Giá cố định

Giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện được xác định trên cơ sở phân tích tài chính của dự án, được xác định như sau:

(3.2)

Trong đó:

CVĐT: Chi phí vốn đầu tư xây dựng nhà máy nhiệt điện CFOM: Chi phí vận hành bảo dưỡng cố định của nhà máy

Pt: Tổng công suất tinh được tính bình quân cho cả đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện

Tmax: Thời gian vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy nhiệt điện .

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội 3.2.2 Giá vận hành và bảo dưỡng cố định

Giá vận hành và bảo dưỡng cố định được xác định theo công thức sau:

FOMC = FOMCscl + FOMCnc (3.3) Trong đó:

FOMCscl: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí.

FOMCnc: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công.

- Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác, được xác định theo công thức:

) k (1 x ) t (1 x T P TC FOMC CS td m ax m scl scl =  − − (3.4) Trong đó: scl

TC :Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác gồm chi phí sửa chữa lớn, chi phí vật liệu phụ, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác (đồng).

Pm : Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt. ttd: Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất của nhà máy.

kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy.

- Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau:

(3.5)

Trong đó:

nc

TC : Tổng chi phí nhân công gồm chi phí tiền lương, chi phí bảo hiểm xã hội, chi phí bảo hiểm y tế và kinh phí công đoàn, các loại phụ cấp kèm theo (đồng).

) k (1 x ) t (1 x T P TC FOMC CS td max m nc nc =  − −

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội nlc nlc nlc HR P VC =  nlp nlp nlc HR P VC =  Trong đó:

VCnlc: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy nhiệt điện.

VCnlp: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy nhiệt điện.

VCk: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy nhiệt điện.

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy nhiệt điện được tính như sau:

(3.7) Trong đó:

HRnlc: Suất tiêu hao nhiên liệu bình quân của nhiên liệu, được xác định dựa theo thông số của nhà chế tạo thiết bị.

Pnlc: Giá nhiên liệu chính, tùy theo loại nhiên liệu (than, khí) và tùy thuộc vào nguồn cung cấp (nội địa, nhập khẩu).

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy nhiệt điện được tính toán như sau:

(3.8)

Trong đó:

HRnlp: Suất tiêu hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu phụ (dầu).

Pnlp: Giá nhiên liệu phụ (dầu) bao gồm cả cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định.

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy nhiệt điện được tính toán như sau:

(3.9)

Trong đó:

Cvlp: Tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy nhiệt điện.

m ax CS t k kd vlp k T ) k 1 ( P C C C VC  −  + + =

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội

Ckd: Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động.

Ck: Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm, được tính theo tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy nhiệt điện.

3.2.4 Giá nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện

- Giá dầu: Dầu được sử dụng trong các nhà máy nhiệt điện bao gồm dầu FO và dầu DO. Ở nước ta hiện nay, khoảng 70% lượng xăng dầu được nhập khẩu từ nước ngoài, việc kinh doanh xăng dầu theo cơ chế thị trường có sự quản lý của Nhà nước.

Giá dầu cơ sở được xác định bằng (=) {Giá CIF cộng (+) Thuế nhập khẩu cộng (+) Thuế tiêu thụ đặc biệt} nhân (x) Tỷ giá ngoại tệ cộng (+) Thuế giá trị gia tăng cộng (+) Chi phí kinh doanh định mức cộng (+) mức trích lập Quỹ Bình ổn giá cộng (+) Lợi nhuận định mức cộng (+) Thuế bảo vệ môi trường cộng (+) Các loại thuế, phí và các khoản trích nộp khác theo quy định của pháp luật hiện hành.

Trong đó:

- Giá CIF được tính bằng (=) giá xăng dầu thế giới (giá Platt Singapore) cộng (+) các khoản chi phí để đưa xăng dầu từ nước ngoài về đến cảng Việt Nam.

