Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Thị trường điện cạnh tranh và định hướng phát triển ngành điện đến năm 2030

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

TRẦN MINH SANG

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH VÀ

ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN NGÀNH ĐIỆN

ĐẾN 2030

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 08 năm 2016

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

TRẦN MINH SANG

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH VÀ

ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN NGÀNH ĐIỆN

ĐẾN 2030

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS.TS. NGÔ CAO CƯỜNG

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 08 năm 2016

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS.TS. Ngô Cao Cường

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)

Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM

ngày tháng 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

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được

sửa chữa (nếu có).

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…… tháng….. năm 20..…

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: Trần Minh Sang Giới tính: Nam

Ngày, tháng, năm sinh: 30/1/1991 Nơi sinh: Tây Ninh

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện MSHV: 1441830037

I- Tên đề tài:

Thị trường điện cạnh tranh và định hướng phát triển ngành điện đến năm 2030

II- Nhiệm vụ và nội dung:

- Tổng quan về đề tài nghiên cứu

- Tìm hiểu thị trường điện trong và ngoài nước

- Định hướng phát triển ngành điện Việt Nam đến năm 2030

- Tìm hiểu thị trường điện canh tranh định hướng phát triển ở Việt Nam

- Đấu thầu giá điện,Xây dựng mô hình mô phỏng đấu thầu giá điện của thị trường

điện cạnh tranh trong hệ thống 4 máy phát 1 tải

- Kết luận

III- Ngày giao nhiệm vụ : Tháng 12/2015

IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ : Tháng 09/2016

V- Cán bộ hướng dẫn : PGS.TS. Ngô Cao Cường

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

(Họ tên và chữ ký) (Họ tên và chữ ký)

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

Trần Minh Sang

LỜI CẢM ƠN

Sự thành công nào cũng gắn liền với ít nhiều sự hỗ trợ, giúp đỡ trực tiếp hay

gián tiếp của người khác. Trong thời gian học Cao học tại trường Đại học Công

nghệ TP Hồ Chí Minh Tôi đã nhận được nhiều sự quan tâm, giúp đỡ của quý Thầy

Cô, gia đình và bạn bè.

Trước hết, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến PGS.TS.Ngô Cao Cường

đã hướng dẫn tôi hoàn thành luận văn này, Thầy đã có những định hướng quan tâm

giúp đỡ rất nhiều khi tôi gặp khó khăn trong quá trình thực hiện luận văn

Xin cùng bày tỏ lòng biết ơn chân thành tới các thầy cô giáo, người đã đem lại

cho tôi những kiến thức bổ trợ, vô cùng có ích trong những năm học vừa qua.

Cũng xin gửi lời cám ơn chân thành tới Ban Giám hiệu, Phòng Đào tạo sau đại

học, Đại học công nghệ đã tạo điều kiện cho tôi trong quá trình học tập.

Cuối cùng tôi xin gửi lời cám ơn đến gia đình, bạn bè, những người đã luôn

bên tôi, động viên và khuyến khích tôi trong quá trình thực hiện luận văn của mình.

Trong thực hiện luận văn do kinh nghiệm thực tiễn còn hạn chế nên không thể

tránh khỏi những thiếu sót, tôi rất mong nhận được thông cảm, chỉ bảo từ quý Thầy,

Cô và góp ý của các bạn để tôi có thể hoàn thiện tốt hơn nữa.

Học viên

Trần Minh Sang

iii

TÓM TẮT

Nội dung chính luận của luận văn “Thị trường điện cạnh tranh và định

hướng phát triển ngành điện đến năm 2030” được tóm tắt qua các nội dung như

-Tìm hiểu hệ thống điện ở Việt Nam từ những bước ngoặc lịch sử của ngành

điện chon đến tổng quan ngành điện ở hiện tại.

-Tìm hiểu thị trường điện ngoài nước qua các giai đoạn theo thời gian:

 Quá trình tái cơ cấu và xây dựng ngành điện lực

 Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

 Thực tế vận hành và bài học kinh nghiệm

- Các giải pháp được đề ra với mục đích định hướng phát triển ngành điện

trong tương lai.Tìm hiểu định hướng phát triển ngành điện thông qua các

quyết định của thủ tướng chính phủ đã ký,mỗi quyết định là mỗi giai đoạn

-Từ những nhu cầu thực tế để dẫn đến việc hình thành thị trường điện cạnh

tranh và tìm hiểu thị trường điện cạnh tranh này qua từng cấp độ hình thành

-Thành lập thị trường điện nhằm mục đích đảm bảo an ninh cung cấp điện,

giá điện hợp lý, hạn chế xáo trộn đến hoạt động sản xuất kinh doanh điện.

Đảm bảo phát triển ngành điện bền vững.Thúc đẩy cạnh tranh công bằng,

minh bạch, đơn giản, phù hợp với ngành điện Việt Nam.

-Xây dựng hệ thống mô phỏng đấu thầu giá điện và xây dựng phần mềm cho

hệ thống 4 máy phát 1 tải.ý nghĩa của phần mềm mô phỏng cho hệ thống này

là giúp tải 1 lấy được công suất từ các máy phát từ các nguồn khác nhau về

nhằm tối ưu công suất và giá điện

ABSTRACT

The main contents of the thesis "market-oriented competitive electricity and

power sector development until 2030" are summarized through the following

content:

-Learn Electrical system in Vietnam from the historic landmark to review the

current electricity industry.

-Learn Phone market abroad through the stages over time:

• The process of restructuring of the electricity and construction sectors

• The structure and operational mechanism of the electricity market

• Actual operating and lessons learned

- The solution proposed for the purpose of power development orientation in

the future. Learn driven power development through a decision of the Prime

Minister signed, a decision that each stage

- The actual needs to lead to the formation of a competitive electricity market

and understand the competitive electricity market through each level form

- Establishment of the electricity market aims to ensure the security of

electricity supply, electricity prices reasonable, limiting disruption to

business operations electricity production. Promote fair competition,

transparency, simplicity, consistent with Vietnam's power sector.

-Construction Bidding system simulation power and construction cost for the

system software includes 4 transmitters and 1 download. meaning of

simulation software for this system is to help get the power load 1 from the

transmitters from different sources. capacity optimization purposes and

electricity prices

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN ..................................................... Error! Bookmark not defined.

LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................ ii

TÓM TẮT ................................................................. Error! Bookmark not defined.

ABSTRACT .............................................................................................................. iv

MỤC LỤC ................................................................................................................... v

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT ........................................................................... iix

DANH MỤC CÁC BẢNG .......................................................................................... x

DANH MỤC CÁC HÌNH ......................................................................................... xi

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU ................................... 1

1.1.Đặt vấn đề .......................................................................................................... 1

1.2.Tính cấp thiết của đề tài..................................................................................... 1

1.3.Mục tiêu của đề tài: ........................................................................................... 2

1.4.Nội dung nghiên cứu: ........................................................................................ 2

1.5.Phương pháp luận và phương pháp nghiên cứu ................................................ 2

1.5.1. Phương pháp luận: ..................................................................................... 2

1.5.2. Phương pháp nghiên cứu: .......................................................................... 2

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TRONG VÀ NGOÀI NƯỚC ... 4

2.1. Hệ thống điện Việt Nam ................................................................................... 4

2.1.1. Bước ngoặc lịch sử trong ngành điện việt nam ......................................... 4

2.1.2.Tổng quan ngành điện Việt Nam .............................................................. 15

2.1.2.1.Sản xuất điện ...................................................................................... 16

2.1.2.2.Thị trường điện .................................................................................. 19

2.1.2.3.Lưới điện quốc gia ............................................................................. 20

2.1.2.4.Giá bán điện ....................................................................................... 21

2.2. Tổng quan về thị trường điện thế giới ............................................................ 27

2.2.1.Nước ÚC ................................................................................................... 27

2.2.1.1.Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực ..... 27

2.2.1.2.Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực ............................... 28

2.2.1.3.Thực tế vận hành và bài học kinh nghiệm ......................................... 29

2.2.2. Nước HÀN QUỐC .................................................................................. 30

2.2.2.1. Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực .... 30

2.2.2.2. Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực .............................. 31

2.2.2.3. Thực tế vận hành và bài học kinh nghiệm ........................................ 32

2.2.3. Nước BRAZIL ......................................................................................... 33

2.2.3.1.Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực ..... 33

2.2.3.2. Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực .............................. 34

2.2.3.3.Thực tế vận hành và bài học kinh nghiệm ......................................... 35

2.2.4. Nước NEW ZEALAND .......................................................................... 36

2.2.4.1.Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực ..... 36

2.2.4.2.Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực ............................... 37

2.2.4.3.Thực tế vận hành và bài học kinh nghiệm ......................................... 38

CHƯƠNG 3 TỔNG QUÁT HOÁ ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN NGÀNH ĐIỆN

VIỆT NAM ĐẾN NĂM 2030 ................................................................................... 39

3.1. Các giải pháp đề ra giúp định hướng phát triển ngành điện trong tương lai .. 39

3.1.1.Khai thác tiềm năng sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả .............. 40

3.1.2.Theo đuổi kịch bản phát triển năng lượng phát thải ít carbon .................. 40

3.1.3.Tăng cường phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo ......................... 41

3.3.Giai đoạn phát triển điện lực quốc gia từ 2010-2020 có tầm nhìn đến 2030 .. 48

3.2.Giai đoạn phát triển ngành điện từ 2004-2010 tầm nhìn 2020 ........................ 42

CHƯƠNG 4 :THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH ĐỊNH HƯỚNG PHÁT

TRIỂN TẠI VIỆT NAM ........................................................................................... 63

4.1.Khái niệm thị trường điện cạnh tranh .............................................................. 63

4.2.Các bước hình thành phát triển thị trường điện cạnh tranh ............................. 64

4.2.1. Nhu cầu thực tế ........................................................................................ 64

4.2.2. Hình thành phát triển thị trường điện qua các cấp độ .............................. 65

4.2.2.1. Cấp độ 1: Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) từ năm 2005-

2014 ................................................................................................................ 66

4.2.2.2. Cấp độ 2:Thị trường bán buôn điện cạnh tranh(VWEM) từ năm

2015-2022 ...................................................................................................... 67

4.2.2.3.Cấp độ 3 : Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM) từ sau năm

2022 ................................................................................................................ 69

vii

4.3.Thiết kế thị trường bán buôn điện cạnh tranh ................................................. 70

4.3.1.Mục tiêu của thị trường bán buôn điện cạnh tranh ................................... 70

4.3.2. Nguyên tắc xây dựng thị trường mua bán điện cạnh tranh ...................... 71

4.3.3. Các đơn vị thành viên thị trường ............................................................. 74

4.3.3.1. Bên bán điện ...................................................................................... 75

4.3.3.2.Bên mua điện ..................................................................................... 75

4.3.3.2.1.Các Tổng công ty điện lực .......................................................... 75

4.3.3.2.2.Các khách hàng sử dụng điện lớn đủ điều kiện ........................... 76

4.3.3.3.Các đơn vị cung cấp dịch vụ .............................................................. 77

4.3.3.3.1.Dịch vụ phân phối điện ............................................................... 77

4.3.3.3.2.Dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng ............... 78

4.3.3.4.Công ty Mua bán điện (EVN/EPTC) ................................................. 79

4.3.3.5.Các nguồn điện không tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

........................................................................................................................ 80

4.3.4.Cơ chế hợp đồng ....................................................................................... 80

4.3.4.1.Vai trò của cơ chế hợp đồng .............................................................. 80

4.3.4.2.Mục tiêu của cơ chế hợp đồng ........................................................... 80

4.3.4.3.Phân loại cơ chế hợp đồng trong VWEM .......................................... 81

4.3.5.Cơ chế thanh toán ..................................................................................... 82

4.3.5.1.Vai trò của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong

thực hiện thanh toán thị trường điện giao ngay ............................................. 82

4.3.5.2.Tính toán các khoản thanh toán ......................................................... 87

4.3.5.2.1.Thanh toán điện năng trên thị trường giao ngay ......................... 87

4.3.5.2.2.Thanh toán hợp đồng CfD ........................................................... 87

4.3.5.2.3.Tính toán thanh toán dịch vụ phụ trợ .......................................... 88

CHƯƠNG 5 XÂY DỰNG MÔ HÌNH MÔ PHỎNG ĐẤU THẦU GIÁ TRONG

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH .................................................................... 90

5.1.Định nghĩa về đấu thầu giá điện ...................................................................... 90

5.1.1 Tổng quan về đấu thầu .............................................................................. 90

5.1.2 Đấu thầu giá điện ...................................................................................... 91

5.2.Hệ thống có 4 máy phát,1 tải,xét đến giá điện ................................................ 91

viii

5.2.1.Yêu cầu hệ thống: ..................................................................................... 92

5.2.2.Các bước tiến hành: .................................................................................. 92

5.2.3. Sơ đồ giải thuật trường hợp 1: ................................................................. 92

5.2.4.Ứng dụng phần phềm vào hệ thống cho trường hợp 1 ............................. 94

5.3.Hệ thống có 4 máy phát,1 tải,xét đến giá điện và giá dây truyền tải .............. 98

5.3.1.Yêu cầu hệ thống: ..................................................................................... 99

5.3.2.Các bước tiến hành: .................................................................................. 99

5.3.3. Sơ đồ giải thuật thuật trường hợp 2: ...................................................... 101

5.3.4.Ứng dụng phần phềm vào hệ thống cho trường hợp 2 ........................... 102

5.4. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải,xét đến giá điện, giới hạn công suất đường dây

truyền tải(tối ưu về công suất và giá điện) .......................................................... 104

5.4.1.Yêu cầu hệ thống: ................................................................................... 104

5.4.2.Các bước tiến hành: ................................................................................ 104

5.4.3.Sơ đồ giải thuật trường hợp 3 ................................................................ 111

5.4.4.Ứng dụng phần phềm vào hệ thống cho trường hợp 3 ........................... 111

CHƯƠNG 6: KẾT LUẬN ...................................................................................... 114

6.1.Kết luận ......................................................................................................... 114

6.2.Hướng phát triển đề tài .................................................................................. 114

TÀI LIỆU THAM KHẢO ....................................................................................... 116

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

Nhà máy điện xây dựng theo hình thức BOT (xây dựng BOT

vận hành và chuyển giao)

Giá buôn bán điện nội bộ của EVN cho các Tổng công ty BST

Điện lực

Giá công suất (một phần của giá thị trường) CAN

Chi phí biến đổi CBP

Công nghệ thông tin CNTT

Hợp đồng sai khác CfD

Công ty mua bán điện EPTC

Cục điều tiết điện lực ERAV

Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN

Đơn vị phát điện độc lập IPP

PCs (TCTĐL) Tổng công ty Điện lực (Tổng công ty phân phối /bán lẻ

điện)

Nhà máy thủy điện (NMTĐ) chiến lược đa mục tiêu SMHP

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện – Hiện SMO

tại do Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đảm

nhiệm (NLDC)

Thị trường Điện cạnh tranh TTĐCTL

Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam (Vietnam VCGM

Competive Generation Market)

VWEM Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam (Vietnam

Wholesale Electricity Market)

EVN/EPTC Công ty Mua bán điện

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.1. Tiêu thụ điện theo ngành trong khoảng thời gian 2006-2010 ............................. 15

Bảng 2.2 Cơ cấu nguồn điện theo công suất và sản lượng cho giai đoạn 2010-2020 tầm

nhìn 2030 ............................................................................................................................. 18

Bảng 2.3 Số lượng đường dây và các trạm điện được bổ sung vào lưới điện quốc gia cho

giai đoạn 2010-2030 ............................................................................................................ 21

Bảng 2.4.Biểu giá bán điện áp dụng từ ngày 16/03/2015 .................................................... 22

Bảng 4.1.Chức năng thu thập và quản lý số liệu đo đếm .................................................... 78

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 2.1.Đường dây 110kV đầu tiên ở miền Bắc ................................................................. 6

Hình 2.2. Cơ cấu nguồn điện cho đến năm 2020 ................................................................. 19

Hình 4.1.Quy luật cung – cầu .............................................................................................. 64

Hình 4.2.Mô hình mua bán điện độc quyền Việt ................................................................. 65

Hình 4.3.Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) ............................................................ 66

Hình 4.4.Thị trường bán buôn điện cạnh tranh(VWEM) .................................................... 68

Hình 4.5.Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM) .......................................................... 70

Hình 4.7.Các đơn vị thành viên tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh ................. 74

Hình 4.8.Thanh toán thị trường giao ngay thông qua Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị

trường điện ........................................................................................................................... 83

Hình 4.9.Phương án thanh toán toàn bộ trên thị trường giao ngay ...................................... 84

Hình 4.10.Phương án thanh toán phần sai khác sản lượng trên thị trường giao ngay ......... 85

Hình 5.2.Sơ đồ giải thuật trường hợp 1 ............................................................................... 93

Hình 5.4. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải ............................................................................... 94

Hình 5.5. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải ............................................................................... 94

Hình 5.6.Giao diện phần mềm (có 3 trường hợp) ................................................................ 95

Hình 5.7.Giao diện trường hợp 1 ......................................................................................... 95

Hình 5.8.Giao diện trường hợp 1(nhập các dữ liệu và chọn khung “áp dụng”) .................. 97

Hình 5.9.Kết quả trường hợp 1 khi chạy phần mềm ............................................................ 97

Hình 5.10.Khung hiển thị kết quả ........................................................................................ 98

Hình 5.11.Sơ đồ biểu diễn đường dây sử dụng kết quả trường hợp 1 ................................. 98

Hình 5.12. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải ............................................................................. 98

Hình 5.13. Áp dụng thông số vào hệ thống có 4 máy phát,1 tải ........................................ 100

Hình 5.14.Thứ tự đường đi của hệ thống ........................................................................... 101

Hình 5.15.Sơ đồ giải thuật trường hợp 2 ........................................................................... 101

Hình 5.16. Giao diện phần mềm ........................................................................................ 102

Hình 5.17. Giao diện ứng dụng của trường hợp 2 ............................................................. 103

Hình 5.18. Hiển thị kết quả của ứng dụng ......................................................................... 103

Hình 5.19. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải ........................................................................... 104

Hình 5.20.Lựa chọn đường dây,máy phát ......................................................................... 105

Hình 5.21.Lựa chọn đường dây,máy phát ......................................................................... 105

Hình 5.22. Lựa chọn đường dây,máy phát ........................................................................ 106

xii

Hình 5.23. Lựa chọn đường dây,máy phát ........................................................................ 106

Hình 5.24.Ví dụ bài toán trong hệ thống ........................................................................... 107

Hình 5.25.Quy luật đẩy công suất về trường hợp 1 ........................................................... 108

Hình 5.26.Quy luật đẩy công suất về trường hợp 2 ........................................................... 108

Hình 5.27.Quy luật đẩy công suất về trường hợp 3 ........................................................... 109

Hình 5.28.Ví dụ bài toán trong hệ thống ........................................................................... 109

Hình 5.29.Kết quả đường dây sử dụng từ máy phát đến tải 1 ........................................... 110

Hình 5.30.Sơ đồ giải thuật trường hợp 3 ........................................................................... 111

Hình 5.31. Giao diện phần mềm ........................................................................................ 111

Hình 5.32. Giao diện ứng dụng của trường hợp 3(nhập các dữ liệu và chọn khung “áp

dụng”) ................................................................................................................................ 112

Hình 5.33. Hiển thị kết quả của ứng dụng ......................................................................... 113

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU

TÓM TẮT

- Giới thiệu tổng quát về đề tài mà sẽ làm.

- Đặt vấn đề,tính cấp thiết cho đề tài

- Mục tiêu và nội dung sẽ nghiên cứu đề tài như thế nào?phương pháp luận

,phương pháp nghiên cứu ra sao?

- Ta có thể nắm được ý chính về nội dụng,phương pháp cần nghiên cứu,để đi

sâu hơn

1.1.Đặt vấn đề

Hiện nay,nước ta đang áp dụng những bước thí điểm ở cấp độ thị trường phát

điện cạnh tranh,nhưng số lượng và công suất còn nhỏ.Ở thị trường điện Việt

Nam,toàn bộ hệ thống truyền tải và phân phối điện năng đều do EVN quản lý và

kinh doanh.Chỉ có phần nguồn phát cho phép các nhà đầu tư tham gia xây dựng các

nhà máy điện nhưng không đáng kể.Vì vậy thị trường điện vẫn còn sự độc

quyền,không có sự cạnh tranh.Cũng từ đây,đã có một số vấn đề được đặt ra :

-Sự cạnh tranh về giá công bằng,minh bạch,đơn giản

-Định hướng phát triển trong tương lai bền vững và lâu dài cho ngành điện

-Sư xáo trộn hoạt động sản xuất kinh doanh điện,an ninh cung cấp điện

1.2.Tính cấp thiết của đề tài

Hầu hết thị trường điện ở một số nước đang phát triển trên trên giới đều

chuyển dần qua hướng canh tranh thay thế phương pháp truyền thống .Với sự phát

triển mạnh mẽ về kinh tế của nước Việt Nam trong những năm gần đây,thì nhu cầu

về điện năng cũng tăng theo.Và cũng dần chuyển sang thị trường điện cạnh tranh

Thị trường điện ở nước ta đã và đang áp dụng,được chính phủ phê duyệt gồm

3 cấp độ :

1/ 2005 – 2014: Thị trường phát điện cạnh tranh,

2/ 2015 – 2022: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh,

3/ Từ sau 2022: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Hiện tại ta đang chuẩn bị triển khai vận hành thị trường bán buôn điện cạnh

tranh thí điểm từ năm 2016.

Do vẫn còn khá mới mẻ về thị trường điện cạnh tranh,nên ta cần phải có mục

tiệu định hướng về ngành điện trong tương lai,để có một hướng đi đúng,và chính

xác hơn

Với các lý do đã trình bày cho thấy tính cần thiết về lý luận lẫn thực tế của đề

tài

“Thị trường điện cạnh tranh và định hướng phát triển ngành điện đến năm

2030” thật sự rất hữu ít khi thị trường điện ở nước ta đang nằm trong giai đoạn thí

điểm 2015-2022:thị trường buôn bán điện cạnh tranh hiện tại nói riêng và định

hướng ngành điện trong tương lai cho đến năm 2030 nói chung

1.3.Mục tiêu của đề tài:

-Giới thiệu về thị trường điện cạnh tranh

-Định hướng phát triển ngành điện trong tương lai tại Việt Nam tính đến năm

2030.

-Đấu thầu giá điện,để mua được giá rẻ nhất,nhằm giúp tiết kiệm được tối đa

chi phí

1.4.Nội dung nghiên cứu:

-Giới thiệu chung đề tài nghiên cứu.

-Nghiên cứu về các cấp độ của thị trường điện cạnh tranh

-Đưa ra các định hướng và các văn bản đã có cho ngành điện trong tương lai.

-Nghiên cứu mô hình đấu thầu giá giữa các nút

-Kết luận và các đề xuất/ kiến nghị để triển khai thực hiện thị trường điện có

hiệu quả.

1.5.Phương pháp luận và phương pháp nghiên cứu

1.5.1. Phương pháp luận:

-Tìm hiểu thực trạng thị trường điện tại các nước và rút ra bài học kinh

nghiệm.

-Nghiên cứu xây dựng mô hình đấu thầu giá tốt nhất dựa trên mô hình các nút

tại Việt Nam.

1.5.2. Phương pháp nghiên cứu:

-Phương pháp thu thập các thông tin liên quan,phân tích tài liệu về điều kiện,

tình hình thực hiện xây dựng thị trường điện tại Việt Nam.

-Đưa ra những mục tiêu,định hướng phát triển ngành điện cho đến năm 2030

-Nghiêng cứu các tài liệu và đề xuất ứng dụng mô hình mô phỏng điện,có yếu

tố ứng dụng công nghệ thông tin xây dựng mô hình mô phỏng

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TRONG VÀ

NGOÀI NƯỚC

TÓM TẮT

- Nội dung chương 2 nêu lên tổng quan thị trường điện ngoài nước ở một số

nước tiêu biểu như:ÚC, HÀN QUỐC, BRAZIL, NEW ZEALAND….tìm hiểu quá

trình hình thành thị trường điện các nước được xây dựng và hoạt động trong quá

khứ cho đến hiện tại.

- Giới thiệu các cột mốc lịch sử ngành điện,Hệ thống điện trong nước đang

hoạt động.Tìm hiểu và phân tích các thông tin như là:sản suất điện,thị trường

điện,lưới điện,giá điện.Để nắm rõ được cơ cấu,hệ thống điện nước ta hiện nay

2.1. Hệ thống điện Việt Nam

2.1.1. Bước ngoặc lịch sử trong ngành điện việt nam

1.Ngày 21/12/1954Chủ tịch Hồ Chí Minh thăm ngành Điện, hơn hai tháng sau

ngày tiếp quản Thủ đô, Bác Hồ đã đến thăm Nhà máy điện Yên Phụ và Nhà máy

đèn Bờ Hồ. Tại buổi gặp mặt thân tình này, Bác nói: “Nhà máy này bây giờ là của

nhân dân, của Chính phủ, của các cô, các chú. Các cô, các chú là chủ thì phải giữ

gìn nhà máy, làm cho nó phát triển hơn nữa…” Từ đó, ngày 21/12 hằng năm được

coi là ngày Truyền thống của ngành Điện lực Việt Nam

2. Thành lập cơ quan quản lý nhà nước đầu tiên chuyên trách lĩnh vực điện

Ngày 21/7/1955, Bộ trưởng Bộ Công Thương ra Quyết định số 169-

BCT/ND/KB (Thứ trưởng Đặng Viết Châu ký) thành lập Cục Điện lực trực thuộc

Bộ Công Thương và bổ nhiệm ông Hồ Quý Diện làm Cục trưởng. Sự kiện này đặt

dấu mốc pháp lý về hoạt động chỉ đạo, quản lý của cơ quan quản lý nhà nước

chuyên trách về lĩnh vực điện lực. Ngày 21/2/1961, Bộ Thủy lợi và Điện lực ra

Quyết định số 86-TLĐL/QĐ về việc chuyển Cục Điện lực thành Tổng cục Điện lực.

Ngày 28/12/1962, Hội đồng Chính phủ ra Quyết định tách Tổng cục Điện lực Khỏi

Bộ Thủy lợi và Điện lực về trực thuộc Bộ Công nghiệp nặng. Sau đó lại đổi tên là

Cục Điện lực. Ngày 6/10/1969, Bộ Điện và Than ra Quyết định số 106/QĐ/TC

thành lập Công ty Điện lực (nay là Công ty Điện lực 1) trực thuộc Bộ Điện và Than

với nhiệm vụ sản xuất kinh doanh điện năng và hoạt động theo chế độ hạch toán

kinh tế. Năm 1981, Bộ Điện lực ra đời.

3. Nâng tổng công suất nguồn điện toàn quốc lên gấp 2 lần năm 1954

Khi tiếp quản Thủ đô vào tháng 10/1954, cơ sở vật chất chỉ vẻn vẹn 31,5 MW

công suất, sản lượng điện khoảng 53 triệu kWh/năm. Đến giai đoạn từ năm 1956 –

1958, qua một thời gian củng cố các cơ sở quản lý sau tiếp quản và nâng cấp, sửa

chữa lại các nhà máy, đường dây do Pháp để lại, cùng lúc 3 nhà máy nhiệt điện mới

đã được khởi công xây dựng, gồm Nhà máy Điện Vinh (8 MW), NMĐ Thanh Hóa

(6 MW) và NMĐ Lào Cai (8 MW), đưa tổng công suất nguồn tăng gấp 2 lần so với

năm 1954. Đây là bước khởi đầu quan trọng, làm tiền đề cho sự phát triển ngày

càng mạnh mẽ của hệ thống nguồn và lưới điện Việt Nam những năm tiếp theo.

4. Xây dựng đường dây trung áp 35 kV đầu tiên

Tháng 1/1958, tuyến đường dây 35 kV đầu tiên (Hà Nội – Phố Nối) được khởi

công xây dựng và trong quý III cùng năm đã khánh thành, đóng điện thành công.

Trước đó, sau khi tiếp quản Thủ đô, các tuyến đường dây 30,5 kV cũ chỉ được cải

tạo, nâng cấp lên 35 kV; các đường dây tải điện như: Hà Nội-Hà Đông, Hà Nội-Sơn

Tây, Hà Nội-Phố Nối, Thái Bình-Nam Định… được phục hồi để sử dụng.

5. Xây dựng Nhà máy Nhiệt điện Uông Bí công suất lớn nhất đầu tiên ở miền

Bắc

Ngày 19/5/1961, Nhà máy Nhiệt điện Uông Bí với công suất 48 MW được

khởi công xây dựng. Năm 1963 khánh thành và đi vào hoạt động. Đây là nhà máy

nhiệt điện có công suất lớn nhất miền Bắc trong thời kỳ đầu xây dựng chủ nghĩa xã

hội. Nhà máy do Liên Xô giúp đỡ xây dựng, cung cấp thiết bị và đào tạo cán bộ,

công nhân; là một trong những nguồn cấp điện chủ lực trong công cuộc xây dựng

CNXH ở miền Bắc. Sau đó, Nhà máy được nâng công suất lên 153 MW. Tháng

5/2002, dự án Nhà máy Nhiệt điện Uông Bí mở rộng công suất 300 MW (1 tổ máy)

được khởi công do EVN làm chủ đầu tư, với mức đầu tư trên 300 triệu USD. Đến

nay, nhà máy này đã phát điện thương mại.

Hiện, EVN đang tiếp tục đầu tư dự án Nhiệt điện Uông Bí mở rộng 2 với công

suất 300 MW.

