- EVN: 05 Tổng công ty phân phối điện,
2.2.2.Cơ chế vận hành của thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
1 Giá điện bán lẻ điện bình quân đồng/kwh 058,00 242,00 304,00 437,00 Nguồn: Bộ Công Thương
2.2.2.Cơ chế vận hành của thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
2.2.2.1. Cơ chế hợp đồng mua bán điện trong thị trường
Các NMĐ tham gia cạnh tranh trên thị trường (trừ các NMĐ BOT, các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu): ký hợp đồng mua bán điện dưới dạng CFD với Công ty Mua bán điện. Giá hợp đồng được quy đổi từ giá công suất và giá điện năng do hai bên thoả thuận nhưng không vượt quá khung giá cho NMĐ 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 tốn tối ưu HTĐ 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;
Bộ Công Thương
Cục Điều tiết điện lực
Phê duyệt thiết kế thị trường, ban hành
các quy định
Xây dựng, trình Bộ Cơng Thương phê duyệt thiết kế,
ban hành sửa đổi quy định
Đơn vị cung cấp dịch vụ:
A0, NPT, MDMSP
Thành viên thị trường điện
Tham gia giao dịch và vận hành tuân thủ đúng quy định Ban hành các quy trình kỹ
thuật theo thẩm quyền
Giám sát vận hành TTĐ, xử lý vi phạm và giải quyết tranh chấp
Đề nghị ERAV
giải quyết tranh chấp sau khi hoà giải bất thành Báo cáo, phát
hiện sai phạm.
Đề xuất sửa đổi,
bổ sung quy
định
Nguồn: [4]
Hình 2.13. Vai trị, nhiệm vụ của các đơn vị quản lý nhà nước đối với thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
Các NMĐ BOT: do Đơn vị mua buôn duy nhất chào giá thay trong thị trường
để thực hiện nghĩa vụ bao tiêu trong các hợp đồng mua bán điện và tối ưu chí phí
mua điện của Cơng ty mua bán điện.
Các nhà máy thuỷ 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 NMĐ 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 HTĐ): ký hợp đồng (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
hàng năm với A0 theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
2.2.2.2. Cơ chế vận hành của TTĐ giao ngay
TTĐ 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 thuỷ điện
chào giá phát điện trong phạm vi từ 80% đến 110% giá trị nước do A0 tính tốn và cơng bố cho từng nhà máy.
Lịch huy động các tổ máy được A0 lập cho từng chu kỳ giao dịch căn cứ trên bản chào giá của các tổ máy, dự báo phụ tải HTĐ 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 (Giá biên hệ thống - SMP) được A0 xác
định cho từng chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc giá biên HTĐ 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 tốn thanh tốn hợp đồng CfD được xác định bằng tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường.
2.2.2.3. Cơ chế giá công suất thị trường
Các NMĐ tham gia cạnh tranh trên thị trường (trừ các NMĐ BOT, các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu) được thanh tốn giá cơng suất thị trường khi
Giá công suất thị trường được xác định hàng năm đảm bảo cho NMĐ 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 HTĐ giờ cao điểm và giờ bình thường. Giá công suất giờ thấp điểm bằng zero (0).
2.2.2.4. Cơ chế cung cấp dịch vụ phụ trợ trong thị trường
Các dịch vụ phụ trợ trong TTĐ (dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh HTĐ) do các đơn vị phát điện cung cấp theo hợp đồng ký hàng năm A0.
Số lượng dịch vụ phụ trợ cần thiết hàng năm do A0 xác định để đảm bảo an ninh vận hành HTĐ. 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
A0 xây dựng và trình duyệt trong tổng chi phí vận hành hàng năm.
Dịch vụ điều chỉnh tần số và dự phòng quay được thanh tốn cho tồn bộ
lượng công suất được lập lịch huy động theo giá cơng suất thị trường và cho tồn bộ
điện năng phát theo giá điện năng thị trường.
2.2.2.5. Cơ chế thanh toán trong thị trường
Chu kỳ thanh toán trong thị trường là một tháng. A0 chịu trách nhiệm tính tốn và cơng bố các khoản thanh toán trong TTĐ giao ngay cho từng chu kỳ giao dịch và cho toàn bộ chu kỳ thanh toán.
Căn cứ số liệu thanh tốn do A0 cơng bố và hợp đồng mua bán điện đã ký
với Công ty Mua bán điện, đơn vị phát điện tính tốn và phát hành hố đơn cho chu kỳ thanh toán.
Căn cứ số liệu thanh toán do A0 công bố và hợp đồng mua bán điện đã ký
với đơn vị phát điện, Công ty Mua bán điện chịu trách nhiệm kiểm tra và thực hiện thanh toán cho các NMĐ.
Căn cứ số liệu thanh tốn do A0 cơng bố và hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký, đơn vị phát điện phát hành hoá đơn cho các dịch vụ phụ trợ đã cung cấp trong chu kỳ thanh toán.
2.2.2.6. Cơ chế huy động các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu được A0 lập và công bố lịch
huy động theo giá trị nước đảm bảo an ninh vận hành HTĐ.
2.2.3. Tình hình vận hành thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
VCGM được đưa vào vận hành có thanh tốn thực từ ngày 25/06/2012, chính thức từ ngày 01/07/2012, có 93 nhà máy tham gia VCGM, tổng cơng suất tồn hệ thống ước đạt 23.493 MW, trong đó:
- 29 nhà máy trực tiếp tham gia tổng công suất đặt 9.035 MW, thủy điện
chiếm 17%. Đến 15/7/2012 có 32 nhà máy (thêm các nhà máy điều tiết dưới 1 tuần như Sông Ba Hạ, Hương Sơn và Đa Dâng 2…);
- 45 nhà máy gián tiếp tham gia và tạm thời gián tiếp tham gia: 14.457 MW; - 07 nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu: 6.182 MW;
Hình 2.14. Cơ cấu các loại nguồn phát tham gia VCGM
TĐ chiến lược đa mục tiêu
26% Nhiệt điện than