d. Cổ phần hoá:
THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH THÍ ĐIỂM
Thực hiện lộ trình phát triển TTĐ theo quyết định số 26/2006/QĐ-TTg, EVN đã xây dựng, thiết kế và đưa vào vận hành thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm (TTPĐTĐ) từ 01/01/2007. Phần dưới đây mơ tả các vấn đề chính của TTPĐTĐ.
4.1Mục tiêu của TTPĐTĐ:
TTPĐTĐ được tổ chức và thiết kế nhằm đạt các mục tiêu cơ bản sau đây: • Từng bước đưa cạnh tranh vào trong khâu phát điện.
• Các thành viên tham gia thị trường điện (TVTT) và các nhà đầu tư hiểu biết về thị trường phát điện cạnh tranh;
• Các TVTT chủ động quản lý, giám sát các giao dịch và dịch vụ; chủ động xây dựng, phát triển các kỹ năng giao dịch và tham gia TTĐ một cách chuyên nghiệp;
• Các TVTT chủ động xây dựng các hệ thống, phương pháp hỗ trợ kinh doanh với chi phí tối ưu;
• Xây dựng các phương pháp xác định giá nhằm cung cấp tín hiệu đầu tư. • Thử nghiệm thiết kế TTĐ và cơ sở hạ tầng phục vụ TTĐ, chuẩn bị các điều
kiện cho thị trường phát điện cạnh tranh hồn chỉnh tại Việt Nam.
4.2Mơ hình tổ chức của TTPĐTĐ: 4.3Các thành viên tham gia TTPĐTĐ:
a. Các đơn vị phát điện trực tiếp tham gia thị trường:
Trong TTPĐTĐ, chỉ có 8 đơn vị phát điện (EVN sở hữu hoặc có cố phần chi phối) trực tiếp tham gia thị trường (ĐVPĐTT): Công ty CP nhiệt điện Phả Lại; Cơng ty nhiệt điện ng Bí; Cơng ty nhiệt điện Ninh Bình; Cơng ty CP thuỷ điện Thác Bà; Cơng ty CP thuỷ điện Vĩnh Sơn - Sông Hinh; Công ty thuỷ điện Thác Mơ; Công ty thuỷ điện Đa Nhim - Hàm Thuận - Đa Mi; Công ty nhiệt điện Bà Rịa. Tổng công suất và điện năng sản xuất ra từ 8 ĐVPĐTT này chiếm khoảng 25% cơng suất và điện năng của tồn hệ thống. Tất cả các ĐVPĐTT đều phải ký các hợp đồng tài chính (dạng CfD) với CTMBĐ. Các ĐVPĐTT được điều độ và thanh tốn theo qui định TTĐ.
Các CTPĐ cịn lại bao gồm các đơn vị hạch tốn phụ thuộc của EVN (Hồ Bình, Trị An, Ialy), đơn vị hạch tốn độc lập (TBK Phú Mỹ, Thủ Đức, Cần Thơ) và tất cả các IPP, BOTs có cơng suất đặt lớn hơn hoặc bằng 30 MW là các đơn vị phát điện gián tiếp tham gia TTĐ (ĐVPĐGT). Tổ mua bán điện (CTMBĐ) thay mặt các ĐVPĐGT chào giá hàng ngày trên TTPĐTĐ. Các ĐVPĐGT được lập lịch huy động, điều độ theo bản chào giá của CTMBĐ, nhưng khơng thanh tốn theo cơ chế TTĐ, tức là hoặc khơng thanh tốn (với các CTPĐ hoạt động theo cơ chế hạch toán phụ thuộc) hoặc thanh toán theo các PPA đã ký (IPP, BOT, hạch toán độc lập).
c. Đơn vị vận hành hệ thống và thị trường điện (A0):
Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) làm nhiệm vụ của đơn vị vận hành hệ thống và thị trường điện. Việc ghép hai chức năng vận hành hệ thống điện và vận hành thị trường điện vào cùng một đơn vị quản lý đảm bảo việc phối hợp chặt chẽ giữa các hoạt động của thị trường và hệ thống, đảm bảo hệ thống điện được vận hành an toàn tin cậy, nhất là trong giai đoạn thử nghiệm thị trường. Cách tiếp cận này đã được áp dụng tại một số nước trên thế giới như Australia...