6. Xây dựng tuyến đường dây 110 kV đầu tiên của miền Bắc

Quý III/1962, tuyến đường dây 110 kV đầu tiên của miền Bắc (Đông Anh-Việt

Trì, Uông Bí-Hải Phòng) được khởi công xây dựng và đến quý IV/1963 hoàn thành

đóng điện. Thời gian tiếp theo, nhiều nhà máy điện, tuyến đường dây và TBA 110

kV, 35 kV đã ra đời. 9 trong số 12 nhà máy điện đã được nối liền bằng đường dây

110 kV, tạo thành một hệ thống điện hoàn chỉnh của miền Bắc. Đây là giai đoạn

phát triển rực rỡ nhất của hệ thống điện trước khi Mỹ tiến hành cuộc chiến tranh

phá hoại miền Bắc

Hình 2.1.Đường dây 110kV đầu tiên ở miền Bắc

7. Xây dựng Thủy điện Thác Bà công suất lớn đầu tiên ở miền bắc

Ngày 19/8/1964, khởi công xây dựng Nhà máy Thủy điện Thác Bà (Yên Bái)

công suất 108 MW; khánh thành (đợt 1) và đưa vào vận hành ngày 5/10/1971. Đây

là công trình thủy điện có công suất lớn đầu tiên của Việt Nam được xây dựng với

sự giúp đỡ của Liên Xô. Sau chiến tranh phá hoại miền Bắc, Thủy điện Thác Bà

được khôi phục hoàn chỉnh và đầu năm 1973 cả 3 tổ máy đã được đưa vào tiếp tục

vận hành.

8. Thành lập Công ty Điện lực miền Trung

Ngày 7/10/1975, Công ty Điện lực miền Trung (nay là Công ty Điện lực 3)

được thành lập. Sau khi được giải phóng, các cơ sở điện lực khu vực miền Trung

hầu hết đều nhỏ bé, manh mún, không có lưới truyền tải cao thế, toàn miền chỉ có

150 máy phát diezel phân tán ở các đô thị, tổng công suất đặt là 74 MW. Công ty

Điện lực miền Trung ra đời là điều kiện đảm bảo cho sự thống nhất trong công tác

quản lý điều hành; đồng thời củng cố, phát triển sản xuất kinh doanh điện trong toàn

khu vực miền Trung: Công ty Điện lực miền Trung sau đó đổi tên thành Công ty

Điện lực 3. Hiện Công ty Điện lực 3 (PC3) là doanh nghiệp thành viên thuộc Tập

đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), hoạt động đa ngành nghề trong đó ngành nghề

chính là sản xuất, kinh doanh điện năng với địa bàn hoạt động tại 13 tỉnh, thành phố

miền Trung, Tây Nguyên.

9. Thành lập Công ty Điện lực miền Nam

Ngày 7/8/1976, Bộ trưởng Bộ Điện và Than ra Quyết định số 1592/QĐ-

TCCB.3 về việc đổi tên Tổng cục Điện lực (thành lập ngay sau ngày miền Nam

hoàn toàn giải phóng) thành Công ty Điện lực miền Nam. Ngày 9/5/1981, Công ty

Điện lực miền Nam đổi tên thành Công ty Điện lực 2 theo Quyết định số

15/TTCBB.3 của Bộ trưởng Bộ Điện lực. Ngày 7/4/1993, Thủ tướng Chính phủ ra

Quyết định số 147-TTg chuyển Công ty Điện lực 2 trực thuộc Bộ Năng lượng. Từ

ngày 1/4/1995, Công ty Điện lực 2 được thành lập lại, trực thuộc Tổng công ty Điện

lực Việt Nam (nay là Tập đoàn Điện lực Việt Nam).

10. Tuyến đường dây 220 kV đầu tiên được xây dựng

Tháng 3/1979, tuyến đường dây 220 kV Hà Đông – Hòa Bình được khởi công

xây dựng và đến tháng 5/1981 đưa vào vận hành. Đây là đường dây truyền tải 220

kV đầu tiên ở miền Bắc, nâng cao năng lực truyền tải, cung cấp điện và tạo cơ sở kỹ

thuật cho việc xây dựng đường dây siêu cao áp 500 kV Bắc-Nam sau này.

11. Xây dựng công trình thuỷ điện Hòa Bình lớn nhất đầu tiên ở Việt Nam

Ngày 6/11/1979, hàng vạn CBCNV Việt Nam và 186 chuyên gia Liên Xô đã

cùng tham gia Lễ khởi công công trình Thủy điện Hòa Bình. Thời điểm đó, đây là

công trình thủy điện lớn nhất Việt Nam do Liên Xô giúp xây dựng với 8 tổ máy có

tổng công suất 1.920 MW. Sau hơn 3 năm, đúng 9h00 ngày 12/1/1983, Lễ ngăn

sông đợt 1 được tổ chức trọng thể với sự có mặt của Thủ tướng Phạm Văn Đồng và

các vị lãnh đạo Đảng, Nhà nước. Ngày 9/1/1986, ngăn sông Đà đợt 2. Ngày

30/12/1988, tổ máy 1 (240 MW) đã phát điện, hòa lưới điện quốc gia. Sau đó, mỗi

năm hoàn thành và đưa từ 1-2 tổ máy vào vận hành. Ngày 20/12/1994, công trình

Thủy điện Hòa Bình đã được khánh thành. Việc hoàn thành Thủy điện Hòa Bình

đánh dấu một bước phát triển mới của ngành năng lượng và sự nghiệp CNH - HĐH

đất nước.

12. Thực hiện Tổng sơ đồ phát triển điện năng giai đoạn 1 (1981-1985)

Lần đầu tiên, Việt Nam xây dựng và thực hiện quy hoạch phát triển điện lực.

Trong giai đoạn này, ngành Điện đã khẩn trương xây dựng, hoàn thành những công

trình lớn có tầm cỡ chiến lược quốc gia như: Nhiệt điện Phả Lại, Thủy điện Hòa

Bình, củng cố các nhà máy Nhiệt điện Ninh Bình, Thái Nguyên, khai thác hết công

suất Thủy điện Thác Bà… Về lưới điện, đã đưa các đường dây 220 kV Thanh Hóa –

Vinh, Phả Lại-Hà Đông, trạm 110 kV, 220 kV Hà Đông mang tải sớm trước thời

hạn, thi công xây dựng trạm 110 kV Yên Phụ. Nhiều trạm trung gian và đường dây

phân phối được lắp đặt, vận hành. Nhìn chung, mặc dù còn gặp nhiều khó khăn về

kinh tế song về tổng thể, Tổng sơ đồ 1 đã đạt được kết quả nổi bật là: Đưa được

công trình nhiệt điện Phả Lại và các công trình lưới điện vào đúng tiến độ, đáp ứng

được nhu cầu về điện giai đoạn 1981-1985. Lần lượt các giai đoạn sau đó, ngành

Điện liên tục thực hiện các Tổng sơ đồ (Quy hoạch) điện II, III, IV, V. Hiện, Quy

hoạch điện VI (giai đoạn 2006-2015, định hướng tới 2025) đang được triển khai

thực hiện. Trong đó, EVN đầu tư góp vốn 42 dự án nguồn với tổng công suất

22.748 MW/59.463 MW (chiếm 38,3% tổng công suất đặt mới của cả nước). Thực

hiện đầu tư lưới 500 kV gồm 13.200 MVA trạm biến áp và 3.178 km đường dây;

lưới 220 kV gồm 39.063 MVA trạm biến áp và 9.592 km đường dây; lưới 110 kV

gồm 41.315 MVA trạm biến áp và 12.659 km đường dây. Hiện nay, EVN và các bộ

ngành liên quan đang chuẩn bị tiếp tục xây dựng Quy hoạch điện VII.

13. Xây dựng đường dây siêu cao áp 500 kV

Ngày 5/4/1992, đường dây siêu cao áp 500 kV Bắc-Nam (mạch 1) dài 1.487

km được khởi công xây dựng và ngày 27/5/1994 đã khánh thành, đóng điện vận

hành. Sự kiện này đánh dấu bước trưởng thành mang tính đột phá của Điện lực Việt

Nam. Hệ thống điện quốc gia Việt Nam từ đây được hình thành trên cơ sở liên kết

lưới điện các khu vực Bắc – Trung – Nam thông qua trục “xương sống” là đường

dây 500 kV. Ngày 23/10/2005, đường dây 500 kV Bắc – Nam mạch 2 tiếp tục được

hoàn thành và đưa vào vận hành, đảm bảo hệ thống truyền tải siêu cao áp 500 kV

hai mạch song song truyền tải điện 2 chiều Nam – Bắc, liên kết vững chắc, vận

hành an toàn, tin cậy. Nếu đường dây 500 kV mạch 1 thể hiện sự quyết tâm, nỗ lực

và trình độ trí tuệ của những người làm điện thì thành công của công trình ĐZ 500

kV mạch 2 tiếp tục khẳng định “thương hiệu Việt” trong chế tạo thiết bị, thiết kế và

thi công đường dây siêu cao áp.

14. Thành lập Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia

Ngày 11/4/1994, Bộ trưởng Bộ Năng lượng Thái Phụng Nê ký Quyết định số

180/NL/TCCB-LĐ về việc thành lập Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia

(Ao), với nhiệm vụ: Chỉ huy, điều hành hệ thống sản xuất, truyền tải, phân phối

điện năng trong hệ thống điện quốc gia theo phân cấp quản lý điều độ, nhằm đạt kết

quả tối ưu về kỹ thuật và kinh tế, đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn,

liên tục, tin cậy.

15. Thành lập Tổng công ty Điện lực Việt Nam

Tổng công ty Điện lực Việt Nam được thành lập theo Quyết định số 562/QĐ-

TTg ngày 10/10/1994 của Thủ tướng Chính phủ trên cơ sở sắp xếp lại các đơn vị

thuộc Bộ Năng lượng; tổ chức và hoạt động theo Điều lệ ban hành kèm theo Nghị

định số 14/CP ngày 27/1/1995 của Chính phủ. Ngày 1/1/1995, Tổng công ty Điện

lực Việt Nam (EVN) chính thức ra mắt, hoạt động trong lĩnh vực sản xuất kinh

doanh điện năng trên toàn quốc. Từ 1/4/1995, EVN bắt đầu điều hành toàn bộ công

việc của ngành Điện, bao gồm: Phát điện, truyền tải, phân phối, đầu tư xây dựng

trên cơ sở các Tổng sơ đồ phát triển điện đã được phê duyệt. Sự ra đời của EVN

đánh dấu bước ngoặt trong quá trình đổi mới, chuyển sang cơ chế thị trường có sự

quản lý của Nhà nước. Là một doanh nghiệp lớn, ngành Điện tự cân đối tài chính,

hạch toán kinh tế, tự trang trải nhằm bảo toàn, phát triển vốn, đẩy mạnh hội nhập

khu vực và quốc tế.

16. Sản xuất thành công MBA 220 kV công suất 250 MVA

Năm 1995, ngành Cơ khí ĐLVN được đánh dấu một bước phát triển quan

trọng khi hoàn thành việc nghiên cứu và thiết kế thành công máy biến áp 110 kV –

25.000 kVA. Năm 2003, chế tạo thành công MBA 220 kV – 125 MVA. Đến năm

2005, ngành Cơ khí điện lực đã tự sửa chữa MBA 500 kV và sản xuất thành công

MBA 220 kV công suất 250 MVA. Đây là bước tiến vượt bậc của ngành Cơ khí

điện lực Việt Nam trong việc khẳng định nội lực, hạn chế sử dụng hàng nhập ngoại

và thuê chuyên gia sửa chữa, tư vấn của nước ngoài.

17. Áp dụng cơ chế, chính sách đặc thù cho các công trình điện cấp bách

Nhằm đảm bảo đẩy nhanh tiến độ các công trình điện đáp ứng nhu cầu điện

ngày càng cao, EVN đã được Chính phủ cho phép áp dụng cơ chế, chính sách đặc

thù đối với các công trình điện. Cụ thể, các dự án thủy điện đang xây dựng và sẽ

khởi công xây dựng trong giai đoạn 2006 – 2010 được thực hiện theo các cơ chế,

chính sách quy định tại các văn bản của Chính phủ: số 797/CP-CN ngày 17/6/2003

và số 400/CP-CN ngày 26/3/2004. Tiếp đến, 14 dự án xây dựng điện cấp bách giai

đoạn 2006 – 2010 và giai đoạn sau năm 2010 được tiếp tục áp dụng cơ chế này theo

Quyết định số 1195/QĐ-TTg ngày 9/11/2005 của Chính phủ. Sau thời gian ngắn áp

dụng, các cơ chế này đã thể hiện tính ưu việt, đạt được hiệu quả cao trong các dự án

đã và đang đầu tư xây dựng.

18. Luật Điện lực chính thức được ban hành

Ngày 3/12/2004, tại kỳ họp thứ 6, Quốc hội khóa XI đã thông qua Luật Điện

lực và chính thức ban hành có hiệu lực kể từ ngày 1/7/2005. Sự ra đời của Luật

Điện lực đã tạo hành lang pháp lý cho hoạt động điện lực, nâng cao tính minh bạch,

công bằng cho các bên tham gia hoạt động lĩnh vực điện lực, góp phần nâng cao

năng lực cung ứng điện năng cho nền kinh tế đất nước.

19. Khánh thành Trung tâm Điện lực Phú Mỹ

Ngày 10/4/2005, Trung tâm Điện lực Phú Mỹ được khánh thành với 6 nhà máy

điện có tổng công suất 3.859 MW, lớn gấp đôi Thủy điện Hòa Bình. Trong đó,

EVN đầu tư xây dựng Nhà máy Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.1 mở rộng và

Phú Mỹ 4; các nhà máy Phú Mỹ 3, Phú Mỹ 2.2 do các nhà đầu tư nước ngoài đầu tư

theo hình thức BOT. Đây là công trình quan trọng ghi nhận sự phát triển vượt bậc

của ngành công nghiệp Điện lưc Việt Nam. Đồng thời, qua việc tham gia xây dựng

công trình, lực lượng tư vấn xây dựng điện của ngành đã bước đầu tiếp cận được

công nghệ hiện đại và chủ động trong công tác tư vấn thiết kế nhà máy điện chạy

khí.

20. Thành lập Cục Điều tiết Điện lực

Ngày 19/10/2005, Thủ tướng Phan Văn Khải đã ký Quyết định số

258/2005/QĐ-TTg thành lập Cục Điều tiết Điện lực (ERAV) thuộc Bộ Công nghiệp

(nay là Bộ Công Thương). Cục Điều tiết Điện lực có chức năng giúp Bộ trưởng Bộ

Công Thương thực hiện chức năng điều tiết hoạt động điện lực và thị trường điện

lực, nhằm góp phần cung cấp điện an toàn, ổn định, chất lượng, sử dụng điện tiết

kiệm, có hiệu quả và bảo đảm tính công bằng, minh bạch, đúng quy định của pháp

luật.

21. Khởi công xây dựng Nhà máy Thủy điện Sơn La lớn nhất Việt Nam và

Đông Nam Á

Ngày 2/12/2005, Thủy điện Sơn La – công trình thủy điện lớn nhất Việt Nam

và Đông Nam Á được khởi công xây dựng. Với tổng công suất thiết kế 2.400 MW,

điện lượng hằng năm dự kiến 10,2 tỷ kWh. Thủy điện Sơn La có tổng mức đầu tư

36.933 tỷ đồng, là công trình đa mục tiêu, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng trong sự

nghiệp CNH-HĐH đất nước. Dự kiến, tổ máy 1 sẽ phát điện vào năm 2010 và hoàn

thành toàn bộ công trình vào năm 2012.

22. Hình thành thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam

Ngày 26/01/2006, Thủ tướng Chính phủ ký Quyết định số 26/2006/TTg phê

duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực

tại Việt Nam. Để thực hiện mục tiêu từng bước phát triển thị trường điện lực cạnh

tranh, thu hút vốn đầu tư, nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, thị trường điện

lực tại Việt Nam sẽ được hình thành và phát triển qua 3 cấp độ: Cấp độ 1 (2005 -

2014): Thị trường phát điện cạnh tranh; Cấp độ 2 (2015 - 2022): Thị trường bán

buôn điện cạnh tranh; Cấp độ 3 (từ sau 2022): Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Việc hình thành và phát triển thị trường điện là một quá trình lâu dài, đòi hỏi sự chỉ

đạo nhất quán của Chính phủ và sự phối hợp đồng bộ của các đơn vị. Trong đó Tập

đoàn Điện lực Việt Nam đóng vai trò quan trọng hàng đầu cho quá trình phát triển

này.

23. EVNTelecom chính thức trở thành nhà cung cấp đầy đủ các dịch vụ viễn

thông công cộng

Tháng 5/2006, EVNTelecom đưa dịch vụ điện thoại di động toàn quốc (E-

Mobile) vào khai thác và chính thức trở thành nhà cung cấp đầy đủ các dịch vụ viễn

thông công cộng trên phạm vi cả nước. Với công nghệ CDMA 2000 1x tần số 450

MHz, đến nay, EVNTelecom đã phát triển mạnh hạ tầng kỹ thuật, mật độ phủ sóng,

triển khai tốt các chương trình quảng bá, không ngừng mở rộng thị phần, nâng cao

số lượng khách hàng đạt 4,1 triệu. Đặc biệt, vừa qua, EVNTelecom đã liên danh với

Hanoi Telecom, trở thành 1 trong 4 nhà cung cấp (cùng với Viettel, VinaPhone,

MobiFone) được Bộ Thông tin &Truyền thông trao giấy phép 3G. Sự kiện này mở

ra cơ hội mới cho ngành Viễn thông Điện lực trong việc đẩy mạnh năng lực cung

cấp các dịch vụ viễn thông đa phương tiện như dịch vụ Internet không dây, truyền

hình, phát thanh… Viễn thông Điện lực thực sự trở thành lĩnh vực kinh doanh mũi

nhọn, góp phần tăng lợi nhuận, hỗ trợ tài chính cho đầu tư phát triển sản xuất của

EVN.

24. Thành lập Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Ngày 22/6/2006, Thủ tướng Chính phủ ra Quyết định số 147/QĐ-TTg về việc

phê duyệt Đề án thí điểm hình thành Tập đoàn Điện lực Việt Nam, với 3 lĩnh vực

kinh doanh chính là điện năng, cơ khí và viễn thông. Quyết định 148/2006/QĐ-TTG

ngày 22/6/2006 về việc thành lập Công ty mẹ - Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Ngày

17/12/2006, Tập đoàn Điện lực Việt Nam chính thức ra mắt, đánh dấu một bước

ngoặt trọng đại, đưa ngành Điện nhanh chóng trở thành một Tập đoàn kinh tế mạnh,

kinh doanh đa ngành nghề, đa sở hữu, có trình độ công nghệ, quản lý hiện đại,

chuyên môn hóa cao và hội nhập quốc tế có hiệu quả.

25. Thành lập Trường Đại học Điện lực

Ngày 30/6/2006, Trường Đại học Điện lực (EPU) được thành lập trên cơ sở

nâng cấp Trường Cao đẳng Điện lực. Với 11 chuyên ngành đào tạo, EPU góp phần

tăng cường năng lực đào tạo nhân lực có trình độ cao cho ngành Điện.

26. Đảng bộ Tập đoàn Điện lực Việt Nam ra đời

Ngày 8/10/2007, Đảng ủy Khối doanh nghiệp Trung ương có Quyết định số

299 QĐ/ĐUK về việc thành lập Đảng bộ Công ty mẹ - Tập đoàn Điện lực Việt

Nam, lấy tên là Đảng bộ Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Sự ra đời của Đảng bộ Tập

đoàn Điện lực Việt Nam và việc kiện toàn, sắp xếp các tổ chức đảng trực thuộc sẽ

tạo điều kiện phát huy hơn nữa vai trò, hiệu quả lãnh đạo của Đảng trong các doanh

nghiệp ngành Điện.

27. Thành lập Công ty Mua bán điện

Ngày 31/12/2007, Hội đồng quản trị Tập đoàn Ðiện lực Việt Nam đã ban hành

quyết định số 1182/QÐ-EVN-HÐQT về việc thành lập Công ty Mua bán điện

(EPTC), với nhiệm vụ chính: Lập kế hoạch, đàm phán, thực hiện các hợp đồng mua

bán điện; thoả thuận, ký kết thiết kế kỹ thuật, quản lý hệ thống đo đếm điện năng

phục vụ mua bán điện; tham gia vận hành thị trường điện nội bộ và cạnh tranh…

Công ty Mua bán điện đã và đang tự hoàn thiện, tiến hành nghiên cứu, đổi mới, đào

tạo và chuẩn bị các điều kiện tối ưu, sẵn sàng cho các cấp độ tiếp theo của thị

trường điện và hoạt động kinh doanh trong thời gian tới.

28. Thành lập Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia

Ngày 4/7/2008, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (NPT) được thành lập

với mô hình công ty TNHH MTV, do EVN sở hữu 100% vốn, gồm 4 công ty truyền

tải 1, 2, 3, 4 và 3 Ban quản lý dự án các công trình điện miền Bắc, Trung, Nam.

NPT có trách nhiệm đầu tư, tổ chức vận hành và quản lý hệ thống truyền tải điện từ

220 kV đến 500 kV của hệ thống điện quốc gia. Mục tiêu chính là cung cấp dịch vụ

truyền tải điện an toàn, liên tục, ổn định và tin cậy; bảo đảm cung ứng điện cho các

hoạt động kinh tế, chính trị, xã hội an ninh và quốc phòng cho đất nước; sản xuất

kinh doanh có hiệu quả, bảo toàn và phát triển nguồn vốn được giao.

29. Thành lập Công ty Tài chính Cổ phần Điện lực

Ngày 1/9/2008, Công ty Tài chính Cổ phần Điện lực (EVNFinance) chính thức

khai trương hoạt động, với chức năng chủ yếu là thu xếp vốn và cung cấp các sản

phẩm dịch vụ tài chính cho ngành Điện và các thành phần kinh tế. Với số vốn điều

lệ 2.500 tỷ đồng, EVNFinance định hướng phát triển trở thành một định chế tài

chính chuyên nghiệp trong các hoạt động cấp tín dụng tài trợ nguồn vốn, hoạt động

tư vấn, đầu tư tài chính…

30. Chính phủ công nhận ngày truyền thống ngành Điện lực Việt Nam

Ngày 12/10/2009, Thủ tướng Chính phủ đã ký Quyết định số 1594/QĐ-TTg

chính thức công nhận ngày 21/12 hàng năm là “Ngày truyền thống ngành Điện lực

Việt Nam”. Thủ tướng yêu cầu việc tổ chức ngày Truyền thống phải đảm bảo tiết

kiệm, giáo dục truyền thống của ngành Điện lực Việt Nam, động viện phong trào thi

đua lao động sản xuất vì sự phát triển của ngành và đất nước. Đến nay, trải qua hơn

nửa thế kỷ, các thế hệ CBCNV ngành Điện vẫn luôn thực hiện đúng lời Bác dặn 55

năm trước, khi về thăm 2 nhà máy điện Yên Phụ và Bờ Hồ vào ngày 21/12/1954,

gìn giữ và phát huy những thành quả các thế hệ đi trước để lại, không ngừng phát

triển sản xuất, thực hiện tốt công tác quản lý, vận hành an toàn hệ thống điện quốc

gia, đóng góp xứng đáng vào sự nghiệp xây dựng và bảo vệ Tổ quốc.

31. Từng bước thực hiện tái cơ cấu ngành Điện

Thực hiện Luật Điện lực và Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26/1/2006

của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành, phát triển các

cấp độ thị trường điện tại Việt Nam, để từng bước thị trường hóa ngành Điện, đến

nay, cùng với các ban ngành liên quan, EVN đang tích cực triển khai thực hiện chủ

trương tái cơ cấu ngành Điện. Trong đó, theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ

(Thông báo số 232/TB-VPCP ngày 31/7/2009), EVN đã xây dựng và trình Chính

phủ Đề án thành lập 5 Tổng công ty Điện lực: Miền Bắc, miền Trung, miền Nam,

TP Hà Nội, TP Hồ Chí Minh hoạt động theo mô hình công ty mẹ - công ty con trên

cơ sở tổ chức lại 11 công ty điện lực hiện có. Bên cạnh đó, thành lập Ban chỉ đạo

xây dựng Đề án thành lập các Tổng công ty Phát điện độc lập để trình Thủ tướng

Chính phủ quyết định vào quý I/2010./.

32. Quốc hội khóa XII kỳ họp thứ 6 thông qua chủ trương đầu tư xây dựng

Nhà máy Điện hạt nhân Ninh Thuận và Thủy điện Lai Châu

Ngày 25/11/2009, với 77,48% đại biểu tán thành, chủ trương đầu tư xây dựng

Nhà máy điện hạt nhân (ĐHN) Ninh Thuận – nhà máy ĐHN đầu tiên của Việt Nam

đã được Quốc hội khóa XII kỳ họp thứ 6 thông qua. Theo đó, dự án ĐHN Ninh

Thuận bao gồm 2 nhà máy có tổng công suất 4000 MW. Nhà máy ĐHN Ninh

Thuận 1 xây dựng tại xã Phước Dinh, huyện Thuận Nam, sẽ khởi công vào năm

2014 và đưa tổ máy đầu tiên vận hành vào năm 2020. Nhà máy ĐHN Ninh Thuận 2

sẽ đặt tại xã Vĩnh Hải, huyện Ninh Hải. Đây là bước tiến quan trọng trong tiến trình

phát triển ĐHN vì mục đích hòa bình ở Việt Nam. Trước đó, tháng 9/2007, EVN đã

thành lập Ban Chuẩn bị đầu tư Dự án Điện hạt nhân và Năng lượng tái tạo (NRPB)

để thực hiện công tác chuẩn bị đầu tư cho dự án này.

Cũng tại kỳ họp này, với 85,8% số phiếu tán thành, Quốc hội đã thông qua

Nghị quyết về dự án Thủy điện Lai Châu (1.200 MW). Theo đó, Nhà máy Thủy

điện Lai Châu có tổng mức đầu tư dự toán là 32.000 tỷ đồng, được khởi công vào

cuối năm 2010, phát điện tổ máy số 1 vào năm 2016, hoàn thành vào năm 2017.

Đây là công trình thủy điện lớn cuối cùng của đất nước được xây dựng, không

những có vai trò quan trọng trong việc phát điện cung cấp cho đất nước, tham gia

cấp nước cho đồng bằng sông Hồng về mùa kiệt mà còn tạo cơ hội góp phần phát

triển kinh tế - xã hội hai tỉnh Lai Châu và Điện Biên, đảm bảo an ninh quốc phòng

khu vực Tây Bắc.

2.1.2.Tổng quan ngành điện Việt Nam

Nhu cầu điện năng của Việt Nam đã tăng nhanh chóng khiến nguồn cung đã

có nhiều khó khăn để đáp ứng mức tăng của nhu cầu. Trong năm 2000, công suất

lắp đặt chỉ tầm 6.450 MW và tổng sản lượng chỉ là 26,5 tỷ kWh. Sau hơn một thập

kỷ, công suất đã tăng vọt lên đến 26.475 MW (tăng 4,1 lần) và sản lượng đạt 117,8

tỷ kWh (tăng 4,4 lần) năm 2012. Ngành Điện Việt Nam phát triển theo Quy hoạch

điện Quốc Gia VII cho giai đoạn 2011-2020 và tầm nhìn đến năm 2030. Theo đó,

ngành Điện sẽ tăng trưởng 12,1%/ năm trong trường hợp tăng trưởng thấp và 13,4%

năm trường hợp tăng trưởng trung bình hoặc 16,1%/ năm theo trường hợp tăng

trưởng cao. Nhiệt điện than sẽ là nguồn phát điện chính.

Về cơ cấu tiêu thụ điện, công nghiệp tiếp tục là ngành chiếm tỉ trọng tiêu thụ

điện năng nhiều nhất với tốc độ tăng từ 47.4% lên đến 52% tổng sản lượng tiêu thụ

điện tương ứng trong năm 2006 và 2010. Tiêu thụ điện hộ gia đình chiếm tỉ trọng

lớn thứ hai nhưng có xu hướng giảm nhẹ do tốc độ công nghiệp hoá nhanh của Việt

Nam, từ 42.9% năm 2006 thành 38.2% năm 2010. Phần còn lại dịch vụ, nông

nghiệp và các ngành khác chiếm khoảng 10% tổng sản lượng tiêu thụ điện năng.

Bảng 2.1. Tiêu thụ điện theo ngành trong khoảng thời gian 2006-2010

(Nguồn: Tổng sơ đồ VII)

2005 2006 2007 2008 2009

STT Danh mục (%) (%) (%) (%) (%)

1 Nông nghiệp 1.3 1.1 1.0 1.0 0.9

2 Công nghiệp 45.8 47.4 50 50.7 50.6

3 Dịch vụ (Thương mại, khách 4.9 4.8 4.8 4.8 4.6

sạn và nhà hàng)

4 Quản lý và tiêu dung dân cư 43.9 42.9 40.6 40.1 40.1

5 Khác 4.1 3.8 3.7 3.5 3.7

Tốc độ tăng của tiêu thụ điện vượt xa tốc độ tăng trưởng GDP trong cùng ký.

Ví dụ trong thời gian 1995-2005 tốc độ tăng tiêu thụ điện hàng năm là hơn 14.9%

trong khi tốc độ tăng trưởng GDP chỉ là 7.2%. Tốc độ tăng tiêu thụ điện cao nhất

thuộc về ngành công nghiệp (16.1%) và sau đó là hộ gia đình (14%)

Trong tương lai, theo Tổng sơ đồ phát triển điện quốc gia (Tổng sơ đồ VII),

nhu cầu điện của Việt Nam tiếp tục tăng từ 14-16%/năm trong thời kỳ 2011-2015

và sau đó giảm dần xuống 11.15%/năm trong thời kỳ 2016-2020 và 7.4-8.4%/năm

cho giai đoạn 2021-2030.

