Tính toán sa thải phụ tải theo tần số

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tính hiệu quả và khả năng kiểm soát lũng đoạn thị trường điện Việt Nam

Kinh nghiệm cho thấy rằng với mô hình PBP khả năng lũng đoạn thị trường là cao hơn so với CBP. Với PBP, nhà đầu tư buộc phải đảm bảo lợi nhuận kỳ vọng thông qua việc chào giá toàn phần và được tự do chào giá trong biên độ giá trần – giá sàn lớn hơn so với CBP, dẫn đến nguy cơ lũng đoạn thị trường cao hơn CBP.

 

Lũng đoạn thị trường là một vấn đề lớn cần lưu ý trong thị trường điện Việt Nam, phụ thuộc vào một số yếu tố liên quan khác như:
Sự tập trung sở hữu trong lĩnh vực phát điện. Càng tập trung sở hữu vào một vài chủ đầu tư thì khả năng lũng đoạn thị trường càng cao. Thị trường điện Việt Nam sẽ phụ thuộc rất nhiều vào khối phát điện của EVN. Nếu khối phát điện của EVN được chia ra làm nhiều đơn vị riêng lẻ hay chúng có chung một chủ sở hữu cổ phần chính sẽ được điều tiết để đảm bảo hoạt động độc lập và không chia sẻ lợi ích chung, khi đó việc tập trung và lũng đoạn thị trường có thể giảm đến mức chấp nhận được. Nếu tiếp tục để hình thành một công ty lớn hay nếu các đơn vị phát điện có thể có chung lợi ích kinh tế thì phải xem xét hết sức thận trọng đến khả năng lũng đoạn thị trường.

Dự phòng hệ thống. Khi dự phòng hệ thống thấp thì một đơn vị phát điện nhỏ cũng có thể lũng đoạn thị trường. Khi dự phòng hệ thống của Việt Nam đang ở mức rất thấp, bằng chứng là trong thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm EVN, thời gian đạt giá trần rất cao, và khi có một tổ máy chính bị sự cố thì việc tạm ngừng thị trường là không tránh khỏi. Tình trạng này có thể giảm khi bắt đầu thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh, mặc dù có tiếp tục có thể tình trạng thiếu công suất và cơ hội lũng đoạn thị trường vẫn có vào những năm khô hạn, dẫn đến tình trạng giá cao trong mô hình PBP. Với CBP khi dự phòng hệ thống thấp, nguy cơ lũng đoạn thị trường được hạn chế do đơn vị phát điện không thể đẩy giá lên quá cao như PBP.

Phạm vi của hợp đồng dài hạn. Với mô hình PBP, nhà đầu tư có khả năng và có thể tăng giá điện nhằm đảm bảo doanh thu/lợi nhuận kỳ vọng. Hợp đồng dài hạn có thể đảm bảo tài chính cho đơn vị phát điện. Mặc dù vậy đơn vị phát điện vẫn có động lực để đẩy giá điện năng trên thị trường giao ngay và làm mức độ dao động của giá thị trường tăng lên nhằm đạt được mục đích ký kết hợp đồng dài hạn mới (cho công suất hiện có hay tăng thêm). Sử dụng mô hình CBP, chi phí cố dịnh đã được bảo đảm cho nhà đầu tư bởi bên mua điện, rủi ro được giảm bớt khi hợp đồng dài hạn được xem xét nghiêm túc và hợp lý.

Nhìn chung, chưa thể kết luận được vào lúc này chính xác lũng đoạn thị trường như thế nào sẽ là vấn đề đối với thị trường điện Việt Nam. Cụ thể, điều này phụ thuộc vào quyết định tái cơ cấu phần phát điện của EVN. Trong trường hợp các quyết định đã được ban hành, thiết kế thị trường phải giảm thiểu được nguy cơ và khả năng lũng đoạn thị trường, do vậy nên chọn mô hình CBP là thích hợp.

Khả năng chuyển đổi và áp dụng thực tiễn
Mô hình CBP có khả năng vận hành đơn giản, cơ quan vận hành hệ thống- vận hành thị trường điều độ tập trung các thủy điện nên tối ưu được nguồn nước, giảm thiểu chi phí cho hệ thống, tăng hiệu quả vận hành sản xuất, đảm bảo được tài chính cho đơn vị phát điện cũng như giảm áp lực tài chính cho bên mua.

Lập lịch huy động thủy điện
Các nhà máy thủy điện sẽ đựơc huy động nhằm tối thiểu chi phí hoạt động của hệ thống (có xem xét đến mục đích thủy lợi và chống lũ). Thủy địên sẽ được huy động để thay thế vào thời điểm khi nhiệt điện với chi phí biến đổi cao hơn có thể phải chạy.
Mặc dù việc lập lịch huy động này có thể làm với cả PBP hay CBP, tuy nhiên đối với CBP thì khả năng thực hiện là dễ hơn. CBP yêu cầu chi phí biến đổi của nhiệt điện phải được phê duyệt bởi cơ quan điều tiết, qua đó một bản phê duyệt chi phí biến đổi của nhiệt điện cũng sẽ được dùng để lập lịch huy động.
Ngược lại, với PBP, không cần phê duyệt chi phí biến đổi này, và đơn vị phát điện có thể chào giá tự do khác với chi phí biến đổi của họ. Điều này cho thấy khi lập lịch huy động thủy điện phải dự trù chi phí biến đổi cho nhiệt điện phải được tính và có thế sai khác với thực tế.
Vì vậy việc lập lịch huy động thủy điện sẽ đơn giản hơn và minh bạch hơn với CBP. Điều này rất quan trọng với Việt Nam, một Quốc gia có hệ thống phát điện bao gồm cả thủy điện và nhiệt điện.

