nghiên cứu ảnh hưởng của chính sách giá điện đến việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện vừa và nhỏ

LỜI CẢM ƠN
Luận văn “Nghiên cứu ảnh hưởng của chính sách giá điện đến việc xác
định công suất lắp máy của các trạm thuỷ điện vừa và nhỏ” được hoàn thành
ngoài sự cố gắng nỗ lực của bản thân tác giả còn được sự giúp đỡ nhiệt tình của
các Thầy, Cô, cơ quan, bạn bè và gia đình.
Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới Thầy giáo hướng dẫn: TS. Nguyễn
Văn Sơn đã tận tình hướng dẫn cũng như cung cấp tài liệu, thông tin khoa học cần
thiết cho luận văn.
Tác giả xin trân trọng cảm ơn các thầy, cô giáo Phòng đào tạo đại học và Sau
đại học, khoa Công trình, khoa Năng Lượng - Trường Đại học Thuỷ Lợi đã tận tình
giảng dạy và giúp đỡ tác giả trong suốt quá trình học tập, cũng như quá trình thực
hiện luận văn này.
Tác giả xin trân trọng cảm ơn các đồng nghiệp tại Cục Điều tiết điện lực đã
tận tìm giúp đỡ, cung cấp tài liệu đ ể luậ n văn được chính xác và có tính cấp thiết.
Để hoàn thành luận văn, tác giả còn được sự cổ vũ, động viên khích lệ thường
xuyên và giúp đỡ về nhiều mặt của gia đình và bạn bè.


Hà Nội, ngày 26 tháng 05 năm 2012
Tác giả luận văn



NGUYỄN XUÂN THÀNH



LỜI CAM ĐOAN
Tên tôi là: Nguyễn Xuân Thành
Học viên lớp: 18C11
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Những nội dung

và kết quả trình bày trong luận văn là trung thực và chưa được ai công bố trong bất
kỳ công trình khoa học nào.
Tác giả



Nguyễn Xuân Thành


MỤC LỤC

MỞ ĐẦU 1
1. Tính cấp thiết của Đề tài 1
2. Mục đích của Đề tài 2
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 3
1.1 Tổng quan về hệ thống nguồn điện Việt Nam 3
1.2 Tình hình cung cầu của hệ thống điện từ nay đến năm 2016 10
1.2.1 Cân bằng điện năng 10
1.2.1.1 Đánh giá khả năng phát tối đa của nguồn điện 10
1.2.1.2 Cân bằng điện năng 12
1.2.2 Cân bằng công suất 13
1.3 Tổng quan về các chính sách, quy định giá phát điện từ trước tới nay 14
1.3.1 Đôi với các nhà máy thủy điện từ 30 MW trở lên 15
1.3.2 Đôi với các nhà máy thủy điện dưới 30 MW 15
1.4 Thị trường phát điện canh tranh 18
1.4.1 Mục đích 18
1.4.2 Lộ trình hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam
18
1.4.3 Giá trị điện năng của nhà máy điện trong thị trường phát điện cạnh tranh 20
CHƯƠNG 2: CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN VIỆC XÁC ĐỊNH CÔNG

SUẤT LẮP MÁY CỦA CÁC TRẠM THUỶ ĐIỆN 23
2.1 Đặc điểm của trạm thuỷ điện 23
2.2 Các thành phần công suất của hệ thống điện 24
2.3 Yêu cầu chủ yếu của hệ thống điện đối với chế độ làm việc của các trạm phát
điện 31
2.4 Khả năng tham gia cân bằng năng lượng toàn hệ thống điện của trạm thuỷ điện
có hồ điều tiết ngày đêm 32
2.4.1 Chế độ làm việc của trạm thuỷ điện điều tiết ngày và cách xác định vị trí của
nó trên biểu đồ phụ tải ngày đêm 32
2.4.2 Chế độ làm việc của trạm thuỷ điện điều tiết ngày trong biểu đồ cân bằng công
suất năm của hệ thống điện 34
2.5 Các thành phần công suất của trạm thuỷ điện điều tiết ngày đêm làm việc trong
hệ thống điện 36
2.5.1 Xác định công suất công tác lớn nhất N
ct

max
36
2.5.2 Xác định công suất dự trữ N
d
của trạm thuỷ điện điều tiết ngày làm trong hệ
thống 40
2.5.3 Xác định công suất trùng của trạm thuỷ điện điều tiết ngày 41
2.6 Các yếu tố ảnh hưởng đến việc xác định công suất lắp máy của các Trạm thuỷ
điện vừa và nhỏ 42
2.6.1 Giá thành xây dựng 42
2.6.2 Yêu cầu vận hành của hệ thống 42
2.6.3 Chính sách giá điện 43
2.6.4 Các mặt tích cực trong việc xác định công suất lắp máy tăng cao 43
2.6.5 Các mặt tiêu cực trong việc xác định công suất lắp máy tăng cao 43

CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN, SO CHỌN CÁC PHƯƠNG ÁN CHO CÁC NHÀ
MÁY THUỶ ĐIỆN TRONG THỰC TẾ 44
3.1 Cơ sở lý luận để tính toán so sánh. 44
3.1.1 Tính toán thủy năng 44
3.1.2 Tính toán kinh tế năng lượng 46
3.2 Thu thập các tài liệu thực tế. 47
3.2.1 Công trình thuỷ điện Nậm Mô 47
3.2.1.1 Giới thiệu 47
3.2.1.2 Nhiệm vụ của công trình thuỷ điện Nậm Mô 47
3.2.1.3 Tài liệu địa hình 47
3.2.1.4 Tài liệu thuỷ văn 49
3.2.1.5 Tài liệu tổn thất 50
3.2.1.6 Tài liệu thiết bị 51
3.2.2 Công trình thuỷ điện Mường Hum 51
3.2.2.1 Giới thiệu 51
3.2.2.2 Nhiệm vụ của công trình thuỷ điện Mường Hum 51
3.2.2.3 Tài liệu địa hình 52
3.2.2.4 Tài liệu thuỷ văn 52
3.2.2.5 Tài liệu về tổn thất 55
3.2.2.6 Tài liệu thiết bị 56
3.2 Tính toán, so sánh các chỉ tiêu kinh tế của hai công trình trên 56
3.3 Đánh giá các kết quả tính toán 59
3.3.1 Các điều kiện thuỷ văn của 2 công trình 59
3.3.2 Các chỉ tiêu tài chính của 2 công trình 60
3.3.3 Khả năng đảm bảo đối với hệ thống điện 60
CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 63
4.1 Tổng kết, đánh giá các kết quả đạt được 63
4.2 Những tồn tại và phương hướng giải quyết 63
4.2.1 Những tồn tại 63
4.2.2 Phương hướng giải quyết 64

TÀI LIỆU THAM KHẢO 65


BẢNG KÊ DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1: Tỉ lệ nguồn điện Việt Nam tính đến cuối năm 2009
Hình 1.2: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam tính đến cuối năm 2010
Hình 1.3: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011
Hình 1.4: Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại
Hình 1.5: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020
Hình 1.6: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2030
Hình 2.1: Biểu đồ phụ tải năm
Hình 2-2: Biểu đồ phụ tải ngày và đường tích luỹ phụ tải
Hình 2.3: Biểu đồ cân băng công suất công tác
Hình 2.4: Khả năng tham gia vào cân bằng công suất toàn hệ thống của trạm thuỷ
điện điều tiết ngày
Hình 2.5: Biểu đồ phụ tải ngày và đường tích luỹ phụ tải
Hình 3.1: Biểu đồ so sánh công suất đảm bảo của năm 85% của nhà máy thuỷ điện
Mường Hum và Nậm Mô
Hình 3.2 : Biểu đồ so sánh công suất phát tối đa 5 tiếng cao điểm của năm 85% đối
với 2 nhà máy
Hình 3.3 : Biểu đồ điện lượng ngày các tháng trong hệ thống điện quốc gia năm
2011
Hình 3.4 : Biểu đồ công suất các tháng trong hệ thống điện quốc gia năm 2011
Hình 3.5: Thời gian khởi động các nhà máy điện



BẢNG KÊ DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1 Danh mục các nhà máy thủy điện trên 30MW đang vận hành tính đến

cuối năm 2011
Bảng 1.2: Tổng hợp khả năng phát tối đa của các nguồn điện từ nay đến năm 2016
Bảng 1.3: Tổng hợp cân bằng điện năng giai đoạn 2012-2016
Bảng 1.4: Tổng hợp cân bằng công suất giai đoạn 2012-2016
Bảng 1.5: Biểu giá chi phí tránh được năm 2009
Bảng 1.6: Biểu giá chi phí tránh được năm 2010
Bảng 1.7: Biểu giá chi phí tránh được năm 2011
Bảng 1.8: Biểu giá chi phí tránh được năm 2012
Bảng 3.1: Quan hệ hồ chứa Nậm Mô
Bảng 3.2: Đường quan hệ Q= f(Hhl) nhà máy thuỷ điện Nậm Mô
Bảng 3.3: Đặc trưng dòng chảy năm tại tuyến công trình Nậm Mô
Bảng 3.4: Phân phối tổn thất bốc hơi
Bảng 3.6: Quan hệ Z ~ F ~ W tuyến đập nhà máy thuỷ điện Mường Hum
Bảng 3.7: Phân phối lưu lượng trung bình tháng tại tuyến đập (m
3
/s) nhà máy thuỷ
điện Mường Hum
Bảng 3.8: Đường duy trì lưu lượng ngày đêm ở hai tuyến công trình thuỷ điện
Mường Hum
Bảng 3.9: Tổn thất bốc hơi trung bình tháng tại tuyến đập thuỷ điện Mường Hum
Bảng 3.10: Tổn thất cột nước qua đường ống
Bảng 3.11: Bảng thông số chính công trình thuỷ điện Nậm Mô và thuỷ điện
Mường Hum
Bảng 3.12: Bảng so sánh công suất đảm bảo của năm 85% của nhà máy thuỷ điện
Mường Hum và Nậm Mô
Bảng 3.13: So sánh công suất phát tối đa 5 tiếng cao điểm của năm 85% đối với
hai nhà máy


