2. Các đề tài, công trình nghiên cứu về thị trường điện Việt Nam
1.3.2. Các dạng thị trường trong mô hình thị trường bán buôn điện cạnh tranh
1.3.2.1. Thị trường mua bán buôn điện năng
Trên thế giới hiện nay có trên 150 nước đang vận hành TTĐ, mỗi TTĐ ở mỗi nước đều có những đặc điểm và tính chất riêng. Về nguyên tắc cơ bản theo thời gian có thể chia TTĐ thành 2 loại chính là: TTĐ tập trung và TTĐ hợp đồng song phương.
1.3.2.1.1. TTĐ tập trung
Trong TTĐ tập trung, tất cả các Đơn vị phát điện tham gia thị trường được điều hành chủ yếu bởi MO (có khi là SO hoặc SMO tuỳ thuộc vào quy định, mô hình tổ chức cụ thể của từng quốc gia); tất cả lượng điện năng đều phải được giao dịch, mua bán thông qua thị trường. Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, người mua chính là các Đơn vị phân phối điện, sau đó chính các đơn vị này sẽ bán lẻ lại cho các khách hàng dùng điện. Nếu trong điều kiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, người mua có thể là các cá nhân, nhà cung cấp, công ty bán lẻ điện,…
MO tổ chức đấu giá giữa các Đơn vị phát điện thông qua việc chào các mức giá ở các mức sản lượng khác nhau trong một thời kỳ giao dịch, ví dụ: Bản chào mức giá và sản lượng cho mỗi giờ trong ngày tới. Trên cơ sở bản chào và xem xét nhu cầu, MO sẽ xử lý để thiết lập được mức sản lượng và mức giá thị trường (thông thường là mức giá cho khoảng thời gian là 1 giờ). MO sẽ sử dụng các phương pháp sắp xếp theo thứ tự với mức sản lượng đi kèm theo mức giá thấp nhất. Đối với đơn vị mua điện, sẽ tham gia đấu giá với sản lượng và giá. MO sẽ sắp xếp theo thứ tự giá từ cao đến thấp.
Trên cơ sở việc tính toán chào giá của các đơn vị phát điện, mô hình TTĐ tập trung được phân thành hai loại như sau:
- TTĐ tập trung chào giá tự do (PBP);
- TTĐ tập trung chào giá theo chi phí (CBP).
Hai mô hình PBP và CBP đều hoạt động theo nguyên tắc thị trường toàn phần, điều độ tập trung, trong đó các đơn vị phát điện tham gia chào giá cho toàn bộ công suất sẵn sàng. Căn cứ trên các bản chào, SO sẽ lập lịch huy động các nguồn điện theo nguyên tắc chi phí tối thiểu (xếp các bản chào theo giá tăng dần), có tính đến các ràng buộc về kỹ thuật trong hệ thống.
Hình 1.9. Mô hình thị trường điện tập trung - Poolco
Genco
Genco
Genco
Genco
TNO (A)
TNO (B)
Phân phối/
Bán lẻ
Phân phối/
Bán lẻ
Phân phối/
Bán lẻ
Phân phối/
Bán lẻ
Khách hàng
Khách hàng Khách
hàng
Poolco - MO CfD
Genco: Đơn vị phát điện TNO: Đơn vị truyền tải điện Mua bán điện qua CfD
Điện năng qua lưới điện
Điện năng mua bán qua thị trường Nguồn: [16]
TTĐ tập trung, chào giá tự do
Trong thị trường PBP, đơn vị phát điện tự do đưa ra mức giá chào trong phạm vi giá trần của thị trường với mong muốn bù đắp tổng chi phí phát điện và tối đa lợi nhuận. Giá trần thường được xác định trên cơ sở tạo cơ hội cho một nhà máy phát điện không có hợp đồng song phương thu hồi đủ vốn đầu tư và chi phí sản xuất điện thông qua thị trường.
