu này, về nguyên tắc cần phải thực hiện lập lịch, điều độ tối ưu có xét đến ràng buộc về an ninh hệ thống; cũng như huy động hiệu quả các dịch vụ phụ trợ (các dịch vụ điều chỉnh tần số, dịch vụ điều chỉnh điện áp…).
- Định giá hiệu quả: cơ chế định giá hiệu quả giúp đạt được mục tiêu tối thiểu hóa chi phí mua điện trên thị trường, đồng thời đưa ra tín hiệu giá đúng, phản ánh đúng chi phí mua điện tại bất cứ địa điểm và trong các chu kỳ giao dịch.
- Khuyến khích đầu tư hiệu quả: Một trong số các mục tiêu quan trọng của thị
trường điện Việt Nam là thu hút đầu tư phát triển nguồn điện mới.
- Hiệu quả, minh bạch trong vận hành hệ thống điện, thị trường điện
43
- Nâng cao tính cạnh tranh trong ngành điện: để đảm bảo tính cạnh tranh trong
ngành điện, trước hết cần phải đảm bảo cấu trúc ngành điện phù hợp, theo đó, cần hình
thành nhiều đơn vị mua điện và nhiều đơn vị bán điện, các đơn vị cung cấp dịch vụ.
- Phân bổ rủi ro hợp lý: Một trong những nguyên tắc chung của Thị trường bán buôn
điện cạnh tranh cần phải phân bổ rủi ro thị trường điện một các hợp lý.
- Tối đa mức độ tham gia thị trường: Một trong những hạn chế chính của Thị trường
phát điện cạnh tranh là có khoảng 41% công suất đặt hệ thống không tham gia thị trường. Điều này gây ra các hạn chế trong việc đảm bảo giá thị trường phản ánh đúng
chi phí biên toàn hệ thống, cũng như ảnh hưởng đến tính minh bạch trong thị trường. Cần đưa tất cả các nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW, kể cả các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện BOT, tham gia thị trường điện.
4.3 Cấu trúc thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam:
Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam đã được phê duyệt
tại quyết định 8266/QĐ-BCT ngày 10 tháng 8 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương, theo đó:Tên gọi: Tiếng Việt: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam
• Tiếng Anh: Vietnam Wholesale Electricity Market
• Viết tắt: VWEM
Hình 4.1 - Tổng quan về cấu trúc Thị trường bán buôn điện cạnh tranh
44
4.4 Thành viên tham gia VWEM:
Về mặt cấu trúc, các thành viên tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh được phân
loại thành 03 nhóm chính:
- Bên bán điện;
- Bên mua điện;
- Các đơn vị cung cấp dịch vụ.
Hình 4.2 - Các đơn vị thành viên tham gia VWEM
4.4.1 Bên bán điện:
- Các chức năng chính của bên bán điện gồm:
+ Tham gia cạnh tranh bán điện năng trên thị trường giao ngay và tuân thủ theo các
quy định vận hành thị trường điện và hệ thống điện.
+ Ký kết hợp đồng song phương, hợp đồng vesting với các đơn vị mua buôn điện (các Tổng công ty điện lực, các khách hàng sử dụng điện lớn) để quản lý rủi ro trên thị trường giao ngay.
+ Thực hiện thanh toán các khoản thanh toán trên thị trường giao ngay theo quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh và các khoản thanh toán hợp đồng theo các
quy định trong hợp đồng đã ký kết.
- Các đơn vị bán điện trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh: Về nguyên tắc, tất
cả các đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có công suất đặt lớn hơn 30 MW bắt buộc
phải tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Các nhà máy điện có công suất đặt
45 nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW đáp ứng đủ điều kiện về cở sở hạ tầng khuyến khích tham
gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
- Các nhà máy điện đầu tư theo hình thức BOT (Xây dựng – Kinh doanh – Chuyển giao) tham gia thị trường bán buôn cạnh tranh theo một trong các hình thức
sau:
1. Trực tiếp tham gia thị trường;
2. Tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay thuộc EVN
- Trường hợp chưa thực hiện được một trong hai hình thức trên, EVN tính toán và
chuyển đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trước biểu đồ huy động dự kiến theo quy định của thị trường điện. Tất cả các nhà máy điện khi tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh (dưới hình thức chào giá trực tiếp hoặc tham gia
thông qua đơn vị chào giá thay) sẽ phải đáp ứng tất cả các yêu cầu cơ sở hạ tầng
(SCADA/EMS, đo đếm, AGC, hệ thống công nghệ thông tin phục vụ thị trường điện,
đường truyền kết nối….).
- Hệ thống điện Việt Nam hiện có 3 nhà máy điện đầu tư dưới hình thức BOT đang
vận hành. Trong giai đoạn từ nay đến 2020, theo quy hoạch phát triển điện lực quốc gia
giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030 (Quy hoạch điện VII), dự kiến sẽ có từ
15.000-16.000 MW công suất đặt được đầu tư dưới hình thức BOT (không tính BOT
nhập khẩu). Đây là vấn đề cần lưu ý khi xây dựng Thiết kế chi tiết Thị trường bán buôn
điện cạnh tranh.
Bảng 4.1 - Các nhà máy điện BOT hiện hữu
Nhà máy điện Công suất Công COD Chủ sở hữu
BOT (MW) nghệ
Phú Mỹ 2.2 715 CCGT 2004 EDF, Sumitomo, Công ty điện lực
Tokyo
Phú Mỹ 3 717 CCGT 2004 BP, SembCorp, Kyushu & Sojitz
Mông Dương 2 1.200 Than 2015 AES
Bảng 4.2 - Các nhà máy điện BOT đến năm 2020 theo Quy hoạch điện VII
TT Tên nhà máy điện Công suất đặt (MW) Năm vận hành
1 Vĩnh Tân I 1200 2015
2 Ô Môn II 750 2016
46
3 Nghi Sơn II 1200 2017
4 Vân Phong I 1320 2017
5 Vĩnh Tân III 1980 2017
6 Hải Dương 1200 2018
7 TBKHH Sơn Mỹ I 2000 2018
8 Nam Định 1200 2019
9 Duyên Hải II 1200 2019
10 TBKHH Sơn Mỹ II 2000 2020
- Các hợp đồng của các nhà máy điện BOT hiện tại và của một số dự án đã đàm
phán có một số điều khoản tương đồng như: áp dụng các nguyên tắc quốc tế, có bảo
lãnh của Chính phủ, không chịu ảnh hưởng của việc thay đổi luật, thời hạn khoảng 20-
25 năm, có cam kết bao tiêu nhiên liệu (đối với phương án sử dụng than nhập khẩu), giá
điện bao gồm 2 thành phần: chi phí công suất (dựa trên khả dụng) và chi phí điện năng
(dựa trên sản lượng phát điện, suất tiêu hao và giá nhiên liệu), thanh toán hàng tháng
bằng ngoại tệ. Những điều khoản này là những rào cản cần phải tháo gỡ để đưa các nhà
máy điện BOT tham gia thị trường điện.
- Trong Thị trường phát điện cạnh tranh, các nhà máy điện BOT không tham gia thị
trường điện. Biểu đồ huy động của các nhà máy điện BOT được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện tính toán tối ưu và công bố lịch huy động trước thời điểm chào giá cho ngày tới. Trường hợp tiếp tục duy trì việc các nhà máy điện BOT không
tham gia thị trường điện và do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công
bố biểu đổ như hiện nay, việc vận hành hệ thống điện và thị trường điện sẽ tiếp tục gặp
phải những hạn chế sau:
+ Lịch huy động của nhà máy điện BOT được xác định trước, không phải là lịch
huy động tối ưu chi phí toàn hệ thống do luôn có sai số về dự báo phụ tải, sự cố…
+ Lựa chọn này không giải quyết được các hạn chế của Thị trường phát điện canh tranh do tỷ lệ nhà máy điện không tham gia thị trường tương đối lớn. Với việc tỷ lệ nhà máy điện BOT sẽ tăng cao trong tương lại, vấn đề này trở sẽ nên nghiêm trọng hơn.
+ Việc nhà máy điện BOT không tham gia định giá thị trường sẽ dẫn đến việc giá
thị trường sẽ làm giảm hiệu quả xác định giá biên hệ thống, đưa ra tín hiệu giá kém
chính xác.
Trên nguyên tắc tối đa hóa mức độ tham gia thị trường của các nhà máy điện trên hệ
thống để đảm bảo thị trường bán buôn điện canh vận hành hiệu quả, cần thiết phải xây
47 dựng cơ chế để các nhà máy điện BOT tham gia và định giá trong Thị trường bán buôn
điện cạnh tranh. Đánh giá các lợi ích đạt được khi đưa các nhà máy điện BOT tham gia
Thị trường bán buôn điện cạnh tranh được tóm tắt trong bảng dưới đây.
Bảng 4.3 - Đánh giá lợi ích khi đưa các nhà máy điện BOT tham gia VWEM
TT Tiêu chí BOT không BOT tham gia
tham gia giao dịch trên
VWEM VWEM
Tuân thủ Thiết kế tổng thể VWEM và Lộ Khá 1 Tốt trình phát triển thị trường điện
2 Xây dựng thiết kế cho dài hạn Kém Tốt
3 Tối thiểu chi phí Trung bình Tốt
4 Cơ chế định giá hiệu quả Kém Tốt
5 Thúc đẩy đầu tư Trung bình Tốt
Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Kém 6 Tốt minh bạch, hiệu quả;
7 Thúc đẩy cạnh tranh trong ngành điện Kém Tốt
8 Phân bổ rủi ro hợp lý; Kém Tốt
9 Tối đa thành viên tham gia thị trường điện Kém Tốt
Đảm bảo ổn định cung cấp điện và giá điện
10 hợp lý, hạn chế xáo trộn lớn đến các hoạt Khá Tốt
động sản xuất kinh doanh điện
Đảm bảo phát triển bền vững cho ngành Kém 11 Tốt điện
Kém 12 Tốt Nâng cao công bằng, minh bạch và cạnh tranh;
Trung bình 13 Tốt Thiết kế phải đơn giản và khả thi cho ngành điện Việt Nam
Kế thừa các ưu điểm, giải quyết các vấn đề Kém 14 Tốt tồn tại của VCGM
- Đề xuất cơ chế tham gia thị trường điện cho các nhà máy điện BOT: Trong Thị
trường bán buôn điện cạnh tranh, cần khuyến khích đưa các nhà máy điện BOT tham
gia thị trường điện. Trên cơ sở đánh giá, phân tích các phương án theo điều kiện ngành
48 điện Việt Nam, có thể đưa các nhà máy điện BOT tham gia Thị trường điện theo các
hình thức sau đây (theo thứ tự ưu tiên từ cao đến thấp):
+ Khuyến khích các nhà máy điện BOT trực tiếp tham gia Thị trường bán buôn điện (chào bán phần sản lượng trên sản lượng bao tiêu trên thị trường giao ngay; hoặc
chuyển đổi, ký kết hợp đồng CfD thay cho hợp đồng PPA truyền thống).
+ Trường hợp chưa khuyến khích được các nhà máy điện BOT trực tiếp tham gia thị
trường điện, đơn vị chào giá thay (thuộc EVN) sẽ đại diện cho các nhà máy điện BOT để chào giá trên thị trường trên cơ sở đảm bảo tuân thủ các quy định hợp đồng PPA đã
ký kết. Đơn vị chào giá thay có trách nhiệm lập chiến lược chào giá tối ưu trong thị trường điện, có xét đến các ràng buộc tuân thủ quy định hợp đồng BOT/PPA đã ký kết.
Hình 4.3 –Lưu đồ chào giá thay cho các nhà máy điện BOT
+ Trong giai đoạn chuyển tiếp, khi chưa thực hiện được các cơ chế nêu trên, có thể
áp dụng tạm thời phương án Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán
tối ưu và công bố biểu đồ huy động của các nhà máy điện BOT trước thời điểm chào
giá (tương tự như trong Thị trường phát điện cạnh tranh).
- Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu (SMHP):
Trong thị trường phát điện cạnh tranh, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu không trực tiếp tham gia thị trường điện và không tham gia vào quá trình định giá thị trường. Biểu đồ huy động của các nhà máy thủy điện đa mục tiêu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán tối ưu và công bố trước thời điểm chào giá của các đơn vị thành viên thị trường. Đây là một trong số các điểm tồn tại, hạn chế lớn của Thị trường phát điện cạnh tranh, dẫn đến tình trạng tỷ lệ các đơn vị phát điện trực tiếp tham gia thị trường điện còn thấp. Việc đưa các nhà máy thủy điện chiến lược
đa mục tiêu tham gia thị trường điện là vấn đề cần thiết, đã được đặt ra ngay trong giai
đoạn vận hành Thị trường phát điện cạnh tranh và đã được Phó Thủ tướng Hoàng
Trung Hải chỉ đạo tại Thông báo số 62/TB-VPCP ngày 15 tháng 02 năm 2015 của Văn
phòng Chính phủ.
49
Tương tự như trường hợp các nhà máy điện BOT, theo các nguyên tắc thiết kế Thị
trường bán buôn điện cạnh tranh đã nêu tại mục 4.1, việc đưa các nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh là cần thiết và giúp xử lý các vấn đề tồn tại, hạn chế của Thị trường phát điện cạnh tranh. Cơ chế tham
gia thị trường điện của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu được xem xét,
đánh giá theo ba (03) phương án sau:
+ Phương án 1: Tất cả các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trực tiếp tham
gia thị trường điện;
+ Phương án 2: Tất cả các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia Thị
trường điện thông qua một (01) hoặc hai (02) đơn vị chào giá thay;
+ Phương án 3: Một số nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trực tiếp tham gia
thị trường điện và một số nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia gián tiếp.
Theo phương án 1, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu sẽ trực tiếp tham
gia Thị trường, thực hiện các nghĩa vụ theo quy định thị trường như các nhà máy điện
khác. Trường hợp nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu nằm ở bậc thang trên, các
nhà máy thủy điện bậc thang dưới có hồ chứa nhỏ, không chủ động được về nước, cần
nhóm các nhà máy thủy điện này để chào giá chung.
Bảng 4.4 – Đánh giá Phương án các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trực
tiếp tham gia thị trường điện VWEM
TT Nhà máy thủy điện Nhà máy thủy điện thuộc bậc Đơn vị chào
chiến lược đa mục tiêu thang dưới giá
1 Lai Châu (1200 MW) x Lai Châu
2 Sơn La (2400 MW) x Sơn La
3 Hòa Bình (1920 MW) x Hòa Bình
4 Tuyên Quang (342 MW) Chiêm Hóa (48 MW) Tuyên Quang
5 Bản Chát (700 MW) Huội Quảng (520 MW) Bản Chát
6 Trị An (400 MW) x Trị An
7 Ialy (720 MW) Ialy
Pleikrong (100 MW), Sêsan 3 (260 MW), Sêsan 3A (100 MW), Sêsan 4 (360 MW), Sêsan 4A (63 MW)
Theo Phương án 2, các nhà máy điện thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia Thị
trường bán buôn điện cạnh tranh thông qua một (01) hoặc hai (02) đơn vị chào giá thay
50 (thuộc EVN). Khi đó, EVN thực hiện công tác quản lý các nhà máy điện chiến lược đa
mục tiêu, chào giá, ký kết hợp đồng CfD với các TCT điện lực thông qua đơn vị chào
giá thay này.