CÁC TỪ VIẾT TẮT

BCT : Bộ công thương
BCN : Bộ công nghiệp
BĐPT : Biểu đồ phụ tải
CGM : Thị trường phát điện cạnh tranh
ERAV : Cục Điều tiết điện lực
EVN : Tập đoàn điện lực Việt Nam
HTĐ : Hệ thống điện
MNDBT : Mực nước dâng bình thường
MNC : Mực nước chết
NMTĐ : Nhà máy thủy điện
IPP : Các công ty phát điện độc lập
QĐ : Quyết định
PPA : Hợp đồng mua bán điện dài hạn
SB : Công ty Mua bán điện
SMO : Đơn vị vận hành hệ thống
TTĐ : Truyền tải điện
TTĐ : Trạm thủy điện



1

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của Đề tài
Theo báo cáo tổng quan về hệ thống điện Việt Nam năm 2009 thì tổng công suất
lắp đặt của các nguồn điện là 17.521MW, trong đó thủy điện chiếm 38%; công suất
khả dụng đạt 16.831MW. Tổng sản lượng điện năm 2009 đạt 87.019 GWh, trong đó
thủy điện chiếm 34,45% (29.977GWh).
Hiện nay, các nhà máy thủy điện trên 30MW ký kết Hợp đồng mua bán điện với

đầu mối duy nhất là Công ty Mua bán điện. Giá bán điện của các nhà máy này phụ
thuộc vào việc tính toán chi phí xây dựng và chi phí vận hành nhà máy. Đối với các
nhà máy thủy điện nhỏ, có công suất lắp đặt dưới 30MW thì Hợp đồng mua bán
điện được ký kết với các Công ty điện lực và được áp dụng theo biểu giá chi phí
tránh được theo quy định tại Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm
2008. Biểu giá này sẽ được tính toán lại và thay đổi theo từng năm phụ thuộc vào
các yếu tố giá đầu vào, đầu ra của việc sản xuất điện.
Theo các quy hoạch đã được phê duyệt thì từ nay tới năm 2015 sẽ có gần 900
trạm thủy điện vừa và nhỏ với tổng công suất lắp máy hơn 6.600MW được xây
dựng và đi vào vận hành. Việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện
có thể được chuẩn xác trong giai đoạn thiết kế kỹ thuật.
Hiện nay, tại một số công trình, công suất lắp máy được xác định quá lớn, gây
lãng phí vốn đầu tư. Trong khi đó, mộ t số công trình lại xác định công suất lắp máy
quá nhỏ, gây lãng phí nguồn tài nguyên đất nước.
Từ việc nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến việc xác định công suất lắp máy
các trạm thủy điện, qua đó đưa ra được các kiến nghị để việc xác định công suất lắp
máy của các trạm thủy điện vừa và nhỏ đem lại tối ưu nhất đối với nền kinh tế quốc
dân.


2
2. Mục đích của Đề tài
Từ việc nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến việc xác định công suất lắp máy
của các trạm thủy điện vừa và nhỏ, qua đó đưa ra được các kiến nghị để việc xác
định công suất lắp máy của các trạm thủy điện vừa và nhỏ đem lại tối ưu nhất đối
với nền kinh tế quốc dân.

3
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
1.1 Tổng quan về hệ thống nguồn điện Việt Nam
Theo báo cáo tổng quan về hệ thống điện Việt Nam năm 2009 thì tổng công suất
lắp đặt của các nguồn điện là 17.521MW, trong đó thủy điện chiế m 35%; công suất
khả dụng đạt 16.831MW.