2.1.2.1.Sản xuất điện

Để có thể đáp ứng được nhu cầu điện năng, Chính phủ Việt Nam đã đề ra

mục tiêu cụ thể về sản xuất và nhập khẩu cho ngành điện. Trong Tổng sơ đồ VII

cho giai đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030 các mục tiêu bao gồm:

1) Sản xuất và nhập khẩu tổng cộng 194-210 tỉ kWh đến năm 2015, 330-362

tỉ kWh năm 2020, và 695-834 tỉ kWh năm 2030;

2) Ưu tiên sản xuất điện từ nguồn năng lượng tái tạo bằng cách tăng tỷ lệ

điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng này từ mức 3.5% năm 2010 lên 4.5% tổng

điện năng sản xuất vào năm 2020 và 6% vào năm 2030;

3) Giảm hệ số đàn hồi điện/GDP từ bình quân 2.0 hiện nay xuống còn bằng

1.5 năm 2015 và 1.0 năm 2020;

4) Đẩy nhanh chương trình điện khí hoá nông thôn miền núi đảm bảo đến

năm 2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện;

Các chiến lược được áp dụng để đạt các mục tiêu nói trên cũng đã được đề ra bao

gồm:

1) Đa dạng hoá các nguồn sản xuất điện nội địa bao gồm các nguồn điện

truyền thống (như than và ga) và các nguồn mới (như Năng lượng tái tạo và điện

nguyên tử);

2) Phát triển cân đối công suất nguồn trên từng miền: Bắc Trung và Nam,

đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trên từng hệ thống điện miền nhằm giảm tổn thất

truyền tải, chia sẻ công suất nguồn dự trữ và khai thác hiệu quả các nhà máy thuỷ

điện trong các mùa;

3) Phát triển nguồn điện mới đi đôi với đổi mới công nghệ các nhà máy đang

vận hành;

4) Đa dạng hoá các hình thức đầu tư phát triển nguồn điện nhằm tăng cường

cạnh tranh nâng cao hiệu quả kinh tế;

Cơ cấu các nguồn điện cho giai đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030 đã được đề

ra trong Tổng sơ đồ VII và được tóm tắt ở bảng bên dưới. Nguồn điện quan trọng

nhất vẫn là than và nhiệt điện. Điện nguyên tử và năng lượng tái tạo chiếm tỉ trọng

tương đối cao vào giai đoạn 2010-2020 và sẽ dần trở nên tương đối quan trọng

trong giai đoạn 2020-2030. Thuỷ điện vẫn duy trì thị phần không đổi trong giai

đoạn 2010-2020 và 2020-2030 vì thuỷ điện gần như đã được khai thác hết trên toàn

quốc.

Bảng 2.2 Cơ cấu nguồn điện theo công suất và sản lượng cho giai đoạn 2010-

2020 tầm nhìn 2030

2020 2030

Thị phần Thị phần Thị phần Thị phần

trong trong trong trong

Tổng công tổng công tổng sản Tổng công tổng công tổng sản

suất lắp suất lắp lượng suất lắp suất lắp lượng

STT Nguồn điện đặt (MW) đặt (%) điện (%) đặt (MW) đặt (%) điện (%)

1 Nhiệt điện than 36,000 48.0 46.8 75,000 51.6 56.4

Nhà máy nhiệt điện

2 tua bin khí 10,400 13.9 20.0 11,300 7.7 10.5

Nhà máy nhiệt điện

chạy tua bin khí

3 LNG 2,000 2.6 4.0 6,000 4.1 3.9

4 Nhà máy thuỷ điện 17,400 23.1 N/A 11.8

Nhà máy thuỷ điện

5 tích năng 1,800 2.4 19.6 5,700 3.8 9.3

Nhà máy điện sinh

khối 500 6 2,000

7 Nhà máy điện gió 1,000 5.6 4.5 6,200 9.4 6.0

Nhà máy điện

8 nguyên tử N/A N/A 10,700 6.6 2.1 10.1

9 Nhập khẩu 2,200 3.1 7,000 4.9 3.0 3.8

100 100 Total 75,000 100 146,800 100

Nguồn: tóm tắt các thông tin được trong Tổng sơ đồ VII

Cụ thể là vào năm 2020, cơ cấu các nguồn điện liên quan đến sản lượng là 46.8%

cho nhiệt điện than, 19.6% cho thuỷ điện và thuỷ điện tích năng, 24% cho nhiệt điện

chạy khí và khí LNG, 4.5% cho Năng lượng tái tạo, 2.1% cho năng lượng nguyên tử

và 3.0% từ nhập khẩu từ các quốc gia khác (xem Hình bên dưới)

Hình 2.2. Cơ cấu nguồn điện cho đến năm 2020

2.1.2.2.Thị trường điện

Cho đến năm 2010 thị trường Điện tại Việt nam vẫn ở dạng độc quyền với

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), một công ty nhà nước, nắm giữ hơn 71% tổng

lượng điện sản xuất, nắm toàn bộ khâu truyền tải, vận hành hệ thống điện, phân

phối và kinh doanh bán lẻ điện.

Để có thể huy động vốn đầu tư phát triển ngành điện Chính phủ Việt Nam đã

thông qua cách tiếp cận giá điện vận hành theo cơ chế theo thị trường và theo đuổi

mục tiêu bảo vệ môi trườngvới danh mục đầu tư khác nhau cho các nguồn điện khác

nhau.

Chính phủ Việt Nam đã đặt ra mục tiêu phát triển thị trường điện cạnh tranh

nhằm nâng cao việc sử dụng hiệu quả nguồn cung điện trong bối cảnh nền kinh tế

thị trường. Theo bản Dự thảo chi tiết phát triển thị trường Điện cạnh tranh, ngành

điện sẽ phát triển qua ba giai đoạn:

1) Thị trường phát điện cạnh tranh (2005-2014): các công ty sản xuất điện có

thể chào bán điện cho người mua duy nhất;

2) Thị trường bán buôn điện (2015-2022): các công ty bán buôn điện có thể

cạnh tranh để mua điện trước khi bán cho công ty phân phối điện;

3) Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh từ năm 2022 trở đi: người mua điện có

thể lựa chọn cho mình nhà cung cấp.

Giá điện của Việt nam năm 2010 là 1,058 - 1,060 VND /kWh (~ 5.3 US

cents/kWh). Năm 2011 khi tỉ giá hối đoái tăng cao, giá điện trên chỉ còn tương

đương với 4 US cents/kWh.

Theo Chính phủ, giá điện sẽ được điều chỉnh hằng năm theo Quy định số 21

nhưng Chính phủ cũng sẽ xem xét thời điểm tăng thích hợp để đảm bảo ảnh hưởng

ít nhất đến tình hình kinh tế xã hội nói chung và tình hình sản xuất của bà con nhân

dân nói riêng.

Tiếp theo Quyết định số 21, vào Tháng 3/2011, giá điện trung bình tăng lên

1.242 VND /kWh (khoảng 6.5 US cents), tăng 15.28% so với giá năm 2010.

Hiện nay các bên tham gia vào thị trường phát điện tại Việt Nam là các công

ty Nhà nước như Tập đoàn Điện lực Việt nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí Viêt Nam

(PVN), Tập đoàn Than và Khoáng sản Việt Nam (VINACOMIN) và các nhà sản

xuất điện độc lập (IPPs) và dự án BOT nước ngoài. Các công ty Nhà nước chiếm thị

phần rất lớn trong sản xuất điện. Ví dụ vào cuối năm 2009, tổng công suất lắp đặt

các nguồn điện tại Việt Nam là 17.521MW trong số đó nguồn điện thuộc sở hữu

của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là 53%, của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

(PVN) là 10% và VINACOMIN là 3.7%. Các nhà sản xuất điện độc lập (IPP) và dự

án BOT nước ngoài chiếm 10.4% tổng công suất lắp đặt của năm 2009.

2.1.2.3.Lưới điện quốc gia

Lưới điện quốc gia đang được vận hành với các cấp điện áp cao áo 500kV,

220kV và 110kV và các cấp điện áp trung áp 35kV và 6kV. Toàn bộ đường dây

truyền tải 500KV và 220KV được quản lý bởi Tổng Công ty Truyền tải điện quốc

gia, phần lưới điện phân phối ở cấp điện áp 110kV và lưới điện trung áp ở các cấp

điện áp từ 6kV đến 35kV do các công ty điện lực miền quản lý.

Để có thể đảm bảo nhu cầu về điện của quốc gia trong tương lai, Việt Nam

có kế hoạch phát triển lưới quốc gia đồng thời cùng với phát triển các nhà máy điện

nhằm đạt được hiệu quả tổng hợp của đầu tư, đáp ứng được kế hoạch cung cấp điện

cho các tỉnh, nâng cao độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện và khai thác hiệu quả

các nguồn điện đã phát triển, hỗ trợ chương trình điện khí hoá nông thôn và thiết

thực chuẩn bị cho sự phát triển hệ thống điện trong tương lai .

Hệ thống điện quốc gia hiện nay có 3 khâu:

Sản xuất -

Truyền tải -

Phân phối điện năng -

Trong 3 khâu này bao gồm:20 nhà máy điện,4 công ty truyền tải,7 công ty điện

lực

Theo Tổng sơ đồ VII, cho giai đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030 các trạm và

đường dây truyền tải điện sẽ được bổ sung đáng kể vào hệ thống ( Bảng 3)

Bảng 2.3 Số lượng đường dây và các trạm điện được bổ sung vào lưới điện quốc

gia cho giai đoạn 2010-2030

Đơn

Hạng mục vị 2009 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030

Trạm 500kV MVA 7,500 17,100 24,400 24,400 20,400

Trạm 220kV MVA 19,094 35,863 39,063 42,775 53,250

Đường dây

500kV Km 3,438 3,833 4,539 2,234 2,724

Đường dây

220kV Km 8,497 10,637 5,305 5,552 5,020

Nguồn: Tổng sơ đồ phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 tầm nhìn 2030

(Tổng sơ đồ VII)

2.1.2.4.Giá bán điện

Bộ Công Thương đã ban hành biểu giá bán lẻ điện cụ thể, với mức giá cao

nhất lên tới 2.587 đồng/kWh. Các hộ dân dùng dưới 100 kWh được ưu đãi hơn quy

định

Từ 16/3 giá bán lẻ điện bình quân của Việt Nam tăng 7,5%, đạt mức

1.622,05 đồng/kWh.

Trên cơ sở này,Bộ Công Thương ban hành Quyết định 2256 vào ngày 12/3,

đã đưa ra biểu giá bán lẻ điện sinh hoạt.

Theo đó, tỷ lệ phần trăm để tính giá bán lẻ cụ thể cho từng khách hàng đã có

sự thay đổi nhỏ: Các hộ dân dùng 100 kWh điện trở xuống được ưu đãi hơn, mức

tăng giá từ 6,9% đến dưới 7,5%. Nếu dùng trên 100kWh, các hộ sẽ chịu mức tăng

cao hơn mức 7,5%.

Trong đó, các hộ dùng dưới 50 kWh chiếm 11%, các hộ dùng từ 51 đế dưới

100 kWh chiếm 5,79%.

Các hộ dân tiêu thụ điện từ 101-200 kWh chiếm 2,59%. Các hộ dân dùng từ

200 kWh đến 300 kWh chiếm 2,4%.

Các hộ dân dùng từ 300 kWh đến dưới 400 kWh chiếm 1,1%. Hộ dùng trên

400kWh điện chiếm 2%.

Với cách tính này, các hộ dân dùng nhiều điện, đa số ở khu vực thành thị sẽ

chịu tác động tăng giá điện mạnh hơn so với các hộ khu vực nông thôn, vùng sâu,

xa.

Đây là lần thứ 10 Việt Nam tăng giá điện trong 8 năm qua. Trong đó, mức tăng

7,5% lần này là mức cao so với bốn lần liên tục vừa qua, chỉ tăng 5% mỗi đợt.

Bảng 2.4.Biểu giá bán điện áp dụng từ ngày 16/03/2015

Ban hành kèm theo Quyết định số 2256/QĐ-BCT ngày 12/03/2015 của Bộ Công

Thương.

TT Nhóm đối tượng khách hang Giá bán

điện

(đồng/kWh)

1 Giá bán lẻ điện cho các ngành sản xuất

1.1 Cấp điện áp từ 110 kV trở lên

a) Giờ bình thường 1.388

b) Giờ thấp điểm 869

c) Giờ cao điểm 2.459

1.2 Cấp điện áp từ 22 kV đến dưới 110 kV

a) Giờ bình thường 1.405

b) Giờ thấp điểm 902

c) Giờ cao điểm 2.556

1.3 Cấp điện áp từ 6 kV đến dưới 22 kV

a) Giờ bình thường 1.453

b) Giờ thấp điểm 934

c) Giờ cao điểm 2.637

1.4 Cấp điện áp dưới 6 kV

a) Giờ bình thường 1.518

b) Giờ thấp điểm 983

c) Giờ cao điểm 2.735

Giá bán lẻ điện cho khối hành chính sự

2 nghiệp

Bệnh viện, nhà trẻ, mẫu Giáo, trường phổ 2.1 thong

2.1.1 Cấp điện áp từ 6 kV trở lên 1.460

2.1.2 Cấp điện áp dưới 6 kV 1.557

Chiếu sáng công cộng; đơn vị hành chính sự 2.2 nghiệp

2.2.1 Cấp điện áp từ 6 kV trở lên 1.606

2.2.2 Cấp điện áp dưới 6 kV 1.671

3 Giá bán lẻ điện cho kinh doanh

3.1 Cấp điện áp từ 22 kV trở lên

a) Giờ bình thường 2.125

b) Giờ thấp điểm 1.185

c) Giờ cao điểm 3.699

3.2 Cấp điện áp từ 6 kV đến dưới 22 kV

a) Giờ bình thường 2.287

b) Giờ thấp điểm 1.347

c) Giờ cao điểm 3.829

3.3 Cấp điện áp dưới 6 kV

a) Giờ bình thường 2.320

b) Giờ thấp điểm 1.412

c) Giờ cao điểm 3.991

4 Giờ bán lẻ điện cho sinh hoạt

4.1 Giờ bán lẻ điện sinh hoạt

Bậc 1: Cho kWh từ 0-50 1.484

Bậc 2: Cho kWh từ 51 – 100 1.533

Bậc 3: Cho kWh từ 101 -200 1.786

Bậc 4: Cho kWh từ 201 -300 2.242

Bậc 5: Cho kWh từ 301 -400 2.503

Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 2.587

Giá bán lẻ điện sinh hoạt dùng công tơ thẻ trả 4.2 2.141 trước

5 Giá bán buôn điện nông thôn

5.1 Giá bán buôn điện sinh hoạt

Bậc 1: Cho kWh từ 0-50 1.230

Bậc 2: Cho kWh từ 51 – 100 1.279

Bậc 3: Cho kWh từ 101 -200 1.394

Bậc 4: Cho kWh từ 201 -300 1.720

Bậc 5: Cho kWh từ 301 -400 1.945

Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 2.028

5.2 Giá bán buôn điện cho mục đích khác 1.322

6 Giá bán buôn điện khu tập thể, cụm dân cư

6.1 Thành phố, thị xã

6.1.1 Giá bán buôn điện sinh hoạt

6.1.1.1 Trạm biến áp do Bên bán điện đầu từ

Bậc 1: Cho kWh từ 0-50 1.382

Bậc 2: Cho kWh từ 51 -100 1.431

Bậc 3: Cho kWh từ 101-200 1.624

Bậc 4: Cho kWh từ 201 -300 2.049

Bậc 5: Cho kWh từ 301 -400 2.310

Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 2.389

6.1.1.2 Trạm biến áp do Bên mua điện đầu từ

Bậc 1: Cho kWh từ 0 – 50 1.361

Bậc 2: Cho kWh từ 51 – 100 1.410

Bậc 3: Cho kWhtừ 101-200 1.575

Bậc 4: Cho kWhtừ 201 -300 1.984

Bậc 5: Cho kWh từ 301 -400 2.229

Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 2.333

6.1.2 Giá bán buôn điện cho mục đích khác 1.333

6.2 Thị trấn, huyện lỵ

6.2.1 Giá bán buôn điện sinh hoạt

6.2.1.1 Trạm biến áp do Bên bán điện đầu từ

Bậc 1: Cho kWh từ 0 -.50 1.332

Bậc 2: Cho kWh từ 51 -100 1.381

Bậc 3: Cho kWh từ 101-200 1.539

Bậc 4: Cho kWh từ 201 -300 1.941

Bậc 5: Cho kWh từ 301 -400 2.181

Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 2.256

6.2.1.2 Trạm biến áp do Bên mua điện đầu từ

Bậc 1: Cho kWh từ 0-50 1.311

Bậc 2: Cho kWh từ 51 – 100 1.360

Bậc 3: Cho kWh từ 101-200 1.503

Bậc 4: Cho kWh từ 201 -300 1.856

Bậc 5: Cho kWh từ 301 -400 2.101

Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 2.174

6.2.2 Giá bán buôn điện cho mục đích khác 1.333

Giá bán buôn điện cho tổ hợp thương mại – 7 dịch vụ - sinh hoạt

7.1 Giá bán buôn điện sinh hoạt

Bậc 1: Cho kWh từ 0-50 1.454

Bậc 2: Cho kWh từ 51 – 100 1.502

Bậc 3: Cho kWh từ 101-200 1.750

Bậc 4: Cho kWh từ 201 – 300 2.197

Bậc 5: Cho kWh từ 301 – 400 2.453

Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 2.535

7.2 Giá bán buôn điện cho mục đích khác

a) Giờ bình thường 2.192

b) Giờ thấp điểm 1.334

c) Giờ cao điểm 3.771

8 Giờ bán buôn điện cho các khu công nghiệp

Giờ bán buôn điện tại thanh cái 110 kV của 8.1 Trạm biến áp 110 kV/35-22-10-6 kV

Tổng công suất đặt các MBA của Trạm biến 8.1.1 áp Lớn hơn 100 MVA

a) Giờ bình thường 1.325

b) Giờ thấp điểm 846

c) Giờ cao điểm 2.407

Tổng công suất đặt các MBA của Trạm biến 8.1.2 áp từ 50 MVA đến 100 MVA

a) Giờ bình thường 1.330

b) Giờ thấp điểm 820

c) Giờ cao điểm 2.395

Tổng công suất đặt các MBA của Trạm biến 8.1.3 áp dưới 50 MVA

a) Giờ bình thường 1.324

b) Giờ thấp điểm 818

c) Giờ cao điểm 2.379

Giá bán buôn điện phía trung áp của Trạm 8.2 biến áp

110/35-22-10-6 kV

8.2.1 Cấp điện áp từ 22 kV đến dưới 110 kV

1.378 a) Giờ bình thường

885 b) Giờ thấp điểm

2.506 c) Giờ cao điểm

8.2.2 Cấp điện áp từ 6 kV đến dưới 22 kV

1.425 a) Giờ bình thường

916 b) Giờ thấp điểm

2.586 c) Giờ cao điểm

* Trong đó:

1. Giờ bình thường:

a) Gồm các ngày từ thứ Hai đến thứ Bảy:

- Từ 04 giờ 00 đến 9 giờ 30 (05 giờ 30 phút);

- Từ 11 giờ 30 đến 17 giờ 00 (05 giờ 30 phút);

- Từ 20 giờ 00 đến 22 giờ 00 (02 giờ).

b) Ngày Chủ nhật:

Từ 04 giờ 00 đến 22 giờ 00 (18 giờ).

2. Giờ cao điểm:

a) Gồm các ngày từ thứ Hai đến thứ Bảy:

- Từ 09 giờ 30 đến 11 giờ 30 (02 giờ);

- Từ 17 giờ 00 đến 20 giờ 00 (03 giờ).

b) Ngày Chủ nhật: không có giờ cao điểm.

3. Giờ thấp điểm:

Tất cả các ngày trong tuần: từ 22 giờ 00 đến 04 giờ 00 (06 giờ) sáng

ngày hôm sau

2.2. Tổng quan về thị trường điện thế giới

2.2.1.Nước ÚC

2.2.1.1.Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

Quá trình tái cơ cấu ngành điện Úc bắt đầu từ năm 1991, bằng việc chia tách

các khâu phát điện, truyền tải và phân phối. Khi chưa thực hiện quá trình tái cơ cấu,

các đơn vị trong ngành điện Úc đều thuộc sở hữu của nhà nước. Quá trình tái cơ cấu

ở Úc được tiến hành đồng thời từ cấp bang và cấp liên bang. Năm 1994, Ủy ban

quản lý lưới điện liên bang ban hành quy định “Tái cơ cấu ngành điện Úc” trong đó

đưa ra mục tiêu cho phát triển thị trường điện tại Úc.

Cơ cấu tổ chức cho hoạt động thị trường điện của Úc bao gồm:

-Hội đồng về năng lượng (cấp Bộ);

-Uỷ ban Thị trường năng lượng;

-Cơ quan Điều tiết năng lượng.

Thị trường điện quốc gia Úc (NEM) bắt đầu vận hành từ tháng 12 năm 1998.

Các đơn vị tham gia NEM gồm có:

-Công ty vận hành thị trường năng, AEMO (trước đây là NEMMCO): có vai

trò điều độ hệ thống và điều hành thị trường điện.

-Các công ty phát điện (Generators), có 15 công ty phát điện sở hữu trên 260

đơn vị phát điện. Các nhà máy điện công suất đặt ≥ 30 MW đều phải tham gia thị

trường.

-Các công ty cung cấp dịch vụ lưới truyền tải (TNSP): có 5 công ty hoạt động

theo khu vực.

-Các công ty cung cấp dịch vụ lưới phân phối (DNSP).

-Các khách hàng mua điện trên thị trường: bao gồm các công ty bán lẻ điện và

các khách hàng sử dụng điện lớn.

2.2.1.2.Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Thị trường NEM là thị trường thời gian thực vận hành theo mô hình điều độ

tập trung- chào giá tự do (price-based pool) có kèm theo hợp đồng tài chính (CfD)

giữa các công ty phát điện và khách hàng mua điện để quản lý rủi ro biến động giá.

Các hợp đồng song phương được thực hiện độc lập bởi hai bên mua và bán. Thị

trường Úc được chia theo vùng, bao gồm 6 vùng là các bang của Úc.

Với đặc điểm của thị trường Úc có độ dự phòng công suất lớn khoảng 25% và

tốc độ tăng trưởng phụ tải thấp khoảng 3% năm, cơ cấu nguồn năng lượng đa dạng.

Cở sở hạ tầng của hệ thống điện phát triển ở mức cao (hệ thống SCADA, hệ thống

đo đếm) hiện đại đã giúp dễ dàng xây dựng thị trường thời gian thực (5 phút), giúp

nhanh chóng đưa thị trường vào hoạt động. Từ năm 1998 đến nay Úc đã phát triển

đến giai đoạn thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Tham gia thị trường có 15 công ty phát điện, các công ty này thường sở hữu đa

dạng các nhà máy phát điện có công nghệ khác nhau như nhiệt điện, thuỷ nhiệt,

thuỷ điện tích năng, năng lượng gió v.v. để có thể chào giá đảm bảo tối ưu khả năng

phát toàn công ty.

Hàng ngày, các công ty phát điện nộp bản chào giá cho các mức công suất

phát theo chu kỳ 5 phút. Từ tất cả các bản chào được tổng hợp, Công ty quản lý thị

trường AEMO xác định phương thức huy động các nhà máy điện để đáp ứng nhu

cầu phụ tải theo nguyên tắc chi phí tối thiểu. AEMO sau đó sẽ điều độ các nhà máy

điện theo phương thức được lập theo các bản chào này. Giá thị trường được xác

định theo chu kỳ 30 phút, là giá bình quân của 6 chu kỳ điều độ liên tục (5 phút 1

chu kỳ điều độ). Giá thị trường này được AEMO sử dụng để thanh toán tiền điện

với các bên mua và bán trong thị trường giao ngay và giá này là như nhau trong tất

cả các vùng.

2.2.1.3.Thực tế vận hành và bài học inh nghiệm

Thị trường toàn phần (Price Based) tạo nên xu hướng giá điện ngày càng tăng

mà không tạo ra được động lực cho đầu tư bổ sung để phát triển công suất phát.Về

mặt vận hành các nhà máy không muốn chào tối đa công suất sẵn có (để nâng giá

bán);

Về mặt đầu tư, các công ty phát điện không muốn đầu tư bổ sung để nâng công

suất phát (cũng để tạo nên tình trạng thiếu cung, nâng giá bán tăng lợi nhuận). Như

vậy, mô hình thị trường chào giá toàn phần có xu hướng hạn chế phát triển công

suất nguồn mới cả về ngắn hạn (trong vận hành) và dài hạn (trong đầu tư mới), vì

động lực duy nhất của các công ty phát điện là đạt được giá bán điện cao nhất để có

được lợi nhuận cao bù đắp những rủi ro thị trường.

Thực tế, với tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện tại Úc ở mức 3%/năm thì trong

vòng 7 năm trở lại đây không có một nguồn mới nào được đầu tư thêm trong khi

đó giá điện bán buôn đã tăng xấp xỉ 80%.

2.2.2. Nước HÀN QUỐC

2.2.2.1. Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

 Tổng quan

Với dân số khoảng 48 triệu người và là nền kinh tế lớn thứ 10 thế giới, ngành

điện lực Hàn Quốc có quy mô tương đối lớn. Tính đến cuối năm 2008, tổng công

suất đặt toàn hệ thống điện của Hàn Quốc khoảng 70.000 MW. Xét theo cơ cấu về

công nghệ, nhiệt điện than và khí hóa lỏng ( LNG) chiếm tỷ trọng cao nhất, lần lượt

là 32% và 26%. Điện hạt nhân chiếm khoảng 25% tổng công suất hệ thống.

Tỷ trọng của thủy điện rất thấp, khoảng 7,5%. Còn lại là nhiệt điện dầu và

năng lượng tái tạo.

Tập đoàn Điện lực Hàn Quốc (KEPCO - Korea Electric Power Corporation),

với 51,1% thuộc sở hữu nhà nước, là đơn vị đóng vai trò chủ chốt trong ngành điện

Hàn Quốc. KEPCO sở hữu hơn 90% công suất hệ thống, độc quyền trong các khâu

truyền tải - phân phối và bán lẻ điện. Như vậy cho đến nay, về mặt cơ cấu có thể nói

rằng ngành điện Hàn quốc vẫn được tổ chức theo mô hình liên kết dọc độc quyền.

 Quá trình tái cơ cấu và xây dựng thị trường điện

Chương trình tái cơ cấu và chuẩn bị xây dựng xây dựng thị trường điện của

hàn Quốc do Chính phủ chỉ đạo bắt đầu từ năm 1994. Nhiệm vụ trong giai đoạn này

là nghiên cứu và đề xuất mô hình thị trường điện thích hợp cũng như mô hình tái cơ

cấu của ngành điện Hàn Quốc. Đến năm 1997, Uỷ ban tái cơ cấu trực thuộc Bộ

Thương mại, công nghiệp và năng lượng (MOICE) được thành lập với nhiệm vụ

xây dựng mô hình tái cơ cấu ngành điện trình Chính phủ và Quốc hội thông qua.

Mô hình thị trường điện ban đầu được lựa chọn theo mô hình thị trường điện

của Vương quốc Anh, nhưng do ảnh hưởng của khủng hoảng kinh tế Châu Á năm

1997 và một số nguyên nhân khác, mô hình thị trường phát điện chào giá theo chi

phí (Cost Based) được lựa chọn.

Lộ trình tái cơ cấu ngành điện để tiến tới thị trường bán buôn điện cạnh tranh

cũng được xây dựng và được Quốc hội thông qua năm 2000 với các điểm chính như

-Nhóm các nhà máy điện trực thuộc KEPCO thành các công ty phát điện độc

lập (Genco) để phục vụ thị trường phát điện cạnh tranh. Tiếp theo sẽ tiến hành tư

nhân hoá các Genco này, trừ Công ty Điện hạt nhân và thuỷ điện (KNHP) sẽ do

Chính phủ sở hữu và vẫn trực thuộc KEPCO.

-Tách các công ty phân phối điện thành những công ty độc lập để tiến tới thị

trường bán buôn điện cạnh tranh.

Năm 2001, thị trường phát điện cạnh tranh theo mô hình CBP (thị trường tập

trung chào giá theo chi phí biến đổi) của Hàn Quốc đi vào vận hành. Các bước tái

cơ cấu theo lộ trình cũng được thực hiện, bao gồm:

-Thành lập 06 công ty phát điện theo nguyên tắc đảm bảo cân bằng về quy mô

và về công nghệ phát điện trên cơ sở nhóm các nhà máy điện thuộc KEPCO.

KEPCO vẫn tiếp tục nắm quyền sở hữu đối với các 06 công ty phát điện này.

-Thành lập KPX (Korea Power Exchange) dưới hình thức công ty nhà nước

độc lập với KEPCO để đảm nhận chức năng vận hành hệ thống điện và trên thị

trường điện.

-Thành lập Uỷ ban điện lực Hàn Quốc (Korean Electricity Commission) trực

thuộc MOCIE đóng vai trò cơ quan điều tiết điện lực.

-KEPCO giữ vai trò Đơn vị mua duy nhất trong thị trường điện.

Theo lộ trình phát triển thị trường điện sau 2 - 3 năm, Hàn Quốc sẽ chuyển

sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Tuy nhiên vì nhiều lý do khác nhau, đến

nay Hàn Quốc vẫn duy trì thị trường CBP.

2.2.2.2. Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Hiện tại, Hàn Quốc đang vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn

1) với nguyên tắc chào giá theo chi phí (cost-based pool). KPX (Korea Power

Exchange) là cơ quan vận hành hệ thống điện đồng thời quản lý các giao dịch giữa

bên bán (các đơn vị phát điện) và bên mua (KEPCO). Các đơn vị phát điện cung

cấp cho KPX thông tin về chi phí biến đổi hàng tháng và chi phí cố định (chi phí

công suất) hàng năm. KPX lập kế hoạch huy động nguồn và giá thị trường trước

một ngày theo nguyên tắc tối ưu tổng chi phí biến đổi.

KEPCO hiện tại đóng vai trò là người mua duy nhất (Single Buyer), tuy nhiên,

các khách hàng lớn (có phụ tải lớn hơn 50 MVA) và các điện lực quận huyện đều có

thể mua trực tiếp trên thị trường. Các đơn vị phát điện trên thị trường được thanh

toán theo giá duy nhất trên thị trường là giá biên hệ thống (System Marginal Price -

SMP) và chi phí công suất (capacity payment). Giá biên phản ánh thực chất chi phí

của nhà máy điện như chi phí khởi động, chi phí không tải, chi phí phát sinh của tổ

máy cuối cùng tham gia phát điện. Đối với chi phí công suất, tất cả các tổ máy phát

được chào trong bản chào đều được thanh toán khoản chi phí này cho dù tổ máy đó

không được xếp lịch huy động.

