CHƯƠNG 3. SỬ DỤNG QUYỀN TRUYỀN TẢI TÀI CHÍNH FTR ĐỂ QUẢN LÝ NGHẼN MẠCH
3.2. Hợp đồng dạng sai khác CfD - Contracts for Differences
Như đã nói ở trên, giá cả biến động sẽ ảnh hưởng lớn đến hiệu quả kinh doanh của các nhà máy điện cũng như khách hàng tham gia trong thị trường điện cạnh tranh.
Do biến động ngẫu nhiên không lường trước được nên các nhà sản xuất thường tìm cách sử dụng nhiều dạng giao dịch mua bán khác nhau. Để tránh rủi ro của sự biến động giá tạm thời- là sự biến động của giá LMP theo thời gian tại một nút cụ thể, có thể sử dụng hình thức hợp đồng dạng sai khác (gọi là hợp đồng CfD – Contract for Difference). Đây là một dạng hợp đồng mua bán điện song phương được hai bên là người mua và người bán ký kết với nhau. Hợp đồng này không bị chi phối bởi một bên thứ ba nào, nghĩa là cơ quan vận hành thị trường điện không thực hiện những giao dịch này. Thông thường hợp đồng này được xác định ở một vị trí nhất định.
DUT.LRCC
Theo thiết kế thị trường điện Việt Nam, các nhà máy điện có thể bán điện năng dưới hai hình thức là hợp đồng song phương và mua bán tập trung trên thị trường trả ngay, gồm thị trường ngày tới và thị trường thời gian thực. Trong giai đoạn vận hành thị trường phát điện cạnh tranh, các nhà máy điện tham gia trực tiếp thị trường điện được thực hiện giao dịch song phương với Công ty Mua Bán Điện Việt Nam để bán trước một phần điện năng của mình. Theo quy định, bước đầu lượng điện năng này cho phép đến 95% công suất nhà máy, và giảm dần theo lộ trình nhưng không được thấp hơn 60%. Hình thức hợp đồng mua bán song phương này là các hợp đồng dạng sai khác.
Ngoài hợp đồng song phương, các nhà máy điện sẽ cố bán lượng điện năng còn thừa trên thị trường trả ngay, gồm cả thị trường ngày tới và thị trường cân bằng.
Lượng điện năng mua bán trên thị trường giao ngay tuy chiếm tỉ trọng nhỏ so với lượng điện năng buôn bán nhưng giá điện trong thị trường này lại quyết định lớn đến hiệu quả kinh doanh của các bên trong thị trường tập trung. Giá điện trong thị trường này được dùng làm giá thanh toán cho các nhà máy điện cũng như khách hàng mua điện. Đơn vị vận hành thị trường điện sẽ lập bản kê thanh toán cho các bên mua bán, và các bên sẽ tiến hành thanh toán thông qua cơ quan vận hành thị trường với giá SMP này.
Hợp đồng CfD có thể là loại “một chiều” (one way) hay “hai chiều” (two-way).
Nội dung cơ bản của họp đồng này là thời gian giao dịch, điện năng giao dịch và giá hợp đồng (còn gọi là giá thực thi – exercice price).
Đôi với hợp đồng CfD một chiều, có hai cách thực hiện hợp đồng: Một là: nếu giá trả ngay lớn hơn giá thực thi, thì người bán trả lại cho người mua khoản tiền chênh lệch. Còn nếu ngược lại thì không có bên nào thanh toán. Hai là: nếu giá thực thi lớn hơn giá trả ngay thì người mua sẽ trả cho người bán số tiền chênh lệch, còn ngược lại thì không bên nào thanh toán.
Hợp đồng CfD hai chiều thực chất là tổng của hai hợp đồng CFD một chiều, đây là loại hợp đồng cơ bản trong thị trường điện ngày tới, được thiết kế trong thị trường điện Việt Nam . Theo hợp đồng này, nếu giá trả ngay lớn hơn giá thực thi, thì người bán trả lại cho người mua khoản tiền chênh lệch; còn nếu giá thực thi lớn hơn giá trả ngay thì người mua sẽ trả cho người bán số tiền chênh lệch. Bằng việc sử dụng loại hợp đồng này, cả người bán và người mua đảm bảo được doanh thu và số tiền thanh toán đúng với giá như hợp đồng cho dù giá điện SMP có biến động theo thời gian như thế nào.
DUT.LRCC
Ví dụ: Một công ty phát điện ký hợp đồng CfD một chiều với một khách hàng với lượng điện năng là 100MWh. Giá thực thi được ấn định bằng 50$/MWh, và CfD được quy đinh thực hiện tại địa điểm khách hàng.