Hợp đồng mua bán điện song phương giữa các bên mua và bán trong mô hình PBP là loại hợp đồng sai khác giá một thành phần dựa trên chi phí tổng (đ/kWh) nhằm mục đích hạn chế rủi ro cho cả hai bên khi có biến động lớn về giá thị trường. Doanh thu của các đơn vị phát điện gồm 2 thành phần, theo hợp đồng và theo thị trường:
Các đơn vị phát điện trong PBP thường đưa ra mức chào giá bằng chi phí biến đổi tại các giờ bình thường và thấp điểm để đảm bảo được huy động khi giá thị trường không thấp hơn chi phí biến đổi sản xuất điện năng. Tuy nhiên, vào giờ cao điểm, khi hệ thống có dự phòng thấp, các NMĐ có xu hướng tăng mức giá chào lên cao, đến mức giá trần. Khi đó khả năng tất cả các nguồn điện đều phải được huy động để đáp ứng nhu cầu phụ tải, và việc chào giá cao sẽ dẫn đến giá thị trường tăng rất cao và mang lại lợi nhuận cao cho các NMĐ.
Cơ chế PBP được cho là có tính hiệu quả kinh tế vì giá điện trên thị trường phản ánh được sát quan hệ cung cầu trong hệ thống. Giá điện cao tại các chu kỳ cao điểm sẽ tạo tín hiệu cho phía sử dụng điện cắt giảm tiêu thụ, và cho phía phát điện đầu tư phát triển thêm nguồn mới. Lợi nhuận cao từ thị trường trong các thời điểm này tạo khả năng để các Đơn vị phát điện bù đắp chi phí cố định, đảm bảo thu hồi vốn đầu tư.
TTĐ tập trung, chào giá theo chi phí
Điểm khác nhau cơ bản của mô hình CBP so với mô hình PBP là phương pháp kiểm soát mức giá chào và phương thức thanh toán doanh thu cho các Đơn vị phát điện.
Doanh thu = Giá hợp đồng * Sản lượng hợp đồng + Giá thị trường * (Sản lượng thực phát - Sản lượng hợp đồng)
Với mô hình CBP, mức giá chào của các đơn vị phát điện được hạn chế trong phạm vi chi phí biến đổi (có mức giá trần riêng theo từng công nghệ hoặc từng tổ máy), được xác định bởi giá nhiên liệu, chi phí vận hành và đặc tính hiệu suất kỹ thuật của nhà máy. Do các đơn vị phát điện không được phép chào giá cao hơn mức chi phí biến đổi nên giá thị trường sẽ không thể tăng lên quá cao như trong mô hình PBP, kể cả vào các giờ cao điểm. Trong điều kiện như vậy, nhiều NMĐ sẽ không có khả năng thu hồi được toàn bộ các chi phí cố định. Để giải quyết vấn đề này, trong mô hình thị trường CBP thường áp dụng cơ chế thanh toán phí công suất để giúp các NMĐ thu hồi đủ chi phí đầu tư và vận hành cố định.
Hiện nay, trên thế giới có nhiều giải pháp áp dụng cơ chế thanh toán phí công suất, tuy nhiên hai phương pháp cơ bản được áp dụng là thanh toán phí công suất theo cơ chế hợp đồng công suất ký với từng NMĐ hoặc thanh toán thông qua TTĐ với giá công suất tuỳ vào nhu cầu công suất của hệ thống trong mỗi kỳ giao dịch.
Doanh thu của các đơn vị phát điện trong thị trường CBP thông thường gồm 3 thành phần như sau:
Nguyên tắc trả phí công suất
Trong mô hình CBP, do giá TTĐ chỉ dựa trên chi phí biến đổi nên bên cạnh khoản thanh toán điện năng, các nhà máy được trả thêm phí công suất. Cơ chế trả phí công suất cần được thiết kế phù hợp nhằm đảm bảo thu hồi được chi phí cố định (chi phí đầu tư), đồng thời phải mang tính khuyến khích các NMĐ nâng cao hiệu quả, góp phần tạo tín hiệu đúng về nhu cầu công suất hệ thống cho nhà đầu tư.