- Giá than: Mặc dù giá bán than cho các hộ tiêu thụ trong nước đã được thực hiện theo nguyên tắc thị trường, tuy nhiên giá bán than sản xuất điện vẫn do Nhà nước quy định. Hàng năm, Chính phủ căn cứ vào tình hình thực tế sẽ điều chỉnh giá bán than cho sản xuất điện. Từ 1/1/2014, giá bán than cho sản xuất điện được điều chỉnh tăng bằng giá thành sản xuất than bình quân kế hoạch năm 2014 của Tập đoàn Than Khoáng sản Việt Nam với tỷ lệ tăng khoảng từ 7% - 10% tùy từng loại. Từ 22/7/2014, giá bán than cho sản xuất điện tiếp tục được điều chỉnh tăng thêm khoảng 5% - 7% do thuế tài nguyên tăng, tiền cấp quyền khai thác và phí sử dụng tài liệu địa chất tăng làm chi phí sản xuất than cũng tăng theo. Tuy nhiên, sau khi điều chỉnh giá

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội

- Giá khí: Giá khí cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện khí được tính bằng cách cộng các chi phí bao gồm: chi phí mua khí từ chủ mỏ; chi phí vận chuyển và phân phối; chi phí quản lý PVN/PVGas.

+ Giá khí PVN mua từ chủ mỏ: Tùy loại khí, quy mô khai thác, địa điểm mà PVN và chủ mỏ khí đàm phán giá trong hợp đồng mua bán giữa hai bên.

+ Chi phí vận chuyển và phân phối: Là giá dịch vụ vận chuyển khí được ký kết trong hợp đồng vận chuyển khí.

+ Chi phí quản lý PVN/PVGas: Là mức phí đàm phán giữa đơn vị phát điện với đơn vị cung cấp khí nhằm đảm bảo bù đắp các khoản chi phí về quản lý, vận hành, các rủi ro trong khi thực hiện hợp đồng mua bán khí.

3.3 Giá điện trên thanh cái nhà máy nhiệt điện

Xác định giá điện trên thanh cái nhà máy nhiệt điện và các loại hình nhà máy khác nhằm tối ưu hóa hệ thống điện. Giá điện bình quân thanh cái nhà máy nhiệt điện trên cơ sở chi phí quy dẫn (leverlized cost) như sau:

(3.10)

Trong đó:

Gqd: Giá điện bình quân thanh cái nhà máy nhiệt điện theo chi phí quy dẫn (đồng/kWh).

Ca: Tổng chi phí vốn đầu tư kể cả lãi đã quy đổi về năm đầu tính toán của nhà máy nhiệt điện đang xét (đồng).

Com(t): Chi phí vận hành, bảo dưỡng năm thứ t của nhà máy nhiệt điện đang xét (gồm cả chi phí cố định OM và chi phí biến đổi, đồng).

(3.11) Với Com(t0) và Cnl(t0) là chi phí vận hành bảo dưỡng và chi phí nhiên liệu của năm gốc t0.

a: Hệ số lạm phát (%)

Cnl(t): Chi phí nhiên liệu năm thứ t của nhà máy nhiệt điện đang xét (đồng)

( )   = − − +  − + + + + = n t t i T S t S i t Ck t Cnl t com Ca qd 1 t ) 1 .( max %). 1 ).( ( ) 1 .( ) ( ) ( ) ( G to t a t Com t Com( )= (0).(1+ )−

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội

%

S



Ck(t): Chi phí vận hành khác năm thứ t (nếu có) của nhà máy nhiệt điện đang xét (đồng).

S(t): Công suất năm t của nhà máy nhiệt điện đang xét.

: Tỷ lệ công suất tự dùng của nhà máy nhiệt điện đang xét.

Tmax: Thời gian sử dụng công suất cực đại bình quân của nhà máy nhiệt điện đang xét.

i: Hệ số chiết khâu.

t: Đời sống kinh tế của dự án xây dựng nhà máy nhiệt điện đang xét.

