Giả sử một trạm biến áp truyền tải hiện đang cấp điện cho 2 khách hàng A và B. Một khách hàng C có nhu cầu đấu nối một ngăn lộđường dây 110kV từ
thanh cái 110kV của trạm. Việc đấu nối của khách hàng C không yêu cầu phải nâng công suất trạm, chỉ cần mở rộng thêm phân đoạn thanh cái 110kV.
Do trạm đã được đưa vào vận hành tại thời điểm trước khi có khách hàng C
đấu nối lưới nên việc phân bổ tài sản đã được thực hiện trước cho các khách hàng A và B. Trước khi tính toán phân bổ lại tài sản đấu nối cho các khách hàng cần định giá lại giá trị tài sản đấu nối cần phân bổ.
Hình 4.4. Sơ đồ đấu nối khách hàng mới vào điểm đấu nối đang vận hành.
- Trước khi khách hàng C đấu nối lưới truyền tải: Quy mô điểm đấu nối tại thanh cái 110kV bao gồm hai ngăn lộ máy cắt tổng máy biến áp (131, 132), hai ngăn lộ xuất tuyến đường dây (171, 172) và một ngăn máy cắt liên lạc (112) và một ngăn máy cắt vòng (100).
Yêu cầu phân bổ tài sản đấu nối là thanh cái 110kV (thanh cái gồm 6 cung
đoạn tương ứng với vị trí đấu nối của các ngăn 100, 171, 112, 172, 131,132) cho từng khách hàng như sau:
. Khách hàng A yêu cầu 5 trong 6 cung đoạn thanh cái. . Khách hàng B có yêu cầu 6 trong 6 cung đoạn.
Bảng phân bổ phí đấu nối cho khách hàng A và B như sau:
1 2 3 4 5 6 Phân bổ
A [5] 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 - 5/2 của 6 = 42% tổng tài sản B [6] 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1 7/2 của 6 = 58% tổng tài sản
- Sau khi khách hàng C đấu nối vào vị trí: bổ sung thêm một ngăn lộ xuất tuyến đường dây (173) và mở rộng thêm một cung đoạn thanh cái 110kV, khách hàng C chịu toàn bộ chi phí đấu nối mới. Ta có bảng phân bổ như sau
Bảng 4.11. Bảng phân bổ tài sản đấu nối vào điểm đấu nối đang vận hành
1 2 3 4 5 6 7 Phân bổ
A [5] 1/3 1/3 1/3 1/3 1/3 1/3 - 5/3 của 6 = 27,77% tổng tài sản B [6] 1/3 1/3 1/3 1/3 1/3 1/3 1/2 13/6 của 6 = 36,11% tổng tài sản C [6] 1/3 1/3 1/3 1/3 1/3 1/3 1/2 13/6 của 6 = 36,11% tổng tài sản Tuy nhiên việc áp dụng phân bổ tài sản sẽđược áp dụng đối với tất cả 7 tài sản (bao gồm cả tài sản cũ và mới).
* Trường hợp khách hàng đấu nối sau thực hiện đấu nối vào lưới truyền tải mà đã được khách hàng trước đó thực hiện đầu tư lưới:
Nguyên tắc chung là nhà đầu tư sẽ xây dựng tới điểm đấu nối mới.
Nếu có chủ đầu tư khác sau này cùng sử dụng tài sản đấu nối thì Công ty truyền tải điện sẽ mua lại các tài sản này từ nhà đầu tưđầu tiên (có thể sẽ phải nâng cấp các điểm đấu nối này).
Có những trường hợp chi phí để mua lại tài sản sẽ thấp hơn việc đầu tư trước cho cả hai đấu nối.
Nhà đầu tưđiểm đấu nối thứ nhất (A) sẽ có trách nhiệm đầu tư cả 1-2-3 Sau đó, khi nhà đầu tư thứ hai (B) cần đấu nối vào lưới thì Công ty truyền tải
điện sẽ mua lại đoạn 1-2 với giá theo quy định, còn lại đoạn 2-4 nhà đầu tư B sẽ có trách nhiệm đầu tư.
Điều này có nghĩa là chi phí phần đường dây 1-2 trở thành một phần của phí sử dụng lưới truyền tải.