Có nhiều phương pháp tiếp cận để tính phí công suất đang được áp dụng tại các nước trên thế giới, bao gồm: tính theo xác suất cắt tải và thiệt hại do cắt tải; trả phí theo chi phí đầu tư thực tế của tổ máy hoặc thông qua cơ chế đấu thầu cạnh tranh... Mỗi phương pháp đều có ưu, nhược điểm riêng, cũng như đòi hỏi các điều kiện nhất định về cơ sở hạ tầng kỹ thuật, tài chính, nguồn nhân lực.
Doanh thu = Chi phí công suất * Mức công suất sẵn sàng + Giá hợp đồng năng lượng
* Sản lượng hợp đồng + Giá thị trường * (Sản lượng thực phát - Sản lượng hợp đồng)
1.3.2.1.2. Hợp đồng sai khác
Khi thị trường một người mua phát triển đến một mức nào đó, có thể nâng mức năng lượng giao dịch qua thị trường ngắn hạn và sử dụng phương pháp định giá theo giá biên của thị trường để nâng cao mức cạnh tranh của thị trường.
Trong trường hợp như vậy, như kinh nghiệm của các nước trên thế giới, người ta sử dụng hợp đồng sai khác như là một công cụ để chia sẻ rủi ro giữa các bên tham gia ký hợp đồng. Hợp đồng sai khác về mặt thương mại giống bất kỳ các dạng hợp đồng khác, năng lượng mua, giá cả, thời gian và địa điểm giao nhận điện;
sự khác biệt duy nhất là hợp đồng sai khác sử dụng giá của thị trường sẽ như một điều khoản liên quan trong hợp đồng khi đến thời điểm thanh toán.
Ngoài các khoản thanh toán theo giá của hợp đồng, người mua phải trả cho người bán khoản thanh toán bằng lượng hàng nhân với chênh lệch giữa giá hợp đồng và giá thị trường nếu như giá của thị trường thấp hơn giá của hợp đồng.
Ngược lại, người bán sẽ phải trả lại cho người mua khoản tiền được tính như trên nếu giá của thị trường cao hơn giá trong hợp đồng. [5]
Việc ký hợp đồng sai khác không làm hạn chế tới động lực phấn đấu nhằm tối đa hoá lợi nhuận của đơn vị phát điện. Khi giá trên thị trường vượt trên hợp đồng, đơn vị phát điện sẽ phát tối đa công suất nhằm tối đa hoá lợi nhuận; khi giá trên thị trường thấp hơn mức giá hợp đồng, đơn vị phát điện có xu hướng giảm thiểu điện năng phát
SMP CAN
Giá hợp đồng
Giờ i Giá toàn phần
Người bán trả cho người mua
Người mua trả cho người bán
Giờ j
Hình 1.10. Nguyên tắc của hợp đồng CfD
Nguồn: [4]
để giảm lỗ. Hợp đồng sai khác có ảnh hưởng kinh tế và thương mại như là một hợp đồng thông thường, nhưng dễ dàng đàm phán và dễ dàng quản lý hơn. MO và SO không cần biết bất kỳ điều gì về hợp đồng để lập biểu đồ phát trong hệ thống truyền tải và xác định giá của thị trường.
Các NMĐ sau khi ký hợp đồng sai khác, họ không có động lực chào giá cao trên thị trường ngắn hạn vì nếu giá cao hơn giá của hợp đồng, họ có nguy cơ phải trả cho người mua nhiều tiền hơn.
1.3.2.1.3. Hợp đồng mua bán điện song phương
Một số thị trường bán buôn điện như Nauy, California, Tây Ban Nha việc ký kết và thực hiện các dạng hợp đồng mua bán điện song phương dựa trên khả năng tài chính và sự đáp ứng hệ thống cơ sở hạ tầng của các bên mua bán điện đều được chấp nhận. Các bên mua bán điện trực tiếp đàm phán giá, sản lượng điện mua cũng như các điều khoản thương mại khác trong hợp đồng mua bán điện.
Hình dưới đây thể hiện mối quan hệ mua bán điện năng, điều hành hệ thống,… giữa các bên tham gia thị trường.