Hàng ngày trước 10 giờ sáng, các nhà máy điện gửi bản chào cho các mức

công suất phát cho mỗi giờ của ngày tới, căn cứ các bản chào cơ quan điều hành thị

trường (KPX) sẽ sắp xếp các bản chào và lập lịch điều độ dựa trên các chi phí biến

đổi của nhà máy trong bản chào.

Thị trường điện Hàn Quốc thời gian qua hoạt động khá ổn định, có giá điện ở

mức hợp lý và ổn định. Tuy nhiên, thị trường điện Hàn Quốc cũng bộc lộ một số

điểm hạn chế. Việc áp dụng cơ chế tính toán, thẩm định chi phí biến đổi cho từng

nhà máy điện dẫn đến khối lượng công việc rất lớn, đòi hỏi thời gian và nguồn nhân

lực. Cơ chế chào giá không linh hoạt (chỉ được phép chào công suất sẵn sàng,

không chào giá) làm hạn chế tính cạnh tranh trên thị trường. Do mức độ cạnh tranh

không cao nên lợi ích của thị trường mang lại cho khác hàng chưa nhiều, giá điện

hiện nay vẫn là giá điện chịu điều tiết ở mức độ rất cao chưa phản ánh chính xác giá

cả trên thị trường. Hiện nay, chính phủ Hàn Quốc đang lập kế hoạch điều chỉnh mô

hình thị trường hiện tại để tăng cường cạnh tranh và thực hiện giai đoạn hai của quá

trình tái cơ cấu ngành điện.

2.2.2.3. Thực tế vận hành và bài học inh nghiệm

Hàn Quốc chuyển đổi từ cơ chế độc quyền sang thị trường điện theo mô hình

CBP mà không thay đổi quá lớn về cơ cấu ngành điện. Hai biện pháp tái cơ cấu

đáng kể nhất là: Nhóm các nhà máy điện thuộc KEPCO thành 06 công ty phát điện

và thành lập đơn vị vận hành hệ thống điện - thị trường điện dưới hình thức công ty

nhà nước độc lập (KPX).

Nhờ áp dụng mô hình CBP kèm theo một loạt các cơ chế giám sát và điều tiết

chặt chẽ, thị trường điện Hàn Quốc được đánh giá cao về tính ổn định, giá thị

trường ít biến động và nhìn chung đảm bảo được tính minh bạch trong các hoạt

động của thị trường điện.

Tuy nhiên, thị trường điện Hàn Quốc cũng bộc lộ một số điểm hạn chế như

-Áp dụng cơ chế tính toán, thẩm định chi phí biến đổi cho từng nhà máy điện

(do GCEC đảm nhận) dẫn đến khối lượng công việc rất lớn, đòi hỏi thời gian và

nguồn nhân lực.

-Cơ chế chào giá không linh hoạt (chỉ được phép chào công suất sẵn sàng,

không chào giá) làm hạn chế tính cạnh tranh thị trên thị trường.

-Cơ chế thanh toán công suất cho toàn bộ lượng công suất sẵn sàng với mức

giá công suất khá cao (bằng chi phí cố định nhà máy chạy đỉnh) dẫn đến tình trạng

trả thừa chi phí công suất cho các nhà máy chạy nền, chạy lưng, và không phản ánh

được điều kiện huy động thực tế trong vận hành hệ thống.

-Không có áp dụng cơ chế hợp đồng PPA dài hạn dẫn đến rủi ro cho nhà đầu

tư, ảnh hưởng đến khả năng thu hút vốn đầu tư. Hạn chế này không thể hiện rõ nét

tại Hàn Quốc, do nước này đủ tiềm lực tài chính để đầu tư phát triển nguồn điện.

Tuy nhiên, đối với những nước đang phát triển như Việt Nam, đây là vấn đề cần đặc

biệt lưu ý và phải có biện pháp khắc phục.

-Cơ chế điều tiết doanh thu theo hệ số RRC giúp cân bằng tài chính cho đơn vị

mua duy nhất - KEPCO. Tuy nhiên, cơ chế này phần nào thể sự phân biệt đối xử

giữa công ty phát điện sở hữu nhà nước so với các IPP. Cơ chế này chỉ khả thi và

phát huy hiệu quả khi các công ty phát điện thuộc sở hữu nhà nước chiếm tỷ trọng

công suất rất lớn (ở Hàn Quốc, tỷ trọng này là hơn 90%).

2.2.3. Nước BRAZIL

2.2.3.1.Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

 Tổng quan

Brazil là quốc gia đứng mười thế giới về tiêu dùng năng lượng và thứ nhất tại

khu vực Mỹ Latinh. Tuy nhiên quá trình cải cách ngành điện Brazil bắt đầu từ năm

1996, với việc thành lập cơ quan quản lý nhà nước cao nhất là Uỷ ban quốc gia về

năng lượng (CNPE) và Cơ quan Điều tiết điện lực Quốc gia (ANEEL). Cơ quan

thực thi có Cục Thương mại Điện lực (CCEE) chịu trách nhiệm về vận hành hệ

thống điện an toàn với chi phí thấp nhất. Cơ quan thanh tra điện lực độc lập với cơ

quan điều tiết điện lực. Cuối cùng là khối phát điện, truyền tải và phân phối điện

hoàn toàn được thị trường và tư nhân hoá.

 Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

Bra-xin đã thực hiện 2 giai đoạn tái cơ cấu ngành công nghiệp điện lực. Lần

thứ nhất vào những năm 1990, Brazil thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh với

mô hình chào giá theo chi phí và các cơ chế hợp đồng chuyển tiếp. Trong giai đoạn

này, Brazil đã thực hiện tự do hóa và tư hữu hóa trong lĩnh vực truyền tải và phân

phối điện.

Từ năm 2001, Braxin bắt đầu giai đoạn 2 của quá trình tái cơ cấu nhằm khuyến

khích rộng rãi các nhà đầu tư phát triển các nguồn điện mới nhưng trên thực tế số

lượng nguồn mới được xây dựng không nhiều. Trong giai đoạn 2001-2002 Braxil

đã phải trải qua khủng hoảng thiếu nguồn điện nghiêm trọng. Nguyên nhân là do

các nhà máy thuỷ điện thiếu nước nghiêm trọng, mực nước các hồ chỉ đạt 30-50%

của các năm trước đó, buộc hệ thống phải cắt giảm 20% phụ tải cả nước trong 9

tháng. Một nguyên nhân khác của khủng hoảng này là do thiếu các nguồn điện mới

được đầu tư kịp thời, giá điện giao ngay trên thị trường của các năm trước quá thấp

và các hợp đồng không ổn định đã không hấp dẫn được các nhà đầu tư vào các công

trình nguồn điện mới.

Tới nay, Brazil đã hoàn thành giai đoạn 2 của cải cách ngành điện lực. Thị

trường điện giao ngay được thay đổi để tăng tính cạnh tranh cùng các cơ chế hợp

đồng dài hạn. Tuy nhiên, để đảm bảo đủ nguồn các cơ chế khuyến khích đầu tư xây

dựng nguồn điện mới vẫn tiếp tục được đẩy mạnh. Brazil đã thực hiện tư hữu hóa

một số nhà máy đang vận hành và đấu thầu cạnh tranh xây dựng một số nhà máy

mới và đã thu hút được lượng đầu tư rõ rệt.

2.2.3.2. Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Thị trường điện Brazil là được kết hợp từ hai mô hình bao gồm thị trường giao

ngay chào giá theo chi phí (cost-based pool) và thị trường thông qua các hợp đồng

bắt buộc.

Đối với thị trường giao ngay, Cơ quan vận hành hệ thống điện có nhiệm vụ lập

lịch và tiến hành điều độ các nhà máy thủy điện và nhiệt điện trên cơ sở tối ưu hóa

sử dụng nguồn nước và tối thiểu hóa chi phí vận hành bao gồm chi phí nhiên liệu và

cắt giảm phụ tải (do thiếu nguồn). Mô hình lập lịch này theo nguyên tắc tính toán

các chi phí biên ngắn hạn cho toàn hệ thống để đưa ra giá trị nước trong từng thời

điểm. Chi phí này sẽ là giá giao ngay trên thị trường đối với các giao dịch bán buôn.

Cơ chế hợp đồng trong thị trường Brazil được sử dụng để tránh các rủi ro cho

các nhà đầu tư nguồn mới. Các hợp đồng này thuần túy là hợp đồng tài chính, tuy

nhiên phải có những điều khoản về đảm bảo sản lượng từ các đơn vị phát điện. Đối

với các nhà máy thủy điện, sản lượng này được đảm bảo ở mức điện năng có thể

phát được trong điều kiện thủy văn xấu nhất.

2.2.3.3.Thực tế vận hành và bài học inh nghiệm

Thị trường điện lực của Brazil (giai đoạn phát điện cạnh tranh) sau hơn 10 năm

mới có đầy đủ các qui trình, quy định hướng dẫn về đầu tư nguồn, lưới điện truyền

tải; điều độ hệ thống điện, giá bán điện,… Toàn bộ các khâu của hoạt động điện lực

đều được nhân hoá triệt để nhằm tăng tính cạnh tranh, bao gồm cả về điều độ, lưới

điện truyền tải đã huy động được vốn đầu tư trong xã hội, kể cả nước ngoài cũng

tham gia đầu tư lưới truyền tải (Trung Quốc đã tham gia)

Về giá điện: Braxil có giá điện cao, từ 30-35cent/kWh nên việc đầu tư nguồn

và lưới điện đều thuận lợi, thu hút được các nhà đầu tư trong và ngoài nước tham

gia. Giá điện có chính sách bù chéo giữa các hộ nghèo và các hộ giàu.

-Các công ty kinh doanh phân phối điện không được chiếm thị phần từng khâu

quá 25%. Giá điện do Cục quản lý giá của nhà nước kiểm soát, quyết đinh tùy theo

từng công ty phân phối điện. Việc đầu tư nguồn được thực hiện theo hình thức đấu

giá đầu tư cho các năm trong tương lai. Nhà nước hỗ trợ kinh phí cho công tác

tuyên truyền tiết kiệm điện được tính từ 0,5% phần nộp thuế cho Nhà nước (doanh

nghiệp điện lực ứng trước sẽ được duyệt và cấp lại).

-Brazil đã xây dựng luật điện lực từ những thập niên 90 của thế kỷ trước và đã

hình thành thị trường điện. Nguyên tắc của luật này là tạo ra môi trường kinh

doanh, nhà nước chỉ qui định để thu hút được nhiều tư nhân vào các lĩnh vực kinh

doanh, tăng tính cạnh tranh. Tuy nhiên, hình thức kinh doanh bán điện không thống

nhất tại các đơn vị phân phối điện.

Về thị trường điện: được thực hiện theo các cấp độ:

-Mua buôn (các công ty và doanh nghiệp có nhu cầu mua lớn sẽ mua bán trên

thị trường này), mua bán dựa trên chi phí bao gồm cả chi phí cơ hội, nguyên tắc

mua bán theo giá từ thấp đến cao.

-Mua bán buôn theo hợp đồng song phương;

-Mua phí trong tương lai theo nhu cầu sử dụng điện của khách hàng. Đối với

cơ quan vận hành lưới điện, phí được tính theo từng năm, các công ty bán lẻ cạnh

tranh với nhau và bị giới hạn thị phần (không quá 25%) và giới hạn về địa lý (phạm

vi cung cấp).

2.2.4. Nước NEW ZEALAND

2.2.4.1.Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

 Tổng quan

Tại New Zealand, thị trường bán buôn là thị trường bắt buộc được vận hành

bởi M–Co- một Công ty tư nhân.

Thủy điện chiếm phần lớn (55% năm 2005), còn lại nhiệt điện (35%) và các

nguồn năng lượng tái tạo (10%). Thị trường bán buôn là thị trường bắt buộc được

vận hành bởi M –Co, một công ty tư nhân. Thị trường là thị trường nút với các giá

duy nhất cho mỗi nút, doanh thu phụ thêm từ các chênh lệch giá được hạ giá cho

các bên tham gia thị trường đối với các phí truyền tải và phân phối.

Cơ quan điều tiết (Ủy ban năng lượng) vận hành một nhà máy chạy dầu công

suất 155MW như là một nguồn dự phòng quốc gia. Điện cung cấp được chào một

cách cục bộ khi giá ở nút đó trên 160$/MWh cho 4 hoặc nhiều giờ hơn và nó được

cung cấp ở tất cả các thời điểm khác bất cứ lúc nào giá vượt quá 800$/MWh.

 Quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng thị trường điện lực

Quá trình tái cơ cấu bắt đầu bằng đạo luật về các công ty cung cấp năng lượng

(Energy Companies Act) và Luật điện lực (Electricity Act) vào năm 1992. Đầu tiên,

các công ty phân phối điện được phân tách độc lập về tài chính đối với các công ty

sở hữu lưới điện và xóa bỏ sự phân chia phạm vi hoạt động theo vùng địa lý.

Năm 1993 thành lập công ty M-co để chuẩn bị cho thị trường bán buôn với vai

trò là đơn vị điều hành thị trường. M-co được tư nhân hóa vào năm 1999.

Năm 1994, thành lập công ty truyền tải điện quốc gia Transpower, được tách

từ Tập đoàn Điện lực New Zealand (ECNZ - Electricity Corporation of New

Zealand). Transpower là công ty sở hữu nhà nước và hoạt động độc lập với vai trò

quản lý lưới truyền tải, điều hành hệ thống điện quốc gia (TSO).

Năm 1996, thành lập công ty Contact Energy, tiếp nhận 28% nguồn điện và

toàn bộ các hợp đồng khí đốt từ ECNZ. Tháng 11/1996, thị trường bán buôn bắt đầu

hoạt động, Contact Energy và ECNZ bắt đầu cạnh tranh.

Năm 1998, Chính phủ New Zealand công bố đạo luật Tái cơ cấu ngành điện

bao gồm các nội dung chính: tư nhân hóa Contact Energy; tách ECNZ thành 3 công

ty phát điện thuộc sở hữu nhà nước; yêu cầu các công ty kinh doanh năng lượng

tách chức năng quản lý lưới điện độc lập với chức năng bán lẻ.

Năm 1999, giải thể ECNZ, thành lập 3 công ty phát điện là Mighty River

Power Limited, Genesis Power Limited và Meridian Energy Limited sở hữu nhà

nước.

Năm 2003, thành lập cơ quan điều tiết thị trường (Electricity Commission)

chịu trách nhiệm điều tiết và quản lý ngành điện.

2.2.4.2.Cấu trúc và cơ chế vận hành thị trường điện lực

Thị trường điện New Zealand – NZEM là thị trường chào giá toàn phần

(price based), cạnh tranh trong cả 3 khâu: phát điện, bán buôn và bán lẻ.

Các nhà máy điện cạnh tranh với nhau theo giá các bản chào. Các bản chào

được gửi tới SO theo đường internet và được SO xử lý bằng phần mềm SPD

(Scheduling, Pricing and Dispatch Model).

Phần mềm sẽ tính toán trên nguyên tắc chi phí phát điện nhỏ nhất tới nơi tiêu

thụ theo mỗi chu kỳ giao dịch của thị trường. Kết quả của phần mềm này là lịch

điều độ cho từng tổ máy, giá điện trên từng nút đấu nối vào lưới truyền tải và nút

bán điện cho mỗi chu kỳ giao dịch – 1/2 giờ. Tham số cho phần mềm bao gồm giá

của các bản chào, kết quả dự báo phụ tải, nghẽn mạch của lưới truyền tải và tổn thất

đường dây.

Để giảm thiểu rủi ro do biến động giá thị trường, thị trường điện New Zealand

cho phép các bên được mua bán điện qua các hợp đồng. Các hợp đồng này có dạng

hợp đồng tài chính, không cần phải thỏa thuận cho mức công suất hoặc năng lượng

mua bán sau này.

Thực hiện quá trình tái cơ cấu ngành điện triệt để, New Zealand đã xây dựng

và phát triển thành công thị trường điện cạnh tranh, từ khâu phát điện đến khâu

phân phối bán lẻ.

2.2.4.3.Thực tế vận hành và bài học inh nghiệm

Thực hiện quá trình tái cơ cấu ngành điện triệt để, New Zealand đã xây dựng

thành công thị trường điện cạnh tranh từ khâu phát điện đến phân phối bán lẻ. Việc

cải tổ ngành điện New Zealand cũng được dựa trên 2 đạo luật mạnh mẽ là Luật về

các công ty cung cấp năng lượng (Energy Companies Act) và Luật điện lực

(Electricity Act).

New Zealand đã giải quyết tốt các vấn đề liên quan đến thủy điện. Các nguồn

thủy điện của New Zealand chiếm 60% công suất đặt của hệ thống, lượng nước dự

trữ trong hồ không cao và cũng phải đối mặt với mùa mưa và mùa khô. Tuy nhiên

thị trường điện đã được vận hành theo quy tắc tôi ưu giá trị nước để có giá điện toàn

thị trường thấp nhất từng thời điểm và cả năm.

Cơ chế hợp đồng tại New Zealand giúp cho các bên tham gia thị trường và

người sử dụng điện tránh được những rủi ro khi giá cả thị trường biến động.

Do đặc điểm của hệ thống điện New Zealand, các nhà máy thủy điện có hồ

chứa không lớn và chịu ảnh hưởng của mùa khô nên giá thị trường biến động tăng

rất cao trong những tháng mùa khô, hiện tượng sử dụng quyền lực thị trường để

nâng giá cũng xảy ra tại những thời điểm này.

CHƯƠNG 3 TỔNG QUÁT HOÁ ĐỊNH HƯỚNG PHÁT

NGÀNH ĐIỆN VIỆT NAM ĐẾN NĂM 2030

TÓM TẮT

- Nội dung chương 3 đưa ra các giải pháp giúp định hướng phát triển ngành

điện trong tương lai,phân tích từng giải pháp,nêu ra được mặt lợi ích khi thực hiện

giải pháp.Để đủ cơ sở thuyết phục áp dụng theo trong tương lai

- Tìm hiểu 2 quyết định ban hành cũng là 2 giai đoạn phát triển ngành điện:

từ năm 2004-2010 tầm nhìn 2020 và từ 2010-2020 có tầm nhìn đến 2030.

- Nội dung của 2 giai đoạn chủ yếu về :mục tiêu cụ thể,chiến lược phát

triển,giải pháp thực hiện

3.1. Các giải pháp đề ra giúp định hướng phát triển ngành điện trong tương

lai

Ngày nay nhu cầu đời sống của mỗi người chúng ta ngày một tăng cao đồng

nghĩa với kinh tế - xã hội cũng phát triển theo và đảm bảo an ninh quốc phòng của

đất nước,vì vậy phát triển ngành điện nói riêng và phát triển năng lượng nói chung

đều có ảnh hưởng to lớn đến nền kinh tế-chính trị của đất nước

Về mặt lý thuyết điện năng là một loại hàng hóa đặc biệt. Quá trình kinh

doanh điện năng bao gồm 3 khâu : Sản xuất - Truyền tải - Phân phối điện năng xảy

ra đồng thời (ngay tức khắc), từ khâu sản xuất đến khâu tiêu thụ không qua một

khâu thương mại trung gian nào. Điện năng được sản xuất ra khi đủ khả năng tiêu

thụ vì đặc điểm của hệ thống điện là ở bất kỳ thời điểm nào cũng có sự cân bằng

giữa công suất phát ra và công suất tiêu .Vì vậy loại hàng hoá đặc biệt này cần có sự

khai thác khoa học đề đạt tối ưu về giá cả,sự bền vững lâu dài khi đến từng khách

hàng tiêu dùng

Để đảm bảo phát triển ngành Điện lực Việt Nam bền vững trong giai đoạn từ

nay đến năm 2030, cần tập trung nỗ lực vào việc tăng cường khai thác tiềm năng sử

dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, kiên định theo đuổi kịch bản tăng trưởng

phát thải ít carbon và thúc đẩy đầu tư phát triển các dự án năng lượng tái tạo, đặc

biệt là điện gió, mặt trời và sinh khối. Vì vậy, để đảm bảo phát triển điện lực bền

vững cần nghiên cứu triển khai các giải pháp chủ yếu sau:

3.1.1.Khai thác tiềm năng sử dụng năng lượng tiết iệm và hiệu quả

Có thể nói đây là giải pháp hữu hiệu nhất mà nhiều nước trên thế giới áp dụng,

nhằm giảm nhu cầu điện năng để từ đó giảm chi phí đầu tư vào phát triển nguồn

lưới cung cấp điện, giảm tác động xấu đến môi trường sinh thái (giảm phát thải ô

nhiễm, chiếm dụng đất đai…) và giảm giá thành điện năng…

Theo nghiên cứu, đánh giá của một số chuyên gia năng lượng trong nước và

quốc tế, giải pháp sử dụng năng lượng hiệu quả có thể giảm nhu cầu điện năng của

cả nước khoảng 11-12% vào năm 2030.

Ví dụ: giả sử, tổng sản lượng điện yêu cầu của toàn quốc năm 2030 bình

thường được dự báo khoảng 500 tỷ kWh, thì khi có tính đến khả năng thực khai

thác tiềm năng sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, sản lượng điện có thể

giảm được là khoảng 55-60 tỷ kWh (nghĩa là nhu cầu tổng sản lượng phát điện năm

2030 chỉ còn là 440 - 445 tỷ kWh), tương ứng giảm yêu cầu bổ xung công suất

nguồn phát điện khoảng 9 đến 10 ngàn MW trong giai đoạn 2016-2030, kèm theo

một khối lượng đáng kể lưới điện truyền tải và phân phối từ nguồn đến phụ tải điện.

Tổng chi phí vốn đầu tư tiết kiệm được theo giải pháp ước tính tới vài trục tỷ USD.

3.1.2.Theo đuổi ịch bản phát triển năng lượng phát thải ít carbon

Khí carbon dioxyt (CO2) phát thải từ việc đốt cháy nhiên liệu hóa thạch (than

trong năng lượng và dầu mỏ trong giao thông vận tải) được coi là tác nhân chính

gây nên hiệu ứng nhà kính làm trái đất nóng lên. Vì vậy, hiện nay hầu hết các quốc

gia trên thế giới trong chiến lược phát triển của mình đều hết sức quan tâm đến cuộc

chiến chống biến đổi khí hậu toàn cầu và theo đuổi các kịch bản tăng trưởng phát

thải ít carbon. Đối với nước ta, hiện tại và trong tương lai, lượng phát thải CO2 từ

các nhà máy nhiệt điện than chiếm tỷ trọng rất lớn, tiêu thụ than có thể lên đến trên

dưới 100 triệu tấn vào năm 2030, trong khi đó lượng than khai thác trong nước có

khả năng cung cấp cho sản xuất điện dự báo chỉ có thể hạn chế khoảng 40 triệu

tấn/năm, khoảng 2/3 lượng than còn lại sẽ là than nhập.

Để đáp ứng yêu cầu giảm phát thải khí CO2, cần phải nghiên cứu xem xét giảm

tỷ trọng cac nhà máy nhiệt điện than trong cơ cấu phát triển nguồn điện mà thay thế

bằng các nguồn không/ít phát thải carbon như: tăng cường tỷ trọng nguồn điện từ

năng lượng tái tạo và nhập khẩu; xây dựng các nhà máy điện nguyên tử và các nhà

máy điện sử dụng khí hóa lỏng…

Việc giảm tỷ trọng nguồn nhiệt điện than còn có ý nghĩa hết sức quan trọng, là

giảm bớt sự phụ thuộc quá nhiều vào nguồn than nhập khẩu, góp phần bảo đảm an

ninh năng lượng quốc gia.

3.1.3.Tăng cường phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo

Như trên đã nêu, giải pháp hữu hiệu và chủ động nhất để bù đắp lượng nhiệt

điện than suy giảm trong cơ cấu phát triển nguồn điện theo kịch bản tăng trưởng

phát thải ít carbon là tăng cường phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo, mà chủ

yếu là thủy điện nhỏ, sinh khối, gió và mặt trời. Thời gian qua, trong các loại nguồn

này, ngoài nguồn thủy điện nhỏ đã có truyền thống phát triển từ lâu và đang được

tiếp tục duy trì tại các tỉnh miền núi, các loại nguồn khác vẫn chưa được quan tâm

đúng mức về các cơ chế, chính sách khuyến khích đầu tư phát triển và ưu đãi trợ giá

bán điện. Tuy nhiên, từ nay trở đi việc đầu tư phát triển các dự án điện từ năng

lượng tái tạo sẽ có được các điều kiện thuận lợi, vì các lý do cơ bản sau:

Mới đây, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định “Phê duyệt chiến lược

phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050”,

trong đó đã nêu lên định hướng phát triển các dự án điện sinh khối, gió và mặt trời

đến gần 90 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng khoảng 15% tổng sản lượng phát điện vào năm

2030. Chiến lược cũng đề xuất các cơ chế chính sách về ưu tiên, khuyến khích các

thành phần kinh tế đầu tư phát triển các dự án năng lượng tái tạo, về xây dựng giá

bán điện, đảm bảo thu hồi chi phí đầu tư và lợi nhuận hợp lý đối các dự án năng

lượng tái tạo nối lưới.

Ngoài ra, theo nghiên cứu, đánh giá của các chuyên gia năng lượng quốc tế,

chi phí đầu tư các dự án điện từ năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện gió và mặt trời

có xu hướng ngày càng giảm mạnh, dẫn tới giá thành điện năng các dự án gió, mặt

trời hoàn toàn có thể cạnh tranh được tại một số thị trường, ngay cả khi không có

trợ giá và không chỉ vì có nguồn tài nguyên tốt. Theo khảo sát đánh giá của chuyên

gia Ngân hàng Thế giới - Ts. Pierre Audinet trong báo cáo “Khảo sát con đường

phát triển phát thải ít carbon cho Việt Nam” tại Hội nghị “Định hình tương lai phát

triển bền vững điện lực Việt Nam”, Đà Nẵng, tháng 11/2015, hiện tại điện mặt trời

trên mái nhà rẻ hơn giá điện bán lẻ tại ít nhất 11 quốc gia, điện gió cũng cạnh tranh

được với điện than tại các nước: Australia, Chile, Mexico, New Zealand, Thổ Nhĩ

Kỳ.

Tại một số nước hoặc khu vực có điện gió, mặt trời, giá cụ thể như sau: Ai

Cập, giá điện gió 4cent/kWh; Ấn Độ, tại một số khu vực giá điện gió ở mức 6-10

cent/kWh, so với điện than là 5-8 cent/kWh; Brazil, điện gió 4,5 cent/kWh, rẻ hơn

bất kỳ nguồn năng lượng nào khác; Hoa Kỳ, điện gió ở mức 5-8 cent/kWh, rẻ hơn

nhiệt điện than mới; Nam Phi, điện gió 7 cent/kWh, rẻ hơn 30% so với nhiệt điện

than mới; Các tiểu Vương quốc Ả Rập Thống Nhất (UAE), điện mặt trời 5,6

cent/kWh.

3.2.Giai đoạn phát triển ngành điện từ 2004-2010 tầm nhìn 2020

Về giai đoạn này,việc phát triển ngành điện đã được nêu trong Quyết định

176/2004/QĐ-TTG,Ngày 5 tháng 10 năm 2004 Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt

“Chiến lược phát triển ngành Điện Việt Nam giai đoạn 2004 - 2010, định hướng

đến 2020.”.Các mục tiêu và bước thực hiện đã được đề cập đến trong quyết định,nội

dung chính của quyết định này được như sau:

Mục tiêu phát triển của ngành Điện Việt Nam đến năm 2010 là: sử dụng tốt

các nguồn thuỷ năng (kết hợp với thuỷ lợi), khí và than để phát triển cân đối nguồn

điện. Xây dựng các cụm khí - điện - đạm ở Phú Mỹ và khu vực Tây Nam. Xúc tiến

nghiên cứu, xây dựng thuỷ điện Sơn La. Nghiên cứu phương án sử dụng năng lượng

nguyên tử. Đồng bộ hoá, hiện đại hoá mạng lưới phân phối điện quốc gia. Đa dạng

hoá phương thức đầu tư và kinh doanh điện; có chính sách thích hợp về sử dụng

điện ở nông thôn, miền núi. Tăng sức cạnh tranh về giá điện so với khu vực.

 Mục tiêu cụ thể:

Đáp ứng đầy đủ nhu cầu điện cho phát triển kinh tế - xã hội. Phấn đấu đến năm

2005 đạt sản lượng khoảng 53 tỷ kWh; năm 2010 đạt sản lượng từ khoảng 88 đến

93 tỷ kWh và năm 2020 đạt sản lượng từ 201 đến 250 tỷ kWh.

Hoạt động điện lực.

 Chiến lược phát triển:

Phát triển đồng bộ nguồn và lưới điện theo hướng hiện đại. Phát triển thuỷ

điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí, điện nguyên tử..., kết hợp trao đổi, liên kết lưới

điện với các nước trong khu vực. Tổng công ty Điện lực Việt Nam chỉ đầu tư những

công trình phát điện có công suất từ 100 MW trở lên, tạo điều kiện cho các doanh

nghiệp khác đầu tư các công trình có công suất nhỏ hơn. Phát triển nhanh, đồng bộ,

hiện đại hệ thống truyền tải, phân phối nhằm nâng cao độ tin cậy, an toàn cung cấp

điện và giảm tổn thất điện năng.

1. Chiến lược phát triển nguồn điện:

a) Ưu tiên phát triển thuỷ điện, nhất là các công trình có lợi ích tổng hợp (cấp

nước, chống lũ, chống hạn...). Khuyến khích đầu tư các nguồn thuỷ điện nhỏ với

nhiều hình thức để tận dụng nguồn năng lượng sạch, tái sinh này.