Nếu Công ty truyền tải điện căn cứ vào Tổng sơ đồ và biết được điểm đấu nối B sẽ xuất hiện trong một vài năm tới thì Công ty truyền tải sẽ có trách nhiệm
đầu tư phần lưới 1-2 như là một phần tài sản của lưới truyền tải và xây dựng tại thời
điểm xuất hiện điểm đấu nối A.
Điều này có nghĩa là nhà đầu tưđiểm đấu nối A chỉ phải đầu tư phần lưới 2- 3. Chi phí đầu tư cho phần lưới 1-2 trở thành một phần của phí sử dụng lưới truyền tải.
Điểm đấu nối mới thứ nhất (A)
Điểm đấu nối mới trong tương lai thứ hai (B)
1 2 3
4 Lưới
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ I. KẾT LUẬN:
Điện năng đóng vai trò rất quan trọng trong nền kinh tế và đời sống con người.
Ở nước ta, việc cải cách và hoàn thiện mô hình tổ chức sản xuất, kinh doanh của ngành điện Việt Nam có ý nghĩa rất quan trọng nhằm đảm bảo thực hiện sự nghiệp công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nước. Đồng thời với quá trình cải cách và hoàn thiện mô hình tổ chức, việc nghiên cứu cơ chế hình thành giá điện trong đó có phương pháp tính giá truyền tải điện là nhiệm vụ quan trọng và phức tạp. Luận văn “Nghiên cứu cấu trúc lưới truyền tải Việt Nam và một số phương pháp tính toán phí
đấu nối trong giá truyền tải” đã tập trung nghiên cứu và giải quyết một số vấn đề
sau:
1. Phân tích, giới thiệu tổng quan về lộ trình hình thành phát triển thị trường
điện Việt Nam đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Trong đó, đi sâu vào nghiên cứu đánh giá hiện trạng cấu trúc lưới điện truyền tải Việt Nam và vai trò của
đơn vị truyền tải điện theo mức độ cạnh tranh tăng dần từ mô hình độc quyền liên kết dọc, một người mua duy nhất đến mô hình cạnh tranh bán buôn và bán lẻ điện. Phân tích cơ cấu tổ chức và cơ chế giá điện của EVN hiện nay. Nêu lên một một số
tồn tại chính hiện nay của EVN như cơ cấu tổ chức, phương thức hạch toán giữa các
đơn vị trong EVN chưa thực sự phù hợp với cơ chế thị trường, dẫn tới sức cạnh tranh thấp, hiệu quả sản xuất kinh doanh còn chưa cao, quyền tự chủ của các đơn vị
thành viên còn hạn chế, thể chế pháp lý cho hoạt động điện lực còn nhiều điểm bất cập. Qua đó nêu bật được sự cần thiết phải tính toán giá truyền tải trong thị trường
điện.
2. Ở chương 2 tìm hiểu về cơ cấu giá điện trong cơ chế hạch toán nội bộ của EVN. Qua đó nêu bật được sự cần thiết phải tính toán giá truyền tải trong thị trường
điện. Tìm hiểu về các nguyên tắc và phương pháp tính phí truyền tải.
3. Ở chương 3 nghiên cứu về lý luận và thực tiễn tính toán và phân bổ phí đấu nối truyền tải trong thị trường điện cạnh tranh. Phần áp dụng tính phí đấu nối truyền tải điện cho thấy phương pháp tính phí truyền tải điện theo thực tế phù hợp với điều kiện của ngành điện Việt Nam đảm bảo cho các Công ty truyền tải điện thu hồi các chi phí hợp lý, cần thiết để thực hiện các công tác vận hành, đại tu, sửa chữa thường xuyên,…
II. KIẾN NGHỊ:
1. Để tạo hành lang pháp lý cho các hoạt động kinh doanh ngành điện trong
điều kiện thị trường điện cạnh tranh, Nhà nước cần phải xây dựng và hoàn chỉnh hệ
thống các văn bản pháp luật như: Luật Điện lực, Quy định về lưới truyền tải điện Quốc gia, Nghị định về thị trường điện, Điều tiết Điện lực, Giá điện,… Hành lang pháp lý này nhằm thu hút các nhà đầu tư trong và ngoài nước thuộc mọi thành phần kinh tế đầu tư vào các công trình điện, đảm bảo quyền lợi chính đáng của các nhà
đầu tư, các nhà kinh doanh điện và các khách hàng sử dụng điện.