Yêu cầu quan trọng là đơn vị chào giá thay này phải độc lập (ring-fenced) với Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị chào giá thay cho BOT, các đơn vị
phát điện khác thuộc EVN. Việc giao 02 đơn vị chào giá thay cho các nà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu sẽ giúp giảm thiểu khả năng lũng đoạn thị trường, để thúc đẩy cạnh tranh hơn so với phương án giao 01 đơn vị chào giá thay.
Hình 4.4 – Lưu đồ Phương án các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham
gia thị trường điện thông qua 02 đơn vị chào giá thay
Trong Phương án 3, một số nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia trực
tiếp trên thị trường điện, còn các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu khác sẽ do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố biểu đồ huy động. Các nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu chưa tham gia thị trường sẽ không tham gia vào
quá trình định giá thị trường điện. Sản lượng của các nhà máy điện này được EVN bán
cho các TCT điện lực theo giá bán buôn nội bộ (BST).
Kết quả đánh giá 03 phương án trên căn cứ theo các mục tiêu, nguyên tắc đã được
tóm tắt trong bảng dưới đây.
Bảng 4.5 - Đánh giá các phương án tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh
của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
TT Tiêu chí Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3
Tuân thủ Thiết kế tổng thể VWEM và Lộ 1 Tốt Tốt Tốt trình phát triển thị trường điện
51
Phương Phương Phương TT Tiêu chí án 1 án 2 án 3
2 Xây dựng thiết kế cho dài hạn Tốt Tốt Kém
Trung 3 Tối thiểu chi phí Tốt Tốt bình
4 Cơ chế định giá hiệu quả Tốt Tốt Kém
5 Thúc đẩy đầu tư Tốt Tốt Kém
Vận hành hệ thống điện và thị trường điện 6 Tốt Khá Kém minh bạch, hiệu quả;
Trung Kém 7 Thúc đẩy cạnh tranh trong ngành điện Tốt bình
Tốt Tốt Kém 8 Phân bổ rủi ro hợp lý;
Tốt Tốt Kém 9 Tối đa thành viên tham gia thị trường điện
Đảm bảo ổn định cung cấp điện và giá
10 điện hợp lý, hạn chế xáo trộn lớn đến các Tốt Tốt Tốt
hoạt động sản xuất kinh doanh điện
Đảm bảo phát triển bền vững cho ngành Trung Tốt Tốt 11 bình điện
Nâng cao công bằng, minh bạch và cạnh 12 Tốt Khá Kém tranh;
Thiết kế phải đơn giản và khả thi cho 13 Tốt Tốt Kém ngành điện Việt Nam
Kế thừa các ưu điểm, giải quyết các vấn 14 Tốt Tốt Kém đề tồn tại của VCGM
- Đề xuất cơ chế tham gia thị trường điện cho các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh dưới các hình thức sau đây (theo thứ tự ưu tiên từ cao đến thấp):
+ Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trực tiếp tham gia Thị trường bán
buôn điện.
+ Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia Thị trường bán buôn điện
52
cạnh tranh thông qua đơn vị chào giá thay (thuộc EVN).
+ Trong thời gian chuẩn bị, chuyển tiếp, khi chưa thực hiện được các cơ chế nêu
trên, có thể áp dụng tạm thời phương án Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán tối ưu và công bố biểu đồ huy động của các nhà máy nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu trước thời điểm chào giá (tương tự như trong Thị trường phát
điện cạnh tranh).
4.4.2 Bên mua điện:
- Chức năng của bên mua điện:
+ Tham gia cạnh tranh mua điện năng trên thị trường giao ngay.
+ Ký kết hợp đồng song phương, hợp đồng vesting với các đơn vị mua buôn điện (các Tổng công ty điện lực, các khách hàng sử dụng điện lớn) để quản lý rủi ro trên thị
trường giao ngay.
+ Thực hiện thanh toán các khoản thanh toán trên thị trường giao ngay theo quy
định thị trường bán buôn điện cạnh tranh và các khoản thanh toán hợp đồng theo các
quy định trong hợp đồng đã ký kết.
- Bên mua điện gồm:
+ Năm (05) Tổng công ty điện lực: miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố
Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh
+ Khách hàng sử dụng điện lớn mua điện từ cấp điện áp 110kV trở lên đấu nối trực
tiếp vào trạm biến áp truyền tải cấp điện áp 220kV đáp ứng các điều kiện theo quy định
của Bộ công thương có quyền lựa chọn tham gia thị trường bán buôn cạnh tranh.
+ Đơn vị mua buôn điện mới được phép tham gia thị trường bán buôn điện cạnh
tranh khi đáp ứng các điều kiện theo quy định của Bộ công thương.
Trong dài hạn, khi điều kiện về cơ sở hạ tầng cho phép, có thể tách bạch về chi phí
phân phối của các Tổng công ty điện lực, có thể xem xét mở rộng đối tượng khách hàng sử dụng điện được phép tham gia thị trường (ví dụ: các khách hàng cấp điện áp 110 kV…).
4.4.3 Công ty Mua bán điện (thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam):
Thực hiện nhiệm vụ mua điện từ các nhà máy điện không tham gia thị trường bán
buôn cạnh tranh và bán sản lượng điện này cho các Tổng công ty Điện lực theo quy
định của Bộ Công Thương.
4.4.4 Các đơn vị cung cấp dịch vụ:
Để phục vụ cho công tác vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, ngoài bên
53
mua điện và bên bán điện, cần thiết phải có các đơn vị cung cấp các dịch vụ sau đây:
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Là Trung tâm Điều độ hệ thống
điện quốc gia thuộc EVN. Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia sẽ được chuyển đổi thành đơn vị hạnh toán độc lập thuộc
EVN.
- Đơn vị truyền tải điện: Là tổng công ty truyền tải điện quốc gia thuộc EVN.
- Đơn vị phân phối điện: Là 05 Tổng công ty điện lực: miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh thực hiện chức năng quản lý lưới
điện phân phối.
- Đơn vị cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng:
+ Thực hiện thu thập số liệu đo đếm điện năng từ công tơ về hệ thống máy tính;
+ Truyền số liệu đo đếm về trung tâm quản lý số liệu đo đếm;
+ Lưu trữ, quản lý, xử lý số liệu đo đếm phục vụ thị trường điện;
Bảng 4.6 – Chức năng thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng trong VWEM
Vị trí công-tơ đo Đầu tư lắp Thu thập và quản lý số liệu đo đếm VWEM
đếm đặt, công-tơ Thu thập và truyền số Lưu trữ, quản lý cơ đo đếm liệu đo đếm cho SMO sở dữ liệu đo đếm
SMO SMO Đơn vị phát điện Đơn vị phát điện Lưới truyền tải
SMO Đơn vị truyền tải điện Đơn vị thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng Lưới truyền tải Lưới phân phối
SMO Đơn vị truyền tải điện Đơn vị thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng
Lưới truyền tải Khách hàng lớn tham gia VWEM
Như quy định hiện
Như quy định hiện tại (không thuộc phạm vi của Đơn vị phân phối điện tại (không thuộc phạm vi của Lưới phân phối Lưới phân phối VWEM) VWEM)
Lưới phân phối Khách hàng Đơn vị phân phối điện Như quy định hiện tại (không thuộc phạm vi của Như quy định hiện tại (không thuộc
54
Vị trí công-tơ đo Đầu tư lắp Thu thập và quản lý số liệu đo đếm VWEM
đếm đặt, công-tơ Thu thập và truyền số Lưu trữ, quản lý cơ đo đếm liệu đo đếm cho SMO sở dữ liệu đo đếm
VWEM) phạm vi của không tham gia
VWEM) thị trường
4.5 Thị trường điện giao ngay:
4.5.1 Một số quy định chung:
- Nút giao dịch: Tất cả các nhà máy điện (bao gồm cả nhà máy phát điện trực tiếp
tham gia thị trường, nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường) các PCs, các khách hàng đủ điều kiện cần được liên kết với điểm giao dịch (điểm đấu nối) tương ứng. Quy
định này tạo thuận lợi cho việc tính toán giá thị trường, lập lịch huy động và điều độ.
- Ngày giao dịch được tính từ 0 giờ 00 đến 24 giờ 00.
- Chu kỳ giao dịch trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh là 30 phút.
- Chu kỳ điều độ: Trong giai đoạn đầu của Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, chu
kỳ điều độ là 30 phút. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng và nhân lực được đáp ứng, có
thể xem xét rút ngắn chu kỳ điều độ. Áp dụng chu kỳ điều độ càng ngắn sẽ giúp nâng
cao hiệu quả khi lập lịch huy động các tổ máy phát điện đáp ứng nhu cầu phụ tải, cũng
như giúp giảm nhu cầu về lượng công suất dự phòng. Do đó, chu kỳ điều độ ngắn sẽ
giúp giảm thiểu chi phí trên thị trường điện. Một số thị trường điện trên thế giới áp
dụng chu kỳ điều độ 5 đến 10 phút (ví dụ: thị trường NEM tại Úc) và chu kỳ giao dịch 30 đến 60 phút. Tương quan giữa chu kỳ giao dịch và chu kỳ điều độ được minh họa
trong hình vẽ dưới đây.
Chu kỳ giao dịch Để tính toán giá thanh toán và các khoản thanh toán trên thị trường giao ngay
Chu kỳ điều độ Để lập lịch huy động tổ máy phát điện và dịch vụ phụ trợ
Điều độ hệ thống điện trong thời gian thực (trong 01 chu kỳ điều độ)
Hình 4.6 – Tương quan giữa chu kỳ giao dịch và chu kỳ điều độ
55
- Việc rút ngắn chu kỳ điều độ phụ thuộc vào khả năng đáp ứng của hệ thống cơ sở
hạ tầng CNTT phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Để xác định khả
năng và mức độ rút ngắn chu kỳ điều độ, có thể sử dụng hệ số N; trong đó N là số chu kỳ điều độ trong 01 chu kỳ giao dịch. Trường hợp 01 chu kỳ giao dịch 30 phút có N
chu kỳ điều độ (với N ≥ 1 và là số nguyên), thì chu kỳ điều độ được được tính bằng
30/N phút.
- Giá trị của hệ số N được xem xét và lựa chọn phù hợp tính đáp ứng của hệ thống
hạ tầng CNTT, cụ thể bao gồm:
+ Khả năng đáp ứng của hệ thống mạng đường truyền kết nối phục vụ vận hành hệ
thống điện và thị trường điện;
+ Khả năng đáp ứng của hệ thống SCADA;
+ Khả năng đáp ứng của các phần mềm EMS, ví dụ: ước tính trạng thái (state
estimator), phần mềm tính toán lập lịch huy động và điều độ tối ưu…
+ Khả năng tương tác, duy trì kết nối trong thời gian thực với hệ thống DCS (RTU)
của các nhà máy điện;
+ Các đơn vị phát điện triển khai thực hiện lệnh điều độ trong vòng 1 đến 2 phút sau
khi nhận lệnh.
Khi phân tách rõ ràng khái niệm về chu kỳ điều độ với chu kỳ giao dịch phương
pháp nêu trên, việc rút ngắn chu kỳ điều độ trong tương lai sẽ dễ thực hiện khi các điều
kiện được đáp ứng; đồng thời hạn chế các thay đổi lớn trong quy định vận hành thị
trường và các quy định có liên quan.
4.5.2 Mô hình thị trường:
Áp dụng mô hình thị trường chào giá theo chi phí (Cost –Based Pool)
- Đặc điểm của mô hình chào giá theo chi phí CBP:
+ Thị trường CBP hạn chế mức độ cạnh tranh;
+ Hạn chế khả năng lũng đoạn thị trường;
+ Tín hiệu về giá điện ổn định, dễ dự báo;
+ Cơ chế giá công suất phù hợp đảm bảo thu hút đầu tư;
+ Thị trường CBP phù hợp trong điều kiện quy mô công suất hệ thống còn nhỏ, tốc độ tăng trưởng phụ tải cao, mức độ dự phòng thấp, đặc biệt được WB khuyến nghị áp
dụng cho các nước đang phát triển bắt đầu hình thành thị trường điện.
+ Thị trường theo mô hình CBP thường yêu cầu bản chào có cấu trúc phức tạp, bao
gồm nhiều thông số như: chi phí khởi động, chi phí chạy không tải, thời gian chạy máy
56 tối thiểu…. Ngoài ta, thị trường điện theo mô hình CBP cần phải có thêm cơ chế trả phí
công suất để đơn vị phát điện có khả năng thu hồi đủ tổng chi phí phát điện (chi phí cố
định và chi phí biến đổi).
+ Hiện tại, Thị trường phát điện cạnh tranh đang áp dụng mô hình lai (hybrid) giữa
mô hình chào giá theo chi phí CBP (Cost-Based Pool) và mô hình chào giá tự do
(Price-Based Pool). Theo đó, các đơn vị phát điện sẽ chào giá trong giới hạn giá trần
bản chào. Đối với nhà máy thủy điện, giá trần bản chào được tính toán theo giá trị nước. Đối với nhà máy nhiệt điện, giá trần bản chào được tính toán căn cứ trên chi phí
biến đổi, theo công thức sau:
Giá trần bản chào = (1 + f + K) × P × HR
Trong đó:
f : Hệ số chi phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng các chi phí khởi động,
chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi cho phát
điện so với chi phí nhiên liệu chính.
K: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện chạy nền,
lưng, đỉnh;
P: Giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện
HR: Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện
Theo kết quả đánh giá của tư vấn PSR (Brasil) và IES/SWA (Úc), mô hình lai
(hybrid) như trong Thị trường VCGM là lựa chọn tốt nhất để áp dụng cho Thị trường
bán buôn điện cạnh tranh trong giai đoạn đầu do các hạn chế về cấu trúc nguồn hiện tại,
chưa đảm bảo đủ cạnh tranh cân bằng trong tất cả các lớp của biểu đồ phụ tải (nền,
lưng, đỉnh) và tại một số vùng.
- Giá trần bản chào các nhà máy nhiệt điện:
Trong giai đoạn Thị trường bán buôn điện cạnh tranh các nhà máy nhiệt điện đưa ra mức giá chào không vượt quá mức giá trần bản chào áp dụng cho từng tổ máy – tương tự như cơ chế hiện đang áp dụng trong Thị trường VCGM. Mức giá trần bản chào cho từng nhà máy nhiệt điện được tính toán theo công thức sau:
Giá trần bản chào = Min {ANĐ × (1 + f + K) × P × HR, Giá trần thị trường}
Trong đó:
ANĐ: hệ số điều chỉnh (ANĐ >=1). Hệ số ANĐ được xem xét, xác định theo từng giai đoạn cụ thể để phù hợp với định hướng chuyển đổi của Thị trường bán buôn điện cạnh tranh từ mô hình CBP sang mô hình PBP.