Hình 1.1: Tỉ lệ nguồn điện Việt Nam tính đến cuối năm 2009
Năm 2010, tổng công suất lắp đặt của các nguồn điện Việt Nam là 21.542MW,
trong đó, thủy điện chiếm 37,71%, công suất lắp đặt là 8.124MW.
Thủy điện
35%
Nhiệt điện chạy
khí
3%
Nhiệt điện than
16%
Turbin khí
36%
Nhiệt điện dầu
3%
Nhập khẩu
4%
Khác
3%

4

Hình 1.2: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam tính đến cuối năm 2010
Đến cuối năm 2011, tổng công suất lắp đặt của các nguồn điện Việt Nam là
23.559MW, trong đó, thủy điện chiếm 41,2%, công suất lắp đặt là 10.120MW. So
với các năm trước, tỉ lệ thủy điện tăng là do một số nhà máy lớn như Sơn La, Bản
Vẽ, Sông Tranh, An Khê – Ka Năk… đi vào vận hành.

Hình 1.3: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011
Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải các năm thể hiện :
Thủy điện
38%
Nhiệt điện
chạy khí
2%
Nhiệt điện
than
18%
Nhiệt điện
dầu
3%
Tuabin khí
32%
Nhập khẩu
5%
Khác
2%
Thủy điện
41%
Nhiệt điện
chạy khí

2%
Nhiệt điện
than
18%
Nhiệt điện
dầu
2%
Tuabin khí
31%
Nhập khẩu
4%
Khác
2%

5

Hình 1.4: Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại
Theo Quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21 tháng 7 năm 2011 của Thủ tướng
Chính phủ về việc Phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn
2011-2020 có xét đến năm 2030:
- Sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu năm 2015 khoảng 194-210 tỷ kWh,
năm 2020 khoảng 330 – 363 tỷ kWh, năm 2030 khoảng 695 – 834 tỷ kWh.
- Ưu tiên phát triển các nguồn thuỷ điện, nhất là các dự án lợi ích tổng hợp:
Chống lũ, cấp nước, sản xuất điện; đưa tổng công suất các nguồn thuỷ điện từ
9.200MW hiện nay lên 17.400 MW vào năm 2020.
- Năm 2020: Tổng công suất các nhà máy điện khoảng 75.000 MW, trong đó
thuỷ điện chiếm 23,1% với tổng công suất vào khoảng 17.325 MW:
4461
4910
4910

5285
5726
6233
7871
8884
10010
10626
11576
12270
13512
15763
17521
13867
12636
11286
10187
9255
8283
7408
6552
5655
4893
4329
3875
3595
3177
2796
0
2000
4000

6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
năm
MW
Pđặt Pkdụng Phụ Tải

6

Hình 1.5: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020
- Năm 2030: Tổng công suất các nhà máy điện khoảng 146.800 MW trong đó
thuỷ điện chiếm 11,8% với tổng công suất lắp đặt vào khoảng 17.325 MW:

Hình 1.6: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2030
Hiện nay, các nhà máy thủy điện trên 30MW ký kết Hợp đồng mua bán điện
với đầu mối duy nhất là Công ty Mua bán điện. Giá bán điện của các nhà máy này
Thủy điện
23%
Nhiệt điện
chạy khí
17%
Nhiệt điện than
48%
Năng lượng tái
tạo

6%
Hạt nhân
1%
Nhập khẩu
3%
Thuỷ điện tích
năng
2%
Thủy điện
12%
Nhiệt điện
chạy khí
12%
Nhiệt điện than
51%
Năng lượng
tái tạo
6%
Hạt nhân
10%
Nhập khẩu
5%
Thuỷ điện
tích năng
4%

7
phụ thuộc vào việc tính toán chi phí xây dựng và chi phí vận hành nhà máy. Danh
mục các nhà máy đã đi vào vận hành tính đến cuối năm 2011 bao gồm:
STT

Nhà máy
Số
máy
P thiết kế
(MW)
P khả dụng
(MW)
Chủ sở hữu

Tổng cộng

10120
10202

1
Sơn La
4
1600
1600
EVN
2
Hoà Bình
8
1920
1960
EVN
3
Thác Bà
3
120

120
Cổ phần
4
Tuyên Quang
3
342
342
EVN
5
Bản Vẽ
2
320
320
EVN
6
Quảng Trị
2
64
64
EVN
7
A Vương
2
210
210
EVN
8
Cửa Đạt
2
97

97
Cổ phần
VINACONEX
9
Vĩnh Sơn
2
66
66
Cổ phần
10
Sông Hinh
2
70
70
Cổ phần
11
Pleikrong
2
100
100
EVN
12
Ialy
4
720
720
EVN
13
Sê San 3
2

260
260
EVN
14
Sê San 4
3
360
360
EVN
15
Sê San 4A
3
63
63
EVN
16
Krong H'nang
2
64
64
Cổ phần
17
Buôn Tua Srah
2
86
86
EVN
18
Sông Tranh 2
2