Theo hợp đồng này, hai bên muốn mua bán 100 MWh với giá trị bằng 100 MWh × 50$/MWh = 5.000 $ bất kể giá điện SMP của thị trường trả ngay tại thời điểm giao dịch.
Xét trường hợp LMP tại địa điểm của khách hàng vào chu kỳ giao dịch là 75$/MWh, cao hơn giá hợp đồng. Tình hình thanh toán như sau:
- Đối với công ty phát điện:
Công ty phát điện sẽ được SMO thanh toán khoản tiền bán 100 MWh theo giá thị trường bằng:
100 MWh × 75 $/MWh = 7.500 $
Nhưng theo hợp đồng CfD, họ phải thanh toán lại cho khách hàng khoản tiền chênh lệch:
100 MWh × (75 – 50) $/MWh = 2.500 $
Cuối cùng, doanh thu ròng theo CfD của Công ty phát điện sẽ chỉ là:
7.500 $ - 2.500 $= 5.000 $
đúng bằng doanh thu mà Công ty này chấp nhận trong hợp đồng.
- Đối với khách hàng:
Khách hành sẽ thanh toán cho SMO khoản tiền đã mua 100 MWh với giá được quy định theo cơ chế vận hành thị trường là giá thị trường:
100 MWh × 75 $/MWh = 7.500 $
Nhưng theo hợp đồng CfD, họ được Công ty phát điện trả lại khoản tiền chênh lệch:
100 MWh × (75 – 50) $/MWh = 2.500 $ Cuối cùng, số tiền mà khách hàng đã thanh toán thực tế bằng:
7.500 $ - 2.500 $= 5.000 $
DUT.LRCC
Đúng bằng khoản tiền hai bên đã thỏa thuận mua bán trong hợp đồng CfD
Hình 3.1. Ví dụ minh họa về Hợp đồng CfD giữa NMĐ và phụ tải với giá LMP tại phụ tải bằng 75$/MWh cao hơn giá hợp đồng CfD đã ký giữa NMĐ và phụ tải đã ký
là CfD = 50$/MWh.
Ngược lại, nếu LMP giảm thấp xuống bằng $40/MWh, nhỏ hơn giá hợp đồng thì tình hình thanh toán sẽ như sau:
- Đối với công ty phát điện:
Công ty phát điện sẽ được SMO thanh toán khoản tiền bán 100 MWh theo giá thị trường bằng:
100 MWh × 40 $/MWh = 4.000 $
Nhưng theo hợp đồng CfD, họ sẽ được khách hàng thanh toán lại khoản tiền chênh lệch bằng:
100 MWh × (50 – 40) $/MWh = 1.000 $
Cuối cùng, doanh thu ròng theo CfD của Công ty phát điện sẽ là:
4.000 $ + 1.000 $= 5.000 $ - Đối với khách hàng:
Khách hàng sẽ thanh toán cho SMO khoản tiền đã mua 100 MWh với giá thị trường:
100 MWh × 40 $/MWh = 4.000 $
Nhưng theo hợp đồng CfD, họ phải thanh toán thêm cho Công ty phát điện khoản tiền chênh lệch:
100 MWh × (50 – 40) $/MWh = 1.000 $
Cuối cùng, số tiền mà khách hàng đã thanh toán thực tế bằng:
4.000 $ + 1.000 $= 5.000 $
SMO QUẢN LÝ THỊ
TRƯỜNG NHÀ MÁY
ĐIỆN CfD=2500$ PHỤ TẢI
7500$ 7500$
LMP = 75$/MWh
DUT.LRCC
Đúng bằng khoản tiền hai bên đã thỏa thuận mua bán trong hợp đồng CfD
Hình 3.2. Ví dụ minh họa về Hợp đồng CfD giữa NMĐ và phụ tải với giá LMP tại phụ tải bằng 40$/MWh thấp hơn giá hợp đồng CfD đã ký giữa NMĐ và phụ tải đã ký
là CfD = 50$/MWh.
Như vậy, ta có thể thấy rằng khi sử dụng hợp đồng CfD thì hai bên đã mua bán hiệu quả 100 MWh với giá đã thỏa thuận bằng 50 $/MWh mặc dù giá điện có biến động.
Trong ví dụ trên giả thiết là giá tại nút nhà máy điện và giá tại nút phụ tải đều bằng nhau. Khi đó, doanh thu ròng của nhà máy và số tiền ròng phải thanh toán của khách hàng bằng nhau, và bằng 5.000 $.