57
- Giá trần bản chào và giá trị nước của các nhà máy thủy điện
Trong giai đoạn Thị trường bán buôn điện cạnh tranh vẫn còn áp dụng mô hình
CBP, tương tự như các nhà máy nhiệt điện, các nhà máy thủy điện phải tuân thủ quy định về giá trần bản chào. Mức giá trần bản chào cho từng nhà máy thủy điện được tính
toán theo công thức sau:
Giá trần bản chào = Min {ATĐ × WV, Giá trần thị trường}
Trong đó:
ATĐ: hệ số điều chỉnh (ATĐ >=1). Hệ số ATĐ được xem xét, xác định theo từng giai đoạn cụ thể để phù hợp với định hướng chuyển đổi của Thị trường bán buôn điện cạnh tranh từ mô hình CBP sang mô hình PBP.
WV: giá trị nước do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán
hàng tuần.
- Giá trị nước:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện quy trình tính toán giá
trị nước hàng tuần cho các nhà máy thủy điện trong hệ thống, công bố giá trần bản chào
các nhà máy thủy điện. Các đơn vị phát điện thực hiện tính toán giá trị nước để đưa ra
chiến lược chào giá phù hợp cho đơn vị. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện công bố các dữ liệu đầu vào, kết quả tính toán giá trị nước cho các thành viên thị
trường. Các công cụ, phần mền tính toán giá trị nước của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện được kiểm toán độc lập.
- Các quy định về chào giá của các đơn vị phát điện:
+ Chu kỳ chào giá: Các đơn vị lập bản chào giá cho 48 chu kỳ giao dịch của ngày D
và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong ngày D–1. Các đơn
vị phát điện được phép cập nhật và gửi lại bản chào giá 6 tiếng trước giờ vận hành.
+ Số lượng dải chào: Bản chào giá của các đơn vị phát điện có thể bao gồm tối đa 10 cặp giá chào (đ/kWh) và công suất (MW) cho từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch.
+ Giới hạn sản lượng (điện năng đảm bảo): các đơn vị phát điện (đặc biệt là các nhà
máy thủy điện…) bị giới hạn về sản lượng điện năng phát trong ngày, trong tuần cần đưa mức điện năng đảm bảo vào trong bản chào để sử dụng cho lập kế hoạch vận hành tuần tới và lập lịch huy động ngày tới.
+ Bản chào mặc định: Các đơn vị phát điện có trách nhiệm lập bản chào mặc định
và gửi bản chào mặc định này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
58 Bản chào mặc định sẽ được sử dụng trong quy trình lập kế hoạch của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện.
+ Chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang: các nhà máy thủy điện trong nhóm thủy điện bậc thang thỏa thuận, lựa chọn 01 đơn vị đại diện để chào giá cho cả
nhóm thủy điện bậc thang. Trong đó, nhóm nhà máy thủy điện bậc thang bao gồm các
nhà máy trên cùng một bậc thang thủy điện trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà
máy thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa của nhà máy thủy điện bậc thang dưới và giữa 02 nhà máy thủy điện không có hồ chứa có
khả năng điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.
- Chào giá phía phụ tải:
+ Các Tổng Công ty điện lực (đơn vị bán lẻ điện) phải đảm bảo nhiệm vụ cung cấp
điện ổn định cho khách hàng trong mọi trường hợp nên thường không chào giá trên thị
trường giao ngay.
+ Cơ chế chào giá trên thị trường giao ngay từ phía phụ tải có thể áp dụng cho một
số trường hợp đặc biệt, cụ thể như sau: Thủy điện tích năng và các phụ tải có khả năng
điều chỉnh (interuptable load) có thể tham gia chào giá để cung cấp dịch vụ dự phòng.
- Thời gian biểu và các quy trình vận hành thị trường:
Các quy trình vận hành trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh bao gồm 02 nhóm
chính:
i) Lập kế hoạch vận hành.
ii) Lập lịch huy động tổ máy phát điện.
Riêng đối công tác lập kế hoạch vận hành cần phải đảm bảo tính thống nhất giữa kế
hoạch vận hành thị trường điện năm/tháng/tuần và kế hoạch vận hành để đánh giá an
ninh hệ thống.
Bảng 4.7 - Các quy trình vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh
Các quy trình Tần suất Khung thời gian
Lập lịch huy động Mỗi chu kỳ giao dịch Trước chu kỳ điều độ
Kế hoạch ngày tới Mỗi chu kỳ giao dịch Trước 24 tiếng
Kế hoạch tuần tới Hàng ngày Trước 14 ngày
Kế hoạch tháng tới Hàng tuần Trước 1 tháng
Kế hoạch năm tới Hàng tháng Trước 2 năm
Cơ chế giao dịch hợp đồng tập Hàng quý Trước 1 năm
59
Các quy trình Tần suất Khung thời gian
trung hàng quý
Cơ chế giao dịch hợp đồng tập Hàng năm Trước 5 năm
trung hàng năm
Hình 4.6 - Quy trình vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh
- Lập kế hoạch vận hành thị trường điện:
+ Kế hoạch vận hành năm tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm (trong đó có kết hợp với tính toán đánh giá an ninh hệ thống điện). Kế hoạch vận hành năm được cập nhật tính toán hàng quý và tính cho 1 năm tới có xét đến 1 năm tiếp theo. Về cơ bản, công
tác lập kế hoạch thị trường điện năm trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh khá
tương đồng với lập kế hoạch vận hành năm trong Thị trường phát điện cạnh tranh:
• Cập nhật kế hoạch sửa chữa đường dây truyền tải và nguồn điện;
• Dự báo phụ tải và các kịch bản phụ tải hàng giờ;
• Xác định nhu cầu về dự phòng hàng năm;
60
• Tính toán giá trị nước;
• Tính toán giá công suất CAN (khi thị trường VWEM chưa chuyển đổi sang mô
hình PBP);
+ Các số liệu đầu vào phục vụ công tác lập kế hoạch năm bao gồm:
• Dự báo phụ tài hàng giờ (tại nút hoặc vùng);
• Bản chào mặc định của nhiệt điện;
• Mô hình lưới truyền tải;
• Các hàm giá trị nước từ mô hình tính giá trị nước (SDDP);
• Kế hoạch sửa chữa tổ máy, đường dây;
• Các kịch bản nước về;
• Xác suất sự cố tổ máy;
• Nhu cầu về dịch vụ điều tần và dịch vụ dự phòng;
• Các thông số, số liệu khác.
Kết quả đầu ra của kế hoạch năm về cơ bản sẽ bao gồm công suất huy động, sản
lượng phát dự kiến của các tổ máy, giá thị trường dự kiến….
+ Kế hoạch vận hành tháng: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sẽ
cập nhật các kế hoạch sửa chữa của tổ máy, đường dây truyền tải, dự báo phụ tải, hàm
giá trị nước, và các thông số đầu vào khác. Công tác lập kế hoạch vận hành tháng về cơ
bản là tương tự như lập kế hoạch năm: các hạng mục số liệu đầu vào là tương đương
nhưng số liệu được cập nhật và chỉ áp dụng cho 01 tháng (04 tuần tới). Kết quả đầu ra
của lập kế hoạch vận hành tháng cũng gần giống kết quả của kế hoạch vận hành năm.
+ Kế hoạch vận hành tuần: Kế hoạch vận hành thị trường điện tuần sẽ được thực
hiện kết hợp với quy trình đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn (hàng tuần); do vậy chu kỳ tính toán lập kế hoạch vận hành tuần nên kéo dài lên mức 14 ngày để đáp ứng yêu cầu yêu cầu này. Để phục vụ công tác lập kế hoạch vận hành tuần, các nhà máy phát điện phải cung cấp, cập nhật các thông số kỹ thuật và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Ví dụ: các nhà máy thủy điện cần cung cấp số liệu về mức nước, giới hạn điện năng phát hàng ngày/hàng tuần, ràng buộc về công suất tối thiểu...
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện cập nhật số liệu từ các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, thực hiện tính kế hoạch vận hành
tuần theo các kịch bản (phụ tải thấp, phụ tải cao....).
+ Các số liệu đầu vào phục vụ công tác lập kế hoạch tuần bao gồm:
• Dự báo phụ tải tại các nút;
61
• Bản chào của các đơn vị phát điện cho 07 ngày tới (bản chào mặc định);
• Thông số lưới truyền tải điện;
• Kế hoạch sửa chữa tổ máy, đường dây;
• Các giới hạn về điện năng các nhà máy nhiệt điện, thủy điện trong tuần tới;
• Nhu cầu dự phòng của hệ thống;
• Các thông số, số liệu khác.
Kết quả đầu ra của kế hoạch vận hành tuần bao gồm: công suất huy động dự kiến của các nhà máy điện, thời điểm lên/xuống tổ máy, các chi chi phí biên tương ứng với
các giới hạn sản lượng điện năng.... Kết quả về chi phí biên tương ứng với các giới hạn
sản lượng điện năng kết hợp với bản chào dùng cho lập kế hoạch vận hành tuần để điều
chỉnh lại bản chào cho phù hợp và phản ánh đúng ràng buộc về giới hạn sản lượng điện năng của nhà máy điện.
+ Kế hoạch vận hành ngày: Để phục vụ công tác lập kế hoạch vận hành ngày, các
nhà máy phát điện phải cung cấp, cập nhật các thông số kỹ thuật và gửi Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện. Ví dụ: các nhà máy thủy điện cần cung cấp số
liệu về mức nước, giới hạn điện năng phát hàng ngày/hàng tuần, ràng buộc về công suất
tối thiểu... Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện
cập nhật số liệu, bản chào ngày tới từ các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, thực
hiện tính kế hoạch vận hành tuần theo các kịch bản (phụ tải thấp, phụ tải cao....). Mô
hình tính toán tối ưu sử dụng để lập kế hoạch vận hành ngày tới về cơ bản là tương
đồng với mô hình lập lịch huy động tổ máy.
+ Số liệu đầu vào phục vụ lập kế hoạch vận hành ngày tới bao gồm:
• Tình trạng hiện tại của hệ thống;
• Dự báo phụ tải cho từng chu kỳ giao dịch;
• Bản chào của các tổ máy phát điện cho 48 chu kỳ giao dịch;
• Thông số vận hành lưới truyền tải;
• Cập nhật kế hoạch sửa chữa nguồn và lưới;
• Nhu cầu côn suất dự phòng của hệ thống điện.
Kết quả đầu ra của kế hoạch vận hành ngày bao gồm: lịch huy động các tổ máy phát
điện, giá thị trường, độ nhạy giá và phụ tải cắt giảm (nếu có).
- Lập lịch huy động và điều độ:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán lập lịch huy động các tổ máy phát điện theo nguyên tắc mô phỏng tính toán lập lịch huy
62 động tối ưu có xét đến các ràng buộc an ninh trên hệ thống điện. Áp dụng mô hình mô
phỏng hệ thống điện theo 3 nút đại diện cho 3 Miền (Bắc, Trung, Nam) trong lập lịch
huy động và điều độ.
Có hai phương pháp chính có thể dùng cho việc tối ưu lập lịch huy đông, điều độ tổ
máy bao gồm:
i) Lập lịch huy động tối ưu mô phỏng đầy đủ toàn bộ lưới truyền tải;
ii) Lập lịch huy động tối ưu mô phỏng theo vùng/miền.
Các đánh giá, so sánh 02 phương án này được tóm tắt trong bảng dưới đây
Bảng 4.8 - So sánh phương án mô phỏng đầy đủ lưới truyền tải và mô phỏng theo
vùng/miền
Mô phỏng đầy đủ toàn bộ lưới Mô phỏng theo vùng/miền
Tiêu chí truyền tải điện
Hệ thống Có sẵn các hệ thống công cụ tính Thiếu có các hệ thống công cụ
công cụ tính toán chuẩn, phần lớn có bán trên thị tính toán chuẩn, cần phải xây
toán
trường, có thể bổ sung, điều chỉnh để phù hợp với điều kiện từng thị dựng cập nhật và duy trì các ràng buộc về an ninh trong
trường điện cụ thể. miền.
Điều độ Huy động theo chi phí tối thiểu
Không phải lúc nào cũng đảm bảo huy động theo chi phí tối
thiểu.
định Xác giá cho đơn Dễ dàng thực hiện tính toán và xác định giá theo nút Đưa ra mức giá vùng nếu các hàm ràng buộc về an ninh được
vị phát điện đưa vào một cách chính xác. Có
thể đưa ra giá nút ước tính thông
qua phân tích giá biên ứng với
các ràng buộc và ràng buộc miền.
Xác định giá cho khách hàng Dễ dàng xác định giá theo nút hoặc theo vùng dựa trên trung bình trọng số mua điện của các giá nút.
Đưa ra mức giá vùng nếu các hàm ràng buộc về an ninh được đưa vào một cách chính xác. Có thể đưa ra giá nút ước tính thông
qua phân tích giá biên ứng với
các ràng buộc và ràng buộc miền.
63
Mô phỏng đầy đủ toàn bộ lưới Mô phỏng theo vùng/miền
Tiêu chí truyền tải điện
Tối ưu điều Mô hình lưới hoàn chỉnh với điều Mô hình huy động theo vùng
độ độ thỏa mãn các ràng buộc an ninh. thỏa mãn các ràng buộc an ninh
tổ máy.
Theo Phương án 1 – mô phỏng đầy đủ toàn bộ lưới truyền tải điện, trào lưu công suất trên lưới truyền tải được mô phỏng một cách cụ thể và các ràng buộc an ninh hệ
thống được xác định tự động từ các công cụ giám sát trực tuyến. Phương án này đảm
bảo tính minh bạch nhất trong quản lý an ninh hệ thống điện và đồng thời là tối thiểu
hóa rủi ro trong việc thực hiện điều độ tối ưu đáp ứng các ràng buộc về an ninh hệ
thống. Phương án mô phỏng đầy đủ toàn bộ lưới truyền tải điện hiện đang được áp dụng tại nhiều thị trường điện trên thế giới.
Phương án 2 chỉ thực hiện mô phỏng một cách đơn giản hóa lưới điện truyền tải. Hệ
thống điện được chia thành các vùng/miền và mỗi vùng/miền được mô phỏng thành 01
nút đại diện trong chương trình mô phỏng. Hiện tại, trong tính toán mô phỏng, hệ thống
điện Việt Nam đã được mô phỏng theo 03 nút (đại diện cho 03 miền Bắc, Trung, Nam);
và liên kết giữa các nút là lưới điện 500 kV. Đối với Phương án 2, kinh nghiệm tại Úc
và Texas (Mỹ) cho thấy việc quản lý an ninh hệ thống điện theo miền hoặc theo vùng sẽ gặp khó khăn vì yêu cầu một số lượng lớn các tính toán ước tính. Hơn nữa, không có
những công cụ có sẵn ngoài thị trường có thể tính toán các giới hạn về an ninh cho mô
hình mô phỏng theo vùng/miền mà phải xây dựng công cụ này theo đặc thù của từng thị
trường cụ thể. Do vậy, phương pháp này tiềm rủi ro, làm giảm tính hiệu quả của việc
lập lịch huy đông, điều độ tối ưu.