Trong khoảng 20 năm tới sẽ xây dựng hầu hết các nhà máy thuỷ điện tại những nơi

có khả năng xây dựng. Dự kiến đến năm 2020 tổng công suất các nhà máy thủy điện

khoảng 13.000 - 15.000 MW.

b)Phát triển các nhà máy nhiệt điện với tỷ lệ thích hợp, phù hợp với khả năng

cung cấp và phân bố của các nguồn nhiên liệu:

- Nhiệt điện than: dự kiến đến năm 2010 có tổng công suất khoảng 4.400 MW.

Giai đoạn 2011 - 2020 cần xây dựng thêm khoảng 4.500 - 5.500 MW (phụ tải cơ

sở), 8.000 - 10.000 MW (phụ tải cao). Do nguồn than sản xuất trong nước hạn chế,

cần xem xét xây dựng các nhà máy điện sử dụng than nhập.

Nhiệt điện khí: đến năm 2010 có tổng công suất khoảng 7.000 MW, giai đoạn

2011 - 2020 cần xây dựng thêm khoảng 3.500 MW (phương án cấp khí cơ sở),

trong trường hợp nguồn khí phát hiện được nhiều hơn cần xây dựng thêm khoảng

7.000 MW.

Đầu tư khảo sát, nghiên cứu, chuẩn bị các điều kiện cần thiết để có thể xây

dựng nhà máy điện nguyên tử đầu tiên ở Việt Nam với quy mô công suất khoảng

2.000 MW, dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn sau năm 2015.

c) Nhập khẩu điện: theo hiệp định hợp tác năng lượng đã ký kết, Việt Nam sẽ

nhập khẩu khoảng 2.000 MW công suất từ Lào. Tiếp theo sẽ xem xét nhập khẩu

điện từ Campuchia và Trung Quốc.

d) Phát triển các nhà máy sử dụng năng lượng mới và tái tạo. Tận dụng các

nguồn năng lượng mới tại chỗ để phát điện cho các khu vực mà lưới điện quốc gia

không thể cung cấp được hoặc cung cấp kém hiệu quả, đặc biệt đối với các hải đảo,

vùng sâu, vùng xa.

2. Chiến lược phát triển lưới điện:

Phát triển nguồn điện phải đi đôi với phát triển lưới điện, phát triển lưới điện

phân phối phải phù hợp với phát triển lưới điện truyền tải.

Phát triển nhanh hệ thống truyền tải 220, 500 kV nhằm nâng cao độ tin cậy

cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng trên lưới truyền tải, bảo đảm khai thác

kinh tế các nguồn điện; phát triển lưới 110 kV thành lưới điện phân phối cung cấp

trực tiếp cho phụ tải.

Nghiên cứu giảm bớt cấp điện áp trung thế của lưới điện phân phối. Nhanh

chóng mở rộng lưới điện phân phối đến vùng sâu, vùng xa. Tập trung đầu tư cải tạo

lưới điện phân phối để giảm tổn thất điện năng, giảm sự cố và nâng cao độ tin cậy

cung cấp điện.

3. Chiến lược phát triển điện nông thôn và miền núi:

Đẩy mạnh điện khí hoá nông thôn nhằm góp phần đẩy nhanh công nghiệp hoá,

hiện đại hoá nông nghiệp và nông thôn.

Sử dụng các nguồn năng lượng mới và tái tạo để cấp điện cho các khu vực

vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo. Xây dựng cơ chế quản lý để duy trì và phát

triển các nguồn điện ở những khu vực này.

Khuyến khích đa dạng hoá trong đầu tư và quản lý lưới điện nông thôn.

Tăng cường kiểm soát giá điện nông thôn để đảm bảo thực hiện theo đúng giá

trần do Chính phủ quy định.

4. Chiến lược tài chính và huy động vốn:

Có các cơ chế tài chính thích hợp để Tổng công ty Điện lực Việt Nam đảm bảo

được vai trò chủ đạo trong việc thực hiện các mục tiêu phát triển của ngành điện

Việt Nam.

Tiếp tục triển khai một số công trình đầu tư theo hình thức xây dựng - kinh

doanh - chuyển giao (BOT), liên doanh hoặc BOO để thu hút thêm nguồn vốn đầu

tư, đồng thời tăng khả năng trả nợ cho Tổng công ty Điện lực Việt Nam.

Xây dựng các biện pháp huy động vốn trong xã hội dân để đầu tư phát triển

điện.

Tăng cường quan hệ với các ngân hàng và các tổ chức tài chính quốc tế để vay

vốn đầu tư, ưu tiên vay các nguồn vốn ODA có lãi suất thấp, thời gian trả nợ dài

(ODA chỉ giao cho Tổng công ty Điện lực Việt Nam); sau đó đến các ngân hàng

thương mại với phương châm khi các ngân hàng trong nước không đáp ứng được

thì vay các ngân hàng thương mại nước ngoài.

Nghiên cứu tham gia thị trường chứng khoán, phát hành trái phiếu trong và

ngoài nước để đầu tư các công trình điện.

Tiếp tục thực hiện lộ trình cải cách giá điện đã được duyệt theo hướng vừa

tiến dần đến chi phí biên dài hạn vừa cải cách biểu giá điện, giảm bù chéo quá lớn

giữa các nhóm khách hàng.

5. Chiến lược phát triển khoa học công nghệ:

Tập trung nghiên cứu khoa học, công nghệ tiên tiến áp dụng cho sản xuất và

truyền tải điện năng. Nghiên cứu ứng dụng công nghệ sản xuất hiện đại theo hướng

hiệu quả, tiết kiệm năng lượng và giảm thiểu tác động đến môi trường với những

bước đi hợp lý.

Đầu tư chiều sâu, cải tạo nâng cấp và hiện đại hoá đối với nguồn và lưới điện

hiện có, cải tiến công tác quản lý, kinh doanh và dịch vụ khách hàng.

6. Định hướng phát triển viễn thông và công nghệ thông tin:

Tận dụng mọi ưu thế về hệ thống hạ tầng viễn thông ngành điện, kết hợp viễn

thông phục vụ điều hành sản xuất kinh doanh điện với phát triển dịch vụ viễn thông

công cộng.

Đẩy mạnh áp dụng công nghệ thông tin phục vụ cho quản lý và điều hành sản

xuất, nâng cao hiệu quả kinh doanh của ngành Điện.

7. Định hướng phát triển cơ khí điện:

Phát triển mạnh cơ khí điện góp phần phát triển công nghiệp trong nước, giảm

nhập khẩu. Phấn đấu đến năm 2005 đáp ứng về cơ bản nhu cầu thiết bị có điện áp

110 kV trở xuống; đến năm 2010 có thể đáp ứng một phần nhu cầu máy biến áp 220

kV và các thiết bị 220 kV khác. Nghiên cứu sản xuất các thiết bị trọn bộ cho các

trạm thuỷ điện nhỏ, năng lượng mặt trời và các thiết bị thay thế phục vụ sửa chữa

các nhà máy điện. Về lâu dài, cần nghiên cứu, chế tạo thiết bị phù hợp với tiêu

chuẩn quốc tế và đặc điểm riêng của quốc gia và khu vực nhằm đáp ứng nhu cầu

trong nước và một phần xuất khẩu.

8. Chiến lược phát triển tư vấn xây dựng điện:

Tập trung xây dựng các Công ty tư vấn đa ngành theo chuyên môn hoá từng lĩnh

vực chuyên sâu, từng bước nâng cao trình độ để có thể tự đảm đương thiết kế được

các công trình điện lớn như nhà máy điện, lưới điện siêu cao áp.

9. Chiến lược phát triển ngành xây lắp điện:

Tăng cường năng lực cho các đơn vị xây lắp điện để có khả năng đảm nhận các

công trình đầu tư từ khâu thiết kế kỹ thuật thi công, cho đến khâu xây dựng, lắp đặt

thiết bị các nhà máy điện, các công trình lưới điện lớn trong nước và có khả năng

tham gia đấu thầu các công trình ở nước ngoài.

10. Chiến lược phát triển nguồn nhân lực:

Về công tác cán bộ: tiến hành lập quy hoạch cán bộ, tổ chức đào tạo bồi dưỡng

cán bộ trong diện quy hoạch.

Về công tác đào tạo nguồn nhân lực: phát triển khối các trường chuyên ngành

Điện lực, phấn đấu để xây dựng một số trường đạt tiêu chuẩn quốc tế. Bố trí liên

thông giữa các bậc học: cao đẳng, trung học và công nhân; xây dựng chương trình

chuẩn thống nhất trong ngành về đào tạo các lĩnh vực chuyên sâu.

11. Chiến lược phát triển thị trường điện:

Từng bước hình thành thị trường điện trong nước, trong đó Nhà nước giữ độc

quyền ở khâu truyền tải và chi phối trong khâu sản xuất và phân phối điện. Trước

mắt, hình thành thị trường mua bán điện trong nội bộ Tổng công ty Điện lực Việt

Nam. Nghiên cứu xây dựng đầy đủ các khuôn khổ pháp lý, các điều kiện để sớm

hình thành thị trường điện độc lập.

 Giải pháp thực hiện:

1. Giải pháp về tổ chức và cơ chế:

Bổ sung và hiệu chỉnh Luật Điện lực trình Quốc hội thông qua năm 2004 làm

cơ sở pháp lý cho mọi hoạt động điện lực, tạo hành lang pháp lý cho hoạt động

kiểm soát và điều phối thị trường điện lực. Nghiên cứu xây dựng đầy đủ các khuôn

khổ pháp lý, các điều kiện để sớm hình thành thị trường điện lực cạnh tranh.

Xây dựng lộ trình cải cách cơ cấu tổ chức ngành công nghiệp điện lực theo

định hướng chiến lược đã đề ra.

2. Giải pháp về đầu tư phát triển:

Xây dựng cơ chế, chính sách trong đó có chính sách đa dạng hoá phương thức

đầu tư để phát huy tốt mọi nguồn lực, đáp ứng nhu cầu phát triển ngành Điện và yêu

cầu phát triển của đất nước.

Tính toán xây dựng phương án nhập khẩu điện của các nước Lào, Campuchia

và Trung Quốc hợp lý.

Giao Tổng công ty Điện lực Việt Nam thực hiện vai trò chủ đạo trong đảm bảo

đầu tư phát triển nguồn và lưới điện đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội của

đất nước, phù hợp với năng lực tài chính và khả năng trả nợ của Tổng công ty, đảm

bảo cân bằng tài chính dài hạn.

Công bố công khai danh mục các dự án đầu tư khuyến khích các thành phần

kinh tế trong và ngoài nước tham gia đầu tư vào lĩnh vực phát điện và phân phối

điện, đặc biệt là thành phần kinh tế ngoài quốc doanh trên cơ sở thu hút vốn từ thị

trường cho đầu tư.

- Xây dựng cơ chế đầu tư phù hợp theo hướng cải cách các thủ tục hành chính,

giải quyết nhanh vấn đề đền bù, giải phóng mặt bằng để đẩy nhanh tiến độ các công

trình đầu tư điện lực.

3. Giải pháp tài chính và huy động vốn:

Tiếp tục thực hiện cải cách giá điện theo lộ trình đã được duyệt và nghiên cứu

điều chỉnh biểu giá điện theo hướng giảm bù chéo quá lớn giữa các nhóm khách

hàng. Cho phép Tổng công ty Điện lực Việt Nam thực hiện hạch toán riêng phần

dịch vụ mang tính công ích.

Xem xét giảm thuế giá trị gia tăng cho sản phẩm điện từ 10% xuống còn 5%

để giảm sức ép tăng giá điện.

Ưu tiên bố trí vốn tín dụng ưu đãi từ quỹ hỗ trợ phát triển, vốn ODA và các

nguồn vay song phương của nước ngoài cho Tổng công ty Điện lực Việt Nam để

thực hiện đầu tư các công trình điện trọng điểm của quốc gia.

Khuyến khích đa dạng hoá trong đầu tư và quản lý lưới điện nông thôn trên cơ

sở tăng cường kiểm soát giá bán điện ở nông thôn để đảm bảo không vượt giá trần

do Chính phủ quy định.

Hỗ trợ vốn ngân sách cho các dự án điện khí hoá nông thôn, miền núi, hải đảo

nhằm mục đích phát triển kinh tế và xóa đói giảm nghèo cho các khu vực này.

Cổ phần hoá các công trình điện mà Nhà nước không cần giữ 100% vốn. Thí

điểm phát hành trái phiếu công trình và phát hành cổ phiếu ra thị trường chứng

khoán. Thực hiện liên doanh, liên kết trong đầu tư các công trình điện.

4. Giải pháp khoa học - công nghệ:

Tăng cường đầu tư khoa học - công nghệ và quản lý để tiếp tục phấn đấu giảm

tổn thất điện năng xuống khoảng 10% vào năm 2010 và dưới 10% vào những năm

sau.

Sử dụng công nghệ thông tin để đảm bảo vận hành tối ưu hệ thống điện.

Thực hiện chương trình quản lý nhu cầu (DSM) để cắt giảm công suất đỉnh

nhằm tiết kiệm đầu tư và tạo điều kiện thuận lợi trong vận hành hệ thống điện, tiết

kiệm điện trong tiêu dùng.

Áp dụng công nghệ thích hợp trong ngành để nâng cao hiệu quả đầu tư và hoạt

động sản xuất, kinh doanh.

5. Giải pháp nguồn nhân lực:

Coi trọng đào tạo và nâng cao trình độ của đội ngũ cán bộ có trình độ chuyên

môn và tinh thần trách nhiệm cao để đáp ứng yêu cầu phát triển ngành Điện.

Chú trọng đào tạo đội ngũ kỹ sư, chuyên gia về năng lượng hạt nhân để chuẩn

bị cho việc xây dựng và vận hành nhà máy điện nguyên tử.

3.3.Giai đoạn phát triển điện lực quốc gia từ 2010-2020 có tầm nhìn đến 2030

Nội dung chính về quy hoạch,phát triển giai đoạn này được thông qua bởi

Quyết định số 1208/QD/TTg ngày 21/07 /2011 của Thủ tướng Chính phủ đã ký,các

vấn đề chính như quan điểm,mục tiêu,quy hoach được đề cập trong quyết định như

 Quan điểm phát triển:

 Phát triển ngành điện phải gắn liền với chiến lược phát triển kinh tế - xã hội

của đất nước, bảo đảm cung cấp đủ điện nền kinh tế quốc dân và đời sống xã

hội.

 Sử dụng có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước cho phát triển

điện, kết hợp với việc nhập khẩu điện, nhập khẩu nhiên liệu hợp lý, đa dạng

hóa các nguồn năng lượng sơ cấp cho sản xuất điện, bảo tồn nhiên liệu và

bảo đảm an ninh năng lượng cho tương lai.

 Từng bước nâng cao chất lượng điện năng để cung cấp dịch vụ điện với chất

lượng ngày càng cao. Thực hiện giá bán điện theo cơ chế thị trường nhằm

khuyến khích đầu tư phát triển ngành điện; khuyến khích sử dụng điện tiết

kiệm và có hiệu quả.

 Phát triển điện đi đôi với bảo vệ tài nguyên, bảo vệ môi trường sinh thái; bảo

đảm phát triển bền vững đất nước.

 Từng bước hình thành, phát triển thị trường điện cạnh tranh, đa dạng hóa

phương thức đầu tư và kinh doanh điện. Nhà nước chỉ giữ độc quyền lưới

điện truyền tải để đảm bảo an ninh hệ thống năng lượng quốc gia.

 Phát triển ngành điện dựa trên cơ sở sử dụng hợp lý, có hiệu quả nguồn tài

nguyên năng lượng sơ cấp của mỗi miền; tiếp tục đẩy mạnh công tác điện khí

hóa nông thôn, đảm bảo cung cấp đầy đủ, liên tục, an toàn cho nhu cầu điện

tất cả các vùng trong toàn quốc.

 Mục tiêu:

Mục tiêu tổng quát:

Sử dụng có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước, kết hợp với

nhập khẩu năng lượng sơ cấp cho sản xuất điện; cung cấp đầy đủ điện năng với chất

lượng ngày càng cao, giá cả hợp lý cho phát triển kinh tế - xã hội; đảm bảo an ninh

năng lượng quốc gia.

Mục tiêu cụ thể:

Cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu

năm 2015 khoảng 194 - 210 tỷ kWh; năm 2020 khoảng 330 - 362 tỷ kWh; năm

2030 khoản 695 - 834 tỷ kWh.

Ưu tiên phát triển nguồn năng lượng tái tạo cho sản xuất điện, tăng tỷ lệ điện

năng sản xuất từ nguồn năng lượng này từ mức 3,5% năm 2010, lên 4,5% tổng điện

năng sản xuất vào năm 2020 và 6,0% vào năm 2030.

Giảm hệ số đàn hồi điện/GDP từ bình quân 2,0 hiện nay xuống còn bằng 1,5

vào năm 2015 và còn 1,0 vào năm 2020.

Đẩy nhanh chương trình điện khí hóa nông thôn, miền núi đảm bảo đến năm

2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện.

 Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia:

Quy hoạch phát triển nguồn điện:

Định hướng phát triển:

Phát triển nguồn điện theo các định hướng sau:

- Phát triển cân đối công suất nguồn trên từng miền: Bắc, Trung và Nam, đảm

bảo độ tin cậy cung cấp điện trên từng hệ thống điện miền nhằm giảm tổn thất

truyền tải, chia sẻ công suất nguồn dự trữ và khai thác hiệu quả các nhà máy thủy

điện trong các mùa.

- Phát triển hợp lý các trung tâm điện lực ở các khu vực trong cả nước nhằm

đảm bảo tin cậy cung cấp điện tại chỗ và giảm tổn thất kỹ thuật trên hệ thống điện

quốc gia cũng như đảm bảo tính kinh tế của các dự án, góp phần phát triển kinh tế -

xã hội cho từng vùng và cả nước.

- Phát triển nguồn điện mới đi đôi với đầu tư chiều sâu, đổi mới công nghệ các

nhà máy đang vận hành; đáp ứng tiêu chuẩn môi trường; sử dụng công nghệ hiện

đại đối với các nhà máy điện mới.

- Đa dạng hóa các hình thức đầu tư phát triển nguồn điện nhằm tăng cường

cạnh tranh, nâng cao hiệu quả kinh tế.

Quy hoạch phát triển nguồn điện:

- Ưu tiên phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời,

điện sinh khối,…), phát triển nhanh, từng bước gia tăng tỷ trọng của điện năng sản

xuất từ nguồn năng lượng tái tạo:

. Đưa tổng công suất nguồn điện gió từ mức không đáng kể hiện nay lên khoảng

1.000 MW vào năm 2020, khoảng 6.200 MW vào năm 2030; điện năng sản xuất từ

nguồn điện gió chiếm tỷ trọng từ 0,7% năm 2020 lên 2,4% vào năm 2030.

. Phát triển điện sinh khối, đồng phát điện tại các nhà máy đường, đến năm 2020,

nguồn điện này có tổng công suất khoảng 500 MW, nâng lên 2.000 MW vào năm

2030; tỷ trọng điện sản xuất tăng từ 0,6% năm 2020 lên 1,1% năm 2030.

- Ưu tiên phát triển các nguồn thủy điện, nhất là các dự án lợi ích tổng hợp:

Chống lũ, cấp nước, sản xuất điện; đưa tổng công suất các nguồn thủy điện từ 9.200

MW hiện nay lên 17.400 MW vào năm 2020.

- Nghiên cứu đưa nhà máy thủy điện tích năng vào vận hành phù hợp với sự

phát triển của hệ thống điện nhằm nâng cao hiệu quả vận hành của hệ thống: Năm

2020, thủy điện tích năng có tổng công suất 1.800 MW; nâng lên 5.700 MW vào

năm 2030.

- Phát triển các nhà máy nhiệt điện với tỷ lệ thích hợp, phù hợp với khả năng

cung cấp và phân bố của các nguồn nhiên liệu:

+ Nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên: Đến năm 2020, công suất nguồn điện sử

dụng khí thiên nhiên khoảng 10.400 MW, sản xuất khoảng 66 tỷ kWh điện, chiếm

tỷ trọng 20% sản lượng điện sản xuất; định hướng đến năm 2030 có tổng công suất

khoảng 11.300 MW, sản xuất khoảng 73,1 tỷ kWh điện, chiếm tỷ trọng 10,5% sản

lượng điện.

Khu vực Đông Nam Bộ: Bảo đảm nguồn khí ổn định cung cấp cho các nhà máy

điện tại: Bà Rịa, Phú Mỹ và Nhơn Trạch.

Khu vực miền Tây Nam Bộ: Khẩn trương đưa khí từ Lô B vào bờ từ năm 2015 để

cung cấp cho các nhà máy điện tại Trung tâm điện lực Ô Môn với tổng công suất

khoảng 2.850 MW, đưa tổng công suất các nhà máy điện đốt khí tại khu vực này lên đến 4.350 MW vào năm 2016, hàng năm sử dụng khoảng 6,5 tỷ m3 khí, sản xuất

31,5 tỷ kWh.

Khu vực miền Trung: Dự kiến sau năm 2020 sẽ phát triển một nhà máy điện khoảng 1.350 MW tiêu thụ khoảng 1,3 tỷ m3 khí/năm.

+Nhiệt điện than: Khai thác tối đa nguồn than trong nước cho phát triển các

nhà máy nhiệt điện, ưu tiên sử dụng than trong nước cho các nhà máy nhiệt điện

khu vực miền Bắc. Đến năm 2020, tổng công suất nhiệt điện đốt than khoảng

36.000 MW, sản xuất khoảng 156 tỷ kWh (chiếm 46,8% sản lượng điện sản xuất),

tiêu thụ 67,3 triệu tấn than. Đến năm 2030, tổng công suất nhiệt điện đốt than

khoảng 75.000 MW, sản xuất khoảng 394 tỷ kWh (chiếm 56,4% sản lượng điện sản

xuất), tiêu thụ 171 triệu tấn than. Do nguồn than sản xuất trong nước hạn chế, cần

xem xét xây dựng và đưa các nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập vào vận hành

từ năm 2015.

+ Phát triển các nhà máy điện hạt nhân bảo đảm ổn định cung cấp điện trong

tương lai khi nguồn năng lượng sơ cấp trong nước bị cạn kiệt: Đưa tổ máy điện hạt

nhân đầu tiên của Việt Nam vào vận hành năm 2020; đến năm 2030 nguồn điện hạt

nhân có công suất 10.700 MW, sản xuất khoảng 70,5 tỷ kWh (chiếm 10,1% sản

lượng điện sản xuất).

+ Phát triển các nhà máy điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhằm

thực hiện đa dạng hóa các nguồn nhiên liệu cung cấp cho sản xuất điện, bảo đảm an

ninh cung cấp điện và khí đốt. Năm 2020, công suất nguồn điện sử dụng LNG

khoảng 2.000 MW; định hướng đến năm 2030, công suất tăng lên khoảng 6.000

MW.

+ Xuất, nhập khẩu điện: Thực hiện trao đổi điện năng có hiệu quả với các

nước trong khu vực, bảo đảm lợi ích của các bên, tăng cường trao đổi để đảm bảo

an toàn hệ thống, đẩy mạnh nhập khẩu tại các vùng có tiềm năng về thủy điện, trước

hết là Lào, tiếp đó là Campuchia, Trung Quốc. Dự kiến đến năm 2020, công suất

điện nhập khẩu khoảng 2200 MW, năm 2030 khoảng 7000 MW.

Cơ cấu nguồn điện:

- Năm 2020: Tổng công suất các nhà máy điện khoảng 75.000 MW, trong đó:

Thủy điện chiếm 23,1%; thủy điện tích năng 2,4%; nhiệt điện than 48,0%; nhiệt

điện khí đốt 16,5% (trong đó sử dụng LNG 2,6%); nguồn điện sử dụng năng lượng

tái tạo 5,6%; điện hạt nhân 1,3% và nhập khẩu điện 3,1%.

Điện năng sản xuất và nhập khẩu năm 2020 khoảng 330 tỷ kWh, trong đó: Thủy

điện chiếm 19,6%; nhiệt điện than 46,8%; nhiệt điện khí đốt 24,0% (trong đó sử

dụng LNG 4,0%); nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo 4,5%; điện hạt nhân 2,1%

và nhập khẩu điện 3,0%.

-Định hướng đến năm 2030: Tổng công suất các nhà máy điện khoảng

146.800 MW, trong đó Thủy điện chiếm 11,8%; thủy điện tích năng 3,9%; nhiệt

điện than 51,6%; nhiệt điện khí đốt 11,8% (trong đó sử dụng LNG 4,1%); nguồn

điện sử dụng năng lượng tái tạo 9,4%; điện hạt nhân 6,6% và nhập khẩu điện 4,9%.

Điện năng sản xuất năm 2030 là 695 tỷ kWh, thủy điện chiếm 9,3%; nhiệt điện than

56,4%; nhiệt điện khí đốt 14,4% (trong đó sử dụng LNG 3,9%); nguồn điện sử dụng

năng lượng tái tạo 6,0%; điện hạt nhân 10,1% và nhập khẩu điện 3,8%.

Danh mục và tiến độ đưa vào vận hành các dự án nguồn điện tại các Phụ lục I, II và

III kèm theo Quyết định này.

Quy hoạch phát triển lưới điện:

Tiêu chí xây dựng Quy hoạch phát triển lưới điện:

- Lưới điện truyền tải được đầu tư đạt tiêu chuẩn độ tin cậy N-1 cho các thiết

bị chính và đáp ứng các tiêu chuẩn chất lượng quy định tại Quy định lưới điện

truyền tải.

- Phát triển lưới điện phù hợp với tiêu chuẩn kỹ thuật của các nước trong khu

vực, bảo đảm kết nối, hòa đồng bộ hệ thống điện Việt Nam với hệ thống điện các

nước trong khu vực.

- Lưới điện truyền tải phải có dự trữ, đơn giản, linh hoạt, bảo đảm chất lượng

điện năng (điện áp, tần số) cung cấp cho phụ tải.

- Lựa chọn cấp điện áp truyền tải hợp lý trên cơ sở công suất truyền tải và

khoảng cách truyền tải.

- Định hướng phát triển:

- Phát triển lưới điện truyền tải phải đồng bộ với tiến độ đưa vào vận hành các

nhà máy điện để đạt được hiệu quả đầu tư chung của toàn hệ thống.

- Phát triển lưới điện truyền tải phù hợp với chiến lược phát triển ngành, quy

hoạch phát triển điện lực và các quy hoạch khác của địa phương.

- Phát triển lưới truyền tải 220 kV và 500 kV nhằm nâng cao độ tin cậy cung

cấp điện, giảm tổn thất điện năng, bảo đảm huy động thuận lợi các nguồn điện trong

mùa mưa, mùa khô và huy động các nguồn điện trong mọi chế độ vận hành của thị

trường điện.

- Phát triển lưới 220 kV và 110 kV, hoàn thiện mạng lưới điện khu vực nhằm

nâng cao độ ổn định, tin cậy cung cấp điện, giảm thiểu tổn thất điện năng, tạo điều

kiện thuận lợi cho việc cải tạo lưới trung áp sang cấp điện áp 22 kV và điện khí hóa

nông thôn.

- Phát triển đường dây truyền tải điện có dự phòng cho phát triển lâu dài trong

tương lai, sử dụng cột nhiều mạch, nhiều cấp điện áp đi chung trên một hàng cột để

giảm diện tích chiếm đất. Đối với các thành phố, các trung tâm phụ tải lớn, sơ đồ

lưới điện phải có độ dự trữ và tính linh hoạt cao hơn; thực hiện việc hiện đại hóa và

từng bước ngầm hóa lưới điện tại các thành phố, thị xã, hạn chế tác động xấu đến

cảnh quan, môi trường.

- Từng bước hiện đại hóa lưới điện, cải tạo, nâng cấp các thiết bị đóng cắt, bảo

vệ và tự động hóa của lưới điện; nghiên cứu sử dụng các thiết bị FACTS, SVC để

nâng cao giới hạn truyền tải; từng bước hiện đại hóa hệ thống điều khiển.

- Nghiên cứu triển khai áp dụng công nghệ “Lưới điện thông minh - Smart

Grid”, tạo sự tương tác giữa hộ sử dụng điện, thiết bị sử dụng điện với lưới cung

cấp để khai thác hiệu quả nhất khả năng cung cấp nhằm giảm chi phí trong phát

triển lưới điện và nâng cao độ an toàn cung cấp điện.

Quy hoạch phát triển lưới điện:

-Quy hoạch phát triển lưới điện truyền tải siêu cao áp:

o Điện áp 500 kV là cấp điện áp truyền tải siêu cao áp chủ yếu của Việt Nam.

o Nghiên cứu khả năng xây dựng cấp điện áp 750 kV, 1000 kV hoặc truyền tải

bằng điện một chiều giai đoạn sau năm 2020.

o Lưới điện 500 kV được sử dụng để truyền tải công suất từ Trung tâm điện

lực, các nhà máy điện lớn đến các trung tâm phụ tải lớn trong từng khu vực và thực

hiện nhiệm vụ trao đổi điện năng giữa các vùng, miền để bảo đảm vận hành tối ưu

hệ thống điện.

-Quy hoạch phát triển lưới điện truyền tải 220 kV:

o Các trạm biến áp xây dựng với quy mô từ 2 đến 3 máy biến áp; xem xét phát

triển trạm có 4 máy biến áp và trạm biến áp GIS, trạm biến áp ngầm tại các thành

phố lớn.

o Các đường dây xây dựng mới tối thiểu là mạch kép; đường dây từ các nguồn

điện lớn, các trạm biến áp 500/220 kV thiết kế tối thiểu mạch kép sử dụng dây dẫn

phân pha.

