Nghiên cứu phương pháp và tính toán lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất thị trường điện

Mục đích nghiên cứu Luận văn tập trung nghiên cứu phương pháp và tính toán lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất thị trường điện dựa trên các tiêu chí xác định nhà máy điện mới tham gia th

NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP VÀ TÍNH TOÁN LỰA CHỌN NHÀ

MÁY ĐIỆN MỚI TỐT NHẤT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT QUẢN TRỊ KINH DOANH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

- ĐẶNG KHÁNH LINH

NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP VÀ TÍNH TOÁN LỰA CHỌN NHÀ MÁY

ĐIỆN MỚI TỐT NHẤT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Chuyên ngành : Quản trị kinh doanh

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT QUẢN TRỊ KINH DOANH

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

PGS TS NGUYỄN MINH DUỆ

LUẬN VĂN THẠC SỸ QUẢN TRỊ KINH DOANH NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP VÀ TÍNH TOÁN LỰA CHỌN NHÀ MÁY

ĐIỆN MỚI TỐT NHẤT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

MỤC LỤC

MỤC LỤC 2

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT 5

LỜI CAM ĐOAN 6

PHẦN MỞ ĐẦU 7

LỜI MỞ ĐẦU 7

1 Tính cấp thiết của đề tài 7

2 Mục đích nghiên cứu 9

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 9

4 Phương pháp nghiên cứu 9

5 Những đóng góp của đề tài 10

6 Bố cục luận văn 10

PHẦN NỘI DUNG 11

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM VÀ LỘ TRÌNH PHÁT TRIỂN CỦA THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH TẠI VIỆT NAM 11

1.1 Ngành điện Việt Nam 11

1.1.1 Về nguồn điện 11

1.1.2 Về lưới điện 12

1.2 Tổng quan về thị trường điện lực Việt Nam 14

1.2.1 Điều kiện hình thành thị trường điện lực Việt Nam 14

1.2.2 Mô hình thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam 16

1.3 Nguyên tắc hoạt động của thị trường điện Việt Nam 20

1.3.1 Cơ cấu của thị trường: 21

1.3.2 Nguyên tắc hoạt động của thị trường: 22

1.3.3 Các đối tượng tham gia thị trường 22

1.3.4 Các cơ chế hoạt động của thị trường 22

1.4 Vai trò của nhiệt điện trong thị trường điện 25

1.5 Tóm tắt chương I 27

CHƯƠNG II: PHƯƠNG PHÁP LỰA CHỌN NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI TỐT NHẤT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM 28

2.1 Các định nghĩa về nhà máy điện 28

2.2 Nguyên tắc tính lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất trong thị trường điện Việt Nam 28

2.3 Xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện 29

2.3.1 Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện (gNĐ): 29

2.3.2 Giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (FCCN) 30

2.3.3 Giá biến đổi 34

2.3.4 Giá cố định đặc thù bình quân của nhà máy điện (FCĐT) 36

2.3.5 Giá biến đổi đặc thù của nhà máy điện tại năm cơ sở (VCĐT,0) 37

2.4 Tính toán chi phí phát điện toàn phần trung bình 37

2.5 Tóm tắt chương II 39

CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN LỰA CHỌN NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI TỐT NHẤT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 41

3.1 Giới thiệu về Nhà máy nhiệt điện Mạo Khê 42

3.2 Tính toán giá hợp đồng và chi phí phát điện toàn phần trung bình của nhà máy nhiệt điện Mạo Khê 44

3.2.1 Giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (FCCN) 44

3.2.2 Giá biến đổi công nghệ tại năm cơ sở (VCCN,0) 49

3.2.3 Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện (gNĐ) 50

3.2.4 Chi phí phát điện toàn phần trung bình hằng năm 51

3.3 Giới thiệu về nhà máy nhiệt điện Cẩm Phả: 52

3.4 Tính toán giá hợp đồng và chi phí phát điện toàn phần trung bình của nhà máy nhiệt điện Cẩm Phả 57

3.4.1 Giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (FCCN) 57

3.4.2 Giá biến đổi công nghệ tại năm cơ sở (VCCN,0) 61

3.4.3 Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện (gNĐ) 62

3.5 Nhà máy nhiệt điện Quảng Ninh 1: 64

3.6 Tính toán giá hợp đồng và chi phí phát điện toàn phần trung bình của nhà máy nhiệt điện Quảng Ninh 1 68

3.6.1 Giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (FCCN) 68

3.6.2 Giá biến đổi công nghệ tại năm cơ sở (VCCN,0) 72

3.6.3 Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện (gNĐ) 74

3.6.4 Chi phí phát điện toàn phần trung bình hằng năm 74

3.7 Nhận xét về các kết quả tính toán 76

3.8 Tóm tắt chương III 77

PHẦN KẾT LUẬN 78

TÀI LIỆU THAM KHẢO 81

3 ĐTĐL Cục Điều tiết Điện lực

5 EVNIT Information Technology Centre

of Vietnam Electricity

Trung tâm Công nghệ thông tin

6 IPP Independent Power Producer Công ty phát điện độc lập

Corporation

Tổng Công ty truyền tải điện Quốc gia

8 NLDC –

A0 National Load Dispatch Centre Trung tâm điều độ hệ thống

điện Quốc Gia

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, không sao chép của ai Nội dung của luận văn có tham khảo các thông tin được đăng tải trên các bài báo, trang web, giáo trình theo danh mục tài liệu tham khảo của luận văn

Tôi xin chân thành cảm ơn PGS TS Nguyễn Minh Duệ đã hướng dẫn tôi thực hiện đề tài này Mọi góp ý, bổ sung về nội dung cũng như hình thức của đề tài này xin gửi về địa chỉ email: linhdk.eptc@gmail.com

Tôi xin chân thành cảm ơn tới các giảng viên trong Viện Kinh tế và quản lý đã nhiệt tình hướng dẫn giúp đỡ tôi trong thời gian học tập, nghiên cứu tại Trường Đại học Bách khoa Hà Nội!

Tôi cũng xin chân thành cảm ơn TS Nguyễn Anh Tuấn – ủy viên Hội đồng thành viên Tập đoàn Điện lực Việt Nam (trước đây là Phó Giám đốc Công ty Mua bán điện), các anh chị em phòng Kế hoạch, phòng Kinh doanh điện, phòng Giao dịch thị trường đã giúp đỡ tôi trong quá trình tìm hiểu, hoàn thành luận văn

Tôi xin chân thành cảm ơn!