Mô hình huy động theo vùng của Úc phát sinh nhiều hạn chế, khó khăn trong việc:
i) Xây dựng, đưa ra các ràng buộc; ii) Phản ánh chính xác các ràng buộc trong giá biên
miền; iii) Tranh chấp liên quan đến AEMO/NEMMCO do phản ứng chậm với các tình huống sự cố lưới; iv) Cập nhật các ràng buộc mới trong từng miền; v) Mô phỏng tổn thất truyền tải không hiệu quả; vi) lập lịch huy động và điều độ tổ máy không hiệu quả… Tại thị trường điện bang Texas – Mỹ, ban đầu ERCOT áp dụng mô hình tính
toán mô phỏng theo vùng, sau đó đã chuyển sang theo mô phỏng; việc chuyển đổi này yêu cầu một khoản chi phí phát sinh đáng kể, nhưng lợi ích mang lại cũng rất lớn.
Các đánh giá về tính đáp ứng của 02 phương án nêu trên trong Thị trường bán buôn
điện cạnh tranh được tóm tắt trong bảng dưới đây.
64
Bảng 4.9 - Đánh giá tính đáp ứng của 02 phương án mô phỏng lập lịch huy động,
điều độ áp dụng cho Thị trường VWEM
Mô phỏng đầy đủ Mô phỏng theo TT Các tiêu chí vùng/miền toàn bộ lưới truyền tải
1 Tốt Tốt Tuân thủ Thiết kế tổng thể VWEM và Lộ trình phát triển thị trường điện
2 Xây dựng thiết kế cho dài hạn Tốt Trung bình
3 Tối thiểu chi phí Tốt Trung bình
4 Cơ chế định giá hiệu quả Tốt Trung bình
5 Thúc đẩy đầu tư Tốt Tốt
6 Tốt Tốt Vận hành hệ thống điện và thị trường điện minh bạch, hiệu quả;
7 Thúc đẩy cạnh tranh trong ngành điện Tốt Tốt
8 Phân bổ rủi ro hợp lý; Tốt Tốt
Tối đa thành viên tham gia thị trường 9 Tốt Tốt điện
Đảm bảo ổn định cung cấp điện và giá
điện hợp lý, hạn chế xáo trộn lớn đến 10 Tốt Tốt các hoạt động sản xuất kinh doanh
điện
Đảm bảo phát triển bền vững cho 11 Tốt Tốt ngành điện
12 Tốt Trung bình Nâng cao công bằng, minh bạch và cạnh tranh;
13 Tốt Trung bình Thiết kế phải đơn giản và khả thi cho ngành điện Việt Nam
Kế thừa các ưu điểm, giải quyết các 14 Tốt Trung bình vấn đề tồn tại của VCGM
Lập lịch huy động điều độ theo mô hình mô phỏng toàn bộ lưới truyền tải sẽ đem lại
nhiều lợi ích thiết thực cho Thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Tuy nhiên, để thực
hiện theo phương án này cần phải đáp ứng các yêu cầu về cơ sở hạ tầng CNTT phục vụ
vận hành hệ thống điện – thị trường điện. Việc đầu tư, nâng cấp các hệ thống CNTT
65 này sẽ phát sinh chi phí; tuy nhiên chi phí phát sinh gần như chắc chắn là nhỏ hơn nhiều
so với lợi ích mang lại (sử dụng hiệu quả các nhà máy điện và hệ thống truyền tải, tiết
kiệm được chi phí vận hành và chi phí đầu tư cho nguồn và lưới truyền tải). Đề xuất phương án thực hiện cho Thị trường bán buôn điện cạnh tranh như sau:
+ Khi các yêu cầu về cơ sở hạ tầng CNTT được đáp ứng: áp dụng mô hình mô
phỏng toàn bộ lưới truyền tải điện để lập lịch huy động và điều độ.
+ Trong ngắn hạn, khi việc nâng cấp, hoàn thiện các hệ thống cơ sở hạ tầng CNTT chưa hoàn chỉnh, sẽ tiếp tục áp dụng mô hình mô phỏng theo ba (03) miền (Bắc, Trung,
Nam) trong lập lịch huy động và điều độ như hiện tại. PA được chọn theo quyết định 8266
- Xác định giá thị trường:
Liên quan đến cơ chế định giá trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, có 02 vấn
đề cần nghiên cứu, đánh giá để đưa ra lựa chọn phù hợp, bao gồm:
+ Áp dụng cơ chế định giá theo nút (LMP) hay cơ chế định giá thống nhất toàn hệ
thống.
+ Tính toán giá thị trường trước vận hành (ex-ante pricing) hay sau vận hành (ex-
post pricing).
- Phương pháp định giá theo nút và định giá thống nhất toàn hệ thống:
Trong các thị trường điện tại các nước trên thế giới, có 02 phương pháp định giá thị
trường được áp dụng phổ biến: i) Định giá thống nhất toàn hệ thống; và ii) Định giá
theo nút truyền tải (LMP).
- Cơ chế định giá thống nhất toàn hệ thống sẽ không xét đến các ràng buộc truyền
tải cũng như tổn thất truyền tải. Phương pháp này cần phải xử lý các ràng buộc trong hệ
thống (giới hạn truyền tải…). Trong thị trường điện có áp dụng cơ chế định giá thống
nhất toàn hệ thống, ngoài các khoản thanh toán theo giá thị trường SMP, thì cần có thêm các cơ chế thanh toán để xử lý một số trường hợp phát sinh do ràng buộc hệ thống: nhà máy điện phải phát tăng/giảm công suất do ràng buộc truyền tải; nhà máy điện đáng lẽ không được huy động theo bản chào giá nhưng trong thực tế vẫn phải huy
động để đảm bảo an ninh hệ thống… Trong thị trường định giá thống nhất toàn hệ thống, với việc phát sinh các khoản thanh toán do ràng buộc, các đơn vị phát điện nhận được giá cao hơn so với trong thị trường áp dụng cơ chế giá nút; do vậy sẽ phát sinh chi phí mua điện lớn hơn. Trong điều kiện thực tế của Việt Nam, do hệ thống điện có nhiều
ràng buộc truyền tải điện: giới hạn truyền tải giữa các miền, ràng buộc truyền tải trong
nội bộ miền… nên cơ chế định giá đồng nhất toàn hệ thống không phù hợp.
- Cơ chế định giá theo nút (trên lưới truyền tải điện) được coi là cơ chế xác định giá
66 hiệu quả nhất về mặt kinh tế. Cơ chế xác định giá nút rất gần với tính toán lập lịch huy
động và điều độ tối ưu. Giá các nút trong hệ thống truyền tải điện là kết quả tính toán
đồng bộ với tính toán lập lịch huy động tối ưu có xét đến các ràng buộc lưới điện truyền tải. Một ưu điểm khác của cơ chế định giá theo nút là không cần đến các khoản thanh
toán phát sinh do ràng buộc – các ràng buộc này đã được phản ánh trong giá nút và
công suất lập lịch của nhà máy điện. Điểm hạn chế của cơ chế định giá theo nút là tiềm
ẩn rủi ro về giá thị trường (giá biến động theo từng nút của hệ thống lưới truyền tải). Nếu áp dụng cơ chế định giá theo nút thì cần thiết phải có cơ chế quản lý rủi ro cho các
đơn vị phát điện và khách hàng. Vấn đề này được giải quyết thông qua cơ chế quyền truyền tải tài chính (Financial Transmission Right), hoặc cơ chế tương đương (settlement surplus).
Các đánh giá, so sánh về việc lựa chọn áp dụng cơ chế định giá thống nhất toàn hệ
thống hay định giá theo nút truyền tải trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh được
tóm tắt trong bảng dưới đây.
Bảng 4.10 - Đánh giá các lựa chọn cơ chế định giá thị trường:
Giá thống Giá theo Tiêu chí nhất toàn TT nút quốc
Tuân thủ Thiết kế tổng thể VWEM và Lộ trình Tốt Tốt 1 phát triển thị trường điện
2 Xây dựng thiết kế cho dài hạn Trung bình Tốt
3 Tối thiểu chi phí Kém Tốt
4 Cơ chế định giá hiệu quả Kém Tốt
5 Thúc đẩy đầu tư Trung bình Tốt
Kém Tốt 6 Vận hành hệ thống điện và thị trường điện minh bạch, hiệu quả
Thúc đẩy cạnh tranh trong ngành điện Tốt Tốt 7
Phân bổ rủi ro hợp lý Kém Tốt 8
Tối đa thành viên tham gia thị trường điện Tốt Tốt 9
Đảm bảo ổn định cung cấp điện và giá điện hợp
10 Tốt Tốt
lý, hạn chế xáo trộn lớn đến các hoạt động sản xuất kinh doanh điện
11 Đảm bảo phát triển bền vững cho ngành điện Kém Tốt
67
Giá thống Giá theo TT Tiêu chí nhất toàn nút quốc
12 Nâng cao công bằng, minh bạch và cạnh tranh; Kém Tốt
Thiết kế phải đơn giản và khả thi cho ngành điện Kém Tốt 13 Việt Nam
Kế thừa các ưu điểm, giải quyết các vấn đề tồn tại Kém Tốt 14 của VCGM
Đề xuất về cơ chế định giá trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh:
+ Định hướng của Thị trường bán buôn điện cạnh tranh là tiến tới áp dụng cơ chế định giá theo nút truyền tải (LMP) khi đáp ứng đủ các điều kiện cần thiết, đặc biệt là
các điều kiện hạ tầng CNTT và nhân lực.
+ Trong ngắn hạn, xem xét tạm thời duy trì cơ chế định giá thống nhất toàn hệ thống
trong giai đoạn Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm. Sau đó, chuyển đổi sang
cơ chế định giá theo 03 nút mô phỏng lưới truyền tải (đại diện cho 03 miền Bắc, Trung,
Nam) và dần mở rộng số nút mô phỏng lưới truyền tải trong mô hình tính giá tùy theo
tiến độ hoàn thiện và tính đáp ứng của hệ thống hạ tầng CNTT.
+ Đồng bộ với việc chuyển đổi sang cơ chế định giá theo nút truyền tải điện, cần
thiết phải xây dựng cơ chế quản lý rủi ro cho bên bán và bên mua trong Thị trường bán
buôn điện cạnh tranh. Trong giai đoạn đầu, có thể áp dụng cơ chế đơn giản hóa như
sau:
+ Khi tính toán thanh toán hợp đồng CfD giữa đơn vị phát điện và các Tổng Công ty
điện lực, giá tham chiếu được tính bằng mức giá thị trường tại nút truyền tải mô phỏng
tương ứng với nhà máy điện.
+ Phần chênh lệch giữa tổng doanh thu thị trường giao ngay từ các Tổng Công ty điện lực (tính theo giá nút tương ứng) và tổng chi phí trả cho các đơn vị phát điện (tính theo giá nút tại các nhà máy điện) được coi là phần thanh toán dư (settlement surplus) và sẽ được phân bổ lại cho các Tổng Công ty điện lực.
+ Theo phương pháp trên, các đơn vị phát điện được hạn chế rủi ro từ các hợp đồng (do tham chiếu đến giá nút của nhà máy điện); đồng thời rủi ro của các Tổng công ty
điện lực cũng được hạn chế thông qua việc phân bổ khoản thanh toán dư trên thị trường
giao ngay. Cơ chế phân bổ này cũng phù hợp vì bên mua điện phải trả tất cả các khoản chi phí truyền tải điện. Trong dài hạn, có thể xem xét nghiên cứu áp dựng cơ chế quyền truyền tải tài chính (FTR).
68
Hình 4.7 – Lưu đồ dòng tiền qua các TCT Điện lực trong VWEM
- Phương pháp định giá trước vận hành (ex-ante) và phương pháp định giá sau
vận hành (ex-post):
Cơ chế định giá trước vận hành và sau vận hành là 02 cơ chế định giá được áp dụng
phổ biến trong thị trường điện. Mỗi cơ chế có ưu điểm và hạn chế riêng:
- Định giá trước vận hành: i) đưa ra trước tín hiệu giá thị trường cho các đơn vị
thành viên, ii) khuyến khích sự tham gia của các phụ tải (demand response) để nâng cao
hiệu quả thị trường, iii) tăng tính minh bạch vì có sự liên hệ chặt chẽ giữa lập lịch huy
động điều độ tối ưu với tính toán giá thị trường. Tuy nhiên, phương pháp này đặt ra yêu
cầu phải đảm bảo độ chính xác của công tác dự báo phụ tải.
- Định giá sau vận hành: cho phép cập nhật phụ tải thực tế, tình hình vận hành thực tế của hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch để tính giá thị trường. Trong trường hợp sai số dự báo phụ tải lớn, sai lệch lớn giữa công suất khả dụng dự báo và thực tế của các tổ
máy trong các chu kỳ giao dịch, phương pháp định giá sau vận hành cho kết quả chính xác hơn.
Như vậy, độ chính xác của kết quả dự báo phụ tải là yếu tố quan trọng, ảnh hưởng đến việc lựa chọn phương án định giá trước vận hành hay định giá sau vận hành. Trong
Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, có thể xử lý vấn đề này thông qua việc cải thiện
quy trình dự báo phụ tải ngày tới, giờ tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện. Đồng thời, việc rút ngắn chu kỳ giao dịch từ 1 tiếng xuống 30 phút cũng sẽ
69 tạo điều kiện nâng cao độ chính xác của công tác dự báo phụ tải. Khi đó, áp dụng cơ
chế định giá trước vận hành trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh sẽ mang tính
khả thi cao.
Ngoài việc tăng tính minh bạch và đưa ra tín hiệu giá thị trường trước thời điểm vận
hành cho các đơn vị thành viên thị trường thì cơ chế định giá trước vận hành còn đảm
bảo tính khả thi cho việc thực hiện đồng tối ưu giữa điện năng và dịch vụ phụ trợ điều
chỉnh tần số. Trường hợp áp dụng cơ chế tính toán huy động đồng tối ưu, mô hình này sẽ tính toán và đưa ra đồng thời cả giá điện năng và giá dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần
số trước thời điểm vận hành.
Đề xuất về cơ chế định giá trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh:
- Định hướng phát triển của Thị trường bán buôn điện cạnh tranh là áp dụng cơ chế
định giá thị trường trước vận hành kết hợp với cơ chế lập lịch huy động đồng tối ưu
giữa điện năng và các dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số.
- Trong giai đoạn chuyển tiếp ban đầu, khi chưa đáp ứng được các điều kiện và cơ
sở hạ tầng, có thể tạm thời áp dụng cơ chế định giá sau vận hành (tương tự như Thị
trường phát điện cạnh tranh).