Bảng 3.1. Khối lượng lưới điện truyền tải dự kiến xây dựng theo từng giai đoạn

Hạng mục Đơn 2011 - 2016 - 2021 - 2026 -

vị 2015 2020 2025 2030

Trạm 500 MVA 17.100 26.750 24.400 20.400

Trạm 220 MVA 35.863 39.063 42.775 53.250

ĐZ 500 kV km 3.833 4.539 2.234 2.724

ĐZ 220 kV km 10.637 5.305 5.552 5.020

- Quy hoạch phát triển lưới điện 110 kV và lưới điện phân phối:

o Đầu tư phát triển lưới điện 110 kV và lưới điện phân phối đồng bộ với lưới

điện truyền tải nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đáp ứng các tiêu chuẩn chất

lượng quy định tại Quy định lưới điện phân phối.

o Áp dụng công nghệ hiện đại nhằm nâng cao chất lượng lưới điện phân phối,

từng bước ngầm hóa lưới điện các thành phố, thị xã để hạn chế ảnh hưởng đến cảnh

quan, môi trường. Sử dụng các giải pháp công nghệ hiện đại trong đầu tư và quản lý

vận hành nhằm giảm tổn thất điện năng tiến tới xây dựng lưới điện thông minh,

cộng đồng thông minh nhằm giảm tổn thất điện năng, nâng cao hiệu quả sử dụng

điện.

Danh mục và tiến độ các dự án lưới điện truyền tải đầu tư mới theo Phụ lục IV và V

ban hành kèm theo Quyết định này.

Liên ết lưới điện với các nước trong hu vực:

- Thực hiện chương trình hợp tác, liên kết lưới điện với các nước trong khu

vực Đông Nam Á (ASEAN) và các nước tiểu vùng Mê Kông mở rộng (GMS).

- Liên kết lưới điện với Lào:

+ Khu vực Bắc Lào: Bằng cấp điện áp 220 kV và 500 kV về hướng Thanh Hóa

và Nho Quan (Ninh Bình) và Sơn La.

+ Khu vực Trung và Nam Lào: Bằng cấp điện áp 220 kV và 500 kV về hướng

Thạch Mỹ (Quảng Nam) và Pleiku (Gia Lai).

- Liên kết lưới điện với Campuchia:

+ Liên kết mua bán điện với Campuchia qua các cấp điện áp 220 kV và 500

kV tùy thuộc vào công suất.

- Liên kết lưới điện Trung Quốc:

+ Duy trì nhập khẩu qua các cấp điện áp 110 kV và 220 kV.

+ Nghiên cứu nhập khẩu bằng cấp điện áp 500 kV hoặc điện áp một chiều với

tổng công suất nhập khẩu khoảng 2000 ÷ 3000 MW.

Về cung cấp điện cho hu vực nông thôn miền núi và hải đảo:

Mục tiêu:

- Đầu tư mới bằng lưới điện quốc gia hoặc nguồn điện tại chỗ (thủy điện nhỏ,

cực nhỏ; pin mặt trời, gió kết hợp với nguồn diezen) để cấp điện cho khu vực nông

thôn; đến năm 2015 có 100% số xã và 98,6% số hộ dân nông thôn có điện; đến năm

2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện.

- Cải tạo, nâng cấp lưới điện nông thôn nhằm đạt tiêu chuẩn kỹ thuật, cung cấp

điện có hiệu quả với chất lượng bảo đảm cho nhu cầu phát triển sản xuất và sinh

hoạt của khu vực nông thôn.

Quan điểm phát triển điện nông thôn và miền núi:

- Đẩy mạnh điện khí hóa nông thôn nhằm góp phần đẩy nhanh công nghiệp

hóa, hiện đại hóa nông nghiệp và nông thôn.

- Sử dụng các nguồn năng lượng mới và tái tạo để cấp điện cho các khu vực

vùng sâu, vùng xa, biên giới, hải đảo. Xây dựng cơ chế quản lý, đầu tư thuận lợi để

duy trì và phát triển các nguồn điện ở những khu vực này.

- Tăng cường kiểm soát giá điện nông thôn để đảm bảo thực hiện theo chính

sách giá điện do Chính phủ quy định.

Quy hoạch cung cấp điện khu vực nông thôn:

- Giai đoạn 2011 - 2015:

o Đầu tư mở rộng lưới điện quốc gia cung cấp cho 500 nghìn hộ dân nông

thôn.

o Cấp điện từ nguồn năng lượng tái tạo cho khoảng 377 nghìn hộ dân nông

thôn.

- Giai đoạn 2016 - 2020:

o Đầu tư cấp điện mới từ lưới quốc gia cho 200 nghìn hộ dân nông thôn.

o Cấp điện từ nguồn năng lượng tái tạo cho khoảng 231 nghìn hộ dân

nông thôn.

Tổng nhu cầu vốn đầu tư:

-Tổng vốn đầu tư cho toàn ngành điện đến năm 2020 khoảng 929,7 nghìn tỷ

đồng (tương đương với 48,8 tỷ USD, trung bình mỗi năm cần khoảng 4,88 tỷ USD).

Giai đoạn 2021 - 2030, ước tính tổng đầu tư khoảng 1.429,3 nghìn tỷ đồng (tương

đương với 75 tỷ USD). Trong cả giai đoạn 2011 - 2030, nhu cầu đầu tư khoảng

2.359 nghìn tỷ đồng (tương đương 123,8 tỷ USD). Trong đó:

-Đầu tư vào nguồn điện: Giai đoạn 2011 - 2020 là 619,3 nghìn tỷ đồng, chiếm

66,6% tổng vốn đầu tư; giai đoạn 2021 - 2030 là 935,3 nghìn tỷ đồng, chiếm 65,5%.

-Đầu tư vào lưới điện: Giai đoạn 2011 - 2020 là 210,4 nghìn tỷ đồng, chiếm

33,4% tổng vốn đầu tư; giai đoạn 2021 - 2030 là 494 nghìn tỷ đồng, chiếm 34,5%.

 Các giải pháp thực hiện quy hoạch

Các giải pháp bảo đảm an ninh cung cấp điện:

-Các Tập đoàn: Điện lực Việt Nam, Dầu khí Việt Nam, Công nghiệp Than -

Khoáng sản Việt Nam chịu trách nhiệm chính trong việc phát triển nguồn điện;

Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm chính trong bảo đảm phát

triển hệ thống truyền tải của quốc gia.

-Tích cực tìm kiếm bổ sung cho các nguồn khí sẽ suy giảm và cạn kiệt trong

thời gian tới. Đẩy nhanh đàm phán với các nước để ký hợp đồng nhập khẩu than ổn

định, lâu dài để cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện.

-Đẩy nhanh phát triển ngành năng lượng hạt nhân và xây dựng các nhà máy

điện hạt nhân. Phối hợp với các nước và các tổ chức quốc tế để phát triển sử dụng

năng lượng hạt nhân, từng bước làm chủ công nghệ và phát triển điện hạt nhân vì

mục đích hòa bình.

-Thực hiện chính sách ưu đãi về tài chính và mở rộng hợp tác quốc tế để tăng

cường công tác tìm kiếm thăm dò để nâng cao trữ lượng và khả năng khai thác than,

khí đốt và năng lượng tái tạo, bảo đảm an ninh cung cấp nhiên liệu cho sản xuất

điện.

Giải pháp tạo nguồn vốn đầu tư phát triển ngành điện:

-Từng bước tăng khả năng huy động tài chính nội bộ trong các doanh nghiệp

ngành điện thông qua các giải pháp: Nâng cao hiệu quả, hiệu suất hoạt động của các

doanh nghiệp ngành điện, bảo đảm có tích lũy, đảm bảo tỷ lệ vốn tự có cho đầu tư

phát triển theo yêu cầu của các tổ chức tài chính trong nước và quốc tế; tiến tới

nguồn huy động vốn chính cho các công trình điện là vốn tự tích lũy của các doanh

nghiệp.

- Phát triển các Tập đoàn, Tổng công ty hoạt động trong ngành điện có tín

nhiệm tài chính cao để giảm chi phí huy động vốn cho các dự án điện, tự huy động

vốn không cần đến sự hỗ trợ bảo lãnh của Chính phủ.

-Tăng cường huy động vốn thông qua phát hành trái phiếu trong và ngoài nước

để đầu tư các công trình điện, áp dụng biện pháp chuyển tiết kiệm trong nước thành

vốn đầu tư cho cơ sở hạ tầng. Trong giai đoạn đầu, Nhà nước bảo lãnh phát hành

trái phiếu cho các dự án điện trọng điểm, cấp bách.

-Thực hiện liên doanh trong nước và nước ngoài nhằm thu hút các nhà đầu tư

nước ngoài và trong nước tham gia xây dựng phát triển các dự án điện.

-Thực hiện cổ phần hóa các doanh nghiệp ngành điện nhà nước không cần giữ

100% vốn.

-Tăng cường thu hút vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) vào phát triển các

dự án điện. Ưu tiên các dự án FDI có thể thanh toán bằng tiền trong nước, hoặc

thanh toán bằng đổi hàng và không yêu cầu bảo lãnh của Chính phủ.

-Tăng cường thu hút các nguồn vốn từ nước ngoài, bao gồm: Vốn viện trợ phát

triển chính thức ưu đãi, viện trợ phát triển chính thức không ưu đãi, vay thương mại

nước ngoài,…

Giải pháp về giá điện:

-Thực hiện giá bán điện theo cơ chế thị trường có sự điều tiết của Nhà nước,

bảo đảm kết hợp hài hòa giữa các mục tiêu chính trị - kinh tế - xã hội của Nhà nước

và mục tiêu sản xuất kinh doanh, tự chủ tài chính của các doanh nghiệp ngành điện.

Giá bán điện cần kích thích phát triển điện, tạo môi trường thu hút đầu tư và khuyến

khích cạnh tranh trong các khâu sản xuất, truyền tải, phân phối và sử dụng điện.

-Giá bán điện phải bảo đảm thu hồi được chi phí và có mức lợi nhuận hợp lý

(thành phần đầu tư tái sản xuất mở rộng) nhằm bảo đảm các doanh nghiệp ngành

điện tự chủ được về tài chính.

- Cải tiến và hoàn thiện biểu giá điện hiện hành theo hướng:

+ Thực hiện điều chỉnh giá bán điện theo thay đổi của giá nhiên liệu, tỷ giá hối

đoái và cơ cấu sản lượng điện phát.

+ Giảm dần tiến tới bỏ bù chéo giữa các nhóm khách hàng, giữa các miền;

nghiên cứu thực hiện biểu giá bán điện theo mùa và theo vùng.

+ Bổ sung biểu giá điện hai thành phần: Giá công suất và giá điện năng; trước

tiên áp dụng cho các khách hàng sử dụng điện lớn.

-Giá bán điện cần phải xem xét tới các đặc thù vùng và cư dân các vùng: Biên

giới, hải đảo, nông thôn, miền núi v.v… với những điều tiết trợ giá, trợ thuế cần

thiết để giảm bớt cách biệt về hưởng thụ năng lượng điện, thúc đẩy phát triển kinh

tế - xã hội và đô thị hóa giữa các khu vực và bộ phận dân cư, giữa miền núi và miền

xuôi, giữa nông thôn và thành thị.

-Giá điện được điều chỉnh dần từng bước nhằm đạt chi phí biên dài hạn của hệ

thống điện đến năm 2020 tương đương 8 ÷ 9 UScents/kWh, bảo đảm cho ngành

điện có khả năng phát triển bền vững, đáp ứng nhu cầu đầu tư phát triển hệ thống

điện.

- Việc định giá bán điện phải nhằm mục tiêu bảo tồn năng lượng, tránh lãng phí

nguồn năng lượng không tái tạo, khuyến khích sử dụng hợp lý các dạng năng lượng

và sử dụng năng lượng nội địa, giảm phụ thuộc năng lượng ngoại nhập.

Giải pháp về đổi mới tổ chức quản lý, nâng cao hiệu quả hoạt động điện lực:

-Nghiên cứu và triển khai thực hiện các mô hình quản lý ngành điện phù hợp

nhằm nâng cao năng suất lao động, đẩy nhanh tiến độ đầu tư các dự án điện; nâng

cao độ tin cậy trong vận hành hệ thống điện.

-Thực hiện tái cơ cấu ngành điện để từng bước hình thành thị trường điện cạnh

tranh lành mạnh trên cơ sở bảo đảm an ninh cung cấp điện; nhằm giảm chi phí nâng

cao hiệu quả trong hoạt động sản xuất kinh doanh điện, đưa ra các tín hiệu giá một

cách công khai, minh bạch để thu hút đầu tư, phát triển ngành điện bền vững.

Các giải pháp về bảo vệ môi trường:

-Thực hiện các quy định của pháp luật về đánh giá tác động môi trường của dự

án và đánh giá môi trường chiến lược của các quy hoạch.

-Tăng cường, củng cố tổ chức quản lý môi trường của các cơ quan quản lý nhà

nước về môi trường và các doanh nghiệp hoạt động trong lĩnh vực điện lực.

-Thực hiện đầy đủ công tác theo dõi, quan trắc, đo đạc và quản lý các chỉ tiêu

môi trường; thanh tra, kiểm tra việc thực hiện các quy định bảo vệ môi trường của

doanh nghiệp ngành điện.

-Triển khai có hiệu quả chương trình tiết kiệm điện, nâng cao hiệu suất trong

các lĩnh vực sản xuất, truyền tải, phân phối và sử dụng điện.

-Kết hợp phát triển ngành điện với bảo vệ môi trường:

+ Nhà nước có chính sách hỗ trợ về đầu tư, thuế để phát triển các dạng năng

lượng ít ảnh hưởng và góp phần cải thiện môi trường: năng lượng mới và tái tạo; sử

dụng chất phế thải của nông lâm nghiệp; rác thải của các thành phố để phát điện,…

+ Quản lý chặt chẽ công nghệ phát điện về phương diện môi trường. Các công

nghệ được lựa chọn phải tiên tiến, hiệu suất cao, ít ảnh hưởng đến môi trường.

-Có cơ chế thu hút vốn đầu tư cho hoạt động bảo vệ môi trường từ các thành

phần kinh tế, khuyến khích thu hút hỗ trợ tài chính từ nước ngoài để bảo vệ môi

trường.

-Xây dựng các quy chế tài chính về môi trường ngành điện, tính đúng, tính đủ

chi phí môi trường trong đầu tư, giá thành.

-Khuyến khích các doanh nghiệp sản xuất và tiêu thụ nhiều năng lượng tăng

cường hợp tác với các nước thực hiện cơ chế phát triển sạch (CDM) dưới các hình

thức: phát triển nguồn năng lượng mới và tái tạo; nâng cao hiệu quả sử dụng năng

lượng và các dự án bảo tồn năng lượng.

Giải pháp và chính sách phát triển hoa học - công nghệ:

- Hoàn thiện, hiện đại hóa và đổi mới công nghệ thiết bị điện để phát triển

năng lượng cho trước mắt cũng như lâu dài.

- Xác định mô hình và lộ trình công nghệ nguồn và lưới điện thích hợp, đảm

bảo phát triển ổn định và phù hợp với điều kiện Việt Nam về tiềm năng tài nguyên,

khả năng đầu tư, giá thành hợp lý và bảo vệ môi trường.

- Các công trình năng lượng được xây dựng mới phải có công nghệ hiện đại,

phù hợp với điều kiện kinh tế của Việt Nam; từng bước nâng cấp, cải tạo công trình

hiện có để đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật, kinh tế và môi trường.

-Kết hợp giữa công nghệ mới hiện đại và hoàn thiện cải tiến công nghệ hiện

có nhằm nâng cao hiệu suất, tiết kiệm năng lượng.

-Khuyến khích sử dụng các công nghệ mới ở các nhà máy nhiệt điện: Buồng

đốt phun, tầng sôi, thông số hơi trên tới hạn, chu trình tuabin khí hỗn hợp; công

nghệ xử lý chất thải v.v… để nâng cao hiệu suất bảo vệ môi trường.

-Cải tạo, nâng cấp lưới truyền tải và phân phối điện, nhằm giảm tổn thất, đảm

bảo an toàn, tin cậy.

-Hiện đại hóa hệ thống điều độ, vận hành, thông tin liên lạc, điều khiển và tự

động hóa phục vụ điều độ lưới điện trong nước và liên kết khu vực.

-Từng bước áp dụng các biện pháp khuyến khích và bắt buộc đổi mới công

nghệ, thiết bị của các ngành sử dụng nhiều điện (thép, xi măng, hóa chất); hạn chế,

tiến tới cấm nhập các thiết bị cũ, hiệu suất thấp trong sản xuất và sử dụng điện năng.

Giải pháp về phát triển nguồn nhân lực:

-Về công tác đào tạo nguồn nhân lực: Phát triển khối các trường chuyên ngành

điện lực, phấn đấu để xây dựng một số trường đạt tiêu chuẩn quốc tế; xây dựng

chương trình chuẩn thống nhất trong ngành về đào tạo các lĩnh vực chuyên sâu.

-Tập trung đào tạo nguồn nhân lực cho các ngành then chốt trong các lĩnh vực

sản xuất, truyền tải và phân phối điện. Chú trọng đào tạo nghề để có đội ngũ công

nhân kỹ thuật, nhân viên nghiệp vụ lành nghề đủ khả năng nắm bắt và sử dụng

thành thạo các phương tiện kỹ thuật và công nghệ hiện đại. Tổ chức đào tạo lại đội

ngũ cán bộ kỹ thuật và quản lý, nâng dần chất lượng đào tạo lên ngang tầm các

nước trong khu vực và thế giới.

-Đổi mới chương trình đào tạo nguồn nhân lực ngành điện, đa dạng hóa hình

thức đào tạo và gắn liền đào tạo với thực tế sản xuất; chú trọng công tác tuyển chọn

và gửi cán bộ khoa học, cán bộ quản lý đi đào tạo ở nước ngoài thuộc các lĩnh vực

mũi nhọn. Đào tạo bổ sung, đón đầu cho những ngành còn thiếu, còn yếu, nhất là

các ngành điện hạt nhân, năng lượng mới. Xây dựng cơ chế đãi ngộ thích đáng để

thu hút nguồn nhân lực chất lượng cao.

-Triển khai sắp xếp, tổ chức lại mô hình sản xuất một cách khoa học hợp lý,

đảm bảo sử dụng lao động có hiệu quả và nâng cao năng suất lao động.

Xây dựng và phát triển ngành cơ hí điện và nội địa hóa:

-Tăng cường đầu tư và đa dạng hóa nguồn vốn, thu hút sự tham gia của nước

ngoài vào công tác nghiên cứu, thiết kế, chế tạo các thiết bị, phụ tùng của các ngành

điện. Các cơ sở sản xuất thiết bị, phụ tùng điện phấn đấu để các sản phẩm đạt tiêu

chuẩn quốc tế.

-Hình thành một số liên hợp nghiên cứu, thiết kế, chế tạo thiết bị điện với các

doanh nghiệp cơ khí chế tạo trong nước làm nòng cốt.

-Xây dựng các trung tâm sửa chữa, bảo dưỡng thiết bị điện hiện đại để có thể

tự sửa chữa, kiểm định các thiết bị điện.

-Đổi mới hiện đại hóa các nhà máy cơ khí điện hiện có, mở rộng liên doanh,

xây dựng các nhà máy mới, tạo ra các khu vực chế tạo thiết bị điện, phấn đấu đến

năm 2020 tự chế tạo trong nước, không phải nhập đối với hầu hết các thiết bị lưới

điện truyền tải và phân phối, chế tạo 50 - 60% thiết bị của các nhà máy nhiệt điện

than; 40 - 50% thiết bị của nhà máy điện hạt nhân.

Giải pháp về sử dụng điện tiết iệm và hiệu quả:

-Tăng cường công tác tuyên truyền, phổ biến, thực hiện Luật sử dụng năng

lượng tiết kiệm và hiệu quả nhằm nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng nói chung

và điện năng nói riêng trong sản xuất kinh doanh và tiêu dùng trong các hộ gia đình.

-Triển khai rộng rãi, nâng cao hiệu quả Chương trình mục tiêu quốc gia về sử

dụng điện tiết kiệm và hiệu quả với mục tiêu đến năm 2015 tiết kiệm được 8 - 10%

tổng điện năng tiêu thụ.

CHƯƠNG 4 :THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH ĐỊNH

HƯỚNG PHÁT TRIỂN TẠI VIỆT NAM

TÓM TẮT

-Nội dung Chương 4 trình bày:nhu cầu để hình thành thị trường điện và những

lợi ích có được khi hình thành thị trường điện

-Phân tích các cấp độ phát triển thị trường điện,đưa ra các ưu điểm,nhược điểm

của từng cấp độ.để cho ta thấy tiềm năng phát triển thị trường điện,cũng như rủi ro

trong việc hoàn thành một thị trường điện Việt Nam trong tương lai

4.1.Khái niệm thị trường điện cạnh tranh

Thị trường điện:

-Cũng giống như các giao dịch thương mại khác, giao dịch điện năng cũng có

các yếu tố cần thiết như: người mua, người bán, các hợp đồng, các cơ chế quản lý

thị trường, cơ cấu giá thành, người vận hành thị trường và người vận hành hệ thống.

=>Là môi trường tập hợp người bán và người mua sản phẩm duy nhất là điện năng

Thị trường điện cạnh tranh:

-Khi đã phân tích cơ chế cung cầu trong thị trường điện theo quy luật kinh tế thị

trường Lúc này sẽ có nhiều nhà cung ứng bán sản phẩm điện năng và người mua sẽ

có quyền lựa chọn nhà cung ứng thích hợp để được hưởng lời từ việc cạnh tranh của

nhà cung ứng,phá vỡ sự độc quyền trong thị trường điện đồng thời tạo ra những

mức giá minh bạch

Trong thị trường điện,cơ chế cung cầu là:

- Cung : là tổng năng lượng điện mà nhà sản xuất cung ứng cho thị trường

- Cầu : là sản lượng điện năng cần thiết cung cấp cho các nhà truyền tải - phân

phối và các nhà tiêu thụ

Quy luật hoạt động của nền kinh tế thị trường: Theo kinh tế học, đặc tuyến cung –

cầu cắt nhau tại một điểm gọi là điểm cân bằng giữa giá cả và số lượng. Điểm này

gọi là điểm thăng bằng thị trường. Tại điểm giao của đường cung và cầu (P0, Q0)

lượng cung cầu cân bằng nhau. Cơ chế thị trường là xu hướng để cho giá cả thay

đổi cho đến khi thị trường thăng bằng

Giá

Đồng/MW

Đường cung

Đường cầu

Hình 4.1.Quy luật cung – cầu

4.2.Các bước hình thành phát triển thị trường điện cạnh tranh

4.2.1. Nhu cầu thực tế

Trên thế giới hiện nay, quá trình tái cấu trúc và cạnh tranh trong ngành điện

đang dần thực hiện.Mô hình công ty điện lực độc quyền liên kết dọc truyền thống

do sở hữu nhà nước hay tư nhân, đang dần chuyển đổi sang dạng cấu trúc mới là

tách hẳn khâu phát điện ra khỏi khâu truyền tải và phân phối.

Trong thị trường điện bán buôn, các nhà máy điện sẽ cạnh tranh để bán điện.

Đối với thị trường bán lẻ, khách hàng có thể lựa chọn dịch vụ từ các công ty bán lẻ

khác nhau

và các công ty này sẽ cạnh tranh thông qua việc chào giá bán lẻ hợp lý và cung cấp

các

dịch vụ kèm theo. Khâu truyền tải và phân phối điện vẫn phải được điều tiết bởi cơ

quan chức năng. Với mô hình như trên đảm bảo sự mở cửa, không phân biệt đối xử

đối với các thành phần muốn tham gia vào thị trường tại các khâu: phát điện, bán lẻ

và khách hàng sử dụng điện.

Mục tiêu cụ thể của quá trình tái cấu trúc ngành điện ở mỗi quốc gia khác

nhau, nhưng một số động lực chung để thúc đẩy quá trình chuyển đổi ngành điện là:

-Mô hình độc quyền truyền thống dẫn đến giá điện tăng cao.

-Trợ giá chéo giữa các đối tượng khách hàng làm cho hoạt động doanh

nghiệp kém hiệu quả.

-Sự ra đời của các công nghệ phát điện mới, hiệu quả hơn.

-Các công trình điện quốc gia cần vốn đầu tư nhưng không huy động được

nên lúc này cần phải xã hội hóa.

4.2.2. Hình thành phát triển thị trường điện qua các cấp độ

Cho đến năm 2010 thị trường Điện tại Việt nam vẫn ở dạng độc quyền với Tập

đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), một công ty nhà nước, nắm giữ hơn 71% tổng

lượng điện sản xuất, nắm toàn bộ khâu truyền tải, vận hành hệ thống điện, phân

phối và kinh doanh bán lẻ điện.

Để có thể huy động vốn đầu tư phát triển ngành điện Chính phủ Việt Nam đã

thông qua cách tiếp cận giá điện vận hành theo cơ chế theo thị trường và theo đuổi

mục tiêu bảo vệ môi trường với danh mục đầu tư khác nhau cho các nguồn điện

khác nhau.

Hình 4.2.Mô hình mua bán điện độc quyền Việt

(nguồn: EVN 2005)

- Quy hoạch điện VII đã thiết lập lộ trình cho ngành công nghiệp điện để

hướng tới một thị trường phát điện cạnh tranh với ba cấp độ.

- Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26/01/2006 của Thủ tướng Chính phủ

phê duyệt lộ trình hình thành và phát triển thị trường điện Việt Nam

- Quyết định này có hiệu lực từ 25 tháng 12 năm 2013 với các nội dung

chính sau đây:

4.2.2.1. Cấp độ 1: Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) từ năm 2005-

2014

Bước 1: Vận hành thí điểm (2005-2009)

Bước 2: Vận hành chính thức (2009-2014)

 Giai đoạn đầu: các công ty sản xuất điện có thể chào bán điện cho người mua

duy nhất(EVN);

Hình 4.3.Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM)

- Là giai đoạn chuyển tiếp từ mô hình ngành điện truyền thống sang các

cấp độ thị trường có tính cạnh tranh cao (thị trường bán buôn, bán lẻ) :

 Ưu điểm:

 Không gây ra những thay đổi đột biến và xáo trộn lớn trong hoạt động của

ngành điện.

 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.

 Cần ít thay đổi về cơ cấu ngành so với hiện tại.

 Dễ thực hiện và mức độ thành công cao.

 Trong ngắn hạn, không có tác động lớn đối với các công ty phân phối, bán

lẻ; cho phép các công ty này có thêm thời gian cải thiện năng lực tài chính và

quản lý chuẩn bị cho cạnh tranh trong tương lai.

 Nhược điểm:

 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

 Cạnh tranh ban đầu bị hạn chế ở mức các nguồn mới vào, các đơn vị phát

điện hiện tại ít động lực và áp lực cải thiện hiệu quả và giảm chi phí.

 Các công ty phân phối không được lựa chọn đối tác cung cấp điện cho mình

để giảm chi phí.

 Mức giảm chi phí cung cấp điện cũng hạn chế.

 Tồn tại quan niệm việc mua điện của đơn vị mua chưa hoàn toàn công khai

minh bạch.

4.2.2.2. Cấp độ 2:Thị trường bán buôn điện cạnh tranh(VWEM) từ năm

2015-2022

Bước 1: Vận hành thí điểm (2015-2016)

Bước 2: Vận hành chính thức (2016-2022)

 Giai đoạn thứ hai : các công ty bán buôn điện có thể cạnh tranh để mua điện

trước khi bán cho công ty phân phối điện

(thiết lập một thị trường bán sỉ cạnh tranh, bao gồm bán trực tiếp cho hộ công

nghiệp lớn)

- Từ 2015-2016: thí điểm thị trường bán sỉ cạnh tranh. Trong giai đoạn này,

GENCOs và hầu hết các nhà máy phát điện, trừ những nhà máy lớn, đều dần

chuyển thành các công ty độc lập và giảm phụ thuộc vào EVN. Gần đây, EVN dần

dần chuyển nhượng cổ phần tại nhiều nhà máy điện cho các GENCOs. Trong thực

tế, quan sát các công ty niêm yết, có thể thấy rằng EVN đã chuyển giao cổ phần của

mình ở PPC và TMP cho GENCO 2, BTP cho Genco 3.

- Từ 2017-2022: chính thức hình thành một thị trường bán sỉ điện cạnh tranh.

EVN phải tách biệt các phòng ban liên quan đến truyền tải và phân phối điện.

Đơn vị bán buôn

Công ty PP/BL

Khách hàng lớn

Hình 4.4.Thị trường bán buôn điện cạnh tranh(VWEM)

 Ưu điểm:

 Tạo ra sự cạnh tranh trong khâu phát và bán buôn điện

 Đã xóa bỏ được độc quyền mua điện của Đơn vị mua 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

 Nhược điểm:

 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

 Vẫn còn độc quyền trong khâu bán lẻ điện cho các khách hàng tiêu thụ điện

vừa và nhỏ.

4.2.2.3.Cấp độ 3 : Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM) từ sau năm

2022

Bước 1: Vận hành thí điểm (2022-2024)

Bước 2: Vận hành chính thức (từ 2024)

 Giai đoạn thứ ba : người mua điện có thể lựa chọn cho mình nhà cung

cấp.(thiết lập cạnh tranh ở khâu bán lẻ điện.)

- Từ 2022-2023 là bước đệm trước khi thị trường cạnh tranh chính thức hoạt

động vào năm 2023.

- Từ năm 2023, chính thức hình thành thị trường bán lẻ cạnh tranh. Ngoài ra, bộ

phận bán lẻ của EVN có thể được tách thành các doanh nghiệp bán lẻ độc lập. Các

doanh nghiệp bán lẻ có thể mua điện từ các doanh nghiệp bán sỉ hoặc mua trực tiếp

từ các nhà máy phát điện.

- Một số công ty điện lực sẽ được lựa chọn để tách độc lập chức năng quản lý,

vận hành lưới phân phối và chức năng bán lẻ điện để hình thành các đơn vị bán lẻ

điện và đơn vị quản lý vận hành lưới phân phối. Các đơn vị này sẽ mua điện từ các

đơn vị phát điện, đơn vị mua buôn điện và trên thị trường điện để bán lẻ cho khách

hàng. Đồng thời, lựa chọn một số khách hàng sử dụng điện được quyền lựa chọn

mua điện từ đơn vị phát điện, đơn vị mua buôn điện, đơn vị bán lẻ điện qua hợp

đồng song phương và từ thị trường điện.

- Từ sau năm 2024, sẽ vận hành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh.