Tác giả luận văn

Đặng Khánh Linh

PHẦN MỞ ĐẦU LỜI MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Sau hơn 20 năm với nhu cầu điện tăng cao (từ năm 1992 trở về trước) toàn bộ

hệ thống nguồn điện của Việt Nam chỉ có khoảng 8.000MW nhưng với sự mạnh dạn đầu tư và tập trung cao độ xây dựng nguồn và lưới điện Đến nay, Việt Nam đã

có gần 27.000MW công suất đặt, với tổng chiều dài đường dây 500kV: khoảng 4.848 km, đường dây 220kV: 11.313km và 17 trạm biến áp 500kV, 76 trạm biến áp 220kV Như vậy, tốc độ tăng trưởng của hệ thống điện Việt Năm đã tăng tới 3,4 lần

so với thời kỳ cách đây khoảng hơn hai thập kỷ

Việc đưa cạnh tranh vào lĩnh vực phát điện là một giải pháp chủ yếu để làm cho ngành điện Việt Nam hấp dẫn hơn đối với các nhà đầu tư tư nhân, nhà đầu tư nước ngoài, nâng cao tính rõ ràng và minh bạch trong hoạt động cung cấp điện, giúp giải quyết sự thiếu hụt về nguồn phát điện ở Việt Nam Với việc đưa cạnh tranh vào thị trường phát điện và hình thành thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam để các thành phần tham gia thị trường quyết định giá phát điện sẽ là một giải pháp cần thiết nhằm khắc phục các tồn tại về thiếu hụt nguồn, chi phí sản xuất cao, nguồn điện không ổn định, sức cạnh tranh trong khâu phát điện không cao Giá điện cạnh tranh sẽ là công cụ của thị trường điện để tạo ra sự cân bằng tự nhiên nhu cầu sử dụng điện, lợi nhuận của các ngành sản xuất và các đơn vị cung cấp điện

Ngày 1-7-2011, thị trường phát điện cạnh tranh được đưa vào vận hành thí điểm Sau một năm vận hành thí điểm, các đơn vị phát điện trong và ngoài Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã làm quen được với công tác liên quan đến vận hành thị trường điện và ngày 1-7-2012, thị trường phát điện cạnh tranh đã được chuyển sang giai đoạn vận hành chính thức Đến nay, vận hành thị trường phát điện cạnh tranh

đã bộc lộ một số mặt tích cực như: các nhà máy điện đã chủ động trong việc vận hành các tổ máy thông qua bản chào giá, làm tăng tính minh bạch trong việc huy động các nguồn điện so với cơ chế huy động nguồn như trước đây; một số nhà máy

thủy điện đã có chiến lược chào giá hợp lý để huy động cao khi nước về hồ đủ lớn, điều này vừa phù hợp với điều tiết hồ chứa của nhà máy, vừa nâng cao doanh thu cũng như lợi nhuận của nhà máy, góp phần giảm giá thị trường trong khoảng thời gian này; các nhà máy đã có động lực nâng cao hiệu suất và khả năng sẵn sàng, giảm ngắn thời gian sửa chữa để đưa vào vận hành làm tăng tổng công suất khả dụng cho cả hệ thống điện

Năm 2012 là năm Tập đoàn Điện lực Việt Nam sản xuất kinh doanh có lãi và giảm được lỗ lũy kế, đồng thời tăng niềm tin cho các nhà cho vay trong việc giải quyết vốn cho ngành điện Việc đưa hàng loạt các công trình điện vào vận hành với trong giai đoạn nền kinh tế đang gặp nhiều khó khăn là một cố gắng lớn của Tập đoàn Điện lực Việt Nam Đây cũng là năm đầu tiên thị trường phát điện cạnh tranh vào hoạt động, tạo sự minh bạch, cạnh tranh hơn giữa các nhà máy điện trong và ngoài ngành điện

Để ngành điện Việt Nam hoạt động theo cơ chế thị trường cạnh tranh, công bằng, minh bạch và hiệu quả, đáp ứng được yêu cầu của nền kinh tế và của toàn xã hội thì cần tiếp tục nghiên cứu, xây dựng và định hướng thị trường điện Việt Nam theo các lộ trình đã được Chính phủ phê duyệt: từ thị trường phát điện cạnh tranh đến thị trường bán buôn điện cạnh tranh và bán lẻ điện cạnh tranh Tuy nhiên, việc đưa cạnh tranh vào các khâu này phải dựa trên các điều kiện tiên quyết của từng giai đoạn và cần có sự cân đối hài hòa giữa các lợi ích

Luận văn cao học này đặt mục tiêu nghiên cứu phương pháp và tính toán lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất thị trường điện Luận văn sẽ nghiên cứu phương

pháp, tính toán lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất đã được Bộ Công thương, Cục Điều tiết Điện lực phê duyệt ban hành theo Thông tư số 41/2011/TT-BCT ngày 14/12/2011 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng và ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện và Quyết định số 19/QĐ – ĐTĐL ngày 30/3/2012 ban hành Quy trình lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất và tính toán giá công suất thị trường

Cụ thể hơn, luận văn sẽ thực hiện việc tính toán một số nhà máy nhiệt điện than được đưa vào vận hành thương mại trong khoảng từ 3 năm trở lại đây, kết quả tính toán của các nhà máy được so sánh, đánh giá và lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất thị trường điện theo tiêu chí lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất đã được Bộ Công thương, Cục Điều tiết điện lực quy định

2 Mục đích nghiên cứu

Luận văn tập trung nghiên cứu phương pháp và tính toán lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất thị trường điện dựa trên các tiêu chí xác định nhà máy điện mới tham gia thị trường điện đủ điều kiện trở thành nhà máy điện mới tốt nhất:

- Bắt đầu vận hành thương mại và phát điện toàn bộ công suất đặt trước năm tính toán;

- Là nhà máy chạy nền, trong đó các tổ máy phát điện được phân loại là tổ máy chạy nền;

- Sử dụng công nghệ nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;

- Có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1kW thấp nhất

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu chính là các nhà máy nhiệt điện mới được đưa vào vận hành chính thức trên hệ thống điện trong khoảng thời gian từ 3 năm trở lại đây Nhà máy nhiệt điện được nghiên cứu trong phạm vi của luận văn này là các nhà máy sử dụng than làm nhiên liệu phát điện

4 Phương pháp nghiên cứu

Phương pháp nghiên cứu chủ yếu của luận văn là tổng hợp các nguồn tài liệu

từ các tài liệu từ các giáo trình, trên internet, tạp chí, hồ sơ dự án đầu tư xây dựng của các nhà máy nhiệt điện than, các hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với các Tập đoàn, Tổng công ty, các Công ty cổ phần trong và ngoài ngành điện và các Quyết định, Thông tư về Thị trường điện do Bộ Công thương, Cục Điều tiết Điện lực ban hành, các tài liệu báo cáo của các đơn vị vấn cho Cục Điều tiết Điện lực trình bày Qua đó, phân tích, đánh giá và sử dụng phương pháp

tính toán cụ thể lựa chọn nhà máy nhiệt điện mới tốt nhất thị trường điện theo các tiêu chí đã được ban hành

5 Những đóng góp của đề tài

Đề tài nghiên cứu phương pháp đánh giá lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất thị trường điện dựa trên cơ sở các nguyên tắc xác định giá phát điện, chi phí phát điện toàn phần trung bình được quy định tại Thông tư số 41/2011/TT-BCT ngày 14/12/2011 của Bộ trưởng Bộ Công Thương và Quyết định số 19/QĐ – ĐTĐL ngày 30/3/2012 của Cục Điều tiết Điện lực Để làm rõ phương pháp đánh giá lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất, đề tài giới thiệu 03 nhà máy nhiệt điện sử dụng than làm nhiên liệu phát điện, có thời gian vận hành thương mại khoảng 03 năm trở lại đây

để làm ví dụ thực hiện tính toán lựa chọn nhà máy điện có chi phí phát điện toàn phần trung bình 1kWh thấp nhất, thời gian vận hành thương mại sớm nhất

6 Bố cục luận văn

Luận văn ngoài phần mở đầu, phần nội dung, phần kết luận Phần nội dung gồm có 03 chương:

CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM

VÀ LỘ TRÌNH PHÁT TRIỂN CỦA THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH TẠI VIỆT NAM

CHƯƠNG II NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP LỰA CHỌN NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI TỐT NHẤT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

CHƯƠNG III TÍNH TOÁN LỰA CHỌN NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI TỐT NHẤT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

PHẦN NỘI DUNG CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC TẠI VIỆT NAM

VÀ LỘ TRÌNH PHÁT TRIỂN CỦA THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH

TRANH TẠI VIỆT NAM

1.1 Ngành điện Việt Nam

Ngành điện Việt Nam hiện đang được Tập đoàn điện lực Việt Nam quản lý và điều hành, trực tiếp hoặc gián tiếp quản lý, vận hành các nhà máy, hệ thống truyền tải, hệ thống phân phối, các hoạt động cung cấp điện bán lẻ và công suất lớn Tập đoàn điện lực Việt Nam được tổ chức thành các đơn vị kinh doanh chiến lược từ các đơn vị bán lẻ và phân phối tạo thành các khối thanh toán độc lập, hệ thống truyền tải và phân phối tạo thành các khối thanh toán phụ thuộc Các đơn vị bên ngoài ngành điện tham gia vào hoạt động kinh doanh điện chỉ là những con số ít ỏi với một số ít nhà máy nhiệt điện tuabin khí chu trình hỗn hợp, vài nhà máy thủy điện nhỏ, các nhà máy nhiều điện đốt than và đốt dầu và một số dự án nhà máy điện khác đang được xây dựng thuộc các Tập đoàn nhà nước không thuộc Tập đoàn điện lực Việt Nam

1.1.1 Về nguồn điện

Hiện tại, tổng công suất đặt là 26.475 MW bao gồm thủy điện, nhiệt điện, tuabin khí, diesel với công suất khả dụng 8.454 MW tập trung chủ yếu vào các nhà máy thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các nhà máy điện độc lập chỉ chiếm khoảng từ 3-5% tổng công suất

Hình 1: Biểu đồ cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2012 (Nguồn: Báo cáo tổng kết vận hành 2012 - Trung tâm Điều độ hệ thống điện QG)

1.1.2 Về lưới điện

Tập đoàn điện lực Việt Nam đã tập trung nhiều vào việc cải tạo nâng cấp hệ thống lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối Hiện tại lưới điện truyền tải cao áp toàn quốc bao gồm tổng chiều dài đường dây 500kV: 4.848 km, đường dây 220kV: 11.313km và 17 trạm biến áp 500kV, 76 trạm biến áp 220kV do 4 Công ty Truyền tải điện thuộc Tổng Công ty truyền tải điện Quốc gia (NPT) quản lý vận hành Đối với lưới điện phân phối, do 5 Tổng Công ty điện lực trực thuộc Tập đoàn điện lực Việt Nam quản lý trực tiếp bán điện đến các hộ phụ tải

Sản lượng điện phát và nhập khẩu của toàn hệ thống điện năm 2012 là 120.257GWh (gồm cả sản lượng điện bán Campuchia) Tổng phụ tải của toàn hệ thống điện quốc gia là 119.033GWh, tăng trưởng so với năm 2011 là 10,61% Trong đó, điện sản xuất của các nhà máy điện thuộc Tập đoàn điện lực Việt Nam là 71.921GWh, điện mua ngoài là 45.661GWh và điện mua Trung Quốc là 2.676GWh chi tiết tại bảng sau:

Tổng sản lượng toàn hệ thống (gồm cả điện

Thủy điện 47%

Nhiệt điện than 18%

Nhiệt điện dầu 2%

T uabin khí 27%

Nhập khẩu 4%

Khác 0.2%

Nhiệt điện chạy khí 2%

Tổng sản lượng sản xuất của EVN và mua

ngoài (phụ tải HTĐ Việt Nam) (b=c+d+e-g) 119.033 98,98%

Tổng sản lượng sản xuất của các nhà máy

Tổng sản lượng điện do hạn chế công suất (do

Bảng 1: Sản lượng điện của toàn hệ thống điện Việt Nam năm 2012

(Nguồn: Báo cáo tổng kết vận hành 2012 - Trung tâm Điều độ hệ thống điện QG)

Tỷ trọng các thành phần nguồn huy động của các nhà máy năm 2012 được thể hiện tại bảng sau:

Loại nguồn Sản lượng (GWh) Tỉ lệ (%)

Bảng 2: Sản lượng điện các loại nguồn năm 2012 (Nguồn: Báo cáo tổng kết vận hành 2012 - Trung tâm Điều độ hệ thống điện QG)

1.2 Tổng quan về thị trường điện lực Việt Nam

1.2.1 Điều kiện hình thành thị trường điện lực Việt Nam

1.2.1.1 Luật điện lực

Năm 2004, Chính phủ bắt đầu đưa ra đề xuất cải tổ ngành công nghiệp điện bằng việc ban hành Luật Điện lực Việt Nam Với sự ra đời của Luật điện lực, cấu trúc độc quyền và tích hợp ngành dọc của ngành công nghiệp điện Việt Nam bước đầu được xoá bỏ bằng việc tách bộ phận phát điện, các hoạt động truyền tải và phân phối, đưa vào cạnh tranh trong cả bán buôn và bán lẻ Từ khi ban hành Luật Điện lực, Chính phủ đã có những bước đi cụ thể hơn để xác định rõ cấu trúc của ngành công nghiệp điện và các chiến lược cải tổ cơ cấu theo những nguyên tắc cơ bản Chính phủ đã bước đầu cơ cấu lại Tập đoàn Điện lực Việt Nam bằng việc tách biệt quá trình phát điện, truyền tải, phân phối Các nhà máy điện, các Công ty truyền tải điện, các Công ty phân phối điện thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam sẽ được tổ chức lại dưới dạng các Công ty độc lập về hạch toán kinh doanh

Luật Điện lực là bộ tài liệu pháp lý đối với ngành điện, Luật Điện lực được ban hành vào ngày 03/12/2004 và có hiệu lực vào ngày 01/7/2005 Luật Điện lực đặt ra các mục tiêu chính sau đây:

- Hấp dẫn vốn đầu tư từ thành phần tư nhân và giảm gánh nặng đầu tư của nhà nước vào ngành điện;

- Cải thiện hiệu suất kinh tế của ngành điện;

- Phát triển thị trường điện;

- Bải bỏ chế độ bao cấp trong ngành điện;

- Đảm bảo tính ổn định, tin cậy và cả số lượng của điện năng cung cấp cho khách hàng;

- Đảm bảo sự phát triển rõ ràng trong ngành điện;

- Phát triển thị trường điện qua từng cấp độ

- Luật Điện lực tiếp tục khẳng định rằng thị trường điện sẽ vận hành theo các nguyên tắc cơ bản sau đây:

- Đảm bảo truy cập thông tin, công bằng, cạnh tranh lành mạnh, không có phân biệt đối xử giữa các thành viên trong thị trường điện;

- Tôn trọng quyền của các thành viên thị trường trong việc mua và bán điện năng trong thị trường điện, quyền lựa chọn người tiến hành giao dịch và các dạng giao dịch để thực hiện, cung cấp các lựa chọn phù hợp với các Quy định liên quan đối với mỗi giai đoạn phát triển của thị trường;

