PHÂN BAN B4. Kinh doanh điện năng và thị trường điện lực<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
XÂY DỰNG THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG<br />
CHO VIỆT NAM<br />
<br />
Nguyễn Hương Mai, Nguyễn Thị Như Vân<br />
Khoa Quản lý năng lượng - Trường Đại học Điện lực<br />
<br />
Tóm tắt: Dịch vụ cung cấp công suất phản kháng là dịch vụ quan trọng không thế<br />
thiếu trong hệ thống cung cấp điện. Để giữ ổn định điện áp lưới điện, ngoài phương<br />
án đặt bù, các đơn vị vận hành lưới điện phải huy động công suất phản kháng từ các<br />
nhà máy. Hiện tại, ở Việt Nam mới chỉ có quy định rõ ràng về cơ chế bán công suất<br />
phản kháng của EVN nhưng chưa có quy định về việc chào mua công suất phản kháng<br />
từ các nhà máy. Bài báo sẽ phân tích những ưu nhược điểm trong cơ chế mua bán<br />
công suất phản kháng hiện hành. Từ đó đề xuất xây dựng cơ chế chào giá công suất<br />
phản kháng cho các nhà máy phù hợp với thị trường điện cạnh tranh trong tương lai.<br />
<br />
1. GIỚI THIỆU CHUNG<br />
<br />
Ngành điện đã góp phần tạo dựng cơ sở hạ tầng và là động lực phát triển cho nhiều ngành kinh tế<br />
khác, để duy trì và phát triển điều đó trong những năm tiếp theo, với nhu cầu sử dụng điện năng<br />
ngày càng tăng cao, ngành Điện phải đáp ứng nhiệm vụ đảm bảo cung cấp điện ổn định, chất<br />
lượng và uy tín, để thực hiện được điều đó cần phải có một thị trường điện phù hợp, năng động để<br />
đáp ứng kịp thời các vấn đề này.<br />
<br />
Ngày 08/10/2013, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg quy định về<br />
lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện<br />
lực tại Việt Nam. Theo đó, thị trường điện lực tại Việt Nam được hình thành và phát triển qua 3<br />
cấp độ: Thị trường phát triện cạnh tranh (từ nay đến hết năm 2014); thị trường bán buôn điện cạnh<br />
tranh (thí điểm từ năm 2015 - 2016 và hoàn chỉnh từ năm 2017 - 2021) và thị trường bán lẻ điện<br />
cạnh tranh thí điểm (từ năm 2021 – 2023) và thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh (từ sau<br />
năm 2023).<br />
<br />
Hiện nay ngành điện Việt nam đang chuyển dần từ cơ chế thị trường điều tiết sang thị trường phi<br />
điều tiết, đi kèm với thị trường cạnh tranh mua bán điện năng cần phải có các thị trường dịch vụ<br />
phụ trợ để đảm bảo tính an ninh trong cung cấp điện như dự phòng khởi động nhanh, dự phòng<br />
nguội, dự phòng vận hành phải phát, công suất phản kháng, điều khiển tần số... do ràng buộc an<br />
ninh hệ thống điện. Trong các dịch vụ này, giao dịch về công suất phản kháng đã được xây dựng<br />
theo dạng thị trường ở một số nước trên thế giới. Nhìn chung, thị trường công suất phản kháng có<br />
thể chia làm 4 dạng khác nhau.<br />
<br />
<br />
721<br />
HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC<br />
<br />
Dạng đầu tiên là ở một số nước có nhà vận hành thị trường độc lập như Anh và xứ Wales,<br />
Australia, India, Belgium, Hà Lan và một số tỉnh thuộc Canada. Ở thị trường này vấn đề bù công<br />
suất phản kháng sẽ do nhà vận hành thị trường quyết định huy động các tổ máy cung cấp công<br />
suất phản kháng. Trong dạng thị trường này thì có quốc gia sẽ coi việc cung cấp công suất phản<br />
kháng như là một dịch vụ phụ trợ và việc mua bán và định giá được xác định theo thị trường. Còn<br />
một số quốc gia sẽ quy định khoảng tối thiểu bắt buộc các máy phát phải cung cấp công suất phản<br />
kháng, và các máy phát chỉ được thanh toán khi cung cấp ngoài khoảng đã định.<br />
<br />
Dạng thứ hai là thị trường công suất phản kháng ở Thuỵ điển. Quốc gia này có chính sách hoàn<br />
toàn khác. Thị trường này xem việc bù công suất phản kháng là bắt buộc do đó sẽ không có bất cứ<br />