70 Chương 5
CƠ CHẾ HỢP ĐỒNG TRONG THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH VIỆT NAM
5.1 Vai trò, mục tiêu và phân loại cơ chế hợp đồng
5.1.1 Vai trò của cơ chế hợp đồng
Bên cạnh thị trường giao ngay, các thị trường điện thành công đòi hỏi phải có cơ
chế hợp đồng kèm theo. Cơ chế hợp đồng đóng vai trò rất quan trọng trong việc quyết
định đến phần lớn kết quả tài chính của cả bên bán và bên mua trong thị trường điện; giúp các đơn vị tham gia thị trường điện hạn chế và kiểm soát được rủi ro về sự biến
động liên tục của giá và sản lượng trên thị trường giao ngay. Ngoài ra, cơ chế hợp đồng
cũng là công cụ quan trọng trong việc hạn chế khả năng lũng đoạn, thao túng giá trên
thị trường giao ngay. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam (VWEM) được
thiết kế là thị trường giao ngay toàn phần, 100% sản lượng điện được bán và mua trên
thị trường giao ngay đối với các đơn vị tham gia thị trường điện. Do đó, cơ chế hợp
đồng càng quan trọng hơn đối với việc quản lý rủi ro tài chính trong thị trường VWEM.
Không chỉ có ý nghĩa trong việc quản lý rủi ro trên thị trường giao ngay, cơ chế hợp
đồng còn có ý nghĩa rất quan trọng trong việc thúc đẩy đầu tư nguồn điện mới một cách
hiệu quả.
5.1.2 Mục tiêu của cơ chế hợp đồng
Cơ chế hợp đồng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam gồm một số
mục tiêu chính sau đây:
- Quản lý rủi ro và ổn định doanh thu đối với các nhà máy điện (NMĐ) và các đơn
vị chào giá thay cho các NMĐ trong thị trường điện.
- Ổn định chi phí mua điện đối với các Tổng công ty điện lực (qua đó gián tiếp ổn định giá bán lẻ điện đối với khách hàng chưa tham gia thị trường điện), và các khách hàng lớn tham gia thị trường điện.
- Hạn chế hành vi lũng đoạn, thao túng giá thị trường giao ngay của các đơn vị phát
điện.
- Thúc đẩy đầu tư và ký kết hợp đồng đối với các nguồn điện mới hiệu quả.
5.1.3 Phân loại cơ chế hợp đồng trong VWEM
Cơ chế hợp đồng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh được đề xuất bao gồm
các cơ chế cụ thể sau đây:
71
- Hợp đồng song phương: do bên bán và bên mua tự đàm phán trực tiếp và thống
nhất về giá và sản lượng cam kết qua hợp đồng trên cơ sở tự nguyện. Cơ chế này còn
được gọi là cơ chế hợp đồng thực hiện qua thị trường phi tập trung (OTC- Over The Counter). Thông thường hợp đồng song phương trong thị trường điện là hợp đồng tài
chính dạng sai khác (Contract for Difference, CfD).
- Cơ chế hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting): Hợp đồng vesting là các hợp đồng
được phân bổ giữa các Tổng công ty điện lực và các đơn vị phát điện từ các hợp đồng hiện hữu giữa EVN/EPTC (Tập Đàon Điện lực Việt Nam/Công ty mua bán điện) và các
đơn vị phát điện tại thời điểm chuyển giao từ giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh gồm một đơn vị mua buôn duy nhất (EVN/EPTC) sang giai đoạn thị trường bán buôn điện cạnh tranh gồm nhiều đơn vị mua buôn. Hợp đồng sai khác (CfD) ký kết giữa đơn
vị phát điện với các Tổng công ty Điện lực theo nguyên tắc sau:
+ Chi phí mua điện đầu vào bình quân từ các hợp đồng phân bổ của các Tổng công
ty Điện lực là tương đương nhau;
+ Giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng được tính toán phù hợp với biểu đồ phụ tải
dự báo của các khách hàng của các Tổng công ty Điện lực; phù hợp với các ràng buộc
hợp đồng của đơn vị phát điện;
+ Đảm bảo giữ tối đa các nội dung cam kết trong các hợp đồng đã ký kết giữa đơn
vị phát điện và Tập Đoàn Điện lực Việt Nam;
+ Áp dụng từ thời điểm vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức.
- Cơ chế giao dịch hợp đồng tập trung (smart contract auction): là cơ chế cho phép
bên bán và bên mua chào giá mua và chào giá bán một phần sản lượng hợp đồng thông
qua một sàn đấu giá hợp đồng tập trung nhằm xử lý vấn đề ký thừa hoặc thiếu hợp
đồng. Cơ chế này là công cụ quan trọng giúp bên bán và bên mua tìm kiếm được hợp
đồng nhanh chóng và dễ dàng không cần thông qua đàm phán tay đôi, đồng thời là công
cụ bổ sung giúp các bên quản lý rủi ro tốt hơn bên cạnh cơ chế hợp đồng song phương.
- Cơ chế hợp đồng đối với các nguồn đầu tư mới: đây là một cơ chế rất quan trọng trong việc đầu tư hiệu quả nhằm đảm bảo an ninh cung cấp điện. Cơ chế đầu tư nguồn
mới về cơ bản phải hoạt động trên cơ chế thị trường cạnh tranh. Tổng sơ đồ quy hoạch phát triển điện tiếp tục đóng vai trò rất quan trọng trong việc định hướng đầu tư nguồn lưới điện.
- Cơ chế hợp đồng đối với các nguồn điện BOT: Trong thị trường bán buôn điện
cạnh tranh, cần hạn chế các cơ chế hợp đồng không dựa trên cơ chế thị trường như cơ
chế đầu tư nguồn điện theo hình thức BOT đòi hỏi phải có cam kết, bảo lãnh của Chính
phủ, toàn bộ rủi ro thuộc về Chính phủ và khách hàng tiêu thụ điện cuối cùng. Thay vào
72 đó, cần khuyến khích tất cả các đơn vị phát điện tham gia thị trường điện và ký kết hợp
đồng dưới dạng hợp đồng tài chính. Đối với các dự án BOT đã có hợp đồng hoặc cam
kết của Chính phủ cần có cơ chế khuyến khích, đàm phán giảm tỷ lệ sản lượng hợp đồng bao tiêu hoặc chuyển đổi hợp đồng sang dạng hợp đồng tài chính dạng sai khác để
cho phép tham gia cạnh tranh và xác định giá trên thị trường giao ngay trên cơ sở đảm
bảo lợi ích của nhà đầu tư và các bên mua điện. Đối với các dự án BOT có vốn đầu tư
nước ngoài chưa có cam kết của Chính phủ, cần phải ký kết dưới dạng hợp đồng CfD và phải tham gia thị trường điện như các nhà máy điện khác. Trong trường hợp, không
thể khuyến khích được các BOT trực tiếp tham gia chào giá trên thị trường, các BOT có thể được chào giá thay bởi đơn vị trực thuộc của EVN, đồng thời EVN hoặc đơn vị này phải ký kết hợp đồng bán điện đã mua từ các hợp đồng BOT cho các Tổng công ty điện
lực và khách hàng tham gia thị trường điện thông qua các hợp đồng tài chính dạng sai
khác.
5.2Hợp đồng song phương
Hợp đồng song phương là thành phần chính trong hầu hết các thị trường điện trên
thế giới. Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam, hợp đồng song phương
là hợp đồng giữa bên bán và bên mua. Thông thường, bên bán sẽ là các đơn vị phát điện
và các đơn vị chào giá thay cho các nhà máy điện tham gia thị trường; bên mua là các
Tổng công ty điện lực và khách hàng lớn. Tuy nhiên, trong một số trường hợp các Tổng
công ty điện lực có thể đóng vai trò là bên bán điện nếu họ đã ký sản lượng hợp đồng
quá cao so với nhu cầu thực tế. Tương tự, các đơn vị phát điện cũng có thể đóng vai trò
là bên mua nếu họ ký các hợp đồng mua điện từ các đơn phát điện khác để thực hiện
các hợp đồng bán điện đã ký trước đó để quản lý rủi ro về sự cố ngừng tổ máy.
Giá và sản lượng của hợp đồng song phương được xác định thông qua đàm phán
trực tiếp và tự nguyện giữa bên bán và bên mua. Trong thị trường bán buôn điện cạnh
tranh Việt Nam, các hợp đồng song phương là các hợp đồng tài chính dạng sai khác,
tức là thanh toán hợp đồng đối với sản lượng hợp đồng dựa theo chênh lệch giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay.
Giá của hợp đồng song phương phản ánh giá trị của hợp đồng, tức dựa trên giá thị trường, chứ không phải phản ánh chi phí của đơn vị phát điện. Sản lượng hợp đồng đàm phán phải được phản ánh đúng phần công suất và điện năng chưa được ký kết (đảm bảo) qua hợp đồng đối với đơn vị phát điện và phần nhu cầu chưa được đảm bảo qua hợp đồng đối với các Tổng công ty điện lực và khách hàng tham gia thị trường điện. Trong trường hợp nếu các Tổng công ty điện lực ký thừa, có thể tìm kiếm đối tác để
bán lại phần điện dư đó thông qua hợp đồng song phương.
Hợp đồng song phương trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh cơ bản là các hợp
73
đồng tài chính dạng sai khác (hợp đồng phát sinh – derivative contracts) bao gồm:
- Hợp đồng sai khác 2 chiều (còn được gọi là hợp đồng kỳ hạn (forward contract) và
hợp đồng hoán đổi (swap contract)).
- Hợp đồng sai khác 1 chiều (còn gọi là hợp đồng lựa chọn (option contract) và hợp
đồng có trần (caps contract).
5.3 Hợp đồng Vesting
5.3.1 Sự cần thiết:
Khi chuyển từ thị trường phát điện cạnh tranh chỉ gồm một người mua buôn duy nhất như hiện nay sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh với sự tham gia của nhiều đơn vị mua buôn khác như các Tổng công ty điện lực mua buôn để thực hiện chức năng
bán lẻ điện hoặc các khách hàng lớn đủ điều kiện. Việc chuyển đổi các hợp đồng hiện tại ký kết giữa các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn duy nhất (EPTC/EVN) sang
các đơn vị mua buôn khác, đặc biệt là các TCTĐL là cần thiết. Việc phân bổ và chuyển
giao một phần hoặc toàn bộ nghĩa vụ và trách nhiệm của đơn vị mua buôn duy nhất
sang các đơn vị mua buôn khác như các TCTĐL cũng phù hợp với các quy định hiện
hành về hợp đồng mua bán điện mẫu giữa các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn duy
nhất.
Theo kinh nghiệm quốc tế, thông thường để thực hiện thành công các thị trường bán
buôn điện cạnh tranh cần phải phân bổ các hợp đồng vesting giữa các đơn vị phát điện
và các đơn vị mua buôn/bán lẻ điện để bắt đầu vận hành thị trường điện, chẳng hạn như
tại thị trường điện các nước Anh và xứ Wales, Australia, Singapore…
Để phát triển từng bước vững chắc và thành công thị trường điện, hợp đồng vesting
được lựa chọn để quản lý rủi ro trên thị trường điện giao ngay cho cả đơn vị phát điện
và các TCTĐL sao cho hạn chế đến mức thấp nhất rủi ro trên thị trường điện ở các năm đầu tiên để dần tích lũy kinh nghiệm, phát triển kỹ năng và các hệ thống phục vụ cho vận hành VWEM.
Hợp đồng vesting được phân bổ nhằm thiết lập thế cạnh tranh bình đẳng giữa các
đơn vị tham gia thị trường, đồng thời giúp các đơn vị phát điện và các TCTĐL hạn chế mức thấp nhất rủi ro trên thị trường giao ngay trong giai đoạn đầu của thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Việc phân bổ ngay các hợp đồng giữa các đơn vị phát điện và các TCTĐL giúp ổn định doanh thu cho các đơn vị phát điện và ổn định chi phí mua điện
của các TCTĐL, tức là ổn định và không tạo ra cú sốc về giá bán lẻ khi vận hành thị
trường bán buôn điện cạnh tranh. Hơn nữa, quá trình phân bổ bắt buộc này giúp các
TCTĐL và các đơn vị phát điện không cần phải đàm phán lại hợp đồng, rút ngắn thời
74 gian thực hiện. Phân bổ hợp đồng bắt buộc tạo ra sự an toàn đối với các TCTĐL trong
bối cảnh họ là các đơn vị mới tham gia thị trường còn thiếu kinh nghiệm đàm phán,
giao dịch và dự báo phụ tải. Do vậy, phân bổ các hợp đồng vesting là việc làm cần thiết để các đơn vị tham gia thị trường điện, đặc biệt các TCTĐL có thời gian trang bị kỹ
năng đàm phán, ký kết hợp đồng, xây dựng các chính sách quản lý rủi ro... khi tham gia
thị trường điện.
5.3.2 Mục tiêu phân bổ hợp đồng Vesting
Phân bổ hợp đồng bắt buộc trong VWEM được thực hiện theo một số nguyên tắc cơ
bản sau đây:
- Tất cả đơn vị phát điện tham gia giao dịch trực tiếp (DTG) và đơn vị chào giá thay quản lý các hợp đồng BOT và các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu (SMHP)
đều phải được phân bổ hợp đồng vesting với các TCTĐL.
- Giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng vesting được xác định phù hợp với biểu giá
điện và biểu đồ phụ tải dự báo của khách hàng không tham gia TTĐ, đồng thời phù hợp
với chi phí và biểu đồ phát dự kiến của đơn vị phát điện.
- Sản lượng hợp đồng phân bổ được xác định từng giờ cho thời hạn hợp đồng nhất
định (có thể là 10 năm), với sản lượng hợp đồng giảm dần theo thời gian nhưng phải
tương ứng với phụ tải của các khách hàng không tham gia thị trường của TCTĐL.
- Phân bổ các hợp đồng giữa đơn vị phát điện và các TCTĐL cần phải xét đến thực
tế biểu giá bán lẻ áp dụng thống nhất toàn quốc trong khi cấu trúc chi phí tự nhiên, đặc
biệt là chi phí phân phối của các TCTĐL là khác nhau. Do đó, phân bổ hợp đồng cần
phải xem xét đến việc bù chéo giữa các TCTĐL trong giai đoạn thị trường bán buôn
điện cạnh tranh. Việc phân bổ hợp đồng phải được thực hiện sao cho hiệu quả thực tế
của các hợp đồng vesting này kết hợp với thị trường điện giao ngay và việc sử dụng
Quỹ công ích hoặc cơ chế bù chéo tương đương đem lại kết quả tương tự như áp dụng
cơ chế giá bán buôn cho các TCTĐL.
Nói cách khác, việc phân bổ hợp đồng phải tương ứng với cơ chế giá bán buôn điện nội bộ hiện hành của mỗi TCTĐL. Quá trình phân bổ có thể được phân bổ sao cho chi
phí mua điện đầu nguồn bình quân của các TCTĐL là tương đương nhau. Trong khi giữ biểu giá bán lẻ và giá truyền tải thống nhất toàn quốc thì sự chênh lệch của chi phí phân phối của các TCTĐL sẽ được thực hiện bù chéo thông qua cơ chế Quỹ công ích điện lực hoặc cơ chế bù chéo tương đương.