- Chính phủ điều tiết để đảm bảo sự phát triển một hệ thống điện xác nhận được và đảm bảo cung cấp điện hiệu quả, ổn định và an toàn

1.2.1.2 Các văn bản dưới Luật

Cùng với Luật Điện lực, Chính phủ cũng đã ban hành các Nghị định và các Thông tư hướng dẫn chi tiết đối với các nội dung và thủ tục của Luật điện lực và khung pháp lý đưa ra trong Luật Ngày 26/01/2006, Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg về lộ trình phát triển điện lực Việt Nam Lộ trình này đã vạch ra khung thời gian, các giai đoạn thực hiện, các điều kiện tiên quyết đối với việc chuyển giao mỗi giai đoạn thực hiện thị trường điện Các giai đoạn đã được vạch ra trong lộ trình phát triển điện lực Việt Nam là:

- Giai đoạn 1 (2010 - 2014): Giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh, các nhà máy điện Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các nhà máy điện độc lập cạnh tranh bán điện lên Người mua duy nhất;

- Giai đoạn 2 (2015 - 2022): Giai đoạn thị trường bán buôn, các công ty phân phối và một số khách hàng lớn được phép mua điện trực tiếp từ các nhà máy;

- Giai đoạn 3 (từ năm 2023 trở đi): Giai đoạn thị trường bán lẻ, tất cả hộ tiêu thụ được phép mua điện trực tiếp từ các nhà máy điện và người bán lẻ

Hình 2: Lộ trình phát triển điện lực Việt Nam Mỗi giai đoạn đều được tiến hành qua hai bước Giai đoạn đầu là giai đoạn thí điểm (thử nghiệm) theo đó, thị trường chỉ vận hành chỉ với một tập con của các thành viên thị trường để kiểm tra và cải tiến các Quy định cũng như các quy trình vận hành Giai đoạn 2 là giai đoạn vận hành thực đây là sự thành lập của một thị trường phát điện cạnh tranh với một người mua duy nhất

1.2.2 Mô hình thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam

Trên cơ sở nghiên cứu những mô hình thị trường điện lực được các nước trên thế giới áp dụng, thực hiện đánh giá những điều kiện cơ bản của thị trường điện lực Việt Nam hiện tại từ đó: “Từng bước hình thành thị trường điện cạnh tranh trong nước, đa dạng hoá phương thức đầu tư và kinh doanh điện, khuyến khích nhiều thành phần kinh tế tham gia, không biến độc quyền nhà nước thành độc quyền

Phát điện cạnh tranh

Bán buôn điện

Bán lẻ điện

Các nhà máy điện Tập đoàn

Điện lực Việt Nam và các

Tất cả hộ tiêu thụ được phép mua điện trực tiếp từ các nhà máy điện và những người bán lẻ

2010

doanh nghiệp Nhà nước chỉ giữ độc quyền khâu truyền tải điện, xây dựng và vận hành các nhà máy thuỷ điện lớn, các nhà máy điện nguyên tử”

Thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh giữa các nhà máy điện thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam để thí điểm cạnh tranh trong khâu phát điện theo mô hình một đơn vị mua duy nhất

Các Công ty phát điện độc lập (IPP) không thuộc sở hữu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam tiếp tục bán điện cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo các hợp đồng mua bán điện dài hạn (PPA) đã được ký kết

Kết thúc thí điểm, các nhà máy điện lớn có vai trò quan trọng trong hệ thống điện hiện đang thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam phải được chuyển đổi thành các đơn vị phát điện độc lập dưới dạng các Công ty nhà nước độc lập; các nhà máy điện còn lại phải được chuyển đổi thành các đơn vị phát điện độc lập dưới dạng các công

ty cổ phần để chuẩn bị cho thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh

Bước 2 - cấp độ 1: thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh (từ năm 2009 đến năm 2014)

Thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh sau khi các điều kiện tiên quyết cho bước này đã được đáp ứng

Cho phép các nhà máy điện độc lập không thuộc sở hữu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam tham gia chào giá để bắt đầu thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh (theo mô hình một người mua duy nhất); các đơn vị phát điện sẽ bán điện lên thị trường thông qua các hợp đồng PPA và chào giá cạnh tranh trên thị trường giao ngay với tỷ lệ điện năng mua bán theo hai hình thức của từng đơn vị do Cục Điều tiết điện lực quy định

Quá trình xây dựng thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam, các vấn đề sau cần được quan tâm:

- Thị trường điện về mặt “dài hạn” có thể đưa đến việc giảm áp lực tăng giá mua điện, tuy nhiên rủi ro về tài chính “ngắn hạn” khi mới triển khai là không thể bỏ qua;

- Rủi ro về tài chính trong giai đoạn đầu triển khai là khó tránh khỏi nên cần chuẩn bị tốt các biện pháp để giảm thiểu thiệt hại và có thể chịu đựng được tổn thất;

- Do tính cạnh tranh trong thị trường điện dẫn đến giá trị của một số nhà máy giảm và có nguy cơ dẫn đến phá sản;

- Việc tách các khâu Phát điện - Truyền tải - Phân phối để xác định các thành phần chi phí của các khâu này trong giá điện là một bước vô cùng quan trọng trong kế hoạch triển khai Thị trường điện hoàn chỉnh;

- Hệ thống SCADA/EMS, trao đổi thông tin cho các bên tham gia thị trường,

đo đếm và truyền tin dung lượng lớn sẽ là một yêu cầu cấp thiết để đảm bảo cho thị trường điện hoạt động thông suốt;

- Căn cứ vào tình hình phát triển thực tế của ngành điện Việt Nam để xây dựng một mô hình phù hợp;

- Mô hình thị trường điện ban đầu cần thiết đơn giản để mang lại lợi ích từ khía cạnh quản lý Tuy nhiên phải được thiết kế rất kỹ lưỡng từ ban đầu từ khía cạnh minh bạch, công bằng, không phân biệt đối xử và hạn chế được các vấn đề can thiệp và thao túng vào quá trình vận hành thị trường điện; Như vậy, các quan điểm xây dựng thị trường điện tại Việt Nam được thống nhất như sau:

- Thỏa mãn các mục tiêu ngắn hạn và dài hạn;

- Thu hút vốn đầu tư phát triển nguồn điện;

- Tăng hiệu quả sản xuất;

- Tăng quyền lựa chọn mua điện cho khách hàng;

- Đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy và chất lượng;

- Không đột biến trong hoạt động sản xuất - kinh doanh;

- Đủ thời gian để tăng cường năng lực của từng khâu sản xuất

Phát triển thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam bao gồm những mục tiêu cụ thể sau:

Tăng cường hiệu quả sản xuất kinh doanh ngành điện, giảm thiểu việc tăng chi phí cung cấp điện: Thông qua hoạt động của thị trường điện khâu phát điện quy luật cung cầu và cạnh tranh sẽ được phản ánh thực chất hơn Khi chuyển sang thị trường phát điện cạnh tranh sẽ có áp lực đòi hỏi các đơn vị phát điện phải nâng cao hiệu quả và năng suất, cắt giảm chi phí cung cấp điện, nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng, kết quả hoạt động kinh doanh gắn liền với sự tồn tại của doanh nghiệp, thu nhập của các thành viên Nhờ đó các đơn vị này sẽ có khả năng định giá điện của họ một cách cạnh tranh và vẫn thu được lợi nhuận Mức tăng chi phí dịch vụ cung cấp điện trong tương lai sẽ thấp hơn mức tăng chi phí khi không có thị trường Tạo môi trường hấp dẫn, thu hút vốn đầu tư từ mọi thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham gia vào lĩnh vực phát điện, ngăn chặn nguy cơ thiếu điện Khi một khuôn khổ pháp lý và điều tiết rõ ràng và lành mạnh được xây dựng và các mức giá đầy đủ được thiết lập để thu hút các đầu tư mới, các nhà đầu tư phi Chính phủ sẽ tin tưởng hơn và quan tâm hơn đến việc đầu tư vào ngành điện Việt Nam Với chương trình cải cách, sẽ có cơ hội tốt hơn đạt được mức tăng trưởng vượt quá 3.600 MW

công suất phát mới mà dự tính sẽ được các đơn vị ngoài Tập đoàn Điện lực Việt Nam đầu tư Do đó, ngành điện sẽ có đủ nguồn phát để đáp ứng nhu cầu điện dự báo và hỗ trợ tăng trưởng kinh tế của đất nước

Đảm bảo cân bằng cung cầu điện năng cho nền kinh tế quốc dân theo cơ chế thị trường Sự phát triển của ngành điện ảnh hưởng trực tiếp đến sự phát triển của nền kinh tế Tuy nhiên chính sự phát triển nhu cầu sử dụng điện gây ra mâu thuẫn Các ngành kinh tế quốc dân yêu cầu ngành điện phát triển nhanh, nhưng để phát triển nhanh cần đầu tư nhiều vốn, giá điện bán ra sẽ cao Ngược lại nếu giá bán điện thấp sẽ làm cho ngành điện mất khả năng thu hồi vốn, không phát triển được theo yêu cầu của nền kinh tế quốc dân Các nước trên thế giới đã tìm thấy con đường giải quyết mâu thuẫn này bằng cách áp dụng giá điện cạnh tranh Giá điện cạnh tranh sẽ

là công cụ của thị trường điện để tạo ra sự cân bằng tự nhiên nhu cầu sử dụng điện, lợi nhuận của các ngành sản xuất và các đơn vị cung cấp điện Thông qua các tín hiệu công khai trên thị trường điện, khách hàng sử dụng điện sẽ đánh giá đúng được bức tranh kinh doanh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam Tiến tới mở ra các loại hình kinh doanh đa dạng ở các bước tiếp theo của thị trường điện, đảm bảo phát triển ngành điện bền vững Một số loại hình kinh doanh được thực hiện một cách dễ dàng trong việc mua bán các loại hàng hoá khác (như nhiều người cùng mua và bán, định giá mua - bán thống nhất ) nhưng lại rất khó thực hiện trong ngành điện nếu vẫn theo cách kinh doanh độc quyền như cũ Chuyển hướng sang thị trường điện có thể giúp ngành điện dễ dàng thực hiện các quy luật mua - bán hàng hoá như các ngành nghề khác

1.3 Nguyên tắc hoạt động của thị trường điện Việt Nam

Hiện nay, thị trường điện Việt Nam đang trong giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh ở cấp độ 1 – bước 2 theo Lộ trình phát triển điện lực Việt Nam đã được Chính phủ phê duyệt Nguyên tắc hoạt động trong thị trường phát điện cạnh tranh, toàn bộ điện năng phát của các nhà máy điện được bán cho đơn vị

mua duy nhất thông qua chào giá theo chi phí biến đổi để được lập lịch huy động Điện năng mua bán được thanh toán theo giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay của từng chu kỳ giao dịch Tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho năm đầu tiên của thị trường được quy định ở mức bằng 95% tổng sản lượng điện phát của nhà máy, phần còn lại được thanh toán theo giá thị trường giao ngay Tỷ lệ này

sẽ được giảm dần trong các năm tiếp theo để tăng tính cạnh tranh trong hoạt động phát điện nhưng không thấp hơn 60%

Các đơn vị tham gia cạnh tranh phát điện bao gồm các nhà máy điện có công suất đặt từ 30MW trở lên đấu nối vào lưới điện quốc gia; các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu được đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập

và công bố lịch huy động theo giá trị nước đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện Danh sách các nhà máy điện tham gia thị trường trực tiếp, gián tiếp hoặc chính thức tham gia thị trường sau khi vận hành thương mại đã được Cục Điều tiết điện lực ban hành tại Quyết định số 52/QĐ – ĐTĐL ngày 25/12/2012

Cơ chế thị trường thanh toán sai khác và giá thị trường từng giờ đã tạo động lực cho các nhà máy nhiệt điện giảm công suất tối thiểu theo đúng khả năng kỹ thuật của tổ máy, chủ động chào giá để giảm công suất vào các giờ thấp điểm đêm, góp phần nâng cao tính kinh tế khi vận hành hệ thống, đặc biệt trong thời điểm khi phải huy động cao các nhà máy thủy điện vào mùa lũ

1.3.1 Cơ cấu của thị trường:

Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam gồm 2 thị trường thành phần chính:

- Thị trường hợp đồng: Các đơn vị phát điện ký hợp đồng với Đơn vị mua buôn duy nhất theo cơ chế hợp đồng;

- Thị trường điện giao ngay: áp dụng mô hình thị trường điều độ tập trung chào giá theo chi phí, theo cơ chế hoạt động;

1.3.2 Nguyên tắc hoạt động của thị trường:

Trong thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam, toàn bộ điện năng phát của các nhà máy điện được bán cho đơn vị mua buôn duy nhất, lịch huy động các tổ máy được lập căn cứ trên bản chào giá theo chi phí biến đổi Điện năng mua bán được thanh toán theo giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay của từng chu kỳ giao dịch thông qua hợp đồng sai khác;

Tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho năm đầu tiên của thị trường được quy định ở mức bằng 90% - 95% tổng sản lượng điện phát của nhà máy, phần còn lại được thanh toán theo giá thị trường giao ngay Tỷ lệ này sẽ được giảm dần qua các năm tiếp theo để tăng tính cạnh tranh trong hoạt động phát điện, nhưng không thấp hơn 60%

1.3.3 Các đối tượng tham gia thị trường

Các đơn vị tham gia cạnh tranh phát điện: gồm các nhà máy điện có công suất đặt từ 30MW trở lên đấu nối vào lưới điện quốc gia (trừ các nhà máy điện gió, điện địa nhiệt);

- Đơn vị mua buôn duy nhất: Công ty Mua bán điện (EPTC) thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

- Đơn vị vận hành thị trường điện và hệ thống điện: Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (NLDC – A0);

1.3.4 Các cơ chế hoạt động của thị trường

1.3.4.1 Cơ chế hợp đồng mua bán điện trong thị trường

Các nhà máy điện tham gia cạnh tranh trên thị trường (trừ các nhà máy điện BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu): ký hợp đồng mua bán điện (PPA) dưới dạng hợp đồng sai khác (CfD) với Đơn vị mua buôn duy nhất Giá hợp đồng được quy đổi từ giá công suất và giá điện năng do hai bên thoa thuận nhưng không vượt quá khung giá cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành Sản lượng hợp đồng hàng năm được xác định trước khi bắt đầu năm vận hành theo kết quả tính toán tối ưu hệ thống điện của năm tiếp theo Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm Sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng của từng chu kỳ giao dịch được tính toán phân bổ từ sản lượng hợp đồng hàng năm;