khoản thanh toán nào cho nhà cung cấp.<br />
<br />
Dạng thứ ba là thị trường ở Alberta (Canada). Thị trường này sẽ phạt các bên không thực hiện<br />
đúng yêu cầu bù hoặc hấp thụ công suất phản kháng do nhà vận hành thị trường đưa ra. Ở<br />
Argentina phạt công suất phản kháng không chỉ áp dụng đối với máy phát mà còn áp dụng với bên<br />
vận hành truyền tải, vận hành phân phối và các phụ tải lớn. Bài báo sẽ tập trung xét tính khả thi<br />
của việc xây dựng thị trường công suất phản kháng tại Việt Nam theo mô hình này<br />
<br />
Dạng thị trường cuối cùng là ở Nhật bản. Vấn đề bù công suất phản kháng được trở thành một<br />
chính sách tài chính khuyến khích hộ tiêu thụ cuối cùng nâng cao hệ số công suất. Kinh nghiệm<br />
này có thể được áp dụng cho thị trường của Việt Nam để nâng cao hệ số công suất của các hộ tiêu<br />
thụ cuối cùng.<br />
<br />
Trên thực tế, việc mua bán công suất phản kháng ở Việt Nam đã được thực hiện từ năm 2006 theo<br />
thông tư 07 của Bộ Công Nghiệp. Bộ Công Thương vừa có Thông tư 15/2014 thay đổi một số<br />
điều trong thông tư 07/2006 cho phù hợp hơn với điều kiện thị trường hiện tại. Như vậy, việc giao<br />
dịch công suất phản kháng ở nước ta đã được thực hiện từ trước khi có thị trường điện.<br />
<br />
Thông tư quy định rõ các khách hàng mua điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ có công suất sử<br />
dụng cực đại từ 80 kW hoặc máy biến áp có dung lượng từ 100 kVA trở lên và có hệ số công suất<br />
cos < 0,9 phải mua công suất phản kháng. Trường hợp bên bán điện không đảm bảo chất lượng<br />
điện theo quy định của Chính phủ thì bên mua điện không phải mua công suất phản kháng khi hệ<br />
số công suất cos < 0,9.<br />
<br />
Tiền mua công suất phản kháng là số tiền bên mua điện phải trả cho bên bán điện để bù đắp các<br />
khoản chi phí mà bên bán điện phải đầu tư thêm nguồn công suất phản kháng hoặc thay đổi<br />
phương thức vận hành lưới điện do bên mua điện sử dụng quá lượng công suất phản kháng quy<br />
định. Theo Thông tư này, bên bán điện được quy định là các đơn vị bán buôn và bán lẻ điện có<br />
giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn và bán lẻ điện. Hiện tại chỉ có Tập đoàn<br />
Điện lực Việt Nam (EVN) là có đủ thẩm quyền để thực hiện chức năng này.<br />
<br />
Việc mua công suất phản kháng của bên mua điện được xác định tại điểm đặt thiết bị đo đếm điện<br />
thông qua hệ số công suất trung bình. Hệ số công suất trung bình (cos) được tính bằng lượng<br />
điện năng ghi được tại công tơ đo đếm điện năng tác dụng và điện năng phản kháng trong một kỳ<br />
ghi chỉ số công tơ, được xác định như sau:<br />
<br />
<br />
<br />
722<br />
PHÂN BAN B4. Kinh doanh điện năng và thị trường điện lực<br />
<br />
<br />
(1)<br />
√<br />
<br />
<br />
Trong đó:<br />
Ap: Điện năng tác dụng trong một chu kỳ ghi chỉ số công tơ (kWh);<br />
Aq: Điện năng phản kháng trong một chu kỳ ghi chỉ số công tơ tương ứng (kVArh).<br />
<br />
Tiền mua công suất phản kháng được tính theo công thức:<br />
Tq =Ta´k%<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
(2)<br />
<br />
Trong đó:<br />
Tq: Tiền mua công suất phản kháng (chưa có thuế giá trị gia tăng);<br />
Ta: Tiền mua điện năng tác dụng (chưa có thuế giá trị gia tăng);<br />
k : Hệ số bù đắp chi phí do bên mua điện sử dụng quá lượng công suất phản kháng quy<br />
định.<br />
<br />
Trường hợp bên mua điện có khả năng phát công suất phản kháng lên hệ thống điện và bên bán<br />
điện có nhu cầu mua công suất phản kháng thì hai bên có thể thoả thuận việc mua bán công suất<br />
phản kháng thông qua hợp đồng. Trường hợp hai bên không thỏa thuận được thì kiến nghị Bộ<br />
Công Thương xem xét quyết định.<br />
<br />