Các chức năng chính của A0 trong TTPĐTĐ là: • Dự báo phụ tải hệ thống, miền;
• Đánh giá an ninh hệ thống trung hạn, ngắn hạn: phối hợp kế hoạch sửa chữa các đơn vị, cảnh báo các tình huống mất an tồn của hệ thống (thừa nguồn, thiếu nguồn, nghẽn mạch truyền tải);
• Nhận bản chào giá, lập phương thức ngày, công bố lịch phát dự kiến ngày tới, giá thị trường dự kiến;
• Lập, cơng bố lịch huy động giờ tới, giá thị trường giờ tới, dự kiến cho 2 giờ tiếp theo;
• Điều độ thời gian thực, đảm bảo hệ thống vận hành an tồn tin cậy; • Can thiệp và dừng thị trường theo qui định TTĐ;
• Lập báo cáo, công bố thông tin theo qui định TTĐ.
d. Công ty mua bán điện:
Công ty mua bán điện (trước đây là Tổ mua bán điện) là đơn vị mua bán điện duy nhất được thành lập mới trực thuộc EVN. Trong TTPĐTĐ, Công ty mua bán điện (CTMBĐ) chào giá thay cho tất cả các ĐVPĐGT và trở thành Cơng ty phát điện lớn nhất tham gia TTĐ, có vai trị như 8 ĐVPĐTT tham gia thị trường khác, nâng tổng số các thành viên phát điện trực tiếp tham gia thị trường lên 9 thành viên.
Khác với các CTMBĐ duy nhất đã nêu ở phần lý thuyết, trong giai đoạn này, CTMBĐ thực hiện hai chức năng chính:
• Mua tồn bộ điện năng trên TTĐ và bán lại toàn bộ điện năng cho các CTĐL (đơn vị phân phối điện) theo giá bán bn nội bộ EVN.
• Chào giá thay cho nhóm các ĐVPĐGT.
Ngồi ra, CTMBĐ cịn thực hiện chức năng thanh tốn cho tồn bộ các ĐVPĐ (trực tiếp, gián tiếp).
Giống như các ĐVPĐGT, hàng ngày CTMBĐ sẽ phải chào bán toàn bộ điện năng sẵn sàng trên TTĐ giao ngay (ngày, giờ tới) theo đúng quy định TTĐ. Việc cho phép CTMBĐ chào giá thay cho các ĐVPĐGT làm cho thị trường được minh bạch, công bằng hơn, giảm khả năng lũng đoạn thị trường của các ĐVPĐTT. CTMBĐ chào bán cho tất cả các ĐVPĐGT trên thị trường và mua lại chính tồn bộ sản lượng của các ĐVPĐGT, nên tổng dòng tiền vào / ra thu được từ thị trường cho phần sản lượng điện chào giá thay của CTMBĐ là bằng 0.
Là thành viên phát điện lớn nhất trên thị trường (chiếm tới 70% công suất và 75% sản lượng điện của toàn bộ hệ thống) nên CTMBĐ có khả năng lũng đoạn thị trường. Khác với mục tiêu của các ĐVPĐTT là tối đa hoá lợi nhuận của đơn vị thông qua việc chào giá và thường có xu hướng nâng giá TTĐ, mục tiêu của CTMBĐ lại là tối thiểu hố chi phí mua điện và do vậy thường có xu hướng giảm giá TTĐ. Việc khống chế giá của CTMBĐ là có thể chấp nhận được trong giai đoạn TTĐ thử nghiệm, khi mà các ĐVPĐTT chủ yếu vẫn do EVN sở hữu hoặc nắm cổ phần chi phối.
