XÂY DỰNG THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO VIỆT NAM

PHÂN BAN B4. Kinh doanh điện năng và thị trường điện lực

XÂY DỰNG THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
CHO VIỆT NAM
Nguyễn Hương Mai, Nguyễn Thị Như Vân
Khoa Quản lý năng lượng - Trường Đại học Điện lực
Tóm tắt: Dịch vụ cung cấp công suất phản kháng là dịch vụ quan trọng không thế
thiếu trong hệ thống cung cấp điện. Để giữ ổn định điện áp lưới điện, ngoài phương
án đặt bù, các đơn vị vận hành lưới điện phải huy động công suất phản kháng từ các
nhà máy. Hiện tại, ở Việt Nam mới chỉ có quy định rõ ràng về cơ chế bán công suất
phản kháng của EVN nhưng chưa có quy định về việc chào mua công suất phản kháng
từ các nhà máy. Bài báo sẽ phân tích những ưu nhược điểm trong cơ chế mua bán
công suất phản kháng hiện hành. Từ đó đề xuất xây dựng cơ chế chào giá công suất
phản kháng cho các nhà máy phù hợp với thị trường điện cạnh tranh trong tương lai.
1. GIỚI THIỆU CHUNG
Ngành điện đã góp phần tạo dựng cơ sở hạ tầng và là động lực phát triển cho nhiều ngành kinh tế
khác, để duy trì và phát triển điều đó trong những năm tiếp theo, với nhu cầu sử dụng điện năng
ngày càng tăng cao, ngành Điện phải đáp ứng nhiệm vụ đảm bảo cung cấp điện ổn định, chất
lượng và uy tín, để thực hiện được điều đó cần phải có một thị trường điện phù hợp, năng động để
đáp ứng kịp thời các vấn đề này.
Ngày 08/10/2013, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg quy định về
lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện
lực tại Việt Nam. Theo đó, thị trường điện lực tại Việt Nam được hình thành và phát triển qua 3
cấp độ: Thị trường phát triện cạnh tranh (từ nay đến hết năm 2014); thị trường bán buôn điện cạnh
tranh (thí điểm từ năm 2015 - 2016 và hoàn chỉnh từ năm 2017 - 2021) và thị trường bán lẻ điện
cạnh tranh thí điểm (từ năm 2021 – 2023) và thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh (từ sau
năm 2023).
Hiện nay ngành điện Việt nam đang chuyển dần từ cơ chế thị trường điều tiết sang thị trường phi
điều tiết, đi kèm với thị trường cạnh tranh mua bán điện năng cần phải có các thị trường dịch vụ
phụ trợ để đảm bảo tính an ninh trong cung cấp điện như dự phòng khởi động nhanh, dự phòng
nguội, dự phòng vận hành phải phát, công suất phản kháng, điều khiển tần số... do ràng buộc an

ninh hệ thống điện. Trong các dịch vụ này, giao dịch về công suất phản kháng đã được xây dựng
theo dạng thị trường ở một số nước trên thế giới. Nhìn chung, thị trường công suất phản kháng có
thể chia làm 4 dạng khác nhau.

721


HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC
Dạng đầu tiên là ở một số nước có nhà vận hành thị trường độc lập như Anh và xứ Wales,
Australia, India, Belgium, Hà Lan và một số tỉnh thuộc Canada. Ở thị trường này vấn đề bù công
suất phản kháng sẽ do nhà vận hành thị trường quyết định huy động các tổ máy cung cấp công
suất phản kháng. Trong dạng thị trường này thì có quốc gia sẽ coi việc cung cấp công suất phản
kháng như là một dịch vụ phụ trợ và việc mua bán và định giá được xác định theo thị trường. Còn
một số quốc gia sẽ quy định khoảng tối thiểu bắt buộc các máy phát phải cung cấp công suất phản
kháng, và các máy phát chỉ được thanh toán khi cung cấp ngoài khoảng đã định.
Dạng thứ hai là thị trường công suất phản kháng ở Thuỵ điển. Quốc gia này có chính sách hoàn
toàn khác. Thị trường này xem việc bù công suất phản kháng là bắt buộc do đó sẽ không có bất cứ
khoản thanh toán nào cho nhà cung cấp.
Dạng thứ ba là thị trường ở Alberta (Canada). Thị trường này sẽ phạt các bên không thực hiện
đúng yêu cầu bù hoặc hấp thụ công suất phản kháng do nhà vận hành thị trường đưa ra. Ở
Argentina phạt công suất phản kháng không chỉ áp dụng đối với máy phát mà còn áp dụng với bên
vận hành truyền tải, vận hành phân phối và các phụ tải lớn. Bài báo sẽ tập trung xét tính khả thi
của việc xây dựng thị trường công suất phản kháng tại Việt Nam theo mô hình này
Dạng thị trường cuối cùng là ở Nhật bản. Vấn đề bù công suất phản kháng được trở thành một
chính sách tài chính khuyến khích hộ tiêu thụ cuối cùng nâng cao hệ số công suất. Kinh nghiệm
này có thể được áp dụng cho thị trường của Việt Nam để nâng cao hệ số công suất của các hộ tiêu
thụ cuối cùng.
Trên thực tế, việc mua bán công suất phản kháng ở Việt Nam đã được thực hiện từ năm 2006 theo
thông tư 07 của Bộ Công Nghiệp. Bộ Công Thương vừa có Thông tư 15/2014 thay đổi một số
điều trong thông tư 07/2006 cho phù hợp hơn với điều kiện thị trường hiện tại. Như vậy, việc giao