Các công ty điện lực sẽ tách độc lập chức năng quản lý, vận hành lưới phân phối và

chức năng bán lẻ điện để hình thành các đơn vị bán lẻ và đơn vị quản lý vận hành

lưới phân phối. Các đơn vị bán lẻ tham gia cạnh tranh mua điện trực tiếp từ đơn vị

phát điện, đơn vị mua buôn điện qua hợp đồng song phương và trên thị trường để

bán lẻ điện cho khách hàng.

- Các đơn vị sử dụng điện nếu đáp ứng các tiêu chí nhất định có thể mua điện từ

các nhà máy phát điện, các doanh nghiệp bán sỉ và doanh nghiệp bán lẻ.

Hình 4.5.Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM)

 Ưu điểm:

 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

 Tất cả các khách hàng (kể cả khách hàng vừa và nhỏ) có thể thu lợi trực tiếp

từ cạnh tranh hoàn toàn.

 Nhược điểm:

 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.

 Cần thông tin rộng rãi và phổ biến kiến thức cho khách hàng.

4.3.THIẾT KẾ THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH

4.3.1.Mục tiêu của thị trường bán buôn điện cạnh tranh

Thị trường bán buôn điện cạnh tranh được xây dựng nhằm đạt được các mục

tiêu cơ bản sau đây:

- 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.

4.3.2. Nguyên tắc xây dựng thị trường mua bán điện cạnh tranh

- Để thực hiện được các mục tiêu đặt ra, Thiết kế chi tiết Thị trường bán buôn

điện cạnh tranh cần phải tuân thủ các nguyên tắc thiết kế sau đây:

- Đơn giản, khả thi và phù hợp với điều kiện ngành điện Việt Nam: Yêu cầu

bắt buộc đối với Thiết kế chi tiết Thị trường bán buôn điện canh tranh là 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 thị trong thực tế. Đồng thời, cần phải rà

soát, đánh giá các điều kiện đặc thù của ngành điện Việt Nam để đưa ra được Thiết

kế chi tiết Thị trường bán buôn điện cạnh tranh phù hợp với các điều kiện đặc thù

này.

- Kế thừa các ưu điểm và khắc phục các tồn tại của thị trường phát điện cạnh

tranh Việt Nam: các kết quả đạt được và các vấn đề tồn tại của Thị trường phát điện

cạnh tranh được đánh giá. Với vai trò là bước phát triển tiếp theo của Thị trường

phát điện cạnh tranh, Thị trường bán buôn cạnh tranh cần phải tiếp tục duy trì, phát

triển mở rộng các kết quả tích cực của Thị trường phát điện cạnh tranh; đồng thời

cần đề xuất các cơ chế phù hợp để xử lý tốt, hiệu quả các vấn đề còn tồn tại của Thị

trường phát điện cạnh tranh.

- Thiết kế phải mang tính dài hạn: quá trình xây dựng Thiết kế chi tiết VWEM

được thực hiện dựa trên tầm nhìn phát triển dài hạn của ngành điện Việt Nam, trên

cơ sở đó xác định các bước thực hiện cần thiết để chuyển đổi từ Thị trường phát

điện cạnh tranh lên Thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Trong phạm vi Đề án này,

các nội dung thiết kế chi tiết được xây dựng cho Thị trường bán buôn điện cạnh

tranh hoàn chỉnh (dự kiến vận hành từ năm 2019). Trong quá trình chuyển đổi từ

năm 2016 đến 2019, khi cơ sở hạ tầng đang trong giai đoạn hoàn thiện chưa đáp

ứng đủ các yêu cầu cần thiết, Đề án sẽ đưa ra kế hoạch triển khai thí điểm Thị

trường bán buôn điện cạnh tranh nhằm thí điểm một số cơ chế, rút kinh nghiệm

trước khi chính thức vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

- 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 Thiết kế chi tiết 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. Cơ chế

định giá thị trường cần khuyến khích các đơn vị phát điện thực hiện các hành vi

chào giá phát điện một cách hiệu quả, khuyến khích các đơn vị phát điện hoạt động

theo định hướng tối ưu chi phí; và đưa ra tín hiệu giá hiệu quả cho khách hàng tham

gia thị trường.

- 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. Để đạt được mục

tiêu này, Thị trường bán buôn điện cạnh tranh cần phải:

i) Đưa ra được tín hiệu về giá, phản ánh đúng nhu cầu hệ thống cho nhà đầu

tư;

ii) Đảm bảo tính minh bạch trong toàn bộ quá trình vận hành hệ thống điện –

thị trường điện;

iii) Có cơ chế hợp đồng ký kết với các nguồn điện mới để quản lý rủi ro thị

trường;

iv) Khuyến khích nâng cao hiệu quả vận hành để khai thác tối ưu các nguồn

điện hiện có.

- Hiệu quả, minh bạch trong vận hành hệ thống điện, thị trường điện: Một

khía cạnh quan trọng của tất cả các thị trường điện là hiệu quả vận hành cũng như

tính minh bạch trong quá trình vận hành thị trường điện và hệ thống điện. Một thị

trường điện có thể được thiết kế tốt, nhưng thực tế hoạt động lại không đặt hiệu quả

như dự kiến nếu như không đảm bảo được nguyên tắc vận hành thị trường hiệu quả

và minh bạch. Để đảm bảo nguyên tắc trên, Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

Việt Nam cần đảm bảo các yêu cầu sau:

i) Có cơ chế, công cụ định giá thị trường và điều độ hệ thống điện hiệu quả;

ii) Huy động các nguồn điện một cách hiệu quả;

iii) Khai thác nguồn nước thủy điện hiệu quả trong ngắn hạn, trung hạn và

dài hạn;

iv) Vận hành hệ thống truyền tải điện truyền tải hiệu quả;

v) Đảm bảo tính minh bạch, đơn giản đối với lập lịch huy động và tính giá

thị trường;

vi) Có các quy định về đảm bảo tính minh bạch để tạo lòng tin đối với nhà

đầu tư: công bố đầy đủ thông tin, đảm bảo tính độc lập của Đơn vị vận hành hệ

thống điện và thị trường điện; kiểm toán độc lập các công cụ tính toán; cơ chế giám

sát thị trường…;

vii) Tối thiểu hóa các trường hợp ngoại lệ và ngoài thị trường;

viii) Đảm bảo tính thống nhất, không chồng chéo giữa quy định vận hành thị

trường và các quy định có liên quan khác.

- 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 (Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị truyền tải điện,

Đơn vị phân phối điện….) cần độc lập với bên mua và bên bán. Ngoài ra, Thiết kế

chi tiết Thị trường bán buôn điện cạnh tranh cần xem xét đến vấn đề phân bổ các

hợp đồng CfD hiện tại cho các Tổng công ty điện lực một các hiệu quả; có cơ chế

giám sát và điều tiết phù hợp để hạn chế hành vi chi phối lũng đoạn thị trường.

- Phân bổ rủi ro hợp lý: Một trong những nguyên tắc chung của Thiết kế chi

tiết Thị trường bán buôn điện cạnh tranh cần phải phân bổ rủi ro thị trường điện một

các hợp lý. Để thực hiện được nguyên tắc này, Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

cần phải: i) Phân bổ rủi ro cho đến đơn vị thành viên có đủ khả năng và đủ động lực

để quản lý rủi ro; ii) Thực hiện phân bổ hợp đồng CfD hiện có sang các Tổng công

ty điện lực để đảm bảo quản lý rủi ro hiệu quả cho các bên bán điện và bên mua

điện; iii) Đưa ra các cơ chế hợp đồng phù hợp để đơn giản hóa việc quả lý rủi ro về

giá và sản lượng, đặc biệt là đối với các thành viên mới tham gia thị trường.

- 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. Để khắc phục vấn đề này, Thị trường bán buôn điện cạnh tranh được

thiết kế theo nguyên tắc 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.

4.3.3. Các đơn vị thành viên thị trường

Về mặt cấu trúc, các thành viên tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh được

phân loại thành 03 nhóm chính:

i) Bên bán điện;

ii) Bên mua điện

iii) Các đơn vị cung cấp dịch vụ.

Bên bán điện bao gồm các đơn vị phát điện và các đơn vị chào giá thay cho

đơn vị phát điện. Bên mua điện bao gồm 05 Tổng công ty điện lực và các khách

hàng sử dụng điện lớn đủ điều kiện. Tổng quan về các nhóm đơn vị thành viên

trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh được mô tả trong Hình 4.7.

Hình 4.7.Các đơn vị thành viên tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

4.3.3.1. Bên bán điện

Trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, bên bán điện (gồm đơn vị phát

điện và các đơn vị chào giá thay cho đơn vị phát điện) có các chức năng chính sau

đây:

- 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.

4.3.3.2.Bên mua điện

Trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, bên mua điện có các chức năng

chính sau đây:

- 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.

4.3.3.2.1.Các Tổng công ty điện lực

Năm (05) Tổng công ty điện lực sẽ đóng vai trò là các đơn vị mua buôn điện

trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Các Tổng công ty điện lực sẽ chủ động

tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh với các nhiệm vụ như sau:

- 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.

Ngoài ra, các Tổng công ty điện lực còn thực hiện chức năng cung cấp dịch vụ

phân phối điện và chức năng thu thập, quản lý số liệu đo đếm

Để đảm bảo có cạnh tranh công bằng, minh bạch, đặc biệt là khi chuyển đổi

sang Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, chức năng phân phối, bán lẻ điện cần được

tách bạch độc lập (ring-fenced) với các chức năng khác của Tổng công ty điện lực.

Việc tách hoàn toàn chức năng bán lẻ điện ra khỏi Tổng công ty điện lực để hình

thành đơn vị bán lẻ điện hoàn toàn độc lập có một số ưu điểm, tuy nhiên cũng sẽ

dẫn đến điểm hạn chế lớn là đơn vị bán lẻ điện này sở hữu ít tài sản và bị hạn chế về

khả năng tín dụng. Kinh nghiệm quốc tế cho thấy, trong trường hợp này thường dẫn

đến sự hợp nhất giữa các đơn vị bán lẻ điện này với các đơn vị phát điện (hình

thành mối liên kết dọc), giảm tính cạnh tranh trong thị trường điện và tạo khó khăn

cho các đơn vị mới tham gia thị trường.

Do vậy, thay vì tách độc lập hoàn toàn chức năng bán lẻ điện ra khỏi Tổng

công ty điện lực, việc tách bạch chức năng bán lẻ về tổ chức, tài chính trong nội bộ

Tổng công ty điện lực, đảm bảo tuân thủ các yêu cầu sau:

- Phân tách độc lập chi phí cho từng chức năng phân phối điện, bán lẻ điện

và các chức năng khác;

- Phân tách về chức năng, đội ngũ nhân sự và ranh giới giữa các chức năng;

Chi tiết về việc phân tách chi phí và chức năng phân phối điện, bán lẻ điện

trong Tổng công ty điện lực sẽ được đánh giá, phân tích và đề xuất trong Đề án Tái

cơ cấu ngành điện phục vụ Thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công

Thương xây dựng, dự kiến trình Thủ tướng Chính phủ trong tháng 12 năm 2015.

4.3.3.2.2.Các hách hàng sử dụng điện lớn đủ điều iện

Trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh, sẽ cho phép các khách

hàng lớn được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện. Đối tượng sẽ bao gồm các

khách hàng sử dụng điện đấu nối vào lưới điện truyền tải, các khách hàng ở cấp

điện áp 110 kV đấu nối trực tiếp vào trạm 220 kV. Khi lựa chọn tham gia thị trường

điện, các khách hàng sử dụng điện này phải đáp ứng các yêu cầu về cơ sở hạ tầng

CNTT, nhân lực và các yêu cầu khác theo đúng quy định.

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…).

4.3.3.3.Các đơn vị cung cấp dịch vụ

Để phục vụ cho công tác vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, ngoài

bên mua điện và bên bán điện, cần thiết phải có các đơn vị cung cấp các dịch vụ sau

đây:

- Dịch vụ vận hành thị trường điện và hệ thống điện;

- Dịch vụ truyền tải điện;

- Dịch vụ phân phối điện;

- Dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm.

Về nguyên tắc, để đảm bảo tính minh bạch, không phân biệt đối xử giữa các

thành viên thị trường, các đơn vị cung cấp dịch vụ phải độc lập với bên mua điện và

bên bán điện.

4.3.3.3.1.Dịch vụ phân phối điện

Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, các đơn vị phân phối điện đảm

nhận các chức năng chính sau đây:

- Vận hành, bảo dưỡng lưới phân phối điện;

- Đầu tư mở rộng lưới phân phối điện;

- Đấu nối khách hàng hoặc đơn vị phát điện mới vào lưới phân phối;

Hiện tại, các Tổng công ty điện lực đang đảm nhận chức năng phân phối điện,

đồng thời thực hiện cả chức năng bán lẻ điện. Trong Thị trường bán buôn điện cạnh

tranh, các khách hàng sử dụng điện lớn cấp điện áp 110 kV đấu nối trực tiếp vào

trạm 220 kV được phép tham gia thị trường điện.

Về dài hạn, khi mở rộng đối tượng khách hàng tham gia thị trường bán buôn

điện, đồng thời chuẩn bị cho Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, cần thiết phải phân

tách rõ về chi phí, tổ chức giữa chức năng phân phối điện và chức năng bán lẻ điện

trong Tổng công ty điện lực. Các yêu cầu về phân tách 02 chức năng phân phối

điện, bán lẻ điện trong Tổng công ty điện lực được phân tích,

4.3.3.3.2.Dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng

Thu thập và quản lý số liệu đo đến điện năng là chức năng quan trọng trong

bất kỳ thị trường điện nào. Phạm vi của dịch vụ này bao gồm các công tác chính sau

đây:

- Thu thập số liệu đo đếm điện năng từ các công-tơ đo đếm tại các thành viên

thị trường điện theo đúng thời gian biểu và yêu cầu của thị trường điện.

- Truyền, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm; quản lý và sử dụng số liệu đo đếm

phục vụ cho các công tác vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

Ngoài ra, liên quan đến vấn đề đo đếm điện năng, còn có một số vấn đề khác như:

đầu tư lắp đặt, cài đặt, bảo dưỡng hệ thống đo đếm…, các vấn đề này được thực

hiện theo quy định hiện hành.điện năng trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

Bảng 4.1.Chức năng thu thập và quản lý số liệu đo đếm

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

Đơn vị phát điện Đơn vị phát  Lưới truyền SMO SMO điện tải

Lưới truyền tải Đơn vị thu thập và Đơn vị truyền  Lưới phân quản lý số liệu đo đếm SMO tải điện phối điện năng

Lưới truyền tải Đơn vị thu thập và  Khách hàng Đơn vị truyền quản lý số liệu đo đếm SMO lớn tham gia tải điện điện năng VWEM

Như quy định hiện Lưới phân phối Như quy định hiện tại Đơn vị phân tại (không thuộc  Lưới phân (không thuộc phạm vi phối điện phạm vi của phối của VWEM) VWEM)

Lưới phân phối Đơn vị phân Như quy định hiện tại Như quy định hiện

 Khách hàng phối điện (không thuộc phạm vi tại (không thuộc

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

không tham gia của VWEM) phạm vi của

thị trường VWEM)

Trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, các chức năng của dịch vụ thu

thập và quản lý số liệu đo đếm có thể được đảm nhận bởi các đơn vị thành viên thị

trường điện khác nhau tùy theo phạm vi quản lý của từng đơn vị. Đơn vị truyền tải

điện (NPT) có thể chịu trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm trên lưới truyền tải điện

và cung cấp số liệu này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Các

đơn vị phân phối điện (05 Tổng công ty điện lực) có thể thu thập số liệu đo đếm của

các khách hàng sử dụng điện lớn tham gia thị trường điện và cung cấp cho Đơn vị

vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị

trường điện tổng hợp, quản lý cơ sở dữ liệu đo đếm cho toàn thị trường để phục vụ

các công tác vận hành, tính toán thanh toán

Cần lưu ý là việc lựa chọn các đơn vị thực hiện chức năng thu thập và quản lý

số liệu đo đếm điện năng cần dựa trên cơ sở tối thiểu chi phí cho dịch vụ này. Đơn

vị cung cấp dịch vụ phải đảm bảo được tính độc lập, phân tách rõ chi phí chi dịch

vụ thu thấp, quản lý số liệu đo đếm điện năng với các dịch vụ khác trong cùng 01

đơn vị.

Ví dụ, đối với Tổng công ty điện lực, chi phí cho dịch vụ thu thập và quản lý

số liệu đo đếm cần tách bạch rõ với chi phí phân phối điện, chi phí bán lẻ điện. Đối

với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các khoản chi phí để thực

hiện chức năng thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng trong Thị trường bán

buôn điện cạnh tranh cần được tính đến trong chi phí của Đơn vị vận hành hệ thống

điện và thị trường điện.

4.3.3.4.Công ty Mua bán điện (EVN/EPTC)

Trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Công ty Mua bán điện

(EVN/EPTC) tiếp tục mua điện từ các nhà máy điện không tham gia thị trường, bao

gồm: các nguồn điện nhập khẩu, các nhà máy điện BOT, các nhà máy điện thuộc

khu công nghiệp bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia, các nguồn

điện sử dụng năng lượng tái tạo…, đồng thời bán phần sản lượng điện năng mua từ

các nguồn điện này cho các Tổng công ty điện lực.

4.3.3.5.Các nguồn điện không tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

Các nguồn điện có đấu nối vào hệ thống điện quốc gia nhưng không tham gia

thị trường điện (thủy điện nhỏ, năng lượng tái tạo, nhập khẩu…): phương án đơn

giản và khả thi nhất là thực hiện công bổ biểu đồ (hoặc sản lượng dự báo) trước thời

điểm chào giá của các thành viên thị trường và coi đây là loại hình nguồn điện “phải

phát” trong quá trình lập lịch huy động.

4.3.4.Cơ chế hợp đồng

4.3.4.1.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.

4.3.4.2.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.

4.3.4.3.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:

- 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 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 và các đơn vị phát điện tại thời điểm chuyển 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.

- 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 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.

4.3.5.Cơ chế thanh toán

4.3.5.1.Vai trò của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong

thực hiện thanh toán thị trường điện giao ngay

Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam theo mô hình thị trường tập

trung toàn phần (Gross Pool). Theo kinh nghiệm tại tất cả các thị trường điện áp

dụng mô hình Gross Pool trên thế giới, các đặc điểm cơ bản nhất là:

- Tất cả các đơn vị phát điện sẽ chào giá và bán toán bộ sản lượng vào thị

trường giao ngay.

- Tất cả các đơn vị mua điện (Tổng công ty điện lực/Khách hàng lớn) sẽ mua

điện từ thị trường giao ngay để đáp ứng nhu cầu phụ tải.

- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách điều hành toàn bộ

quá trình giao dịch trên thị trường giao ngay, tiếp nhận bản chào giá của các đơn vị,

xác định giá thị trường và tính toán các khoản thanh toán và thực hiện thanh toán

Theo đó, trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, sẽ có nhiều đơn vị bán

điện, nhiều đơn vị mua điện. Toàn bộ sản lượng điện được chào bán trên thị trường

giao ngay nên không xác định được sản lượng do đơn vị nào phát. Do vậy việc giao

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán và thanh toán

cho toàn thị trường giao ngay là phù hợp.

Để đảm nhận được chức năng thanh toán trên thị trường giao ngay, điều kiện

tiên quyết là Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải độc lập và tài

khoản thanh toán thị trường điện phải tách bạch với các tài khoản khác của đơn vị

này.

SMO

Các khoản chi phí của SMO: mua dịch vụ phụ trợ, đầu tư cơ sở hạ tầng…

Thanh toán chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường điện

Tài khoản thanh toán của SMO

Thanh toán chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường điện

Tài khoản thanh toán thị trường giao ngay

Bên bán điện (Các đơn vị phát điện)

Bên mua điện (Các Tổng công ty điện lực, Khách hàng lớn..)

Đơn vị cung cấp bảo lãnh thanh toán

Các khoản thanh toán trên thị trường giao ngay

Hình 4.8.Thanh toán thị trường giao ngay thông qua Đơn vị vận hành hệ thống

điện và thị trường điện

Ngoài ra, để đảm bảo cân bằng dòng tiền thanh toán trên thị trường giao ngay

và khả năng thanh toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các

đơn vị mua điện trên thị trường giao ngay (Tổng công ty điện lực, Khách hàng lớn)

cần phải đáp ứng yêu cầu thanh toán đúng hạn, và có bảo lãnh thanh toán để xử lý

trường hợp chậm thanh toán.

Việc tính toán các khoản thanh toán và thực hiện thanh toán trên thị trường

giao ngay có thể được thực hiện theo các phương án sau:

- Phương án 1: Thanh toán toàn bộ sản lượng giao dịch trên trên thị trường

giao ngay, các hợp đồng CfD được thanh toán song phương giữa bên mua và bên

bán.

- Phương án 2: Thanh toán phần sản lượng sai khác trên thị trương giao ngay;

sản lượng hợp đồng được thanh toán theo giá hợp đồng giữa bên mua và bên bán.

Trong cơ chế thanh toán toàn phần, toàn bộ sản lượng giao dịch (sản lượng đo đếm) được thanh toán theo giá thị trường trong chu kỳ giao dịch. Chi tiết về phương án thanh toán toàn bộ sản lượng trên thị trường giao ngay được mô tả trong

dưới đây.

Hình 4.9.Phương án thanh toán toàn bộ trên thị trường giao ngay

Theo Phương án 1, tổng các khoản thanh toán của đơn vị phát điện trên thị

trường giao ngay và theo hợp đồng CfD được tính như sau:

Tổng doanh thu = Doanh thu trên thị trường giao ngay + Thanh toán hợp đồng

= PsG x G + Qc (Pc – PsG)

Tổng chi phí mua điện của Tổng công ty điện lực/Khách hàng lớn được tính

như sau:

Tổng chi phí mua điện = Chi phí mua trên thị trường giao ngay + Thanh toán

hợp đồng = PsL x L + Qc (Pc – PsL)

Ưu điểm của Phương án 1 là phản ánh đúng bản chất của thị trường tập trung

toàn phần: toàn bộ sản lượng của các đơn vị phát điện được chào bán trên thị trường

giao ngay, được thanh toán theo giá thị trường giao ngay; còn hợp đồng CfD (hợp

đồng tài chính) chỉ nhằm mục đích giúp bên bán và bên mua quản lý rủi ro trên thị

trường điện. Theo phương án này, việc tính toán và thực hiện thanh toán trên thị

trường giao ngay được thực hiện độc lập, và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị

trường điện không cần đến các số liệu hợp đồng song phương (sản lượng hợp

đồng). Thanh toán hợp đồng CfD giữa đơn vị phát điện và các Tổng công ty điện

lực/khách hàng lớn được thực hiện hoàn toàn theo thỏa thuận giữa bên mua và bên

bán điện và sử dụng giá thị trường giao ngay làm giá tham chiếu. Tuy nhiên, điểm

hạn chế của phương án này là Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

phải quản lý dòng tiền tương đối lớn khi thực hiện thanh toán cho các thành viên thị

trường. Để đảm bảo cân bằng dòng tiền, các đơn vị mua điện (các Tổng công ty

điện lực, khách hàng lớn) cần phải có mức bảo lãnh phù hợp, để xử lý trường hợp

chậm thanh toán của đơn vị đó. Đây là cơ chế thanh toán thị trường điện giao ngay

được áp dụng phổ biến đối với các thị trường theo mô hình thị trường tập trung toàn

phần (Gross Pool).

Trong Phương án 2, chỉ phần sai khác giữa tổng sản lượng thực tế và tổng sản

lượng hợp đồng được thanh toán trên thị trường giao ngay. Chi tiết về phương án

thanh toán toàn bộ sản lượng trên thị trường giao ngay được mô tả trong Error!

Reference source not found. dưới đây.

Hình 4.10.Phương án thanh toán phần sai khác sản lượng trên thị trường giao ngay

Theo Phương án 2, tổng các khoản thanh toán của đơn vị phát điện trên thị

trường giao ngay và theo hợp đồng CfD được tính như sau:

Tổng doanh thu = Doanh thu trên thị trường giao ngay + Thanh toán hợp đồng

= PsG x (G – Qc) + Qc x Pc = PsG x G + Qc (Pc – PsG)

Tổng chi phí mua điện của Tổng công ty điện lực/Khách hàng lớn được tính

như sau:

Tổng doanh thu = Chi phí mua trên thị trường giao ngay + Thanh toán hợp

đồng = PsL x (L – Qc) + Qc x Pc = PsL x L + Qc (Pc – PsL)

Như vậy, tổng doanh thu của đơn vị phát điện tính theo Phương án 1 và

Phương án 2 là tương đương nhau. Tương tự đối với tổng chi phí mua điện của

Tổng công ty điện lực/Khách hàng lớn. Điểm khác biệt lớn nhất của Phương án 2 so

với Phương án 1 là tổng các khoản thanh toán trên thị trường giao ngay sẽ nhỏ hơn

do chỉ thanh toán cho phần sản lượng sai khác giữa sản lượng thực tế và tổng sản

lượng hợp đồng. Khi đó, dòng tiền do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường

điện quản lý sẽ nhỏ hơn (yêu cầu bảo lãnh đối với các Tổng công ty điện lực/Khách

hàng lớn sẽ giảm). Tuy nhiên, để thực hiện được phương án này, Đơn vị vận hành

hệ thống điện và thị trường điện phải cập nhật thông tin về sản lượng hợp đồng

trong từng chu kỳ giao dịch (30 phút) được quy định trong từng hợp đồng của tất cả

các đơn vị thành viên thị trường. Các đơn vị phát điện, các Tổng công ty điện

lực/Khách hàng lớn phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường

điện thông tin về sản lượng hợp đồng trong tất cả các hợp đồng đã ký kết của từng

đơn vị. Chỉ cần thiếu (hoặc cung cấp chậm) số liệu của 01 hợp đồng của 1 đơn vị thì

công tác tính toán, thanh toán trên thị trường giao ngay sẽ không thực hiện được

hoặc bị chậm trễ. Trong thị trường bán buôn điện, mối quan hệ hợp đồng giữa các

đơn vị sẽ tương đối phức tạp, một đơn vị có thể có nhiều hợp đồng song phương…

nên việc quản lý, cập nhật thông tin sẽ gặp rất nhiều khó khăn.

Đề xuất về cơ chế thanh toán cho Thị trường bán buôn điện cạnh tranh: áp

dụng cơ chế thanh toán toàn bộ sản lượng điện trên thị trường giao ngay. Các hạn

chế của mô hình này được xử lý theo phương pháp sau:

- Bên mua điện (các Tổng công ty điện lực/Khách hàng lớn) phải có bảo lãnh

thanh toán để đảm bảo cân bằng cán cân thanh toán trên thị trường giao ngay trong

trường hợp có đơn vị chậm thanh toán.

- Nâng cao năng lực của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,

đảm bảo khả năng quản lý dòng tiền thanh toán trên thị trường giao ngay.

4.3.5.2.Tính toán các khoản thanh toán

Chi tiết về tính toán các khoản thanh toán trong thị trường bán buôn điện cạnh

tranh dưới đây được xây dựng theo phương giá định giá theo nút. Trường hợp tiếp

tục áp dụng cơ chế định giá thống nhất toàn hệ thống, việc tính toán các khoản

thanh toán trên thị trường giao ngay về cơ bản sẽ tương tự như trong Thị trường

phát điện cạnh tranh.

4.3.5.2.1.Thanh toán điện năng trên thị trường giao ngay

Tính toán thanh toán điện năng trên thị trường giao ngay trong từng chu kỳ

giao dịch bao gồm 02 thành phần cơ bản chính: i) doanh thu của nhà máy điện (bên

bán điện) và ii) chi phí mua điện của Tổng công ty điện lực/Khách hang lớn (bên

mua điện).

Doanh thu của nhà máy điện (g) đấu nối vào nút (n) trong chu kỳ giao dịch (T)

được tính toán như sau:

R(g, T) = P(n, T) x Qm(g, T)

Trong đó:

Qm (g, T): sản lượng điện đo đếm của nhà máy điện (g) tại nút (n) trong chu kỳ

giao dịch (T);

P (n, T): giá thị trường tại nút (n) trong chu kỳ giao dịch (T);

R (g, T): doanh thu của nhà máy điện (g) tại nút (n) trong chu kỳ giao dịch (T).

Chi phí mua điện của Tổng công ty điện lực/Khách hàng lớn (L) đấu nối vào

nút (n) trong chu kỳ giao dịch (T) được tính toán như sau:

C (L, T) = P (n, T) x Qm (L, T)

Trong đó:

Qm (L, T): sản lượng điện đo đếm giao cho Tổng công ty điện lực/Khách hàng

lớn (L) tại nút (n) trong chu kỳ giao dịch (T);

P (n, T): giá thị trường tại nút (n) trong chu kỳ giao dịch (T);

C (L, T): chi phí mua điện của Tổng công ty điện lực/Khách hàng lớn (L) tại

nút (n) trong chu kỳ giao dịch (T).

4.3.5.2.2.Thanh toán hợp đồng CfD

Hợp CfD giữa bên mua và bên bán trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

là hợp đồng tài chính. Thanh toán hợp đồng CfD giữa bên bán (đơn vị phát điện g

đấu nối vào nút n) và bên mua (Tổng công ty điện lực/Khách hàng lớn L) được tính

toán như sau:

Rcfd (T) = Qc (T) x {Pc (T) – Ps (n, T)}

Trong đó:

Qc (T): sản lượng quy định trong hợp đồng CfD chu kỳ giao dịch (T);

Pc (T): giá hợp đồng CfD áp dụng cho chu kỳ giao dịch (T);

Ps (n, T): giá tham chiếu, được tính bằng giá thị trường trong chu kỳ (T) tại nút

truyền tải mô phỏng (n) tương ứng với nhà máy điện (g);

Rcfd: doanh thu hợp đồng CfD trong chu kỳ giao dịch (T).