Thực tế, việc giao dịch công suất phản kháng hiện tại mới chỉ dừng ở mức quy định chi tiết về số<br />
tiền mua công suất phản kháng đối với khách hàng có hệ số phụ tải nhỏ hơn 0.9. Số tiền này sẽ<br />
được thanh toán cho bên bán điện (hiện tại là EVN). Việc bán công suất phản kháng chưa có quy<br />
định rõ ràng, thể hiện bằng 1 điều khoản nhỏ là hai bên có thể thỏa thuận thông qua hợp đồng.<br />
Tuy nhiên, hiện tại cũng chưa có hợp đồng mua công suất phản kháng đối với các nhà máy điện<br />
ngoài EVN. Việc giao dịch công suất phản kháng như hiện tại có ưu điểm là dễ tính toán số tiền<br />
khách hàng phải nộp nếu có hệ số phụ tải thấp hơn 0.9 thông qua các thiết bị đo đếm đã có sẵn.<br />
Tuy nhiên, giá mua công suất phản kháng quy định theo cơ chế hiện tại sẽ không có tính linh hoạt<br />
theo nhu cầu thị trường. Sẽ xảy ra trường hợp nhiều đơn vị không quan tâm đến việc bù công suất<br />
phản kháng khi số tiền mua thấp hơn số vốn đầu tư cho hệ thống bù.<br />
<br />
Thêm vào đó, cơ chế giao dịch công suất phản kháng hiện tại không công bằng. Có nhiều trường<br />
hợp các nhà máy phải giảm công suất tác dụng để phát công suất phản kháng nhằm đảm bảo ổn<br />
định lưới điện. Các nhà máy này sẽ chịu thiệt hại do giảm doanh thu từ phần công suất tác dụng<br />
không được phát mà lại không nhận được thanh toán khi phát công suất phản kháng. Đối với thị<br />
trường bán buôn điện cạnh tranh, cơ chế này là không minh bạch vì số tiền mua công suất phản<br />
kháng hiện tại do EVN quản lý. Trong khi trên thị trường có rất nhiều nhà máy không thuộc EVN<br />
tham gia. EVN cũng không có cơ chế mua công suất phản kháng từ các nhà máy này.<br />
<br />
Các nhà máy không được chào bán công suất phản kháng, sẽ làm giảm động lực trong việc tham<br />
gia vào công tác giữ ổn định lưới điện chung. Cơ chế mua bán công suất phản kháng hiện tại cũng<br />
không đảm bảo được tất cả các khách hàng sẽ tìm cách nâng hệ số phụ tải lên trên 0.9.<br />
<br />
<br />
723<br />
HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC<br />
<br />
Do vậy bài báo đề xuất xây dựng cơ chế chào giá công suất phản kháng cho các nhà máy phù hợp<br />
với thị trường điện cạnh tranh trong tương lai. Cơ chế chào giá công suất phản kháng sẽ giống như<br />
cơ chế chào giá công suất tác dụng, tuy nhiên phần giá công suất phản kháng sẽ nhỏ hơn so với<br />
giá công suất tác dụng vì chi phí của việc phát công suất phản kháng chủ yếu là chi phí cơ hội,<br />
không có chi phí nhiên liệu. Bài báo tập trung tính toán chi phí công suất phản kháng để khi đưa<br />
thị trường công suất phản kháng vào vận hành, các nhà máy không bị giảm nhiều lợi nhuận và chi<br />
phí điện năng cho các khách hàng không bị tăng quá cao<br />
<br />
2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT<br />
<br />
2.1. Giới hạn công suất của máy phát điện<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
a. b.<br />
<br />
Hình 1. Giới hạn công suất của máy phát điện<br />
<br />
Ở chế độ vận hành bình thường, máy phát điện đồng bộ làm việc với sức điện động E cao hơn<br />
điện áp đầu cực máy phát UF (chế độ quá kích thích, đưa công suất phản kháng Q vào hệ thống, Q<br />
> 0). Khi máy phát làm việc ở chế độ thiếu kích thích hoặc mất kích thích, sức điện động E thấp<br />
hơn điện áp UF, máy phát nhận công suất phản kháng từ hệ thống (Q < 0).<br />
<br />
Trên hình 1, Qbase là phần công suất phản kháng cho phần tự dùng.<br />
<br />
Giả sử công suất cần phát là PA MW, máy phát có thể phát công suất phản kháng trong khoảng từ<br />
Qbase đến QA mà không cần thay đổi công suất tác dụng<br />
<br />
Tuy nhiên, nếu hệ thống yêu cầu phát công suất phản kháng QB>QA để đảm bảo ổn định điện áp<br />
thì máy phát phải phát công suất tác dụng PB