190
190
EVN

8
STT
Nhà máy
Số
máy
P thiết kế
(MW)
P khả dụng
(MW)
Chủ sở hữu
19
An Khê -
Kanak
2+2
173
173
EVN
20
Srepok 3
2
220
220
EVN
21
Srepok 4
2

80
80
Cổ phần
22
Buôn Kuôp
2
280
280
EVN
23
Hương Điền
3
81
81
Cổ phần
24
Sông Ba Hạ
2
220
220
EVN
25
Đồng Nai 3
2
180
180
EVN
26
Trị An
4

400
440
EVN
27
Đa Nhim
4
160
160
EVN
28
Thác Mơ
2
150
150
Cổ phần
29
Hàm Thuận
2
300
300
EVN
30
Đa Mi
2
175
175
EVN
31
Đại Ninh
2

300
300
EVN
32
Nậm Chiến 2
2
32
32
Cty CPĐT&PT
điện Tây Bắc
33
Bản Cốc
3
18
18
Cty CPTĐ Quế
Phong
34
Hương Sơn
2
32
32
Cổ phần
35
Thái An
2
82
82
Cổ phần
36

Bình Điền
2
44
44
Cty CPTĐ Bình
Điền

9
STT
Nhà máy
Số
máy
P thiết kế
(MW)
P khả dụng
(MW)
Chủ sở hữu
37
Sông Côn
3
63
63
Cty CPTĐ Geruco
- Sông Côn
38
Sê San 3A
2
108
108
Cổ phần

39
Đak Tih
4
144
144
Cổ phần
40
Za Hưng
2
30
30
Cty Cổ phần Za
Hưng
41
Bắc Bình
2
33
33
Cty CPPT điện lực
Việt Nam
42
Đa Dâng 2
2
34
34
Cty CPTĐ miền
Nam
43
Cần Đơn
2

78
80
TCty Sông Đà
44
A Lưới
2
85
170
Cty CP Thuỷ điện
Miền Trung
44
Srokphumieng
2
51
51
TCty IDICO
Bảng 1.1 Danh mục các nhà máy thủy điện trên 30MW đang vận hành
tính đến cuối năm 2011
Theo các quy hoạch đã được phê duyệt thì từ nay tới năm 2015 sẽ có gần 900
trạm thủy điện vừa và nhỏ với tổng công suất lắp máy hơn 6.600MW được xây
dựng và đi vào vận hành. Việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện
có thể được chuẩn xác trong giai đoạn thiết kế kỹ thuật.
Hiện nay, tại một số công trình, công suất lắp máy được xác định quá lớn, gây
lãng phí vốn đầu tư. Trong khi đó, một số công trình lại xác định công suất lắp máy
quá nhỏ, gây lãng phí nguồn tài nguyên đất nước.
Từ việc nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến việc xác định công suất lắp máy
các trạm thủy điện, qua đó đưa ra được các kiến nghị để việc xác định công suất lắp

10
máy của các trạm thủy điện vừa và nhỏ đem lại tối ưu nhất đối với nền kinh tế quốc

dân.
1.2 Tình hình cung cầu của hệ thống điện từ nay đến năm 2016
1.2.1 Cân bằng điện năng
1.2.1.1 Đánh giá khả năng phát tối đa của nguồn điện
Năm 2012
Vào thời đ iểm đ ầu năm 2012, mực nước hầu hết các hồ thủy điện hiện có đã đạt
mực nước dâng bình thường, cộng thêm có 3.697MW công suất nguồn điện mới vào
vận hành năm 2012, khả năng phát tối đa của nguồn điện toàn hệ thống là 137,4 tỷ
kWh (bao gồm các nguồn điện chạy dầu FO+DO với khả năng phát tối đa là 8,69 tỷ
kWh), đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải điện toàn hệ thống năm 2012 là 121,702 tỷ kWh và
có dự phòng 13%. Trong đó, vào mùa khô, cung cấp điện được đảm bảo ổn định và có
dự phòng (13%).
Khả năng phát tối đa của nguồn điện từng miền như sau:
- Tại miền Bắc và miền Trung: Công suất nguồn điện bổ sung ở mức cao (miền
Bắc là 2.840MW, miền Trung là 748MW). Khả năng phát tối đa của nguồn điện trong
khu vực đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải điện và có dự phòng (miền Bắc là 17%, miền
Trung là 40%). Trong đó, vào mùa khô, cung cấp điện được đảm bảo và có dự phòng
(miền Bắc là 17%, miền Trung là 19%).
- Tại miền Nam: Công suất các nguồn điện bổ sung ở mức thấp (110MW), khả
năng phát tối đa của nguồn điện trong khu vực là 65,67 tỷ kWh, đủ đáp ứng nhu cầu
phụ tải điện năm 2012 là 62,79 tỷ kWh và có dự phòng 5%. Trong đó, vào mùa khô,
cung cấp điện được đảm bảo ổn định và có dự phòng (9%).
Như vậy, năm 2012 cân đối cung-cầu trong các miền được đảm bảo, hệ thống
điện các miền đều có dự phòng. Tuy nhiên, tỷ lệ dự phòng là khác nhau, trong đó miền
Nam có tỷ lệ dự phòng ở mức thấp hơn, do vậy trong các năm tới cần thiết bổ sung
nguồn cấp điện cho miền Nam.