e. Các đơn vị liên quan khác:
Ngồi các đơn vị chính tham gia TTĐ, trong TTPĐTĐ cịn có các đơn vị liên quan khác, đó là:
• Các cơng ty truyền tải điện: các đơn vị này có liên quan đến q trình đánh giá an ninh hệ thống, vận hành lưới điện, có ảnh hưởng nhất định đến khả năng huy động của các ĐVPĐ; (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
• Trung tâm cơng nghệ thơng tin của EVN: Đơn vị này có trách nhiệm quản lý số liệu đo đếm (đọc, sửa, bảo mật dữ liệu công tơ) phục vụ thanh tốn thị trường điện;
• Các trung tâm thí nghiệm điện: đơn vị có trách nhiệm quản lý chất lượng hệ thống đo đếm tại các ĐVPĐ;
• Cơng ty thơng tin viễn thơng điện lực: đơn vị có trách nhiệm cung cấp các đường truyền thông tin, liên lạc giữa A0 và các ĐVPĐ, TVTT.
4.4Thiết kế thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm:
Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm được thiết kế theo các nguyên tắc sau:
a. Thị trường điện một người mua duy nhất:
Toàn bộ điện năng sản xuất ra từ các ĐVPĐ đều phải bán cho CTMBĐ. Cạnh tranh chỉ xảy ra ở khâu phát điện.
b. Thị trường điện toàn phần:
Toàn bộ điện năng sản xuất ra từ các ĐVPĐ đều được chào bán qua thị trường điện. Lập lịch huy động, điều độ tập trung dựa theo các bản chào giá của các đơn vị.
c. Thị trường dựa trên giá:
Các đơn vị chào giá và thanh toán dựa theo giá TTĐ. Giá TTĐ là giá tồn phần chỉ tính dựa theo điện năng sản xuất (giá đơn) phản ánh chi phí tồn phần để sản xuất điện. Do vậy giá chào của các đơn vị phải tính đến cả chi phí khởi động, nhiên liệu, vận hành và bảo dưỡng, và cả thu hồi chi phí đầu tư (chi phí cố định), lợi nhuận. Doanh thu các ĐVPĐTT chỉ tính dựa theo giá TTĐ, số liệu đo đếm và hợp đồng tài chính CfD.
d. Thị trường năng lượng thuần tuý:
Để giảm mức độ phức tạp trong giai đoạn đầu phát triển TTĐ, TTPĐTĐ là thị trường năng lượng thuần tuý, chưa tính đến các vấn đề về dịch vụ phụ trợ (cung cấp cơng suất dự phịng, điện năng phản kháng, điều chỉnh điện áp, điều tần, khởi động đen..). Các TVTT cung cấp dịch vụ phụ theo nguyên tắc bắt buộc, chưa thanh toán. Các ảnh hưởng của việc cung cấp dịch vụ phụ đến điện năng giao dịch trên TTĐ cũng chưa được xét đến. CTMBĐ chịu trách nhiệm cung cấp dịch vụ điều tần cho hệ thống.
e. Thị trường ngày tới:
Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm là thị trường điện ngày tới. Trước 10h00 ngày D-1 (trước 1 ngày của ngày giao dịch D), các ĐVPĐTT và CTMBĐ phải nộp bản chào giá cho tồn bộ cơng suất sẵn sằng của các NMĐ cho A0 thông qua hệ thống thông tin thị trường điện. Sau 10h00 ngày D-1, các ĐVPĐTT và CTMBĐ không được phép thay đổi giá chào, chỉ được phép thay đổi công suất chào trước giờ giao dịch nếu có sự cố tổ máy/nhà máy.