3.4 Giá điện năng thị trường (SMP)

Đơn vị vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện tại trước chu kỳ giao dịch 03 h, dựa vào dự báo phụ tải của hệ thống điện, các bản chào của các tổ máy tham gia Thị trường điện, các ràng buộc kỹ thuật của hệ thống… sẽ lập lịch huy động công suất của các nhà máy tham gia thị trường điện trong giờ giao dịch. Trong chu kỳ giao dịch, Đơn vị vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện căn cứ vào lịch huy động đã được tính toán và công bố ở trên để huy động công suất phát.

Sau ngày giao dịch, đơn vị vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện tính toán xác định giá điện năng thị trường của các giờ giao dịch theo phương pháp lập lịch không ràng buộc như sau:

- Tính toán phụ tải thực tế của hệ thống điện bằng cách quy đổi sản lượng phát tại điểm giao nhận của các tổ máy tham gia thị trường điện về phía đầu cực máy phát điện.

- Tính toán sản lượng điện phát của các thành phần không tham gia thị trường điện (các nhà máy thủy điện đa mục tiêu, nhà máy điện BOT, điện năng nhập khẩu, thủy điện nhỏ…)

- sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các tổ máy tham gia thị trường điện từ thấp đến cao cho đến khi đủ đáp ứng phụ tải của hệ thống.

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội

Hình 3 Nguyên tắc xác định giá biên của hệ thống

Trong trường hợp dải giá cuối cùng trong bản chào giá đáp ứng phụ tải hệ thống mà lớn hơn giá trần của thị trường điện thì giá biên của hệ thống bằng giá trần của thị trường điện. Khi đó phần công suất có giá cao hơn giá trần thị trường điện nếu được huy động sẽ được tính giá bằng giá trần thị trường điện đối với tổ máy thủy điện và tính theo giá bản chào đối với tổ máy nhiệt điện. Giá trần của thị trường là mức giá điện năng thị trường cao nhất được đơn vị vận hành thị trường điện tính toán cho hàng năm.

3.5 Giá công suất thị trường (CAN)

Giá công suất thị trường được tính toán hàng năm trước khi vận hành Hệ thống điện và phân bổ theo từng tháng đến từng giờ trong ngày (trừ các giờ thấp điểm). Giá CAN được tính toán để đảm bảo cho nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí khi tham gia thị trường điện. Nhà máy điện mới tốt nhất là nhà máy có đủ điều kiện: là nhà máy chạy nền trong biểu đồ phụ tải của hệ thống, là nhà máy nhiệt điện hoặc tua bin khí chu trình hỗn hợp và là nhà máy có chi phí phát điện toàn phần trung bình 01 kWh thấp nhât. Giá công suất thị trường hàng năm được tính toán như sau:

3.5.1 Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất

• Doanh thu dự kiến trên thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm:

Phụ tải hệ thống (MW) P3 MW P4 MW P5 MW P6 MW P7 MW P2 MW P1 MW Đáp ứng đ/kWh Giá trần TTD Giá biên Giá 5 Giá 4 Giá 3 Giá 2 Giá 1

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội

RTTD =QBNEi SMPi (3.12) Trong đó:

RTTĐ: Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

SMPi: Giá điện năng thị trường dự kiến trong các giờ giao dịch trong năm.

i BNE

Q : Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong các chu kỳ giao dịch trong năm.

- Tổng chi phí phát điện của Nhà máy mới tốt nhất trong năm:

=  i BNE BNE BNE P Q TC (3.13) Trong đó:

TCBNE: Chi phí phát điện của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm.

PBNE: Chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm.

- Chi phí thiếu hụt của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm:

AS=TCBNE−RTTD (3.14)

3.5.2 Chi phí thiếu hụt của Nhà máy điện mới tốt nhất theo tháng

Sau khi tính toán được chi phí thiếu hụt của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sẽ phân bổ chi phí thiếu hụt theo các tháng trong năm theo công thức:

=  Pmaxt

AS

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội

t: Tháng t trong năm.

MS: Chi phí thiếu hụt của Nhà máy điện mới tốt nhất trong tháng thứ t.

t max

P : Công suất phụ tải đỉnh trong tháng t.