Xử lý các nhà máy điện BOT
Các BOT hiện tại ở Việt Nam đang sử dụng hợp đồng PPA 2 thành phần, trong đó tách riêng thanh toán cho điện năng và công suất. Điều này khá thuận lợi trong thanh toán khi chuyển đổi sang mô hình CBP với hình thức mua bán công suất và điện năng. Với PBP, BOT khi chuyển đổi sang phải thay đổi hợp đồng PPA hiện hữu thành hợp đồng CfD một thành phần.

Qua phân tích theo ba mục tiêu trên, đối với Việt Nam, phương án phù hợp là dùng mô hình chào giá theo chi phí –CBP.

 
Các hạn chế của mô hình CBP
Bên cạnh những điểm nổi bật phù hợp với tình hình Việt Nam, thực tế cho thấy mô hình CBP còn có một số hạn chế như sau cần xem xét để có biện pháp điều chỉnh khi áp dụng tại Việt Nam:
     - Đơn vị phát điện chỉ chào giá phần chi phí biến đổi.
    - Quy mô của thị trường chỉ bao gồm các nhà máy nhiệt điện tham gia trực tiếp, các nhà máy thủy điện được điều độ tập trung theo cơ quan vận hành thị trường và vận hành hệ thống (MSO) nhằm tối ưu lợi ích của hệ thống.
    - Việc điều tiết đòi hỏi nhiều công việc phải được tiến hành ngay từ đầu và tốn nhiều công sức như:
+ Quy hoạch phát triển nguồn mới phải nhất thiết tuân theo đúng least-cost planning
+ Trong vận hành thị trường phải có cơ chế đủ mạnh để quy định về chi phí của nhà máy

(Sưu tầm)

So sánh 2 phương thức chào giá bán điện trong thị trường phát điện cạnh tranh

Trong thị trường phát điện cạnh tranh có 02 kiểu chào giá bán điện tương ứng với 02 mô hình thị trường là: 

-  Chào giá tự do áp dụng cho mô hình thị trường giá theo quy luật cung cầu (PBP - Price based Pool).

-  Chào giá dựa trên chi phí của nhà máy áp dụng cho mô hình thị trường giá theo chi phí (CBP – Cost based Pool).

Sự khác nhau cơ bản giữa 02 mô hình thị trường này là cách mà các đơn vị phát điện có thể chào giá ra thị trường và phương thức mà các đơn vị đó được thanh toán. Về cơ bản, chúng có những ưu nhược điểm sau đây:

A. Mô hình PBP

·         Ưu điểm

o   Tạo ra các tín hiệu về giá để khuyến khích sự đầu tư mới vào ngành điện

o   Các đơn vị phát điện tham gia thị trường linh hoạt hơn, họ được chào theo mức giá bất kỳ từ giá sàn cho đến giá trần thị trường;

o   Không cần thiết phải tách thành phần thanh toán phí công suất khi mà thị trường được cho là đã phản ánh chi phí phát điện.

o   Làm đơn giản hơn Hợp đồng giữa người bán và người mua.

·         Nhược điểm

o   Có khả năng xảy ra hiện tượng thao túng thị trường bởi các đơn vị phát điện chi phối. Điều này có thể dẫn đến rủi ro tài chính cho các đơn vị phát điện nhỏ và thậm chí là cả với đơn vị mua buôn duy nhất (SB);

o   Các mức giá trong thị trường theo giá có thể rất biến động so với trong thị trường theo chi phí. Tuy nhiên, điều này có thể được hạn chế bằng việc những người bán và người mua có thể tham gia các hợp đồng có tính chất bảo hiểm cho giá thị trường và kéo dài nhiều tháng hoặc nhiều năm (hợp đồng CfD).

B. Mô hình CBP

·         Ưu điểm

o   Khuyến khích nâng cao hiệu quả phát điện đối với mỗi nhà máy

o   Giảm khả năng lũng đoạn thị trường của các thành viên chi phối

o   Mức giá sẽ ít biến động và tường minh hơn so với thị trường theo giá

o   Các rủi ro đối với SB sẽ thấp hơn khi được ký kết và bắt buộc mua điện từ thị trường.

o   Các đơn vị phát điện nhỏ hơn chỉ có một nhà máy điện có thể thấy rủi ro tham gia thị trường thấp hơn so với thị trường theo giá

·         Nhược điểm

o   Không tạo ra các tín hiệu về giá để khuyến khích đầu tư mới

o   Không đáp ứng đủ lợi nhuận cho các đơn vị phát điện để thu lại hoàn toàn các chi phí vận hành, do đó cần một vài chi phí công suất được thanh toán để thu lại phần chi phí cố định.

* Lựa chọn mô hình nào cho Việt Nam?

Mô hình CBP giảm thiểu rủi ro do nó bảo đảm cho các nhà đầu tư vào nguồn điện thu hồi vốn, nhà nước dễ kiểm soát và ổn định giá điện nhưng ít có tính cạnh tranh. Ngược lại, mô hình PBP có tính cạnh tranh cao hơn nhưng cũng tiềm ẩn nhiều rủi ro cho các công ty phát điện, giá điện dao động nhiều gây ảnh hưởng đến người tiêu dùng.

Trong giai đoạn hiện nay của Việt Nam, với các mục tiêu trước mắt của thị trường là hấp dẫn vốn đầu tư vào xây dựng các nguồn điện mới từ các thành phần khác nhau trong nước và quốc tế; cải thiện hiệu quả kinh doanh của ngành công nghiệp điện, giảm áp lực tăng giá điện; đảm bảo cung cấp điện năng ổn định, tin cậy và không ngừng nâng cao chất lượng ..., mô hình thị trường giá theo quy luật cung cầu sẽ là một giải pháp phù hợp.

Đức Tâm