5.3.3 Thời hạn của hợp đồng Vesting:
Để quản lý rủi ro trên thị trường điện giao ngay và biểu giá điện cho nhóm khách
hàng không tham gia thị trường điện, cần có một bước chuyển đổi dần dần trước khi đạt
75 được một thị trường điện cạnh tranh hoàn chỉnh, các hợp đồng vesting được phân bổ
nên có thời hạn nhất định, chẳng hạn 10 năm (tương đương với thời hạn các hợp đồng
CfD trong thị trường phát điện cạnh tranh), trong đó sản lượng của các năm đầu sẽ được xác định ở mức phù hợp sao cho hạn chế triệt để rủi ro đối với nhóm khách hàng
không tham gia thị trường điện của các TCTĐL. Tuy nhiên, một số hợp đồng vesting
được phân bổ giữa các đơn vị chào giá thay cho BOT và các TCTĐL có thể có thời hạn
đúng bằng thời hạn của hợp đồng BOT tương ứng.
Sản lượng hợp đồng Vesting có thể được giữ ở mức cao ở một số năm nhất định
trong giai đoạn đầu của VWEM để quản lý rủi ro và ổn định giá điện và có thể giảm dần về 0 sau một thời gian nhất định để tăng tính cạnh tranh.
5.3.4 Phân bổ các Hợp đồng CfD hiện hữu
Thông tư 56/2014/TT-BCT quy định về phương pháp xác định giá phát điện và trình
tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; liên quan tới tái cấu trúc ngành công nghiệp điện
và phân bổ đã đưa ra nhiều cơ chế linh hoạt để quản lý hợp đồng mẫu trong giai đoạn
quá độ chuyển sang VWEM như sau:
5.3.4.1 Tái cơ cấu ngành điện và chuyển giao quyền và nghĩa vụ tại Bên mua:
Hai bên thoả thuận trong thời hạn Hợp đồng, có thể phải tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc
giải thể Bên mua, hoặc loại bỏ dần chức năng mua điện duy nhất của Bên mua để thực
hiện kế hoạch chuyển đổi mô hình hoạt động của ngành điện sang thị trường điện cạnh
tranh theo lộ trình đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc các văn bản thay thế
sau này. Khi Cơ quan nhà nước có thẩm quyền có quyết định về việc tổ chức lại, tái cơ
cấu hoặc giải thể, Bên mua có quyền chuyển giao, hoàn toàn hay một phần, các quyền
và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng mà không cần có sự chấp thuận của Bên bán cho
một hoặc nhiều đơn vị kế thừa do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định và các
đơn vị này có trách nhiệm thực hiện các quyền, nghĩa vụ pháp lý theo quy định của
pháp luật.
Bên bán phải có văn bản chấp thuận mọi sự chuyển giao hoặc ủy quyền do Bên mua thực hiện về các quyền hay nghĩa vụ theo Hợp đồng này. Văn bản chấp thuận của Bên
bán không được có nội dung gây cản trở vô lý tới việc thực hiện chuyển giao hoặc ủy quyền này của Bên mua.
5.3.4.2 Chuyển giao quyền và nghĩa vụ bởi Bên bán
Bên bán chỉ có quyền chuyển nhượng quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng
cho một hoặc nhiều đơn vị kế thừa khi có sự thỏa thuận trước bằng văn bản của Bên
mua. Văn bản thỏa thuận của Bên mua không được từ chối không có lý do việc thực
hiện chuyển giao hoặc ủy quyền này của Bên bán, trừ trường hợp Bên bán có thể ủy
76 quyền hay chuyển nhượng mà không cần có thỏa thuận với Bên mua về một số hoặc tất
cả các quyền và nghĩa vụ theo Hợp đồng của Bên bán liên quan đến cấp vốn hoặc các
thu xếp tài chính khác cho Nhà máy điện. Hợp đồng này tiếp tục có hiệu lực để mang lại lợi ích và việc thực hiện các nghĩa vụ của các đơn vị kế thừa hoặc đơn vị được ủy
thác hoặc đơn vị được chuyển giao của Bên bán.
5.3.4.3 Giai đoạn chuyển tiếp sang thị trường điện bán buôn cạnh tranh
Trường hợp Thị trường phát điện cạnh tranh được thay thế bằng thị trường bán buôn cạnh tranh hoặc loại hình thị trường khác do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết
định trong thời hạn Hợp đồng, các bên có nghĩa vụ đàm phán để sửa đổi hoặc thay thế Hợp đồng này phù hợp với cấu trúc thị trường điện mới với điều kiện giá trị kinh tế của Hợp đồng đối với các bên không bị ảnh hưởng.
- Hợp đồng mua bán điện hiện hữu có thể chia tách và phân bổ cho TCTĐL mà
không thay đổi giá hay sản lượng hiện hữu. Điều này có thể thực hiện duy nhất bởi việc
đơn vị mua buôn duy nhất bằng cách chỉ phân bổ các hợp đồng này cho 1 hoặc nhiều
TCTĐL.
- Các hợp đồng mua bán điện hiện hữu có thể được thay thế hoàn toàn bằng các hợp
đồng mới đàm phán giữa các đơn vị phát điện và các TCTĐL một cách công bằng sao
cho giá trị hợp đồng vẫn giữ được như nguyên.
Bởi vì quá trình đàm phán trước đây để thiết lập hợp đồng mua bán điện hiện hữu
mất rất nhiều thời gian, do vậy, trừ khi có những cải thiện thiện đáng kể trong quá trình
đàm phán hợp đồng mua bán điện thì nên lựa chọn giải pháp phân bổ lại sản lượng hợp
đồng cho các TCTĐL.
5.3.5 Phân bổ hợp đồng đối với các đơn vị chào giá thay cho BOT
Trong thị trường VWEM, các nhà máy điện BOT có thể tham gia chào giá trực tiếp
hoặc gián tiếp trên thị trường thông qua đơn vị chào giá thay cho BOT (BOT trader). Các BOT hiện tại đang tham gia gián tiếp thị trường điện cần phải được tích hợp vào quá trình phân bổ hợp đồng. Trong thị trường VWEM, trong trường hợp các nhà máy điện BOPT không trực tiếp chào giá, một đơn vị trực thuộc EVN (trừ Trung tâm Điều
độ hệ thống điện quốc gia, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, các Tổng công ty điện lực) sẽ đóng vai trò là đơn vị BOT trader sẽ là một bên tham gia hợp đồng BOT và sẽ được phân bổ các hợp đồng mua bán điện mẫu dưới dạng hợp đồng tài chính sai khác (CfD) với các TCTĐL sao cho các hợp đồng này phản ánh tương đối phù hợp các điều kiện của hợp đồng mua bán điện BOT đã ký.
5.3.6 Phân bổ hợp đồng đối với các đơn vị chào giá thay cho các SMHPs
Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, các nhà máy thủy điện đa mục tiêu-
77 SMHP được dự kiến tham gia trực tiếp thị trường điện hoặc được chào giá bởi đơn vị
chào giá thay (SMHP trader). Tương tự như đối với BOT, các đơn vị SMHP hoặc
SMHP trader sẽ phải được phân bổ các hợp đồng với các TCTĐL. Các hợp đồng này có thể bao gồm hợp đồng CfD hai chiều và CfD một chiều (Hợp đồng lựa chọn (option
contract) hay trần (cap contracts). Hợp đồng CfDs hai chiều có thể được ký cho phù
hợp với biểu đồ phát trong những năm khô hạn. Hợp đồng CfD một chiều có thể được
các SMHP sử dụng để thực hiện giá trị của nhà máy do các ràng buộc về năng lượng. Hợp đồng CfD một chiều cũng có thể được sử dụng để quản lý sự biến động phụ tải và
rủi ro về giá đối với các TCTĐL và rủi ro về sự cố đối với các đơn vị phát điện. Giá trị của hợp đồng CfD một chiều tùy thuộc vào giá trần thị trường, giá hợp đồng thực hiện và giá công suất (nếu có).
5.3.7 Các phương án phân bổ hợp đồng vesting
Phân bổ hợp đồng vesting rất quan trọng trong việc quản lý rủi ro của các TCTĐL
và tạo ra sự ổn định dòng tiền doanh thu cho các đơn vị phát điện. Các hợp đồng
vesting cũng tạo ra sự ổn định về giá và sản lượng đối với khách hàng không tham gia
thị trường điện.
Để đánh giá phương án phân bổ hợp đồng phù hợp với các mục tiêu và nguyên tắc
thiết kế thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam, Đề án phân tích hai phương án
phân bổ hợp đồng cho VWEM hoàn chỉnh như sau:
- Phương án 1: Thực hiện phân bổ hợp đồng vesting một lần tất cả các hợp đồng sai
khác CfD hiện hữu giữa EVN/EPTC và các đơn vị phát điện cho các TCTĐL. Mỗi hợp
đồng hiện hữu giữa một đơn vị phát điện và EVN/EPTC có thể được phân bổ cho một
hay nhiều TCTĐL. ETPC không còn giữ các hợp đồng hiện hữu với các đơn vị phát
điện tham gia trực tiếp thị trường phát điện cạnh tranh, mà chuyển toàn bộ nghĩa và
quyền của bên mua trong các hợp đồng này cho một hoặc nhiều TCTĐL. Đối với các
hợp đồng BOT, nếu không đàm phán chuyển đổi hợp đồng được thành dạng hợp đồng tài chính tương ứng giữa BOT và các TCTĐL thì EVN/EPTC hoặc một đơn vị chào giá thay cho BOT tiếp tục quản lý các hợp đồng BOT, đồng thời ký các hợp đồng vesting
được phân bổ giữa EVN/EPTC và các TCTĐL theo các hợp đồng tài chính dạng sai khác sao cho tổng hợp các hợp đồng này có thể coi tương đương với hợp đồng BOT đã ký. Ngoài ra, EVN/EPTC tiếp tục phải có trách nhiệm quản lý các hợp đồng nhập khẩu điện, mua điện từ các nguồn năng lượng tái tạo và nguồn điện khác chưa tham gia thị trường điện. Đối với các nguồn điện này, EVN/EPTC có thể ký hợp đồng bán điện cho các TCTĐL theo giá bán buôn.
78
Hình 5.1 – Lưu đồ phương án 1 – Phân bổ 1 lần tất cả các hợp đồng hiện hữu
- Phương án 2: EVN/EPTC tiếp tục giữ các hợp đồng CfD hiện hữu với các đơn vị phát điện tham gia trực tiếp nhưng tỷ lệ cam kết qua hợp đồng được giảm dần. Giả thiết các hợp đồng CfD hiện hữu giữa đơn vị phát điện và EVN/EPTC sẽ tiếp tục được duy
trì nhưng giảm dần tỷ lệ cam kết qua hợp đồng bằng cách giảm dần sản lượng hợp đồng
giờ theo thời gian theo một số công thức toán học. Cùng với cơ chế giảm dần sản lượng
hợp đồng này, sản lượng giờ mua bán với giá BST giữa EVN/EPTC và các TCTĐL
cũng sẽ phải giảm dần tương ứng. Với việc giảm tỷ lệ hợp đồng ký với EVN/EPTC, các
đơn vị phát điện có thể tự do tìm kiếm và ký kết hợp đồng với các TCTĐL. Tương tự,
đối với TCTĐL khi tỷ lệ mua điện với giá BST từ EPTC/EVN giảm dần, cũng sẽ cần
phải tìm kiếm ký kết hợp đồng với các đơn vị phát điện.
Hình 5.2 Lưu đồ phương án 2- EVN/EPTC tiếp tục giữ tất cả các hợp đồng hiện tại
nhưng giảm dần tỷ lệ cam kết
Ưu điểm của Phương án 1 là việc phân bổ ngay từ ban đầu sao cho đảm bảo cả đơn vị phát điện và TCTĐL được bảo vệ trong một thời gian dài và chi phí mua điện bình quân đầu nguồn của các TCTĐL thông qua các hợp đồng phân bổ tương đương với thành phần giá năng lượng trong giá BST hiện nay. Về dài hạn, phương án này tạo tiền
đề tốt cho một thị trường điện cạnh tranh cho phép các đơn vị phát điện và các
TCTĐL/khách hàng tham gia thị trường điện ký kết hợp đồng mua bán điện trực tiếp
với nhau thay vì phải mua đơn vị trung gian là EVN/EPTC quản lý rất nhiều hợp đồng.
79
Trong Phương án 2, với tỷ lệ hợp đồng giảm dần giữa các đơn vị phát điện và
EVN/EPTC cũng như giữa EVN/EPTC với các TCTĐL, cả đơn vị phát điện và TCTĐL
sẽ cần ký kết hợp đồng mới để quản lý rủi ro của mình. Vì các hợp đồng mới này không phải là một phần của các hợp đồng vesting được phân bổ nên giá và sản lượng của các
hợp đồng này sẽ được tự do đàm phán giữa các TCTĐL và đơn vị phát điện, tức là giá
của các hợp đồng này phản ánh giá thị trường, chứ không phải dựa trên chi phí thực tế.
Thông thường, các hợp đồng mới này sẽ tham chiếu đến giá của các nhà máy điện mới đi vào hoạt động, là những nhà máy đắt hơn các nhà máy hiện tại. Do đó, giá hợp đồng
mua bán điện giữa đơn vị phát điện và TCTĐL sẽ có xu hướng cao hơn giá hợp đồng hiện tại. Điều đó, đồng nghĩa với việc chi phí mua điện của các TCTĐL tăng lên. Điều này dẫn đến khả năng làm tăng giá bán lẻ điện cho khách hàng chưa tham gia thị trường
hoặc các TCTĐL sẽ chấp nhận lỗ hoặc giảm lợi nhuận.
Để lựa chọn được phương án phù hợp cần đánh giá và so sánh hai phương án trong
việc đáp ứng các mục tiêu và nguyên tắc phải tuân thủ trong quá trình thiết kế và xây
dựng thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam.
Bảng 5.1 - Đánh giá các lựa chọn phân bổ hợp đồng vesting
Phương Phương TT Các nguyên tắc phải tuân thủ án 1 án 2
Tuân thủ với Thiết kế tổng thể và lộ trình Tốt Tốt 1
Thiết kế cho dài hạn Tốt Kém 2
Tối thiểu hóa chi phí Tốt Khá 3
Xác định giá hiệu quả Tốt Tốt 4
Khuyến khích đầu tư hiệu quả Tốt Tốt 5
Hiệu quả và minh bạch của vận hành HTĐ và TTĐ Tốt Kém 6
Khuyến khích ngành công nghiệp điện cạnh tranh Tốt Kém 7
Phân bổ rủi ro hợp lý Tốt Kém 8
Tối đa hóa việc tham gia TTĐ Tốt Kém 9
Tốt Kém 10 Đản bảo cung cấp điện ổn định và giá điện hợp lý, tránh sự thay đổi lớn trong chuỗi sản xuất điện
Đảm bảo sự phát triển ngành điện bền vững và độ tin
cậy tài chính cho cả ngành điện và cho từng khâu sản Tốt Khá 11 xuất (phát điện, truyền tải điện, phân phối điện và bán
lẻ điện)
80
Phương Phương TT Các nguyên tắc phải tuân thủ án 1 án 2
12 Nâng cao sự công bằng, minh bạch và cạnh tranh Tốt Khá
13 Đơn giản và khả thi thực hiện trong ngành điện VN Tốt Khá
Nâng cao hiệu quả thực hiện trong VCGM và giải 14 Tốt Khá quyết những vấn đề bất cập của VCGM
Kết quả đánh giá và so sánh ở bảng 5.1 giữa hai phương án cũng như những phân
tích ở trên cho thấy Phương án 1 có nhiều ưu điểm và đáp ứng được tốt hơn các mục
tiêu và nguyên tắc thiết kế xây dựng thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam.