4.3.5.2.3.Tính toán thanh toán dịch vụ phụ trợ

a) Tính toán thanh toán cho các dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số được đồng

tối ưu với điện năng

Khoản thanh toán cho các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số

(được đồng tối ưu với điện năng) sẽ căn cứ theo kết quả tính toán lập lịch huy động

đồng tối ưu. Khoản thanh toán cho đơn vị phát điện (f) cung cấp dịch vụ dịch vụ dự

phòng (r) trong chu kỳ điều độ (T) là:

R (f, r, T) = P (r, T) x G (f, r, T)

Trong đó:

P (r, T): giá dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số (r) trong chu kỳ (T); theo kết quả

tính toán lập lịch huy động đồng tối ưu điện năng và các dịch vụ phụ trợ điều chỉnh

tần số cho chu kỳ điều độ (T);

G (f, r, T): công suất của đơn vị phát điện (f) được huy động để cung cấp dịch

vụ phụ trợ điều chỉnh tần số (r) trong chu kỳ (T); theo kết quả tính toán lập lịch huy

động đồng tối ưu điện năng và dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số cho chu kỳ điều độ

(T);

R (f, r, T): khoản thanh toán cho đơn vị phát điện (f) được huy động để cung

cấp dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số (r) trong chu kỳ điều độ (T).

Phân bổ chi phí mua các dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số: để thanh toán các

khoán thanh toán dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số nêu trên cho các đơn vị phát

điện cung cấp dịch vụ, khoản chi phí này sẽ được phân bổ cho các thành viên thị

trường theo nguyên tắc sau:

- Đối với dịch vụ dự phòng điều tần: chi phí mua dịch vụ này được phân bổ

cho bên phụ tải (các Tổng công ty điện lực/Khách hàng lớn) theo tỷ lệ điện năng

tiêu thụ. Ngoài ra, cũng có thể xem xét phân bổ chi phí này cho các đơn vị phát điện

không tham gia điều tần.

- Đối với dịch vụ dự phòng khẩn cấp (dự phòng quay…): chi phí mua các dịch

vụ này được phân bổ cho các đơn vị phát điện theo tỷ lệ công suất phát trong chu kỳ

giao dịch.

b) Tính toán thanh toán cho các dịch vụ phụ trợ cung cấp qua hợp đồng

Khoản thanh toán cho vị cung cấp dịch vụ phụ trợ qua hợp đồng (các dịch vụ

phụ trợ điều chỉnh lưới điện, dịch vụ khởi động đen…) được thực hiện theo các quy

định tại hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký kết với Đơn vị vận hành hệ thống

điện và thị trường điện. Chi phí mua các dịch vụ phụ trợ này được phân bổ cho các

khách hàng theo tỷ lệ với lượng điện năng tiêu thụ

Định nghĩa về thị trường điện cạnh tranh,nêu ra các lợi ít của việc cạnh tranh

đó

Các bước hình thành tạo nên thị trường điện cạnh tranh hoàn hảo,là các cấp độ

mà ta hướng tới trong tương lai là thị trường bán lẻ cạnh tranh,để người tiêu dùng

được lợi từ việc cạnh tranh đó

Tổng quan về thị trường buôn bán điện cạnh tranh(cấp độ 2) mà thị trường

điện ta trong giai đoạn thí điểm

Xét đến yếu tố đấu thầu giá điện từ một nhà máy lấy từ các nguồn có giá khác

nhau,bị giới hạn bởi đường dây,có mang tính cạnh tranh của thị trường buôn bán

điện

CHƯƠNG 5 XÂY DỰNG MÔ HÌNH MÔ PHỎNG ĐẤU THẦU

GIÁ TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH

TÓM TẮT

- Nội dung chương 5 đã nêu định nghĩa về đấu thầu giá điện

- Xây dựng 3 mô hình mô phỏng đấu thầu thầu giá điện của thị trường điện

cạnh tranh,tương đương với 3 trường hợp được xét đến trong hệ thống có 4 máy

phát và 1 tải:

+Trường hợp 1:xét giá điện

+Trường hợp 2:xét giá điện và giá dây truyền tải

+Trường hợp 3:xét đến giá điện và giới hạn đường dây truyền tải

- Mỗi trường hợp là 1 yêu cầu của hệ thống đưa ra,có sự liên quan đến thị

trường điện cạnh tranh trong tương lai,

5.1.Định nghĩa về đấu thầu giá điện

5.1.1 Tổng quan về đấu thầu

- Đấu thầu hàng hoá, dịch vụ là hoạt động thương mại, theo đó một bên mua

hàng hoá, dịch vụ thông qua mời thầu (gọi là bên mời thầu) nhằm lựa chọn trong số

các thương nhân tham gia đấu thầu (gọi là bên dự thầu)thương nhân đáp ứng tốt

nhất các yêu cầu do bên mời thầu đặt ra và được lựa chọn để ký kết và thực hiện

hợp đồng (gọi là bên trúng thầu).

 Bản chất

- Là phương thức mua hàng đặc biệt, để bên mua lựa chọn người cung cấp

dịch vụ, hàng hóa phù hợp.

- Quan hệ giữa 01 người mua và nhiều người bán.

- Người bán được lựa chọn là người đáp ứng tốt nhất yêu cầu mà người mua

đặt ra.

 Đối tượng

- Hàng hóa, dịch vụ.

 Mục đích

- Tìm ra được người bán đáp ứng tốt nhất yêu cầu của người mua.

Mối quan tâm mà những người tham gia hướng đến là giá cả, chất lượng, trình

độ kỹ thuật, sáng tạo..Giá càng thấp và đáp ứng tốt nhất về chất lượng, trình độ kỹ

thuật, sáng tạo thì được chọn.

 Chủ thể

Gồm:

- Bên mời thầu (cò gọi là bên mua).

- Bên dự thầu (còn gọi là bên bán) phải là thương nhân.

=> Không có sự xuất hiện của tổ chức trung gian, chỉ có giữa bên mời thầu và

bên dự thầu

 Ý nghĩa

- Bên mua có thể lựa chọn được người cung ứng hàng hóa, dịch vụ thỏa mãn tốt

nhất yêu cầu mình đặt ta.

- Giảm chi phí đầu tư và tăng lợi ích cho mua sắm hàng hóa, tìm kiếm người

cung ứng dịch vụ.

- Tạo môi trường cạnh tranh lành mạnh về giá cả, năng lực, chất lượng của hàng

hóa, dịch vụ đó.

- Tạo động lực cho các thương nhân không ngừng tìm tòi sáng tạo để cải tiến

quy trình, công nghệ sản xuất, cắt giảm chi phí và tăng cường năng lực cạnh tranh

trong đấu thầu.

5.1.2 Đấu thầu giá điện

- Cũng giống với định nghĩa về đầu thầu các hàng hoá,dịch vụ,nhưng đấu thầu

về giá điện ở đây chỉ có 1 loại hàng hoá duy nhất là điện năng

- Bên cần mua điện giá rẻ sẽ chọn những nơi cung cấp (máy phát,nhà máy)ở

gần,hoặc xa,có thể đáp ứng đủ nhu cầu về tải cần thiết và chi phí tiêu thụ cho bên

mua về phải là rẻ nhất

5.2.Hệ thống có 4 máy phát,1 tải,xét đến giá điện

Hình 5.1. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải(xét giá,công suất máy phát)

5.2.1.Yêu cầu hệ thống:

- Lấy công suất từ các máy phát về tải 1, sao cho đáp ứng đủ công suât cho tải

1 và giá công suất lấy về rẻ nhất

(chi phí tính theo giá máy phát)

5.2.2.Các bước tiến hành:

- Lựa máy phát nào có giá rẻ nhất để phát về tải 1,theo đường dây gần nhất

5.2.3. Sơ đồ giải thuật trường hợp 1:

Hình 5.2.Sơ đồ giải thuật trường hợp 1

*Ví dụ cụ thể,tiến hành theo các bước như trong hình:

Hình 5.3. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải

(Lấy công suất từ máy phát rẻ nhất:máy phát 2)

Hình 5.4. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải

(Lấy công suất từ máy phát rẻ tiếp theo:máy phát 3)

Hình 5.5. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải

(Lấy công suất từ máy phát rẻ tiếp theo:máy phát 4)

5.2.4.Ứng dụng phần phềm vào hệ thống cho trường hợp 1

-Giao diện phần mềm:khi mở phần mềm lên sẽ xuật hiện giao diện có 3 ô là 3

trường hợp như hình dưới

Hình 5.6.Giao diện phần mềm (có 3 trường hợp)

-Ở phần này,ta đang trong trường hợp 1 nên phải nhấn vào ô thứ 1,sẽ xuất hiện

ra giao diện tiếp theo

Hình 5.7.Giao diện trường hợp 1

-Trong giao diện trường hợp 1 sẽ hiện ra các phần:

 Các textbox để ta nhập dữ liệu vào

 Kết quả đạt được

 Sơ đồ biểu diễn kết quả

 Các ví dụ có sẵn,khi ta nhấn vào nó sẽ chạy ra kết quả

-Ở khung nhập dữ liệu vào text box,khi nhập xong ta,sẽ nhấn vào nút “áp

dụng” để hiện ra kết quả

-Để chay phần mềm ta lấy 1 ví dụ và nhập dữ liệu vào vào các ô textbox như

giá:

máy phát 1: 3

máy phát 2: 1

máy phát 3: 2

máy phát 4: 4

công suất:

máy phát 1 :300

máy phát 2:400

máy phát 3:300

máy phát 4:500

công suất tải:1200

Hình 5.8.Giao diện trường hợp 1(nhập các dữ liệu và chọn khung “áp dụng”)

-Khi nhập xong ta nhấn vào ô “Áp dụng”.kết quả sẽ ra được như sau

Hình 5.9.Kết quả trường hợp 1 khi chạy phần mềm

Ỏ hình trên hiển thị bên khung kết quả,mỗi dòng là thông về máy

phát,giá,công suất đang dùng và đường dây đi của máy phát đến tải

Hình 5.10.Khung hiển thị kết quả

Ví dụ thông tin dòng 1:

-MF2-Giá:1-Công suất đang dùng 400(T1)

Ý nghĩa:

-Sử dụng máy phát 2,có giá 1$,công suất đang dùng 300,đi theo đường dây T1

-Khi nhấn vào ô kết quả của dòng đầu thì sơ đồ sẽ biểu diễn đường dây T1

đang sử dụng sẽ đỏ lên,và thông tin của máy lên sơ đồ

Hình 5.11.Sơ đồ biểu diễn đường dây sử dụng kết quả trường hợp 1

5.3.Hệ thống có 4 máy phát,1 tải,xét đến giá điện và giá dây truyền tải

Hình 5.12. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải

(xét giá,công suất máy phát và giá đường dây)

5.3.1.Yêu cầu hệ thống:

- Lấy công suất từ các máy phát về tải 1, sao cho đáp ứng đủ công suât cho tải

1 và giá công suất lấy về rẻ nhất (chi phí tính theo: giá dây + giá máy phát)

5.3.2.Các bước tiến hành:

BƯỚC 1:

- Liệt kê ra các đường dây mà máy phát có thể đi đến tải,(1 máy có thể có 1

hoặc 2 đường đi đến tải)

- Cộng tổng chi phí giá máy phát và giá đường dây dẫn đến tải

(Máy phát 1=?

Máy phát 2 +T1=?

Máy phát 2 +T2+T3+T4=?

Máy phát 3 +T2+T1=?

Máy phát 3 +T3+T4=?

Máy phát 4 +T4=?

Máy phát 4 +T3+T2+T1=?)

BƯỚC 2:

Sắp xếp giá máy phát+dây theo thứ tự nhỏ đến lớn

- Lấy giá máy+ dây nào có chi phí thấp nhất để phát về tải

- Khi phát hết công suất sẽ lựa đường dây + máy phát có giá rẻ tiếp theo để

phát…cứ tiếp tục cho đến khi đủ tải

Ví dụ:

100

Hình 5.13. Áp dụng thông số vào hệ thống có 4 máy phát,1 tải

Liệt kê chi phí máy phát+đường đi có thể đi đến tải 1

Máy phát 1=1,5

Máy phát 2 +T1=2+0,4=2,4

Máy phát 2 +T2+T3+T4=2+0,6+0,3+0,8=2,7

Máy phát 3 +T2+T1=1,5+0,6+0,4=2,5

Máy phát 3 +T3+T4=1,5+0,3+0,8=2,6

Máy phát 4 +T4=1+0,8=1,8

Máy phát 4 +T3+T2+T1=1+0,3+0,6+0,4=2,3

Chọn máy phát có chi phí rẻ nhất để phát về tải 1

1/Lấy máy phát 1,giá 1,5 phát 300

2/Máy phát 4 +T4 giá 1,8 phát 500

3/Máy phát 2+T1 giá 2,4 phát 300

4/Máy phát 3 +T2+T1 giá 2,5 phát 400

101

Hình 5.14.Thứ tự đường đi của hệ thống

5.3.3. Sơ đồ giải thuật thuật trường hợp 2:

Hình 5.15.Sơ đồ giải thuật trường hợp 2

102

5.3.4.Ứng dụng phần phềm vào hệ thống cho trường hợp 2

-Giao diện phần mềm: hiện ra 3 ô,phần này là trường hợp 2 sẽ nằm ở ô số 2

Hình 5.16. Giao diện phần mềm

-Cách sử dụng phần mềm và chi tiết đã giới thiệu ở mục “5.2.3. Ứng dụng

phần phềm vào hệ thống”

-Để chay ứng dụng ta nhập dữ liệu vào vào các ô textbox như sau:

giá:

máy phát 1: 1.5

máy phát 2: 2

máy phát 3: 1.5

máy phát 4: 1

dây T1=0.4 /T2=0.6 /T3=0.3 /T4=0.8

công suất:

máy phát 1 :300

máy phát 2:300

máy phát 3:600

máy phát 4:500

công suất tải:1500

103

Hình 5.17. Giao diện ứng dụng của trường hợp 2

(nhập các dữ liệu và chọn khung “áp dụng”)

-Khi nhập xong dữ liệu,ta sẽ nhấn vào khung “Áp dụng” để chạy ra kết quả

Hình 5.18. Hiển thị kết quả của ứng dụng

104

5.4. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải,xét đến giá điện, giới hạn công suất đường

dây truyền tải(tối ưu về công suất và giá điện)

Hình 5.19. Hệ thống có 4 máy phát,1 tải

(xét giá,công suất máy phát,giới hạn công suất đường dây)

5.4.1.Yêu cầu hệ thống:

- Lấy công suất từ các máy phát về tải 1,sao cho đáp ứng đủ công suât cho tải

1 và giá công suất lấy về rẻ nhất

(chi phí tính theo giá máy phát,có xét giới hạn công suất trên mỗi đoạn dây)

5.4.2.Các bước tiến hành:

BƯỚC 1:Tối ưu về công suất

- Chọn công suất phát về tải cho đủ,không quan tâm về giá

BƯỚC 2:tối ưu về giá

- Khi bước 1 đủ công suất,ta sẽ thay thế công suất của máy có chi phí thấp

nhất vào,đẩy công suất của máy đang sử dụng có giá cao hơn về

*Thực hiện chi tiết:

Bước 1: Tối ưu về công suất

- Lấy đủ công suất về tải đang cần theo đường dây gần nhất kết nối từ máy

phát đến tải.Để tránh trường hợp nhập giá rẻ về trước sẽ thiếu công suất phát về tải

105

Hình 5.20.Lựa chọn đường dây,máy phát

(sử dụng máy phát 1 phát công suất gần tải nhất)

Hình 5.21.Lựa chọn đường dây,máy phát

(sử dụng máy phát 4,máy phát 2)

-Máy phát 4 phát công suất theo đường dây T4

-Máy phát 2 theo đường dây T1

106

Hình 5.22. Lựa chọn đường dây,máy phát

(sử dụng máy phát máy phát 2 theo 2 đường)

-Phát công suất theo 2 đường dây T3,T4 và T2,T1

Hình 5.23. Lựa chọn đường dây,máy phát

(sử dụng máy phát 2,máy phát 4)

-Máy phát 4 phát công suất theo đường :T3,T2,T1

-Máy phát 2 phát công suất theo đường :T2,T3,T4

107

Ví dụ:

Hình 5.24.Ví dụ bài toán trong hệ thống

-Tải 1 sẽ lấy công suất của máy phát theo đường gần nhất

1/Lấy 200 của MF1

2/Lấy 200 của MF1 theo đường T1

300 của MF4 theo đường T4

3/Lấy 200 của MF3 theo đường T3,T4

4/Lấy 100 của MF2 theo đường T2,T3,T4

Bước 2: Tối ưu về giá ( chọn lọc đường đi,máy phát hợp lý)

- Dựa trên bước 1,đã đủ công suất cần cho tải 1,ta sẽ chọn lại giá để thay thế

vào sao cho tối ưu nhất

- Khi bước 1 xong,đã đủ tải,nhưng giá chưa tối ưu,

- Ta sẽ lần lượt lấy “từng máy phát” “có giá rẻ nhất” “còn công suất” để

đưa vào và đồng thởi đẩy công suất đang sử dụng có giá cao hơn về

Quy tắc đẩy công suất về:

- Ta có 4 máy A,B,C,D. máy A có chi phí thấp nhất

MF A < MF B < MF C< MF D

trường hợp máy A còn công suất

Có 3 trường hợp xảy ra:

-Trường hợp đẩy công suất 1:Máy A sẽ đẩy máy B đang phát gần nhất có chi

108

phí cao hơn máy A

Hình 5.25.Quy luật đẩy công suất về trường hợp 1

-Trường hợp đẩy công suất 2:Nếu máy phát B,C đều đang phát 2 đường dây

khác nhau và gần máy phát A,thì xét 1 trong 2 máy (B,C),máy nào có chi phí cao

nhất, máy phát A sẽ đi đường dây về hướng máy chi phí cao đó để đẩy

Hình 5.26.Quy luật đẩy công suất về trường hợp 2

-Trường hợp đẩy công suất 3:Nếu trên đường dây đến tải của máy A không

có máy đang phát,giá cao hơn máy A,ta xét tải 1 đang dùng máy phát nào có giá cao

nhất thì máy phát A đẩy máy phát đó và sẽ thay thế cho máy đó

109

Hình 5.27.Quy luật đẩy công suất về trường hợp 3

- Khi máy phát A hết tải,ta xét tới máy phát có giá rẻ tiếp theo,là máy phát

B,tiếp tục sẽ đẩy máy phát có chi phí cao hơn là C,B,….

-Theo thuật toán như vậy,giá máy nào rẻ hơn sẽ lấy cho đến khi,không còn

máy phát có chi phí rẻ hơn để thay thế thì có thể dừng

VD:Chi phí :MF1:3

MF2:4

MF3:1

MF4:2

Hình 5.28.Ví dụ bài toán trong hệ thống

-BƯỚC 1: Ta sẽ lấy công suất của máy phát có đường đi gần nhất về tải 1

1/Lấy 200 của MF1 có giá: 3

2/Lấy 300 của MF4: đường T4 có giá 2

110

Lấy 200 của MF2:đường T1 có giá 4

3/Lấy 300 của MF3 :đường T3,T4 có giá 1

Khi xong bước 1 thì công suất còn lại MF1=0,MF2=100,MF3=200,MF4=0

-BƯỚC 2:Chọn lọc giá rẻ nhất để thay thế vào

Lấy MF3 có chi phí rẻ nhất công suất còn lại 200

MF3 có thể đi 2 đường nhưng đều có 2 máy phát đang hoạt động

là:MF2,MF4

Chi phí:MF2 =4 > MF4=2

=>MF3 sẽ đẩy 200 công suất của MF2 theo đường theo đường dây T2,T1 về

Cập nhật lại:

1/Lấy 200 của MF1 có giá: 3

2/Lấy 300 của MF4: đường T4 có giá 2

Lấy 200 của MF3:đường T2,T1 có giá 1

3/Lấy 300 của MF3 :đường T3,T4 có giá 1

=> công suất còn lại MF1=0,MF2=300,MF3=0,MF4=0

Xét giá rẻ tiếp theo là MF4 có giá 2 nhưng công suất còn lại =0

Xét đến MF4 có giá 3 nhưng công suất còn lại =0

Xét MF2 có giá 4 là giá cao nhất,không thể thay thế cho máy nào nữa.ta dừng

lại,cho ra kết quả cuối cùng

Hình 5.29.Kết quả đường dây sử dụng từ máy phát đến tải 1

111

5.4.3.Sơ đồ giải thuật trường hợp 3

Hình 5.30.Sơ đồ giải thuật trường hợp 3

5.4.4.Ứng dụng phần phềm vào hệ thống cho trường hợp 3

-Giao diện phần mềm: hiện ra 3 ô,phần này là trường hợp 3 sẽ nằm ở ô số 3

Hình 5.31. Giao diện phần mềm

-Cách sử dụng phần mềm và chi tiết đã giới thiệu ở mục “5.2.3. Ứng dụng

phần phềm vào hệ thống”

112

-Để chay ứng dụng ta nhập dữ liệu vào vào các ô textbox như sau:

giá:

máy phát 1: 4

máy phát 2: 1

máy phát 3: 2

máy phát 4: 3

công suất:

máy phát 1 :200

máy phát 2:500

máy phát 3:200

máy phát 4:200

Giới hạn công suất dây

T1:200

T2:500

T3:400

T4:700

Công suất tải:1500

Hình 5.32. Giao diện ứng dụng của trường hợp 3(nhập các dữ liệu và chọn khung “áp dụng”)

113

-Khi nhập xong dữ liệu,ta sẽ nhấn vào khung “Áp dụng” để chạy ra kết quả

Hình 5.33. Hiển thị ết quả của ứng dụng

114

CHƯƠNG 6: KẾT LUẬN

TÓM TẮT

- Đưa ra kết luận nội dung chính và các đóng góp trong luận văn đã làm

6.1.Kết luận

-Luận văn này đã trình bày tổng quan về thị trường điện trong nước và ngoài

nước-một số nước tiêu biểu trên thế giới như: ÚC,HÀN QUỐC,BRAZIL,NEW

ZEALAND.rút ra được một số bài học kinh nghiệm của từng nước.

-Tổng quan về lịch sử hình thành và hiện tại của hệ thống điện Việt Nam

-Đề ra được các giải pháp định hướng hoá,phát triển ngành điện trong tương

lai đến năm 2030

-Nghiên cứu các giai đoạn phát triển ngành điện từ năm 2004 có tầm nhìn đến

2030 tìm hiểu qua 2 quyết định quy hoạch,mỗi quyết định là 1 giai đoạn do thủ

tướng chính phủ ban hành.bao gồm các mục tiêu chính :

 Sử dụng có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước, kết hợp với

nhập khẩu năng lượng sơ cấp cho sản xuất điện;

 Cung cấp đầy đủ điện năng với chất lượng ngày càng cao, giá cả hợp lý

cho phát triển kinh tế - xã hội;

 Đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia

-Tổng quan về thị trường điện cạnh tranh trong nước,nghiên cứu sự hình thành

của các cấp độ.Nước ta đang nằm trong giai đoạn vận hành thí điểm của cấp độ 2

Thị trường bán buôn điện cạnh tranh(VWEM) từ năm 2015-2022

-Nhận xét về ưu,nhược điểm của từng cấp độ để hình thành sự phát triển của

thị trường điện

-Định nghĩa về đấu thầu về giá điện,xây dựng các trường hợp trong hệ thống 4

máy phát có 1 tải đặt ngay vị trí của 1 trong 4 máy phát với yêu câu lấy đủ công

suất về cho tải đảm bảo giá là rẻ nhất

-Ứng dụng công nghệ thông tìn vào hệ thống.Tạo dựng thành công mô hình

mô phỏng đấu thầu giá cho từng trường hợp đặt ra của hệ thống 4 máy phát 1 tải,chỉ

cần nhập dữ liệu sẽ tìm ra được máy phát,đường dây,công suất sử dụng tối ưu

6.2.Hướng phát triển đề tài

-Xây dựng mô hình mô phỏng có nhiều máy phát và nhiều tải hơn

115

-Xây dựng mô hình mô phỏng có tính đến giới hạn công suất và giá đường dây

truyền tải

116

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1]. Nguyễn Anh Tuấn. Hoàn thiện mô hình tổ chức sản xuất kinh doanh của Tổng

công ty điện lực Việt Nam, Luận án Tiến sỹ, ĐH Kinh tế quốc dân Hà Nội, 2003.

[2].Bộ Công thương. Qui định mới nhất về quản lý, vận hànKh thị trường điện cạnh

tranh – Hệ thống điện và thị trường điện Việt Nam năm 2010.

[3].Nguyễn Anh Tuấn. Hoàn thiện mô hình tổ chức sản xuất kinh doanh của Tổng

công ty điện lực Việt Nam, Luận án Tiến sỹ, ĐH Kinh tế quốc dân Hà Nội, 2003.

[4]Bộ Công Thương,cục điều tiết điện lực “Đề án:thiết kế chi tiết thị trường bán

buôn điện cạnh tranh”

[5].Ngô Xuân Anh.Nghiêng cứu mô hình thị trường điện giao ngay và cơ chế thanh

toán cho thị trường điện bán buôn Việt Nam,Luận văn Thạc sĩ,ĐH công nghệ

TP.HCM,2016

[6].www.akhpc.vn/

[7]./www.evn.com.vn/

[8].www.avuong.com/

[9].www.erav.vn/

[10].tailieu.vn/

[11]. nangluongvietnam.vn/

[12].Quyết định 176/2004/QĐ-TTG,Ngày 5 tháng 10 năm 2004 Thủ tướng Chính

phủ đã phê duyệt “Chiến lược phát triển ngành Điện Việt Nam giai đoạn 2004 -

2010, định hướng đến 2020.”

[13].Quyết định số 1208/QD/TTg ngày 21/07 /2011 của TTg Chính phủ về Quy

hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 tầm nhìn 2030 (Tổng sơ đồ

VII)

[14].Ban điều tiết và phát triển thị trường điện – Cục điều tiết điện lực. Các bài

giảng thị trường điện do EVN tổ chức.

[15].Quyết định số 3956/QĐ-BCN ngày 29 tháng 12 năm 2006 về việc ban hành “

Quy định thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm”

[16].Quyết định số 2256/QĐ-BCT Ngày 12 tháng 3 năm 2015, Bộ Công Thương

ban hành Quy định về giá bán điện

[17].www.vpbs.com.vn/

117

[18]. Các bài báo về thị trường điện trên trang tin điện tử ngành điện

(icon.com.vn/vn-83-638/Thi-truong-dien)

[19]. Quyết định 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Thủ Tướng

Chính Phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi,

bổ sung một số điều của Luật Điện lực;

[20]. Viện Năng Lượng, Chiến Lược Phát Triển Công Nghệ Của Tập Đoàn Điện

Lực Việt Nam, định hướng đến năm 2025.

[21]. Quyết định số 3956/QĐ-BCN ngày 29 tháng 12 năm 2006 về việc ban hành

“ Quy định thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm”

[22]. Báo cáo tham luận về quan hệ giữa thanh toán trên thị trường điện giao ngay

và thanh toán theo hợp đồng dạng sai khác trong thị trướng phát điện cạnh tranh

Việt Nam của Công ty Mua Bán điện (EVNEPTC);

[23]. Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 về việc Phê duyệt

lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại

Việt Nam.

[24]. Các bài báo về thị trường điện trên trang tin điện tử ngành điện

(icon.com.vn/vn-83-638/Thi-truong-dien)

[25].www.eptc.vn Công ty mua bán điện.

[26]. www.nldc.evn.vn Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia ( ĐĐQG)

[27]. Viện Năng Lượng, Chiến Lược Phát Triển Công Nghệ Của Tập Đoàn Điện

Lực Việt Nam, định hướng đến năm 2025.

Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Thị trường điện cạnh tranh và định hướng phát triển ngành điện đến năm 2030

---------------------------

TRẦN MINH SANG

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH VÀ

ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN NGÀNH ĐIỆN

ĐẾN 2030

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

---------------------------

TRẦN MINH SANG

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH VÀ

ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN NGÀNH ĐIỆN

ĐẾN 2030

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS.TS. NGÔ CAO CƯỜNG

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Thị trường điện cạnh tranh và định hướng phát triển ngành điện đến năm 2030

LỜI CAM ĐOAN

LỜI CẢM ƠN

TÓM TẮT

ABSTRACT

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH MỤC CÁC HÌNH

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TRONG VÀ

NGOÀI NƯỚC

CHƯƠNG 3 TỔNG QUÁT HOÁ ĐỊNH HƯỚNG PHÁT

NGÀNH ĐIỆN VIỆT NAM ĐẾN NĂM 2030

CHƯƠNG 4 :THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH ĐỊNH

HƯỚNG PHÁT TRIỂN TẠI VIỆT NAM

Đơn vị bán buôn

Công ty PP/BL

Công ty PP/BL

Công ty PP/BL

Công ty PP/BL

SMO

CHƯƠNG 5 XÂY DỰNG MÔ HÌNH MÔ PHỎNG ĐẤU THẦU

GIÁ TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH

Hình 5.13. Áp dụng thông số vào hệ thống có 4 máy phát,1 tải

Hình 5.14.Thứ tự đường đi của hệ thống

Hình 5.16. Giao diện phần mềm

Hình 5.17. Giao diện ứng dụng của trường hợp 2

Hình 5.18. Hiển thị kết quả của ứng dụng

Hình 5.31. Giao diện phần mềm

Hình 5.32. Giao diện ứng dụng của trường hợp 3(nhập các dữ liệu và chọn khung “áp dụng”)

CHƯƠNG 6: KẾT LUẬN

TÀI LIỆU THAM KHẢO

Có thể bạn quan tâm

Tài liêu mới

AI tóm tắt

Giới thiệu tài liệu

Đối tượng sử dụng

Từ khoá chính

Nội dung tóm tắt

Giới thiệu

Về chúng tôi

Việc làm

Quảng cáo

Liên hệ

Chính sách

Thoả thuận sử dụng

Chính sách bảo mật

Chính sách hoàn tiền

DMCA

Hỗ trợ

Hướng dẫn sử dụng

Đăng ký tài khoản VIP

093 303 0098

support@tailieu.vn

Phương thức thanh toán

Theo dõi chúng tôi

Facebook

Youtube

TikTok