Bản chào giá có tối đa 5 dải giá/cơng suất chào cho từng giờ giao dịch trong ngày tới. Giá chào không được giảm theo chiều tăng của công suất. Giá chào của các ĐVPĐTT phải nằm trong khoảng giá trần và giá sàn theo quy định của thị trường điện. Định kỳ 6 tháng một lần, căn cứ vào biến động của giá nhiên liệu trên thị trường, EVN sẽ xem xét sửa đổi giá
trần của thị trường điện. Sở dĩ phải có giá trần riêng cho các ĐVPĐTT là do giá thành của các đơn vị này thuộc dạng trung bình và thấp (sử dụng nhiên liệu than, khí, nước). Trong khi CTMBĐ phải chào giá thay cho một số NMĐ có giá thành rất cao (chạy nhiên liệu dầu DO, FO), gấp 3, 4 lần giá trung bình của các ĐVPĐTT. Các tổ máy có giá cao như vậy chỉ sử dụng trong các giờ khi giá biên hệ thống lớn hơn giá trần của thị trường. CTMBĐ chào giá đảm bảo ít nhất 1 tổ máy Hồ Bình / Trị An điều tần hệ thống. Dưới đây là ví dụ về bản chào giá của ĐVPĐTT:
Hình 4.2. Bản chào giá của ĐVPĐTT
A0 có trách nhiệm dự báo phụ tải hệ thống, lập các ràng buộc truyền tải dựa theo đăng ký sửa chữa lưới truyền tải, cầu hình lưới của các CTTTĐ. Ngoài ra, do hệ thống điện Việt Nam gồm nhiều thuỷ điện, A0 cịn có trách nhiệm lập các mức nước giới hạn, điện năng đảm bảo tuần/tháng cho các nhà máy thuỷ điện. Các NMTĐ phải tuân thủ các mức nước giới hạn, điện năng đảm bảo, nếu không sẽ bị phạt doanh thu.
Trên cơ sở bản chào giá của các ĐVPĐTT, CTMBĐ và các số liệu A0 lập, trước 16 giờ hàng ngày A0 lập và công bố phương thức huy động ngày tới cho các ĐVPĐ, giá thị trường, giá biên hệ thống ngày tới. Giá và biểu đồ huy động ngày tới chỉ có ý nghĩa thơng tin, khơng cam kết ngoại trừ việc khởi động lên /xuống của các tổ máy khởi động chậm. Trước giờ giao dịch, căn cứ vào dự kiến phụ tải hệ thống giờ tới, thực tế trạng thái các tổ máy phát điện, kết cấu lưới điện truyền tải, A0 lập và công bố lịch huy động giờ tới cho các ĐVPĐ, xác định giá thị trường, giá biên hệ thống giờ tới.
Giá TTĐ được lấy bằng giá MW cuối cùng của ĐVPĐTT. Giá TTĐ dùng để thanh toán cho các ĐVPĐTT là giá TTĐ giờ tới (xác định trong lịch huy động giờ tới), tính cho từng miền (Bắc, Trung và Nam) do có tính đến ràng buộc và tổn thất trên hệ thống truyền tải 500 kV Bắc-Nam. Cách áp dụng giá TTĐ giờ tới đã là giảm đáng kể các sai số do dự báo phụ tải, ràng buộc hệ thống, nguy cơ lũng đoạn thị trường của các TVTT. Hình dưới đây minh họa cách xác định giá TTĐ.
Hình 4.3. Xác định giá TTĐ.
f. Đánh giá an ninh hệ thống:
Một trong các khó khăn trong việc thiết kế thị trường điện là ghép nối giữa các vấn đề có tính thị trường với việc vận hành hệ thống, đảm bảo hệ thống vận hành an tồn ổn định theo các đặc trưng vốn có của hệ thống điện: liên tục, cân bằng, khơng tích trữ.
Để giải quyết vấn đề này, thay vì kế hoạch năm, phương thức vận hành 6 tháng mùa khơ, mùa mưa, phương thức tháng, tuần mang tính kế hoạch, tập trung trong mơ hình liên kết dọc, trong TTPĐTĐ đã đưa ra cách tiếp
cận mới, đó là các chương trình đánh giá an ninh hệ thống (ĐGANHT) trung hạn và ngắn hạn.
ĐGANHT là chương trình dựa trên các thơng tin thu thập, phân tích và cơng bố cơng suất nguồn khả dụng dự kiến cùng với phụ tải dự báo và các yêu cầu về an ninh hệ thống tương ứng trong khung thời gian trung hạn và ngắn hạn. Thơng tin từ chương trình này là cơ sở để các thành viên thị trường (TVTT) tự xây dựng kế hoạch phát điện, bảo dưỡng thiết bị, tham gia điều tiết cân bằng cung cầu của hệ thống trước khi A0 phải trực tiếp can thiệp vì an ninh hệ thống.