Các nhà máy điện BOT: do Công ty Mua bán điện chào giá thay trong thị trường để thực hiện nghĩa vụ bao tiêu trong các hợp đồng PPA và tối ưu chí phí mua điện của Công ty Mua bán điện;

Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu: ký hợp đồng mua bán điện với Công ty Mua bán điện (theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành), đảm bảo cho các nhà máy thu hồi đủ chi phí thực tế;

Các nhà máy điện cung cấp các dịch vụ phụ trợ (dự phòng khởi động nhanh,

dự phòng nguội và dự phòng vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện): ký hợp đồng hàng năm với Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia đơn vị vận hành thị trường điện và hệ thống điện (NPLD-A0) theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành

1.3.4.2 Cơ chế vận hành của thị trường điện giao ngay

Thị trường điện giao ngay có chu kỳ giao dịch là một giờ Các đơn vị phát điện công bố công suất sẵn sàng và chào giá phát điện của từng tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;

Các nhà máy nhiệt điện chào giá theo chi phí biến đổi của từng tổ máy trong giới hạn giá trần của nhà máy sử dụng công nghệ chuẩn Các nhà máy thủy điện chào giá phát điện trong phạm vi ±10% giá trị nước do đơn vị vận hành thị trường điện và hệ thống điện (A0) tính toán và công bố cho từng nhà máy;

Lịch huy động các tổ máy được đơn vị vận hành thị trường điện và hệ thống điện (A0) lập cho trong chu kỳ giao dịch căn cứ trên bản chào giá của các tổ máy,

dự báo phụ tải hệ thống điện và khả năng tải của lưới điện truyền tải theo nguyên tắc tổng chi phí mua điện là thấp nhất;

Giá điện năng thị trường giao ngay (SMP) được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định cho từng chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc giá biên

hệ thống điện và căn cứ trên phụ tải thực tế của hệ thống, các bản chào giá và công suất sẵn sàng thực tế của các tổ máy;

Giá thị trường toàn phần cho từng chu kỳ giao dịch sử dụng trong tính toán thanh toán hợp đồng CfD được xác định bằng tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường

1.3.4.3 Cơ chế giá công suất thị trường

Các nhà máy điện tham gia cạnh tranh trên thị trường (trừ các nhà máy điện BOT, các nhà máy thúy điện chiến lược đa mục tiêu) được thanh toán giá công suất thị trường khi được lập lịch huy động;

Giá công suất thị trường được xác định hàng năm đảm bảo cho nhà máy điện mới tốt nhất (là nhà máy nhiệt điện chạy nền, có tổng chi phí phát điện thấp nhất trong các nhà máy mới được đưa vào vận hành trong năm) thu hồi đủ tổng chi phí phát điện trong năm;

Giá công suất thị trường được xác định cho từng giờ, tỷ lệ thuận với phụ tải hệ thống điện giờ cao điểm và giờ bình thường Giá công suất giờ thấp điểm bằng zero

1.3.4.4 Cơ chế cung cấp dịch vụ phụ trợ trong thị trường

Các dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện (dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện) do các đơn vị phát điện cung cấp theo hợp đồng ký hàng năm với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

Số lượng dịch vụ phụ trợ cần thiết hàng năm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định để đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện Giá các dịch vụ phụ trợ được xác định đảm bảo cho các nhà máy điện thu hồi đủ chi phí thực tế Tổng chi phí dịch vụ phụ trợ hàng năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện

và thị trường điện xây dựng và trình duyệt trong tổng chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường điện hàng năm;

Dịch vụ điều chỉnh tần số và dự phòng quay được thanh toán cho toàn bộ lượng công suất được lập lịch huy động theo giá công suất thị trường và cho toàn bộ điện năng phát theo giá điện năng thị trường

1.4 Vai trò của nhiệt điện trong thị trường điện

Hiện nay, tỷ lệ nguồn thủy điện trong hệ thống so với các nguồn điện khác vẫn đang chiếm tỷ lệ cao khoảng 47% tổng công suất đặt, công suất của toàn hệ thống vẫn phụ thuộc nhiều vào thủy điện Việc xây dựng thêm nguồn nhiệt điện sẽ góp phần làm hệ thống trở nên ổn định hơn, tránh được tình trạng thiếu điện vào mùa khô và thừa điện vào mùa mưa Các nhà máy nhiệt điện than được xây dựng nhằm tận dụng được tài nguyên thiên nhiên bằng cách sử dụng nguồn than xấu và than tận thu, góp phần bù đắp sự thiếu hụt điện năng và tăng tỷ trọng trong cơ cấu nguồn điện, góp phần tạo điều kiện thuận lợi cho việc quản lý và vận hành hệ thống điện Vai trò và chế độ làm việc của các nhà máy nhiệt điện được tính toán và xem xét trên cơ sở phủ biểu đồ phụ tải ngày đêm điển hình của hệ thống điện quốc gia

vào các tháng mùa khô (từ tháng 11 đến tháng 4) và các tháng mùa mưa (từ tháng 5 đến tháng 10):

Vào các tháng mùa khô các Nhà máy nhiệt điện sẽ được huy động và làm việc

ở phần nền của biểu đồ phụ tải trong hệ thống điện

Hình 3: Biểu đồ phụ tải mùa khô (Nguồn: Báo cáo tổng kết vận hành 2012 - Trung tâm Điều độ hệ thống điện QG) Trong các tháng mùa mưa, để tận dụng điện năng của các nhà máy thủy điện vào các giờ thấp điểm, các nhà máy nhiệt điện sẽ phải giảm công suất xuống khoảng 60 – 70% công suất định mức của nhà máy và làm việc ở khoảng giữa đồ thị phụ tải, vào các thời điểm này các nhà máy nhiệt điện có thể tiến hành các công việc duy tu, bảo dưỡng định kỳ

Phủ biểu đồ phụ tải mùa khô

TBK + ST

NĐ thanMua ngoài NĐ dầuThuỷ điện

TBK dầuDiesel

Hình 4: Biểu đồ phụ tải mùa lũ (Nguồn: Báo cáo tổng kết vận hành 2012 - Trung tâm Điều độ hệ thống điện QG)

1.5 Tóm tắt chương I

Tại chương này, tác giả trình bày về thực trạng ngành điện Việt Nam hiện nay với việc cung cấp các số liệu về tình hình cung cấp, mua bán điện năng, tổng công suất nguồn điện với các loại hình: nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, khí, thủy điện, nhập khẩu điện, xuất khẩu điện và tình hình hoạt động của hệ thống lưới điện quốc gia (mục 1.1) Với sự ra đời của Luật Điện lực và các văn bản dưới Luật Điện lực nhằm xây dựng lộ trình phát triển thị trường điện Việt Nam và giai đoạn hiện nay của thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam (mục 1.2) Thị trường điện hoạt động dựa trên các nguyên tắc cơ bản với các thành phần tham gia thị trường, cơ chế hoạt động của thị trường điện (mục 1.3) Ngoài ra, tác giả giới thiệu vai trò của các nhà máy nhiệt điện, thủy điện trong thị trường điện Việt Nam (mục 1.4)

