Đảm bảo cân bằng giữa sự cạnh tranh, sự điều tiết, mệnh lệnh và sự kiểm soát thị trường.
Quản lý được rủi ro có thể nảy sinh trong quá trình triển khai, bao gồm: – An toàn Hệ thống điện
– Các nhà máy điện thua lỗ.
– Chi phí mua điện của EVN bị tăng lên. – Tín hiệu thị trường không hấp dẫn đầu tư.
Các vấn đề cần xem xét khi thiết kế Thị trường điện:
Một kế hoạch triển khai theo giai đoạn cần được chuẩn bị kỹ lưỡng với khung thời gian khoảng 10-15 năm cho việc triển khai toàn bộ thị trường. Do đó giai đoạn 2007-2008 sẽ triển khai Thị trường cho các Nhà máy của EVN hoặc EVN nắm cổ phần chi phối và các Nhà máy tự nguyện đăng ký tham gia.
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 dẫn đến giá trị (thị trường) của một số nhà máy giảm dẫn đến phá sản.
Nếu giá điện đã sát với chi phí sản xuất thì triển khai Thị trường với các chi phí thực hiện chưa chắc đã đem lại các lợi ích rõ ràng.
Không có một mô hình nào đã áp dụng trên Thế giới phù hợp cho tất cả các yêu cầu mà EVN đang đặt ra.
Mô hình ban đầu càng đơn giản càng tốt và lợi ích nó mang lại thậm chí đang còn tốt hơn một mô hình phức tạp từ khía cạnh quản lý rủi ro.
Việc áp dụng thị trường 30', 15' hay thời gian thực như tại các nước phát triển (Mỹ-Anh-Úc) là không phù hợp với điều kiện VN hiện nay do nó đòi hỏi một cơ sở hạ tầng và trình độ quản lý rất phức tạp. Thị trường ngày tới và giờ tới có thể là phù hợp nhất trong giai đoạn này.
Khả năng tài chính của EVN phải tốt trong quá trình triển khai Thị trường điện.
Việc trao đổi điện năng với các nước như Lào và Trung quốc trong tương lai cũng cần được đánh giá để thiết kế Thị trường điện Việt nam.
Mô hình Thị trường điện:
thị trường điện lực tại Việt Nam được hình thành và phát triển qua 3 cấp độ là cấp độ 1 - Thị trường phát điện cạnh tranh (2005 - 2014); cấp độ 2 - Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (2015 - 2022); cấp độ 3 - Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (từ sau 2022). Mỗi cấp độ đều được thực hiện theo hai bước gồm bước thí điểm và bước hoàn chỉnh.
Đây là mô hình một người mua (SB). Các Nhà máy điện sẽ ký lại với EVN Hợp đồng mua bán điện gồm 2 thành phần (hoặc là hai Hợp đồng riêng rẽ).
– Phần 1 (Hợp đồng mua điện) mua điện theo giá Thị trường kèm theo các điều kiện của quyền lợi và nghĩa vụ khi tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh.
– Phần 2 (Hợp đồng CFD) để đảm bảo sự ổn định về tài chính cho các Nhà máy điện và EVN khi tham gia thị trường.
Tất cả các Nhà máy điện cạnh tranh phát điện trên cơ sở giá chào và phần Phụ tải sau khi đã loại trừ đồ thị phát điện của các Nhà máy nêu trên. Giá Thị trường sẽ là giá trung bình của Thị trường trong giờ giao dịch căn cứ vào giá của MW cuối cùng đáp ứng Thị trường.
Thanh toán hàng ngày dựa trên cơ sở của Hợp đồng mua điện và Hợp đồng sai khác (CFD).
A0 vẫn là đơn vị chịu trách nhiệm vận hành Hệ thống điện Việt Nam theo Qui trình điều độ đã được ban hành. Phần phụ tải của Thị trường sẽ được cung cấp thông qua chào giá cạnh tranh và điều độ theo chu kỳ giao dịch và Biểu đồ phát điện của các Nhà máy ngoài thị trường sẽ được A0 thống nhất với bộ phận mua điện của EVN theo năm/tháng/tuần/ngày/giờ căn cứ vào Qui định của Thị trường và PPA đã ký.
Những điều kiện tiên quyết cho thị trường phát điện cạnh tranh:
Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực và đơn vị mua duy nhất trực thuộc EVN thành lập.
Các nhà máy điện thuộc EVN được tách thành các đơn vị phát điện độc lập dưới dạng các công ty nhà nước độc lập hoặc các công ty cổ phần.
Hệ thống quản lý vận hành (SCADA/EMS) và hệ thống đo đếm từ xa đã được thiết lập hoàn chỉnh tới các đơn vị phát điện thuộc EVN, tới các nút quan trọng trong lưới truyền tải, tới toàn bộ các nhà máy điện trong hệ thống điện, đáp ứng các hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh.
Các hệ thống thông tin phục vụ quản lý vận hành, giao dịch và giám sát thanh toán trên thị trường được trang bị phù hợp.
Dự phòng công suất nguồn của hệ thống phải được duy trì ở mức trên 20% công suất đặt của toàn hệ thống; tỷ lệ công suất đặt của một đơn vị phát điện không được vượt quá 25% công suất đặt của toàn hệ thống.
Các hệ thống văn bản phục vụ cho việc vận hành thị trường phát điện cạnh tranh phải hoàn thiện…