Tuy nhiên trong thực tế, khi có tắc nghẽn trên lưới điện truyền tải thì giá tại các nút có thể khác nhau. Khi đó tình hình hiệu quả kinh doanh của các nhà máy điện và khách hàng sẽ khác đi. Với việc chỉ sử dụng hình thức hợp đồng CFD như đã trình bày ở trên sẽ không cho nhà máy và khách hàng bán mua hiệu quả 100 MWh với giá mong muốn 50 $/MWh như đã trình bày ở ví dụ trên được. Nghĩa là hình thức hợp đồng CFD chỉ bảo hiểm cho người mua người bán khi gặp phải rủi ro về giá biến động theo thời gian, chứ không giải quyết hạn chế rủi ro về vị trí. Một công cụ để giúp cho các thành viên mua bán trong thị trường đối mặt với rủi ro biến động giá điện tai các nút trong hệ thống điện là Quyền truyền tải tài chính (FTR – Financial Transmission Right) đã được sử dụng hiệu quả trong thị trường điện nhiều nước.
Thật vậy, ta sử dụng ví dụ sơ đồ hệ thống lưới điện 02 nút theo hình 1.3 tại chương 1 để tìm hiểu thêm về việc CfD không bảo vệ được các Nhà máy điện hoặc người mua điện khi gặp rủi ro do tắc nghẽn Truyền tải:
SMO QUẢN LÝ THỊ
TRƯỜNG NHÀ MÁY
ĐIỆN PHỤ TẢI
CfD=1000$
4000$ 4000$
LMP = 40$/MWh
DUT.LRCC
Từ ví dụ trên ta có:
- Khi hệ thống 2 vùng hoạt động thông suốt như 1 vùng nhờ có đường dây truyền tải giữa vùng 1 và vùng 2 thì giá LMP của cả 2 vùng là 48$/MWh và công suất phát của NMĐ1 = 1900MW (Trong đó phát 1000MW cho PT1, 900MW được phát cho PT2 thông qua ĐZ truyền tải).
- Căn cứ theo điều kiện làm việc bình thường trên ta có hợp đồng sai khác CfD giữa NMĐ1 và PT1, PT2 như sau:
+ CfD giữa NMĐ1 và PT1: Công suất phát 1000MW với giá là 48$/MWh tại địa điểm nút PT1 nối vào.
+ CfD giữa NMĐ1 và PT2: Công suất phát 900MW với giá là 48$/MWh tại địa điểm nút PT2 nối vào.
Trong trường hợp vận hành bình thường doanh thu và chi phí các bên được nhận, trả như sau:
- Đối với NMĐ1: 1900 MWh x 48$/MWh = 91.200$
- Đối với PT1 và PT2: 1000 MWh x 48$/MWh + 900 MWh x 48$/MWh = 91.200$.
Trong trường hợp tắc nghẽn xảy ra:
- Đối với NMĐ1:
Nhà máy NMĐ1 sẽ được SMO trả doanh thu: 1800 MWh x 46$/MWh = 82.800$
Nhà máy NMĐ1 sẽ được PT1 trả sai khác giá theo hợp đồng CfD là: 1000 MWh x (48-46)$/MWh = 2.000$.
Nhà máy NMĐ1 sẽ được PT2 trả sai khác giá theo hợp đồng CfD là: 900 MWh x (48-46)$/MWh = 1.800$
- Đối với PT1:
PT1 phải trả cho SMO 1 khoản chi phí là: 1000 MWh x 46$/MWh = 46.000$
PT1 phải trả cho NMĐ1 theo hợp đồng CfD đã ký là: 1000 MWh x (48- 46)$/MWh = 2000$.
- Đối với PT2:
PT2 phải trả cho SMO 1 khoản chi phí là: 800 MWh x 46$/MWh = 36.800$
PT2 phải trả cho NMĐ1 theo hợp đồng CfD đã ký là: 900 MWh x (48- 46)$/MWh = 1800$.
Ta thấy được tổng doanh thu NMĐ1 nhận được sẽ cân bằng với chi phí các phụ tải phải trả: 82.800$ + 2000$ + 1800$ = 86.600$ nhưng chi phí này vẫn nhỏ hơn chi phí NMĐ1 nhận được khi không xảy ra tắc nghẽn là 91.200$. Vậy ta thấy rõ hợp đồng
DUT.LRCC
sai khác loại CfD đã không đảm bảo được cho NMĐ1 thu thập được đầy đủ doanh thu khi tắc nghẽn xảy ra.