Phủ biểu đồ phụ tải mùa lũ

CHƯƠNG II: PHƯƠNG PHÁP LỰA CHỌN NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI TỐT

NHẤT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM 2.1 Các định nghĩa về nhà máy điện

Nhà máy điện mới là nhà máy điện chưa xây dựng, hoặc đang trong giai đoạn xây dựng nhưng chưa ký hợp đồng mua bán điện

Nhà máy điện mới tốt nhất là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán cho năm dự kiến tính toán là thấp nhất

2.2 Nguyên tắc tính lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất trong thị trường điện Việt Nam

Trong thị trường điện các đơn vị phát điện cạnh tranh với nhau thông qua giá chào để được phát điện Các tổ máy phát điện với công nghệ khác nhau có thể được xét theo bốn khía cạnh sau:

Thứ nhất: Chi phí phát điện của một tổ máy được chia làm hai phần: phần

chi phí khởi động cho mỗi lần tổ máy được huy động lên và phần chi phí biến đổi khi tổ máy chạy và phát điện

Thứ hai: Đối với mỗi loại công nghệ thì chi phí khởi động và chi phí biến

đổi có mối tương quan với nhau

Thứ ba: Các tổ máy phát điện đều có giới hạn về công suất mà tổ máy có thể

phát tại mỗi thời điểm và không thể lưu trữ được điện năng Tuy nhiên lại ít bị giới hạn về thời gian có thể phát điện và cuối cùng là độ lớn công suất đặt của tổ máy nói chung sẽ làm giảm đơn giá chi phí biến đổi của tổ máy Các tổ máy tùy thuộc vào công nghệ và chi phí tương ứng mà sẽ được chia thành các tổ máy chạy nền, chạy lưng hoặc chạy đỉnh

Để đảm bảo cho các nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường điện, nhà máy điện đó phải đảm bảo các tiêu chí sau đây:

- Bắt đầu vận hành thương mại và phát điện toàn bộ công suất đặt trước năm tính toán;

- Là nhà máy chạy nền, trong đó các tổ máy phát điện được phân loại là tổ máy chạy nền;

- Sử dụng công nghệ nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;

- Có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1kWh thấp nhất

Theo Thông tư số 41/2011/TT-BCT ngày 14/12/2011 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng và ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện, cách xác định giá phát điện dựa trên cơ sở giá cố định và giá biến đổi được trình bày như sau:

2.3 Xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện 2.3.1 Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện (g NĐ ):

Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện được xác định theo công thức:

gNĐ = gCN + gĐT

Trong đó:

- gCN: giá công nghệ của nhà máy (đồng/kWh);

- gĐT: giá đặc thù của nhà máy (đồng/kWh)

a Giá công nghệ (gCN) được hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá khung giá phát điện công nghệ do Bộ Công Thương phê duyệt và được xác định theo công thức sau:

gCN = FCCN + VCCN,0 Trong đó:

- FCCN: giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (đồng/kWh);

- VC : giá biến đổi công nghệ của nhà máy tại năm cơ sở đồng/kWh)

b) Giá đặc thù (gĐT) được hai bên thỏa thuận cho từng công trình cụ thể và được xác định theo công thức sau:

gĐT = FCĐT + VCĐT,0

Trong đó:

- FCĐT: giá cố định đặc thù bình quân của nhà máy (đồng/kWh);

- VCĐT,0:giá biến đổi đặc thù của nhà máy tại năm cơ sở (đồng/kWh)

2.3.2 Giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (FC CN )

Công thức xác định giá cố định công nghệ bình quân được như sau:

max CS

t

FOM n

n CN

CN P (1-k ) T

C1i)(1

ii)(1TMÐT

- FCCN: giá cố định công nghệ bình quân (đồng/kWh);

- TMĐTCN: tổng mức đầu tư cho phần công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ

sở (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng);

- CFOM: chi phí vận hành bảo dưỡng cố định của nhà máy điện (đồng);

- Pt: tổng công suất đặt của nhà máy điện (kW);

- kCS: hệ số suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận (%);

- Tmax: thời gian vận hành công suất cực đại hàng năm được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện (giờ);

- n: đời sống kinh tế của nhà máy điện;

- i: Tỷ suất chiết khấu tài chính, trong đó lãi suất vốn vay được tính bằng bình quân gia quyền lãi suất vay vốn từ các nguồn vốn vay của nhà máy điện

2.3.2.1 Tổng mức đầu tư cho phần công nghệ của nhà máy

Tổng mức đầu tư cho phần công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở gồm các hạng mục chi phí sau:

- Chi phí xây dựng gồm chi phí xây dựng các công trình, hạng mục công trình; phá và tháo dỡ các vật liệu kiến trúc cũ; san lấp mặt bằng xây dựng; xây dựng công trình tạm; công trình phụ trợ phục vụ thi công; nhà tạm tại hiện trường để ở và để điều hành thi công;

- Chi phí thiết bị gồm các chi phí mua sắm thiết bị công nghệ (kể cả thiết bị công nghệ phi tiêu chuẩn cần sản xuất, gia công), chi phí đào tạo vận hành nhà máy; chi phí lắp đặt, thử nghiệm, hiệu chỉnh; chi phí vận chuyển, bảo hiểm, thuế và các loại phí liên quan;

- Chi phí quản lý dự án gồm các chi phí để tổ chức thực hiện công việc quản lý

dự án từ khi lập dự án đến khi hoàn thành nghiệm thu bàn giao đưa công trình vào khai thác sử dụng;

- Chi phí tư vấn xây dựng gồm các chi phí cho tư vấn khảo sát, thiết kế, giám sát xây dựng, tư vấn thẩm tra và các chi phí tư vấn đầu tư xây dựng khác;

- Chi phí khác gồm vốn lưu động trong thời gian chạy thử nghiệm thu nhà máy, chi phí trả lãi vay và các chi phí cho vay vốn trong thời gian xây dựng nhà máy điện và các chi phí cần thiết khác;

- Chi phí dự phòng gồm các chi phí dự phòng cho khối lượng công việc phát sinh chưa lường trước được khi lập dự án và chi phí dự phòng cho yếu tố trượt giá trong thời gian xây dựng công trình

2.3.2.2 Công thức tính tỷ suất chiết khấu tài chính i

Tỷ suất chiết khấu tài chính i (%): Áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế (WACC) được xác định theo công thức sau:

e

ED

Er

ED

Trong đó:

- D: tỷ lệ vốn vay trong tổng mức đầu tư;

- E: tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư;

- rd: lãi suất vốn vay (%);

- re: tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu

Lãi suất vốn vay được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức sau:

rd = DF  rd,F + DD  rd,D

Trong đó:

- DF: tỷ lệ vốn vay ngoại tệ bình quân trong tổng vốn vay được quy định là 80%;

- DD: tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định là 20%;

- rd,F: lãi suất vốn vay ngoại tệ cộng với tỷ lệ bình quân năm cho dịch vụ phí của các ngân hàng là 2,5%;

- rd,D: lãi suất vốn vay nội tệ cộng với tỷ lệ bình quân năm dịch vụ phí của các ngân hàng nhưng không vượt quá mức tối đa bằng 3,5%

2.3.2.4 Tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu

Tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu được xác định theo công thức sau:

t)(1

- t: thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của nhà máy điện (%)