Các TVTT có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thơng tin liên quan đến chương trình đánh giá an ninh hệ thống cho A0 theo thời gian biểu thị trường. Các thông tin cung cấp bao gồm: kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới truyền tải, kế hoạch sửa chữa các tổ máy, công suất công bố của các tổ máy, các ràng buộc năng lượng và các thông tin liên quan khác.
Theo khung thời gian chia ĐGANHT làm hai loại: ĐGANHT trung hạn và ĐGANHT ngắn hạn.
ĐGANHT trung hạn được thực hiện với chu kỳ đánh giá là 12 tháng với độ phân giải là tuần. Định kỳ 3 tháng một lần, A0 có trách nhiệm cơng bố lại kết quả ĐGANHT trung hạn 12 tháng. Hàng tuần, A0 có trách nhiệm cập nhật và cơng bố kết quả ĐGANHT trung hạn cho 8 tuần kế tiếp kể từ tuần công bố. Các thông tin ĐGANHT trung hạn được công bố bao gồm phụ tải dự báo của hệ thống; tổng cơng suất nguồn khả dụng, có tính đến các ràng buộc năng lượng tổ máy, kế hoạch sửa chữa, bảo dưỡng lưới truyền tải và tổ máy, các thay đổi nếu có so với lịch sửa chữa đã được thống nhất trước; cơng suất dự phịng hệ thống; dự kiến các ràng buộc trên lưới truyền tải; u cầu cơng suất dự phịng của hệ thống (nếu có). (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
ĐGANHT ngắn hạn thực hiện với chu kỳ đánh giá là 8 ngày kể từ của ngày công bố cho đến ngày thứ 8 kế tiếp với độ phân giải từng giờ. A0 có trách nhiệm tính tốn và cơng bố ĐGANHT ngắn hạn hàng ngày. Các thông tin ĐGANTH được công bố bao gồm tổng công suất nguồn khả dụng, có tính đến các ràng buộc năng lượng tổ máy, kế hoạch sửa chữa, bảo dưỡng lưới truyền tải và tổ máy, các thay đổi nếu có so với lịch sửa chữa đã được thống nhất trước; phụ tải dự báo và cơng suất dự phịng hệ thống; dự kiến các ràng buộc trên lưới truyền tải; yêu cầu công suất dự phịng của hệ thống (nếu có).
g. Hợp đồng tài chính dạng CfD (Contract for Different)
Do tồn bộ sản lượng điện sản xuất ra phải chào bán trên TTĐ nên khi phụ tải thay đổi nhiều, sự cố tổ máy, biến động của thị trường nhiên liệu, thay đổi thời tiết sẽ làm giá thị trường biến động lớn. Sự biến động này
H
đ/MWh
Gia CfD
Gia thi truong NM tra cho
CQM
CQM pay NM
có thể gây ra những ảnh hưởng nghiêm trọng đến tình hình tài chính cho cả bên mua và bên bán.
Để hạn chế rủi ro tài chính do giá thị trường biến động lớn, bên mua và bên bán ký kết với nhau một hợp đồng tài chính dạng CfD. Theo hợp đồng này, một phần lớn sản lượng điện sản xuất ra (gọi là sản lượng hợp đồng (Qc- Contract Quantity) của bên bán được thanh toán ở một mức giá hợp đồng cố định (Pc – Contract Price).
Ở các nước có TTĐ đã phát triển, hợp đồng CfD này được ký kết trên cơ sở thoả thuận song phương giữa bên mua và bên bán. Pc và Qc của các hợp đồng này được hai bên thoả thuận trên cơ sở chiến lược hạn chế rủi ro của từng bên. Tuy nhiên, trong giai đoạn phát triển ban đầu của TTĐ Việt Nam, hợp đồng CfD này được sử dụng dưới dạng hợp đồng CfD