11
Giai đoạn 2013-2016
Trong giai đoạn 2013-2016, mỗi năm hệ thống điện quốc gia được bổ sung

3.200-8.600MW công suất nguồn điện mới, khả năng phát tối đa của nguồn điện toàn
hệ thống từ 149,38 tỷ kWh vào năm 2013 đến 243,07 tỷ kWh vào năm 2016, đủ đáp
ứng nhu cầu điện trong giai đoạn 2013-2016 và có dự phòng. Trong đó, tỷ lệ dự phòng
năm 2015, 2016 khá cao, lần lượt là 11% (2015) và 22% (2016). Tuy nhiên, tỷ lệ dự
phòng các năm 2013, 2014 thấp hơn, chỉ ở mức 6-7%, trường hợp xuất hiện diễn biến
quá bất thường như sự cố lớn ở các nhà máy điện, nhu cầu điện tăng cao đ ột biến hoặc
các tổ máy không vào vận hành đúng tiến độ có thể làm cho hệ thống điện thiếu điện
năng.
Khả năng phát tối đa của nguồn điện trong từng miền như sau:
- Tại miền Bắc và miền Trung: Công suất nguồn điện bổ sung mỗi năm trong giai
đoạn 2013-2016 ở mức cao (miền Bắc từ 2.000-3.700MW, miền Trung từ 200-
650MW). Khả năng phát tối đa của nguồn điện trong khu vực đủ đáp ứng nhu cầu phụ
tải điện và có dự phòng, cụ thể miền Bắc lần lượt là 14% (2013), 27% (2014), 37%
(2015) và 49% (2016); miền Trung lần lượt là 26% (2013), 17% (2014), 16% (2015)
và 10% (2016).
- Tại miền Nam: Trong giai đoạn 2013-2014, công suất nguồn điện mới được bổ
sung tại HTĐ miền Nam là không nhiều, cụ thể, năm 2013 là 35MW, năm 2014 là
600MW. Từ năm 2015 công suất nguồn điện mới được bổ sung tại HTĐ miền Nam
tăng lên. Khả năng phát tối đa của nguồn điện trong khu vực từ 69,14 tỷ kWh vào năm
2013 đến 102,25 tỷ kWh vào năm 2016, không đủ đáp ứng nhu cầu điện trong giai
đoạn 2013-2016. Tỷ lệ điện năng không tự cân đối được lần lượt là 3% (2013), 13%
(2014), 13% (2015) và 1% (2016), mặc dù các nhà máy điện dầu FO+DO đã được huy
động cao. Để đáp ứng nhu cầu điện trong khu vực, HTĐ miền Nam phải nhận điện từ
HTĐ miền Bắc và miền Trung qua hệ thống điện 500kV Bắc-Nam.
Tổng hợp khả năng phát tối đa của các nguồn điện như sau:


12

2012

2013
2014
2015
2016
1. Toàn Hệ thống
137.435
149.382
167.255
195.809
243.073
Dự phòng
13%
7%
6%
11%
22%
2. Miền Bắc
55.415
63.203
78.860
96.303
117.895
Dự phòng
17%
14%
27%
37%
49%
3. Miền Trung
16.352

16.628
17.455
19.610
20.943
Dự phòng
40%
26%
17%
16%
10%
4. Miền Nam
65.667
69.144
70.092
78.395
102.252
Dự phòng
5%
-3%
-13%
-13%
1%
Đơn vị: Triệu kWh
Bảng 1.2: Tổng hợp khả năng phát tối đa của các nguồn điện từ
nay đến năm 2016
1.2.1.2 Cân bằng điện năng
Năm 2012
Hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện 3 miền đảm bảo đáp ứng đủ điện cho
nhu cầu phụ tải.
Giai đoạn 2013-2016

Tính toán cân bằng điện năng cho thấy, hệ thống điện quốc gia về cơ bản đảm
bảo đáp ứng nhu cầu điện toàn hệ thống giai đoạn 2012-2016. Tuy nhiên, để đạt được
cân bằng điện năng đã phải huy động rất cao các nhà máy điện chạy dầu DO+FO (từ
3,9-8,5 tỷ kWh/năm), truyền tải công suất ở mức cao trên hệ thống điện 500kV Bắc-
Nam, do vậy tiềm ẩn nhiều rủi ro trong vận hành và cung cấp điện cho phụ tải toàn hệ
thống.
Tổng hợp cân bằng điện năng giai đoạn 2012-2016 như sau:

2012
2013
2014
2015
2016
Nhiệt điện than
25.929
31.345
45.658
65.117
75.760

13

2012
2013
2014
2015
2016
Tuabin khí chạy khí
45.283
46.868

47.200
45.553
55.706
Tuabin khí chạy dầu
0
4.705
4.650
4.125
914
Nhiệt điện dầu
621
3.293
3.827
2.501
2.977
Dầu FO
479
2.652
3.156
2.170
2.960
Dầu DO
142
641
671
331
17
Thủy điện
45.131
47.946

49.742
51.929
55.946
Nhập khẩu TQ
4.650
5.043
5.117
6.081
6.081
Tổng nguồn Hệ thống
121.700
139.685
157.120
176.885
199.445
Tổng tải Hệ thống
121.700
139.837
157.365
176.949
199.445
Thừa/Thiếu Hệ thống
0
-152
-244
-65
0
Thừa/Thiếu miền
Nam
0

-152
-244
-65
0
Truyền tải miền Nam
7.692
7.559
15.121
21.456
25.752
Đơn vị: Triệu kWh
Bảng 1.3: Tổng hợp cân bằng điện năng giai đoạn 2012-2016
1.2.2 Cân bằng công suất
Tính đến năm 2012 tổng công suất khả dụng nguồn điện toàn hệ thống đạt
28.100MW và đến hết năm 2016 sẽ đạt 49.300MW. Dự báo nhu cầu công suất cực
đại của hệ thống trong giai đoạn 2012-2016 từ 18.340MW đến 29.840MW. Như
vậy, nguồn điện hệ thống điện quốc gia đủ đáp ứng nhu cầu công suất cực đại với
mức dự phòng trên tổng công suất khả dụng khoảng 15%-32%. Trong đó, vào mùa
khô, hệ thống cũng có dự phòng từ 7,5% (2013) đến 20% (2016).
Cân bằng công suất trong từng miền như sau:
- Tại miền Bắc và miền Trung: Dự phòng công suất tăng dần trong giai đoạn

14
2012-2016, trong đó miền Bắc từ 31% (2012) đến 44% (2016), miền Trung trên 80%
trong cả giai đoạn 2012-2016.
- Miền Nam: Trong các năm 2012, 2013 HTĐ miền Nam không tự cân đ ối được
nhu cầu công suất khu vực. Từ năm 2014, do tăng khả năng truyền tải của hệ thống
điện 500kV Bắc-Nam nên dự phòng công suất tăng lên và đã tự cân đối được nhu cầu
công suất khu vực. Năm 2016, HTĐ miền Nam được bổ sung 4.750MW công suất
nguồn điện mới nên tỷ lệ dự phòng tăng lên mức cao (25%).

Tổng hợp cân bằng công suất giai đoạn 2012-2016 như sau:

2012
2013
2014
2015
2016
1. Toàn Hệ thống
28.100
29.990
33.830
40.100
49.300
Dự phòng
23%
15%
14,6%
20,9%
32,2%
2. Miền Bắc
12.794
13.684
16.402
19.380
23.390
Dự phòng
31%
20%
27,8%
34,2%

43,5%
3. Miền Trung
5.456
5.557
5.970
6.686
7.183
Dự phòng
115%
98%
88,8%
87,9%
79%
4. Miền Nam
9.092
10.244
10.552
12.817
17.426
Dự phòng
-6%
-1%
9%
11,4%
24,9%
Bảng 1.4: Tổng hợp cân bằng công suất giai đoạn 2012-2016
1.3 Tổng quan về các chính sách, quy định giá phát điện từ trước tới nay
Trước đây, Tập đoàn điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm việc đầu tư xây dựng
tất cả các nguồn điện. Kể từ đầu những năm 2000, việc đầu tư xây dựng các nguồn
điện mà ở đây chủ yêu là các nhà máy thủy điện đã được xã hội hóa cũng như việc

cổ phần hoá các nhà máy điện đã được xây dựng. Do vậy, EVN không còn là đơn vị
độc quyền trong khâu phát điện. Các cá nhân, tập thể đầu tư xây dựng các nguồn
điện sẽ ký hợp đồng mua bán điện với EVN mà đầu mối ở đây là Công ty Mua bán
điện (đối với các nhà máy điện có công suất từ 30MW trở lên) hoặc các Tổng công
ty điện lực miền (đối với các nhà máy điện có công suất dưới 30MW).