2.3.2.5 Chi phí vận hành bảo dưỡng cố định

Chi phí vận hành bảo dưỡng cố định hàng năm của nhà máy (CFOM) được quy đổi đều hàng năm theo công thức sau:

1 i) (1

i i) (1 TC

n FOM

- n: đời sống kinh tế của nhà máy điện;

- i: tỷ lệ trượt giá máy móc thiết bị và nhân công hàng năm cho vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy điện được tính bình quân là 2,5%

2.3.2.6 Giá trị hiện tại của tổng chi phí vận hành bảo dưỡng cố định

Giá trị hiện tại của tổng chi phí vận hành bảo dưỡng cố định trong toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo công thức:

- CMN: tổng chi phí dịch vụ mua ngoài tại năm cơ sở, gồm các chi phí trả cho tổ chức, cá nhân ngoài đơn vị về các dịch vụ thực hiện theo yêu cầu gồm tiền nước, điện thoại, sách báo; thuê tư vấn kiểm toán; thuê tài sản;

bảo hiểm tài sản và cho các dịch vụ khác có ký hợp đồng cung cấp dịch

vụ để phục vụ cho công tác quản lý, vận hành nhà máy điện;

- CK: tổng chi phí bằng tiền khác tại năm cơ sở, gồm các chi phí văn phòng phẩm; khấu hao các thiết bị văn phòng, các loại thuế và phí; đào tạo; nghiên cứu khoa học, tiền ăn ca; dân quân tự vệ, bảo vệ, phòng chống bão lụt, phòng cháy chữa cháy; bảo hộ lao động, trang phục làm việc, an toàn lao động, vệ sinh công nghiệp và môi trường; bồi dưỡng hiện vật ca đêm, độc hại và các chi phí khác;

- n: đời sống kinh tế của nhà máy điện

2.3.3 Giá biến đổi

Giá biến đổi công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở (VCCN,0) được xác định theo công thức sau:

max CS

t

k kd vlp

F,0 bq CN,0

T)k1(P

CC

CP

HRVC

- Cvlp: tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện tại năm cơ sở (đồng);

- Ckd: tổng chi phí khởi động cho phép (bao gồm khởi động nguội và khởi động nóng) theo số lần khởi động tối đa trong 01 năm (đồng);

- Ck: các chi phí sửa chữa bảo dưỡng nhỏ thường xuyên hàng năm (đồng);

- Pt: tổng công suất tinh của nhà máy điện được xác định theo thiết kế cơ

Đối với nhiệt điện than được xác định theo công thức sau:

100%

60%

i

i i bq

T

) T (HR HR

Trong đó:

- HRi: suất hao nhiên liệu tinh bình quân đối với nhiệt điện than (kg/kWh) tương ứng ở mức tải i (kJ/kWh);

- Ti: số giờ vận hành tại mức tải i trong năm của nhà máy (giờ)

Giá biến đổi được quy định như sau:

- Đối với nhiên liệu than nội địa: Giá than là giá trên phương tiện tại điểm xếp hàng của đơn vị cung cấp than (đồng/tấn);

- Đối với nhiên liệu than nhập khẩu: Giá than là giá tại cảng nhập khẩu than (đồng/tấn);

2.3.3.3 Tổng chi phí khởi động

Tổng chi phí khởi động cho phép trong năm được xác định theo công thức sau:

i k, m

1 i

j i, k, j

k,

C

Trong đó:

- Ckd: tổng chi phí khởi động cho phép trong năm;

- Pk: số lần khởi động tổ máy của nhà máy điện tối đa trong năm ở trạng thái khởi động k;

- k: trạng thái khởi động (nóng, nguội);

- Mi: khối lượng nhiên liệu tiêu hao than và dầu (kg/kWh) đối với nhiệt điện than hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU/kWh) đối với nhiệt điện khí cho một lần khởi động của tổ máy ở trạng thái khởi động k;

- Di: đơn giá nhiên liệu tại năm cơ sở cho một lần khởi động nguội, được tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than;

- m: số loại nhiên liệu được sử dụng cho một lần khởi động nguội của tổ máy;

- t: số tổ máy của nhà máy điện

2.3.4 Giá cố định đặc thù bình quân của nhà máy điện (FC ĐT )

Giá cố định đặc thù bình quân của nhà máy điện (FCĐT) được xác định theo công thức sau:

1i)(1

ii)(1T

)k-(1P

TC

n

max CS

t

ÐT ÐT

gồm: Chi phí bồi thường giải phóng mặt bằng và chi phí tái định cư theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và chi phí xử lý gia cố nền móng công trình đã được kiểm toán;

- Pt: tổng công suất tinh của nhà máy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kW);

- kCS: hệ số suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận (%);

- Tmax: thời gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong cả đời dự án nhà máy điện (giờ);

- n: đời sống kinh tế của nhà máy điện;

- i: Tỷ suất chiết khấu tài chính (trong đó lãi suất vốn vay được tính bằng bình quân gia quyền lãi suất vay vốn từ các nguồn vốn vay của nhà máy điện)

2.3.5 Giá biến đổi đặc thù của nhà máy điện tại năm cơ sở (VC ĐT,0 )

Được xác định theo công thức sau:

VCĐT,0 = HRbq  Pv/c,0

Trong đó:

- HRbq: suất hao nhiên liệu tinh bình quân đối với nhiệt điện than (kg/kWh);

- Pv/c,0: cước phí vận chuyển nhiên liệu cho phát điện tại năm cơ sở (bao gồm toàn bộ các chi phí liên quan đến quá trình vận chuyển nhiên liệu tới điểm giao nhiên liệu cho nhà máy điện kể cả phí bảo hiểm của đơn vị cung cấp nhiên liệu), được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than

2.4 Tính toán chi phí phát điện toàn phần trung bình

Tại Quyết định số 19/QĐ – ĐTĐL ngày 30/3/2012 của Cục Điều tiết Điện lực ban hành Quy trình lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất và tính toán giá công suất

thị trường, các số liệu phục vụ tính toán lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất bao gồm:

- Giá biến đổi cho năm tính toán của nhà máy điện;

- Giá cố định cho năm tính toán của nhà máy điện;

- Sản lượng điện năng được thỏa thuận giữa bên bán - Nhà máy điện và bên mua - Công ty Mua bán điện để tính giá Hợp đồng cho năm tính toán của nhà máy điện;

- Sản lượng điện năng dự kiến trong năm tính toán của Nhà máy điện xác định

từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc Đối với trường hợp này, việc tính toán sản lượng điện năng dự kiến từ mô hình

mô phỏng thị trường khó thực hiện do cần phải có thêm nhiều dữ liệu khác nhau Vì vậy, đối với phạm vi của đề tài này, sản lượng điện năng dự kiến được tác giả đề xuất để đưa vào tính toán;

Theo quy định của thị trường, đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh cho nhà máy điện mới tốt nhất

Trong trường hợp không có nhà máy điện nào đủ điều kiện được xét lựa chọn, đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất 1năm trước năm tính toán để tính toán cho năm sau

Trường hợp hai hay nhiều nhà máy có cùng chi phí phát điện toàn phần trung bình 1kWh bằng nhau và thấp nhất, nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn theo thứ tự như sau:

- Hệ số tải trung bình lớn nhất;

- Thời điểm nhà máy bắt đầu vận hành thương mại và phát điện toàn bộ công suất đặt sớm nhất