5.3.8 Quá trình phân bổ hợp đồng vesting
Quá trình phân bổ hợp đồng vesting có thể được thực hiện bằng cách giải quyết bài
toán quy hoạch tuyến tính tối ưu. Với bài toán tối ưu lớn như phân bổ hợp đồng với
hàng trăm hợp đồng, cho hàng trăm chu kỳ có thể thực hiện bằng các ngôn ngữ mô
phỏng lập trình toán học như: AMPL, AIMMS hoặc GAMS.
Mục tiêu của bài toán tối ưu hóa là tối thiểu hóa tổng chi phí hợp đồng cho tất cả các
TCTĐL với các ràng buộc sau:
- Chi phí mua điện bình quân qua các hợp đồng vesting được phân bổ tương đương
nhau (có thể xem đây là một ràng buộc mềm);
- Đối với TCTĐL, tổng sản lượng hợp đồng từng giờ được phân bổ tương ứng với
phụ tải từng giờ (phụ tải của mỗi TCTĐL được đặc tính hóa bằng các giá trị dự báo tải
và các giá trị cực đại cho từng giờ x ngày x tuần x tháng trong năm);
- Đối với mỗi nhà máy điện, tổng sản lượng được phân bổ phải phù hợp với đặc tính
kỹ thuật và hợp đồng mua bán điện hiện tại của nhà máy đó;
- Đáp ứng các ràng buộc hợp đồng của nhà máy điện như sản lượng tối thiểu, hệ số
công suất cao nhất và thấp nhất, giá cố định…;
- Phân bổ các hợp đồng sao cho khả thi về mặt vật lý nếu cung đáp ứng cầu (thực tế có thể thực hiện được bằng cách gần đúng coi hệ thống lưới điện gồm 3 vùng – Bắc, Trung và Nam). Mục đích của yêu cầu này là để đảm bảo rằng khi áp dụng cơ chế định giá nút, các hợp đồng sẽ được phân bổ phù hợp với các quyền truyền tải tài chính (Financial Transmission Right - FTR) hoặc cơ chế tương đương (Settlement Surplus).
- Và một số ràng buộc để chuyển quá trình phân bổ cho giờ này sang giờ kế tiếp một
cách trơn tru.
81
5.3.9 Lộ trình thực hiện phân bổ hợp đồng vesting
Để chuẩn bị tiền đề cho vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh từ
năm 2019, quá trình phân bổ hợp đồng vesting được dự kiến theo lộ trình như sau:
- Đối với VWEM thí điểm: Trong năm 2016, thực hiện tính toán các phương án
phân bổ và thanh toán hợp đồng trên giấy (không thanh toán thật) để các TCTĐL, đơn
vị phát điện và đơn vị chào giá thay có điều kiện trang bị kinh nghiệm trong phân bổ,
ký kết và quản lý hợp đồng.
- Đối với VWEM thí điểm: Trong năm 2017, 5% tải hàng giờ của các TCTĐL sẽ
được phân bổ vào hợp đồng vesting cho 1 năm để nâng cao kinh nghiệm trong dự báo phụ tải, quản lý hợp đồng và quản lý rủi ro (95% tải hàng giờ vẫn được trả qua BST(giá bán buôn điện nội bộ).
- Đối với VWEM thí điểm, trong năm 2018, 10% tải hàng giờ của các TCTĐL sẽ
được phân bổ vào hợp đồng vesting cho 1 năm để nâng cao kinh nghiệm trong dự báo
phụ tải, quản lý hợp đồng và quản lý rủi ro (90% tải hàng giờ vẫn được trả qua BST).
- Đối với thị trường VWEM chính thức (từ tháng 1/2019): trên cơ sở đánh giá rút
kinh nghiệm 03 năm vận hành thí điểm, sẽ tiến hành phân bổ tất cả các hợp đồng
vesting cho 100% tải hàng giờ không tham gia thị trường điện của các TCTĐL trong
một số năm nhất định, chi tiết về thời hạn hợp đồng vesting sẽ tiếp tục nghiên cứu, cân
nhắc.
Hình 5.3 Lộ trình thực hiện phân bổ hợp đồng Vesting:
82
5.3.10 Giá điện thống nhất toàn quốc và giảm tỷ lệ hợp đồng vesting
Như đã phân tích, khi xây dựng thị trường điện cạnh tranh, phân bổ hợp đồng giữa
các đơn vị phát điện và các TCTĐL đã được chứng minh là cách hiệu quả để quản lý rủi ro và sự đảm bảo về tài chính. Một trong các rủi ro đối với Việt Nam là chi phí phát
điện của các đơn vị phát điện mới cao hơn chi phí phát điện trung bình của các đơn vị
phát điện hiện hữu. Giá BST hiện tại dựa trên chi phí phát điện trung bình và do đó
thành phần chi phí năng lượng của BST sẽ thấp hơn thành phần phát điện của đơn vị phát điện mới. Một khi có thị trường VWEM cạnh tranh, tất cả các hợp đồng song
phương và các hợp đồng được bán và mua thông qua cơ chế giao dịch hợp đồng tập trung sẽ phản ánh giá thị trường chứ không phải chi phí của các đơn vị phát điện rẻ hơn. Với sự tăng trưởng đều đặn của nhu cầu phụ tải, các TCTĐL sẽ phải mua các hợp đồng
theo cơ chế thị trường thông qua ký kết song phương hoặc thông qua cơ chế giao dịch
hợp đồng tập trung để đáp ứng nhu cầu phụ tải tăng cao và sự giảm tỷ lệ hợp đồng
trong hợp đồng vesting. Do đó, nếu sản lượng trong hợp đồng vesting giảm quá nhanh,
thì chi phí mua điện đầu nguồn của các TCTĐL sẽ tăng nhanh. Điều này đồng nghĩa
với việc sẽ phải tăng nhanh giá bán lẻ điện thống nhất toàn quốc hoặc các TCTĐL sẽ lỗ.
Kịch bản thứ nhất là sản lượng hợp đồng vesting giảm chậm và kịch bản thứ 2 là
sản lượng hợp đồng vesting giảm nhanh hơn. Đối với cả 2 kịch bản, giả thiết rằng phụ
tải tăng trưởng 10%/năm và các chi phí của đơn vị phát điện mới sẽ gấp đôi các chi phí
trung bình của các đơn vị hiện hữu. Trong kịch bản đầu tiên, ở hình bên trái, sản lượng
hợp đồng không đổi trong một số năm nhất định. Trong trường hợp này, chỉ phần phụ
tải tăng thêm cần ký hợp đồng mới cho các nguồn mới để đáp ứng nhu cầu của phụ tải.
Do đó tải tăng trưởng 10% gây ra sự tăng về chi phí năng lượng 9%/năm. Trong kịch
bản thứ 2, sản lượng hợp đồng vesting giảm với tốc độ 10%/năm, chi phí mua điện đầu
nguồn của TCTĐL để đáp ứng cùng nhu cầu phụ tải phải tăng 18%/năm.
83
Hình 5.4 – Biểu đồ hai kịch bản trong việc giảm sản lượng hợp đồng vesting
Do vậy, để đảm bảo ổn định giá điện và từng bước nâng cao tính cạnh tranh, sản lượng hợp đồng vesting cần phải được duy trì ở một thời gian nhất định và có lộ trình
giảm dần phù hợp. Lộ trình này cần tiếp tục nghiên cứu và cân nhắc cụ thể trong quá
trình thực hiện phân bổ hợp đồng.
Cơ chế phân bổ hợp đồng vesting là cơ chế rất quan trọng và phức tạp, đòi hỏi độ
chính xác, công bằng và khách quan trong tính toán. Do đó, để thực hiện quá trình phân
bổ hợp đồng thành công cần phải nghiên cứu hoặc thuê tư vấn quốc tế có kinh nghiệm
xây dựng phương pháp chi tiết, cũng như thực hiện tính toán thực tế với đầy đủ tất cả
các số liệu hợp đồng, nguồn điện và phụ tải và ràng buộc liên quan mới trước khi có quyết định cuối cùng.
5.3.11 Quản lý sau khi phân bổ hợp đồng vesting
Sau khi phân bổ các hợp đồng vesting, các đơn vị phát điện và các TCTĐL có thể điều chỉnh các hợp đồng cho phù với khả năng và nhu cầu thực tế bằng cách bán hoặc mua thêm các hợp đồng thông qua cơ chế hợp đồng song phương hoặc cơ chế giao dịch hợp đồng tập trung của VWEM. Một TCTĐL có thể thấy rằng sản lượng ký kết hợp
đồng quá nhiều (over contract) có thể bán các hợp đồng cho các TCTĐL khác hoặc đơn vị phát điện khác vì đây chỉ là các hợp đồng tài chính (CfD).
Tương tự, nếu các đơn vị phát điện chưa bán hết khả năng phát qua hợp đồng có thể
84 tìm kiếm đối tác để ký các hợp đồng song phương hoặc bán qua cơ chế giao dịch hợp
đồng tập trung.
5.4 Ví dụ tính toán phân bổ hợp đồng vesting
Ví dụ sau đây minh họa các hợp đồng được phân bổ như thế nào giữa các nhà máy
và các PC để chi phí điện năng trung bình của mỗi PC là giống nhau (mô hình được
phát triển như là bảng tính và sử dụng chương trình phụ trợ Open Solver để giải chương trình tối ưu hóa tuyến tính).
Mô hình sử dụng đầu vào:
- Hợp đồng của 6 nhà máy thủy điện và 6 nhà máy nhiệt điện được cung cấp bởi
ERAV;
- Phụ tải một ngày của 5 PC
- Khả năng truyền tải đơn giản giữa miền bắc, trung và nam
- Tải thực tế của PC và khả năng truyền tải giữa các miền được thu nhỏ bằng 1/5 để
phù hợp với khả năng phát của nhà máy trong các hợp đồng.
- Mô hình phân bổ hợp đồng từng tổ máy trong số 12 tổ máy cho từng PC trong 5
PC. Đối với một số hợp đồng với PC, phân bổ hợp đồng có thể bằng 0 MvW trong mỗi
khoảng thời gian
5.4.1 Kết quả hợp đồng phía khâu phát điện
Ví dụ có 6 nhà máy thủy điện và 6 nhà máy nhiệt điện được phân bổ hợp đồng
vesting. Bảng 5.2 hiển thị dãy kết quả có thể được sử dụng cho việc phân bổ hợp đồng
như chi phí điện năng cố định và biến đổi, sản lượng hợp đồng lớn nhất và nhỏ nhất
theo từng giờ, hệ số công suất lớn nhất và nhỏ nhất, tốc độ tăng giảm tải từ giờ này đến
giờ kế tiếp. Các giá trị này được sử dụng trong ví dụ này được minh họa trong bảng.
- Ví dụ minh họa kết quả phân bổ hợp đồng vesting
Bảng 5.2 cho khâu phát điện.
Input paramete r HPP _1 HPP _2 HPP _3 HPP _4 HPP _5 HPP _6 TPP_ 1 TPP_ 2 TPP_ 3 TPP_ 4 TPP_ 5 TPP_ 6
Region 1 1 2 2 3 3 1 1 1 3 3 3
85
HPP HPP HPP HPP HPP HPP TPP_ TPP_ TPP_ TPP_ TPP_ TPP_ Input paramete
r _1 _2 _3 _4 _5 _6 1 2 3 4 5 6
Fixed capacity
charge 0 0 0 0 0 0 425 500 460 210 440 205
(VND/kW
/h)
575 900 1,100 850 450 360 912 832 870 880 940 560 Energy charge
VND/kWh
Maximum
nominatio 120 180 210 144 150 300 600 600 110 1,090 450 714
n
0 0 0 0 0 0 240 240 35 0 0 0 Minimum nominatio
n
Maximum
capacity 24% 32% 30% 34% 32% 31% 85% 85% 85% 85% 85% 85%
factor
Minimum
capacity 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
factor
60 90 105 72 75 150 150 150 27.5 272.5 112.5 178.5 Ramp rate per hour
Đối với các nhà máy thủy điện, hệ số công suất phân bổ hợp đồng lớn nhất là 70 %
hệ số công suất phát trung bình năm.
5.4.2 Thông số đầu vào hợp đồng mua bán điện khách hàng
Thông số đầu vào cần thiết từ bộ phận kinh doanh bán lẻ của PC cho việc phân bổ
hợp đồng vesting sẽ là dự báo phụ tải của các PC và phụ tải lớn nhất cho từng giờ sẽ
được mô phỏng và tại từng vùng hay tại mỗi nút (điểm bán buôn điện).
86
Hình 5.5 - Phụ tải kinh doanh bán lẻ của các PCs trong một ngày
5.4.3 Tối ưu phân bổ hợp đồng Vesting
Việc phân bổ hợp đồng vesting được tính toán bằng chương trình tối ưu hóa tuyến
tính để đạt các mục tiêu:
- Tối tiểu hóa thiểu hóa chi phí của phân bổ hợp đồng (tổng các chi phí cố định và
biến đổi)
- Tối thiểu hóa sự khác biệt về chi phí trung bình của các PC
- Làm cho sự phân bổ hợp đồng tương đối mềm mại theo thời gian.
- Ba mục tiêu này được kết hợp với nhau trong hàm mục tiêu bằng cách đưa mục
tiêu thứ hai và ba trọng số thấp, vì vậy nếu các yêu cầu này không được thỏa mãn hoàn
toàn chúng sẽ không bổ sung đáng kể vào tổng chi phí. Dựa trên kinh nghiệm của tư
vấn về việc sử dụng mô hình đơn giản, yêu cầu có chi phí năng lượng giống nhau cho mỗi PC không bổ sung thêm chi phí vào tổng chi phí nó chỉ ảnh hưởng đến sự phân bổ các hợp đồng giữa nhà máy và các PC.
Chương trình tối ưu đưa ra các ràng buộc như sau:
- Tổng điện năng hợp đồng cho từng PC theo từng giờ phải đáp ứng phụ tải từng giờ
của các PC.
- Các hợp đồng phân bổ cho từng nhà máy phải thỏa mãn các yêu cầu quy định
trong hợp đồng mua bán điện của nhà máy bao gồm công suất tối thiểu, tối đa, hệ số công suất tối thiểu, tối đa, giá cố định, giá biến đổi ....