3.5.3 Giá công suất thị trường trong từng giờ giao dịch

 −  −  = ) ( ) ( min min D D Q D D MS CAN i BNE i i (3.16) Trong đó: i

CAN : Giá công suất thị trường của giờ thứ i.

QBNE: Công suất khả dụng trung bình của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm.

i

D : Phụ tải hệ thống dự báo của giờ thứ i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình.

min

D : Phụ tải cực tiểu dự báo của giờ thứ i.

Đối với các giờ thấp điểm của hệ thống (từ 1h đến 4 h và từ 23h đến 24h), giá công suất thị trường đều bằng 0.

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội CHƯƠNG 4

CHIẾN LƯỢC CHÀO GIÁ TỔ MÁY NHIỆT ĐIỆN CHẠY THAN 4.1 Thực trạng nguồn nhiệt điện chạy than ở Việt Nam

Nguồn nhiên liệu than cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện trong hệ thống chủ yếu được mua từ nguồn than đá trong nước của Tập đoàn Than Khoáng Sản Việt Nam với giá ưu đãi. Miền Bắc có vị trí thuận lợi với trữ lượng than lớn tại Quảng Ninh nên đã xây dựng các nhà máy nhiệt điện than lớn như: Phả Lại (1 040 MW), Uông Bí (710 MW), Hải Phòng (1 200 MW), Cẩm Phả (600 MW), Quảng Ninh (1 200 MW), Mông Dương 1 (1080 MW), Mông Dương 2 (1200 MW)…

Hiện EVN có 3 dự án sẽ phải dùng than nhập khẩu trong tương lai gần là dự án Duyên Hải 3 mở rộng (600MW), Vĩnh Tân 4 (1.200MW), Duyên Hải 3 (1.200MW). Với tổng công suất 3.000 MW thì nhu cầu tiêu thụ than nhập sẽ khoảng 10 triệu tấn than/năm. Trong khi đó, PVN có 3 nhà máy sẽ phải dùng than nhập khẩu là Long Phú 1, Quảng Trạch 1 và Sông Hậu 1. Đầu tháng 10/2014, Công ty nhập khẩu và phân phối than Điện lực Dầu khí (PV Power Coal) đã ký hợp đồng khung mua bán than dài hạn với các đối tác Bukit Asam và Prima multi Minerals (Indonesia). Theo hợp đồng ký kết, PV Power Coal sẽ nhập khoảng 2 triệu tấn than/năm với đối tác Bukit ASam và 1 triệu tấn/năm với đối tác Prima multi Minerals và đảm bảo nguồn than nhập khẩu trong vòng ít nhất 10 năm. Về lâu dài nhu cầu nhập khẩu than than sẽ tăng cao, nhất là những năm sau 2018 – 2020.

Mặc dù biết rõ rằng việc khai thác và sử dụng các nguồn năng lượng sơ cấp hoá thạch ở các dự án nhà máy nhiệt điện sẽ gây hiệu ứng nhà kính, làm ô nhiễm môi trường nhưng Quy hoạch điện VII đã được phê duyệt vẫn thể hiện rõ xu hướng phát triển tăng dần các nhà máy nhiệt điện than vì những lý do sau đây: - Khai thác tiềm năng kinh tế nguồn thuỷ điện ở Việt Nam hiện nay đã tới giới hạn. Theo Quy hoạch điện VII đã được phê duyệt, sau năm 2017 không còn các dự

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Trường Đại học Bách khoa Hà Nội

phải phát triển 4 dự án nhà máy thuỷ điện tích năng để đến năm 2030 đạt 5700MW bù đắp vào công suất bị thiếu hụt.

- Việt Nam hết sức quan tâm đến phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo (gió, mặt trời, sinh khối…), tuy nhiên do nhiều nguyên nhân (cơ chế chính sách, giá năng lượng, công nghệ) nên Quyết định phê duyệt Quy hoạch điện VII của Chính phủ chỉ đặt mục tiêu tăng tỷ lệ 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. - Các dự án nhà máy điện chạy dầu không được khuyến khích phát triển do giá