2. Hoạt động điện lực là hoạt động đặc thù, quá trình sản xuất kinh doanh gắn chặt trong một hệ thống điện thống nhất mang tính độc quyền tự nhiên cao dù có sự
tham gia rộng rãi của các thành phần kinh tế vào hoạt động điện lực. Vì vậy cần phải điều tiết hoạt động này để hạn chế độc quyền tự nhiên, không biến độc quyền Nhà nước thành độc quyền doanh nghiệp. Hiện nay chức năng quản lý Nhà nước và
điều tiết các hoạt động điện lực chưa tách bạch và phân định rõ ràng, vì vậy việc tăng cường vai trò của Cơ quan Điều tiết Điện lực Quốc gia mang tính cấp thiết. 3. Cần đẩy mạnh tiến độ cổ phần hoá các đơn vị trực thuộc EVN để các doanh nghiệp này hoạt động hiệu quả cao hơn và tăng cường sự tham gia của các thành phần kinh tế khác vào hoạt động của các doanh nghiệp thuộc EVN.
4. Lưới truyền tải điện Quốc gia, đơn vị điều độ hệ thống điện và đơn vị điều hành thị trường điện do Nhà nước độc quyền quản lý, tiến hành cải tổ khâu truyền tải điện cả về tổ chức, quản lý và sản xuất kinh doanh nhằm nâng cao hiệu quả hoạt
động truyền tải điện, giữ vai trò then chốt trong hoạt động của thị trường điện trong tương lai, là công cụ để Nhà nước điều tiết việc mua bán đảm bảo an ninh năng lượng và sự phát triển bền vững của hệ thống điện.
5. Các đơn vị truyền tải điện phải hoạt động độc lập, các chi phí vềđầu tư, vận hành, bảo dưỡng, quản lý, tổn thất,… phải được hạch toán chi tiết rõ ràng phục vụ
TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt:
[1]. Bộ Công nghiệp (2005), Đề án “Lộ trình hình thành và phát triển Thị trường
điện tại Việt Nam”.
[2]. Tổng công ty Điện lực Việt Nam (2004), Đề án “Tổng thể sắp xếp, đổi mới và phát triển doanh nghiệp của Tổng công ty Điện lực Việt Nam giai đoạn 2004 – 2010”.
[3]. Ngân hàng Phát triển Châu Á (2004), Hỗ trợ kỹ thuật TA 3763-VIE. “Lộ trình cải cách ngành điện Việt Nam”. PA Consulting Group.
[4]. Đề tài nghiên cứu khoa học: “Nghiên cứu lộ trình hình thành và phát triển Thị
trường năng lượng Việt Nam”. Nhóm tác giả: KS. Phạm Văn Vy; ThS. Đặng Hoàng An; ThS. Phạm Quang Huy. (2004)
[5]. Phương pháp tính phí truyền tải áp dụng cho Việt Nam – Báo cáo đánh giá. Dự
thảo 2 – 16/11/2007. Bộ Công Thương – Cục Điều tiết điện lực (ERAV) – Roberto D’Addario
[6]. Maurice Smith – Công ty tư vấn Campbell Carr, “Báo cáo cuối cùng về tư vấn thiết kế Thị trường phát điện cạnh tranh”, Hà Nội (4/2008).
[7]. Bộ Công Thương, “Quy định Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm”, Hà Nội (12/2008).
[8]. Cục Điều tiết Điện lực, Bản dự thảo “ Quy định về phương pháp tính khung giá phát điện và giá dịch vụ phụ”, Hà Nội (11/2008).
[9]. Ban Thị trường điện EVN, Bài giảng “Sơ lược Thị trường điện Australia”, Hà nội (12/2008).
[10]. Ban chi phí và Vật giá E-RAV, Bài giảng “Thị trường điện Hàn Quốc”, Hà Nội (10/2008)
[11]. Ban Thị trường điện EVN, Bài giảng “Chào giá trong Thị trường điện Australia” Hà Nội (12/2008).