15
1.3.1 Đôi với các nhà máy thủy điện từ 30 MW trở lên
Bộ Công nghiệp đã ban hành Quyết định 709/QĐ-NLDK ngày 13 tháng 4 năm
2004 về việc "Hướng dẫn tạm thời nội dung phân tích kinh tế tài chính đầu tư và
khung giá mua bán điện các dự án nguồn điện". Quyết định này sau đó đã được thay
thế bằng Quyết định số 2014/QĐ-BCN ngày 13 tháng 6 năm 2007 của Bộ Công
nghiệp về việc Ban hành Quy định tạm thời nội dung tính toán phân tích kinh tế, tài
chính đầu tư và khung giá mua bán điện các dự án nguồn điện.
Sau đó, Bộ Công Thương đã ban hành bổ sung Thông tư số 41/2010/TT-BCT
ngày 14 tháng 12 năm 2010 về việc Quy định phương pháp xác định giá phát điện;
trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng
mua bán điện. Theo đó, bổ sung các nội dung liên quan đến giá bán điện của các
nhà máy trong thị trường phát điện cạnh tranh.
1.3.2 Đôi với các nhà máy thủy điện dưới 30 MW
Đối với giá phát điện của các nhà máy thủy điện dưới 30 MW, Bộ Công Thương
đã ra Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm 2008 quy định về biểu
giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo. Nội
dung chính của quy định này như sau:
+ Mùa mưa được tính từ ngày 01 tháng 7 đến ngày 31 tháng 10.
+ Mùa khô được tính từ ngày 01 tháng 11 đến ngày 30 tháng 6 năm sau.
- Nhà máy phát điện đủ tiêu chuẩn áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và Hợp
đồng mua bán điện mẫu phải có đủ các điều kiện sau:
+ Công suất đặt của một nhà máy nhỏ hơn hoặc bằng 30MW. Trường hợp Bên
bán có nhiều nhà máy thuỷ điện bậc thang trên cùng một dòng sông, tổng công suất

đặt của các nhà máy này phải nhỏ hơn hoặc bằng 60MW;
+ Toàn bộ điện năng được sản xuất từ năng lượng tái tạo.

16
Chi phí tránh được là chi phí sản xuất 1kWh của tổ máy phát có chi phí cao nhất
trong hệ thống điện quốc gia, chi phí này có thể tránh được nếu Bên mua mua
1kWh từ một nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo thay thế.
Mùa mưa được tính từ ngày 01 tháng 7 đến ngày 31 tháng 10.
Mùa khô được tính từ ngày 01 tháng 11 đến ngày 30 tháng 6 năm sau.
Biểu giá chi phí tránh được thay đổi theo từng năm như sau:

Mùa khô
Mùa mưa
Giờ
cao
điểm
Giờ
bình
thường
Giờ
thấp
điểm
Giờ
cao
điểm
Giờ
bình
thường
Giờ
thấp

điểm
Phần
điện
năng
dư
Giá điện năng
(đ/kWh)







Miền Bắc
435
419
415
483
472
470
235
Miền Trung
403
411
418
418
427
439
220

Miền Nam
428
427
426
453
451
447
223
Giá công suất (cho
cả 3 miền) (đ/kWh)
1.674






Bảng 1.5: Biểu giá chi phí tránh được năm 2009

Mùa khô
Mùa mưa
Giờ
cao
điểm
Giờ
bình
thường
Giờ
thấp
điểm

Giờ
cao
điểm
Giờ
bình
thường
Giờ
thấp
điểm
Phần
điện
năng
dư
Giá điện năng
(đ/kWh)








17
Miền Bắc
466
455
448
501
458

431
215
Miền Trung
459
446
444
475
448
442
221
Miền Nam
441
438
433
481
471
465
233
Giá công suất (cho
cả 3 miền) (đ/kWh)
1.633






Bảng 1.6: Biểu giá chi phí tránh được năm 2010

Mùa khô

Mùa mưa
Giờ
cao
điểm
Giờ
bình
thường
Giờ
thấp
điểm
Giờ
cao
điểm
Giờ
bình
thường
Giờ
thấp
điểm
Phần
điện
năng
dư
Giá điện năng
(đ/kWh)

Miền Bắc
603
590
561
529
498
484
242
Miền Trung
573
567
563
481
468
460
230
Miền Nam
575
568
555
511
501
492
246
Giá công suất (cho
cả 3 miền) (đ/kWh)
1.772

Bảng 1.7: Biểu giá chi phí tránh được năm 2011

Mùa khô
Mùa mưa
Giờ
cao
điểm
Giờ
bình
thường
Giờ
thấp
điểm
Giờ
cao
điểm
Giờ
bình
thường
Giờ
thấp
điểm
Phần
điện
năng

dư
Giá điện năng
(đ/kWh)