- Các hợp đồng được phân bổ để kết quả cuối cùng là thực tế khả thi nếu nó khớp
87 giữa điện năng phát và phụ tải phân theo mô hình lưới 3 miền ( bắc, trung, nam). Mục
đích của yêu cầu này để đảm bảo rằng khi định giá vùng, giá nút được áp dụng hợp
đồng có thể phân bổ phù hợp với FTR.
5.4.4 Kết quả tính toán ví dụ
Các hình sau đây thể hiện kết quả ví dụ phân bổ hợp đồng vesting
Hình 5.6 - Phân bổ hợp đồng cho các TCT ĐL
Hình 5.7 - Phân bổ hợp đồng vesting cho Tổng công ty Điện lực Miền Bắc
88
Hình 5.8 - Phân bổ hợp đồng vesting cho TCT Điện lực Hồ Chí Minh
Bảng 5.3 - Phụ tải dự báo, tổng chi phí và chi phí trung bình phân bổ hợp đồng
vesting cho từng PC
Central Ho Chi Minh
North PC South PC PC Hanoi PC PC
814 1,063 288 271 461 Phụ tải dự báo
877,638 1,145,378 310,908 292,019 496,406 Chi phí
1,078 1,078 1,078 1,078 1,078 Giá trị trung bình
0 0 0 0 0 Độ lệch giá trị trung bình
Nếu áp dụng phân bổ hợp đồng vesting cho từng PC với các hợp đồng để đáp ứng phụ tải dự báo của phần khách hàng tham gia thị trường, thì kết quả là chi phí điện năng của khối bán lẻ điện của các điện lực là như nhau.
Chương trình thực hiện phân bổ sẽ là chương trình tối ưu lớn có thể thực hiện trong
chương trình lập trình mô phỏng viết bằng ngôn ngữ AMPL, AIMMS hoặc GAMS.
89
Việc phân bổ hợp đồng phải nên được làm cho khoảng thời gian 10 năm hoặc lâu
hơn nữa, nó có thể không phải thực hiện thêm lần nữa bởi vì thị trường VWEM/VREM
sẽ sử dụngng hợp đồng song phương và cơ chế đầu giá hợp đồng tập trung. Phân bổ tập trung các hợp đồng sẽ sớm không cần nữa.
5.5 Ví dụ về giao dịch họp đồng song phương trong VWEM
- Điều kiện:
+ Ho Chi Minh PC (EVNHCMC) là 1 trong các đơn vị mua buôn điện
+ NM Quảng Ninh (QN) là 1 trong các đơn vị phát điện trực tiếp tham gia thị
trường.
+ 2 đơn vị ký kết hợp đồng song phương dạng CfD trong đó Quảng Ninh cam kết
bán cho EVNHCMC sản lượng năm 2 tỷ kWh với giá Pc = 1000 vnđ. Khoản thanh toán theo hợp đồng CfD: R = Qc x (Pc – Pm)
+ Trong chu kỳ giao dịch đang xét thì Qc = 1000MW với Pc = 1000 vnđ
+ Thanh toán trong VWEM cũng giống như trong VCGM bao gồm 2 thành phần:
1. Trên thị trường giao ngay: Spot Market (Giao dịch thông qua SMO)
2. Trên thị trường hợp đồng: Contract (Giao dịch trực tiếp giữa Quảng Ninh và
EVNHCMC)
Hình 5.9 – Lưu đồ giao dịch hợp đồng song phương
90
Trường hợp 1: Trong giai đoạn thí điểm VWEM, xác định theo giá SMP như trong
VCGM, cơ chế thanh toán như sau:
Hình 5.10 – Cơ chế thanh toán trong VWEM
91
Trường hợp 2: Nhà máy điện Quảng Ninh sự cố không phát lên lưới, giá thị trường
không thay đổi trong chu kỳ giao dịch 1h
92
Trường hợp 3: Nhà máy điện Quảng Ninh sự cố không phát lên lưới, giá thị trường
tăng (Pm=1100 vnđ) trong chu kỳ giao dịch 1h
93 Chương 6
KẾT LUẬN –KIẾN NGHỊ
6.1 Kết luận
Sau gần 6 tháng nghiên cứu, tìm hiểu và được sự hướng dẫn tận tình của thầy Tiến
sỹ Nguyễn Hùng và các Anh (Chị) đồng nghiệp luận văn đã hoàn thành cơ bản theo yêu
cầu và nhiệm vụ đề ra là tìm ra được cơ chế hợp đồng hợp lý trong thị trường bán buôn
điện tại Việt Nam. Trước khi đưa ra được một cơ chế hợp lý, luận văn đã thực hiện
nghiên cứu kinh nghiệm triển khai thị trường điện của một số nước trên thế giới cụ thể
như: Tìm hiểu xu hướng phát triển của thị trường phát điện canh tranh, thị trường bán
buôn cạnh tranh, thị trường bán lẻ cạnh tranh và đặc biệt là nghiên cứu kinh nghiệm
phát triển vận hành của thị trường điện một số nước trên thế giới như: Khu vực Bắc Âu,
Hàn Quốc, Philippines, Singapore...
Từ kinh nghiệm triển khai thực hiện thị trường điện của thế giới, luận văn đã chỉ ra
một số điểm sẽ được áp dụng tại thị trường phát điện cạnh trạnh Việt Nam và chuẩn bị
áp dụng cho thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Luận văn đã dành hẳn một chương để tìm hiểu về thị trường phát điện cạnh trạnh Việt Nam đang được triển khai thực hiện
như: nghiên cứu cấu trúc của thị trường VCGM, nguyên tắc hoạt động của thị trường,
thành viên tham gia thị trường, cơ chế hoạt động...và cuối cùng là đánh giá công tác
vận hành thì trường phát điện cạnh tranh Việt Nam sau hơn 3 năm thực hiện. Luận văn
đã đưa ra những con số để đánh giá cụ thể một cách khách quan và trung thực về quá
trình triển khai thực hiện như số lượng nhà máy tham gia VCGM đang chiếm 41% tổng
công suất đặt của toàn hệ thống, tìm hiểu về giá mà thị trường bán buôn cạnh tranh thực
hiện trong thời gian qua so với gia khi chưa áp dụng thị trường điển, biểu đồ so sánh
giữa giá SMP, CAN, FMP...; cách thanh toán trong thị trường điện, đánh giá công tác
vận hành thị trường điện...
Nghiên cứu việc triển khai thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh là nhiệm vụ trọng tâm của luận văn, các nội dung của chương IV được thực hiện theo thiết kế
tổng thể của thị trường bán buôn cạnh tranh Việt Nam được Bộ Công Thương phê duyệt bao gồm: cấu trúc thị trường VWEM, các thành viên tham gia thị trường, tìm hiểu mô hình thị trường giao ngay. Trong đó luận văn cũng đã tập trung vào nghiên cứu mô hình chào giá theo chi phí CBP (Cost – Based Pool), kế hoạch vận hành thị trường bán buôn (năm tới, tháng tới, tuần tới, ngày tới...), nguyên cứu cách xác định giá của thị trường, phương pháp định giá thị trường...
Và phần quan trọng nhất của luận văn chính là nghiên cứu cơ chế thực hiện hợp đồng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam. Luận văn đã đi sâu vào việc tìm hiểu vai trò, mục tiêu của việc thực hiện cơ chế hợp đồng, nghiên cứu các hình thức
94 thực hiện hợp đồng. Đặc biệt trong chương này sẽ nghiên cứu hợp đồng vesting (nghiên
cứu sự cần thiết, mục tiêu của việc phân bổ hợp đồng vesting, thời hạn của hợp đồng
vesting, các phương pháp phân bổ hợp đồng vesting, lộ trình phân bổ hợp đồng vesting...), việc triển khai thực hiện hợp đồng sai khác CfD hiện hữu và cuối cùng là
các ví dụ về tính toán thực hiện hợp đồng song phương.
Do thời gian nghiên cứu tương đối ngắn nhưng với một khối lượng kiến thức về thị
trường điện là rất lớn và hoàn toàn mới nên trong luận văn này sẽ còn nhiều vấn đề chưa được tác giả tìm hiểu, đào sâu nghiên cứu.
6.2 Kiến nghị
Sau khi Bộ Công Thương thực hiện phê duyệt thiết kế chi tiết thị trường bán buôn
điện cạnh tranh là một cơ sở pháp lý quan trọng để Cục điều tiết điện lực và các bên
liên quan triển khai thực hiện trong đó vấn đề về cơ chế hợp đồng là rất quan trọng
quyết định thành công của thị trường. Việc triển khai thực hiện đang được thực hiện
dần từng bước trên cơ sở thí điểm trên giấy trong năm 2016, phân bổ 5% sản lượng vào
năm 2017, 10% sản lượng vào năm 2018 và chính thức vận hành vào năm 2019. Trong
quá trình vận hành thị trường điện sẽ còn rất nhiều vấn đề phát sinh mà có thể khi
nghiên cứu không lường được ví dụ như: công cụ pháp lý, hạ tầng công nghệ thông tin,
cơ chế chính sách ...Do đó để có thể thực hiện được thị trường bán buôn điện cạnh
tranh trong thời gian tới, luận văn kiến nghị thực hiện các nội dung sau:
- Bám sát thiết kế thị trường bán buôn điện cạnh tranh đã được phê duyệt để ban
hành các văn bản pháp quy cần thiết phục vụ cho thị trường như: Quyết định của Thủ
tướng Chính phủ phê duyệt Đề án tái cơ cấu ngành điện phục vụ Thị trường bán buôn
điện cạnh tranh; Quyết định phê duyệt Đề án phát triển cơ sở hạ tầng công nghệ thông
tin phục vụ vận hành và giám sát Thị trường bán buôn điện cạnh tranh; Quyết định phê
duyệt Đề án đào tạo, nâng cao năng lực cho các thành viên Thị trường bán buôn điện
cạnh tranh; Các thông tư quy định của Bộ Công Thương để thực hiện thị trường bán buôn điện như: quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh, Quy
định hệ thống điện truyền tải; Quy định Hệ thống điện phân phối; Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia...
- Để việc thực hiện cơ chế hợp đồng đạt hiệu quả thì Bộ Công Thương cũng sẽ tiếp tục ban hành mới các Thông tư quy định các nội dung sau: Quy định về cơ chế hợp đồng vesting trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh; Quy định về mẫu hợp đồng
song phương (dạng CfD); Quy định về cơ chế giao dịch hợp đồng tập trung trong Thị
trường bán buôn điện cạnh tranh; Quy định về cung cấp các dịch vụ phụ trợ thông qua
hợp đồng; Quy định về việc tách bạch chi phí phân phối điện trong hoạt động phân phối
95 bán lẻ điện; Quy định về giá điện đối với các khách hàng đủ điều kiện tham gia thị
trường điện bán buôn; Quy định khác về về việc chuyển (pass through) chi phí mua
điện từ các nguồn điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạn tranh (nhập khẩu, năng lượng tái tạo…) sang biểu giá bán lẻ điện cho các khách hàng; Quy định về bảo
lãnh thanh toán trong thị trường điện giao ngay...
- Triển khai xây dựng cơ sở hạ tầng CNTT theo quy định tại Quyết định 6941/QĐ-
BCT của Bộ Công Thương quy định về thiết kế tổng thể hạ tẩng CNTT phục vụ Thị trường phát điện cạnh tranh vì cơ sở hạ tầng đóng vai trò quyết định đến việc triển khai
thành công các tính năng của thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Cơ sở hạ tầng IT bao gồm các hệ thống đo đếm thời gian thực trạng thái hệ thống điện, hạ tầng thông tin, các hệ thống quản lý dữ liệu dụng cụ đo, hệ thống quản lý thị trường, các hệ thống cơ sở dữ
liệu thị trường và các yếu tố khác đảm bảo vận hành của VWEM hiệu quả và tin cậy.
- Công tác đào tạo nâng cao năng lực của cán bộ, chuyên viên trong các lĩnh vực có
liên quan đến thị trường điện là một nội dụng quan trọng cần được triển khai thực hiện
trong thời gian sớm nhất. Nội dung đào tào liên quan đến hoạt động của thị trường,
quản lý rủi ro qua hợp đồng tài chính...ngoài ra cũng sẽ cần đào tạo các kiến thức, quy
định trong các văn bản quy phạm pháp luật liên quan và hướng dẫn sử dụng một số
chương trình phần mềm sử dụng trong thị trường điện.
- Và một trong các điều kiện tiên quyết để Thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoạt
động công bằng, minh bạch và hiệu quả là phải đảm bảo cơ cấu ngành điện phù hợp với
các yêu cầu vận hành thị trường điện như: Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia
phải là đơn vị độc lập, không có chung lợi ích với các đơn vị tham gia thị trường điện;
các tổng công ty phát điện, các nhà máy điện thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (trừ
các nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an
ninh) phải tách thành đơn vị phát điện độc lập, không có chung lợi ích với đơn vị bán
buôn điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và đơn vị điều
hành giao dịch thị trường điện lực; tổng công suất đặt của một đơn vị phát điện không được vượt quá 25% tổng công suất đặt của các đơn vị phát điện tham gia thị trường
điện; các TCTĐL phải thực hiện tách bạch về tổ chức bộ máy và hạch toán của các bộ phận phân phối điện và bán lẻ điện...
- Trước mắt cần thực hiện chuyển đổi Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia thành đơn vị hạch toán độc lập trong EVN. Về dài hạn, khi điều kiện cho phép, có thể xem xét tách Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện độc lập với EVN; quy định về chức năng thu thâp và quản lý số liệu đo đếm điện năng trong Thị trường bán
buôn điện cạnh tranh; thực hiện cổ phần hóa ba 3 Tổng công ty phát điện thuộc EVN
GC1, GC2, GC3, tổng công ty Điện lực Than – Khoáng sản, Tổng công ty Điện lực dầu
khí...
96
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]. Electricity Markets – 1998 – John Wiley and Sons LTD.
[2]. The Nordic Power Market – April – 2004 ( The Nordic power exchange).
[3] New Wholesale Power Market Design Using Linked Forward Markets – April –
2013 (Leigh S.Tesfatsion).
[4] Quyết định số 63/2013/QĐ-TTG ngày 8/11/2013 của Thủ tướng Chính phủ Quy
định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam.
[5] Quyết định số 6463/QĐ-BCT ngày 22/7/2014 của Bộ Công Thương phê duyệt
thiết kế tổng thể thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam.
[6] Quyết định số 8266/QĐ-BCT ngày 10/8/2015 của Bộ Công Thương phê duyệt
thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam.
[7] Quyết định số 1275/QĐ-BCT ngày 23/11/2015 của Bộ Công Thương phê duyệt
kế hoạch thực hiện vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm năm 2016.
[8] Các thông tư liên quan đến thị trường điện.
[9] Các báo cáo của cục điều tiết điện lực, của Tập Đoàn Điện lực Việt Nam, của
Trung tâm Điều độ HTĐ quốc gia, của Công ty mua bán điện và của Tổng công ty Điện lực TP.Hồ Chí Minh.