[12]. ThS. Trần Phú Thái, “Giá điện cạnh tranh và áp dụng cho Thị trường Việt Nam”, Hà Nội (2004).
[13]. Báo cáo về tình hình vận hành đường dây 500kV giai đoạn 1994 – 2004 – TTĐĐ HTĐ Quốc gia.
[14]. Báo cáo về tình hình vận hành đường dây 220kV-110kV. Tháng 12-2008 – Đỗ
Xuân Trường - Phòng vận hành hệ thống - TTĐĐ HTĐ Quốc gia.
[15]. Báo cáo về tình hình vận hành đường dây 500kV. Tháng 12-2008 – Phòng tính toán hệ thống điện - TTĐĐ HTĐ Quốc gia.
Tiếng Anh:
[16]. Asian Development Bank (2004), Technical Assistance Project – TA 3763 – VIE: “Vietnam Roadmap for Power Sector Reform”.
[17]. Chun Chun Ni (2005). “Analysis of Applicable Liberalization Models in China’s Electric Power Market.” The Institute of Energy Economics.
[18]. Jeremiah D. Lambert (2001), “Creating Competitive Power Markets”. The PJM Model, Copyright by Penn Well Corporation., USA.
[19]. Cramton P. (2003). “Electricity Market Design: the Good, the Bad and the Ugly.” University of Maryland.
[20]. Green R. J., Newbery D.M. (1992): “Competition in the British Electricity Spot Market”, Journal of Political Economy.
[21]. Read W.S. et all (1999). “Reliability in the New Market Structure”.
[22]. Ziser C.J. (2003). “Power System Planning in a Competitive Electricity Market.” University of Queensland.
[23]. Office of Enforcement, Federal Energy Regulatory Commision (2008). “Increasing Cost in Electric Market.”
[24]. Australia National Electricity Market “Wholesale Market Operation”, (2005). [25]. Whitmore C. (2008). “Electric Power Market in the West and the Southeast.” [26] Bambooweb, “Electricity market”, http://www.bambooweb.com/Electricity market.html.
[27] John D.Chandley, Scott M.Harvey, William W.Hogan, “Electricity market reform in California”, Harvard University, 2000.
[28] World Energy Council, “Development of competitive electricity market in tle Baltic States”, http://www.worldenergy.com, 2001.
PHỤ LỤC
Phụ lục 1.Các nguồn dự kiến vào trong giai đoạn 2010 – 2015 TT Tên nhà máy Công suất
(MW) Tiến độ theo QHĐ – VI Chủđầu tư Công trình dự kiến v/h 2010 3430 3564 1 TĐ Sơn La # 1 400 2010 EVN 2 TĐ Cửa Đạt 97 2009 CTCPTĐ Cửa Đạt 3 TĐ Bản Vẽ 2*160 2009 EVN
4 TĐ An Khê # 1 - Kanak 80 + 2*6.5 2008 EVN
5 TĐ Srepok 3 2*110 2100 EVN
6 TĐ Sê San 4 # 3 120 2010 EVN
7 TĐ Sông Tranh 2 # 1 1*95 2010 EVN
8 TĐ Thác Mơ mở rộng 75 2010 EVN
9 TĐĐồng Nai 3 # 1&2 2*90 2009 EVN