Genco
Genco
Genco
Genco
TNO (A)
TNO (B)
Phân phối/
Bán lẻ
Phân phối/
Bán lẻ
Phân phối/
Bán lẻ
Phân phối/
Bán lẻ
Khách hàng
Khách hàng Khách
hàng
SO Môi giới
Môi giới
Genco: Đơn vị phát điện TNO: Đơn vị truyền tải điện Mua bán điện
Điện năng qua lưới điện Nguồn: [16]
Hình 1.11. Thị trường điện hợp đồng song phương
1.3.2.2. Thị trường các dịch vụ phụ trợ
Các dịch vụ phụ trợ cần thiết phải tồn tại trong thị trường bán buôn điện nhằm đảm bảo cho HTĐ hoạt động ổn định, chất lượng và có hiệu quả. Thông thường SO là đơn vị có trách nhiệm tính toán yêu cầu các dịch vụ phụ cần thiết để đảm bảo vận hành HTĐ an toàn, ổn định, liên tục theo quy định lưới điện truyền tải.
Có 5 loại dịch vụ phụ và các nguyên tắc về thanh toán trong thị trường hoặc ký kết hợp đồng như sau:
- Dịch vụ điều chỉnh tần số: khả năng thay đổi công suất phát với các khoảng hẹp để giữ cân bằng giữa nguồn và phụ tải của hệ thống trong thời gian thực. Dịch vụ điều tần được áp dụng như một nghĩa vụ bắt buộc đối với tất cả các Đơn vị phát điện khi có yêu cầu từ SO.
- Dự phòng quay: lượng công suất còn dư của các tổ máy đang phát điện.
Các tổ máy này có thể tăng công suất phát tức thời để khôi phục cân bằng hệ thống khi dự phòng điều tần không đáp ứng đủ. Đối với các nhà máy nhiệt điện cung cấp dự phòng quay sẽ được thanh toán cho hai phần: (i) phí công suất và (ii) chi phí cơ hội do không được sản xuất điện năng vì phải giữ lại một phần sản lượng để dự phòng.
Đối với các nhà máy thuỷ điện cung cấp dự phòng quay, với đặc trưng của thuỷ điện là nếu không sử dụng lượng nước vào thời điểm này thì có thể sử dụng vào thời điểm sau, do đó để tránh thanh toán hai lần sẽ không thanh toán cho thuỷ điện phần chi phí cơ hội như nhiệt điện.
- Dự phòng khởi động nhanh: công suất của các tổ máy/nhà máy có khả năng khởi động và phát điện hoà lưới nhanh. Dự phòng này được sử dụng để khôi phục hệ thống khi có những sự cố bất thường, chẳng hạn sự cố tổ máy hoặc lưới truyền tải. Các tổ máy tham gia thị trường dịch phụ dự phòng khởi động nhanh thường là các tổ máy tuabin khí chạy dầu hoặc diezel có giá thành điện năng rất cao. SO có trách nhiệm ký hợp đồng cung cấp dịch vụ khởi động nhanh với các Đơn vị phát điện này nhằm đảm bảo an ninh hệ thống. Hợp đồng bao gồm khoản phí công suất thanh toán hàng tháng để giúp thu hồi toàn bộ chi phí cố định và giá điện trong hợp đồng đúng bằng mức chi phí sản xuất điện năng và là mức giá bắt buộc phải chào trên thị trường. Như vậy có nghĩa là SO đã ký hợp đồng bao tiêu toàn
bộ doanh thu đối với các tổ máy khởi động nhanh và cho phép thu hồi toàn bộ bằng thanh toán trên thị trường.
- Dịch vụ công suất phản kháng: để duy trì dòng điện và điện áp ở mức độ cho phép theo các tiêu chuẩn kỹ thuật. Đây là một nghĩa vụ bắt buộc mà các NMĐ phải tuân theo trong quy định lưới điện truyền tải.
- Dịch vụ khởi động đen: khả năng khởi động tổ máy/nhà máy không sử dụng nguồn từ HTĐ quốc gia nhằm mục đích khôi phục lại hệ thống sau các sự cố rã lưới. Các NMĐ được yêu cầu cung cấp dịch vụ khởi động đen phải được đầu tư để đảm bảo khả năng này. Toàn bộ chi phí đầu tư này được tính thu hồi qua giá điện năng trong các hợp đồng mua bán điện.