10 NĐ than Sơn Động 2*110 2008 VINACOMIN/IPP 11 NĐ Hải Phòng I # 1&2 2*300 2009 CTCPNĐ Hải Phòng 12 NĐ Quảng Ninh I # 1,2 2* 300 2009 CTCPNĐ Quảng Ninh 13 NĐ Cẩm Phả II 300 2009 TKV 14 NĐ Nông Sơn 30 2009 15 TĐ Sre Pok 4 2*40 2012 CTCP Điện Đại Hải Vào vận hành năm 2011 2968 1 Sơn La # 2,3 2*400 2011 EVN 2 Nậm Chiến 2*100 2011 S.Đà 3 TĐ Na Le(Bắc Hà) 2*45 2010 LICOGI/IPP
4 TĐ Sông Tranh 2 # 2 1*95 2010 EVN
5 TĐ An Khê # 2 80 2008 EVN
6 Khê Bố 96 2011 CTCPDL
7 Đak My 4 3*70 2011 IDICO
8 Sê San 4a 63 2010 CTCPTĐ Sê San 4a
9 Se Kaman 3 250 2010 Lào
10 DakR tih 2*41 + 2*31 2010 TCTXD số 1/IPP
11 Đồng Nai 4 2*170 2010 EVN
12 Quảng Ninh 2 2*300 2009 EVN
Vào vận hành 2012 2400
2 A Lưới 150 2011 Cp điện MT 3 Nhơn Trạch 2 3*250 2011 PVN 4 Uông Bí MR # 2 300 2011 EVN Vào vận hành năm 2013 2420 1 Hủa Na 180 2012 PVN 2 Mạo Khê 1 2*220 2009 - 2010 TKV 3 Hải Phòng 2 # 1,2 2*300 2009 - 2010 EVN 4 Vũng Áng I # 1,2 2*600 2010 PVN Vào vận hành năm 2014 5843 1 Bản Chất 2*110 2011 EVN 2 Huội Quảng 2*260 2012 EVN 3 Bảo Lâm 112 2013 S.Đà 4 Trung Sơn 250 2012 EVN 5 Nho Quế 3 2*55 2013 CTCP điện lực
6 Sông Bung 4 156 2012 EVN
7 Đak Ring 125 2011 PVN
8 Nậm Mô 100 2012 IPP
9 Mông Dương 1 # 1 500 2011 – 2012 EVN
10 Thái Bình I # 1 300 – EVN
11 Nghi Sơn 1 2*300 2011 – 2012 EVN 12 Vĩnh Tân 2 # 1,2 2*600 2013 – 2014 EVN 13 Duyên Hải(Trà Vinh) 1 # 1 600 2012 – 2013 EVN
14 Ô Môn I # 2 300 2010 EVN
15 Ô Môn III(TBKHH) 3*250 2014 EVN
Vào vận hành năm 2015 6523
1 Thượng Kom Tum 220 2013 CP VS – S.Hinh
2 Sông Bung 2 100 2013 EVN
3 Sông Bung 5 85 2012 IPP
4 Đồng Nai 5 140 2012 TKV
5 Đồng Nai 2 78 2012 IPP
6 Mông Dương 1 # 2 500 2011 – 2012 EVN 7 Mông Dương 2 # 1 600 2011 – 2012 AES
8 Thái Bình I # 2 300 – EVN
9 Thái Binh II # 1 600 – PVN
10 Vĩnh Tân 1 # 1 600 2011 CSG
11 Ô Môn II(TBKHH) 3*250 2013 – 2015 BOO/BOT
12 Ô Môn IV(TBKHH) 3*250 2014 EVN
13 Duyên Hải(Trà Vinh) 1 # 2 600 2012 – 2013 EVN 14 Duyên Hải(Trà Vinh) 2 # 1 600 2014 – 2015 JV
15 Long Phú(Sóc Trăng) 1 # 1 600 2013 – 2014 PVN
Phụ lục 2: Các trạm biến áp và đường dây dự kiến xây dựng trong giai đoạn 2011 - 2015 Khối lượng TT Danh mục dự án TBA (MVA) ĐZ(km) Quy cách (MVA/mm2) Ghi chú Năm 2010 500kV 2700 556.04 1 Trạm 500kV Thường Tín(M2) 450 1*450 máy 2 2 Trạm Sơn La 450 1*450 3 Trạm Tân Định(M2) 450 1*450 máy 2
4 Lắp máy 3 tại TBA500kV Pleiku 450 1*450 máy 3
5 Trạm Đắk Nông 900 1.2 2*450/ACSR 4*330 NPT(AMN) 6 TĐ Sơn La- Trạm 500kV Sơn La 6.5 ACSR- 4*330 7 ĐD500kV Nhà Bè- Ô Môn(đoạn Nhà Bè- Cai Lậy) 75.6 ACSR- 4*330 NPT(AMN) 8 ĐD500kV Sơn La- Hòa Bình và Sơn La- Nho
Quan 2*177+1*106 ACSR- 4*330 NPT(AMB)
9 TĐ Sơn La- Trạm 5000kV Sơn La 2*4.8+1*1 .6 ACSR- 4*330 NPT(AMT)