dịch công suất phản kháng ở nước ta đã được thực hiện từ trước khi có thị trường điện.
Thông tư quy định rõ các khách hàng mua điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ có công suất sử
dụng cực đại từ 80 kW hoặc máy biến áp có dung lượng từ 100 kVA trở lên và có hệ số công suất
cos < 0,9 phải mua công suất phản kháng. Trường hợp bên bán điện không đảm bảo chất lượng
điện theo quy định của Chính phủ thì bên mua điện không phải mua công suất phản kháng khi hệ
số công suất cos < 0,9.
Tiền mua công suất phản kháng là số tiền bên mua điện phải trả cho bên bán điện để bù đắp các
khoản chi phí mà bên bán điện phải đầu tư thêm nguồn công suất phản kháng hoặc thay đổi
phương thức vận hành lưới điện do bên mua điện sử dụng quá lượng công suất phản kháng quy
định. Theo Thông tư này, bên bán điện được quy định là các đơn vị bán buôn và bán lẻ điện có
giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn và bán lẻ điện. Hiện tại chỉ có Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (EVN) là có đủ thẩm quyền để thực hiện chức năng này.
Việc mua công suất phản kháng của bên mua điện được xác định tại điểm đặt thiết bị đo đếm điện
thông qua hệ số công suất trung bình. Hệ số công suất trung bình (cos) được tính bằng lượng
điện năng ghi được tại công tơ đo đếm điện năng tác dụng và điện năng phản kháng trong một kỳ
ghi chỉ số công tơ, được xác định như sau:

722


PHÂN BAN B4. Kinh doanh điện năng và thị trường điện lực
(1)

√

Trong đó:
Ap: Điện năng tác dụng trong một chu kỳ ghi chỉ số công tơ (kWh);
Aq: Điện năng phản kháng trong một chu kỳ ghi chỉ số công tơ tương ứng (kVArh).
Tiền mua công suất phản kháng được tính theo công thức:
Tq =Ta´k%

(2)
Trong đó:
Tq: Tiền mua công suất phản kháng (chưa có thuế giá trị gia tăng);
Ta: Tiền mua điện năng tác dụng (chưa có thuế giá trị gia tăng);
k : Hệ số bù đắp chi phí do bên mua điện sử dụng quá lượng công suất phản kháng quy
định.
Trường hợp bên mua điện có khả năng phát công suất phản kháng lên hệ thống điện và bên bán
điện có nhu cầu mua công suất phản kháng thì hai bên có thể thoả thuận việc mua bán công suất
phản kháng thông qua hợp đồng. Trường hợp hai bên không thỏa thuận được thì kiến nghị Bộ
Công Thương xem xét quyết định.
Thực tế, việc giao dịch công suất phản kháng hiện tại mới chỉ dừng ở mức quy định chi tiết về số
tiền mua công suất phản kháng đối với khách hàng có hệ số phụ tải nhỏ hơn 0.9. Số tiền này sẽ
được thanh toán cho bên bán điện (hiện tại là EVN). Việc bán công suất phản kháng chưa có quy
định rõ ràng, thể hiện bằng 1 điều khoản nhỏ là hai bên có thể thỏa thuận thông qua hợp đồng.
Tuy nhiên, hiện tại cũng chưa có hợp đồng mua công suất phản kháng đối với các nhà máy điện
ngoài EVN. Việc giao dịch công suất phản kháng như hiện tại có ưu điểm là dễ tính toán số tiền
khách hàng phải nộp nếu có hệ số phụ tải thấp hơn 0.9 thông qua các thiết bị đo đếm đã có sẵn.
Tuy nhiên, giá mua công suất phản kháng quy định theo cơ chế hiện tại sẽ không có tính linh hoạt
theo nhu cầu thị trường. Sẽ xảy ra trường hợp nhiều đơn vị không quan tâm đến việc bù công suất
phản kháng khi số tiền mua thấp hơn số vốn đầu tư cho hệ thống bù.
Thêm vào đó, cơ chế giao dịch công suất phản kháng hiện tại không công bằng. Có nhiều trường
hợp các nhà máy phải giảm công suất tác dụng để phát công suất phản kháng nhằm đảm bảo ổn
định lưới điện. Các nhà máy này sẽ chịu thiệt hại do giảm doanh thu từ phần công suất tác dụng
không được phát mà lại không nhận được thanh toán khi phát công suất phản kháng. Đối với thị
trường bán buôn điện cạnh tranh, cơ chế này là không minh bạch vì số tiền mua công suất phản
kháng hiện tại do EVN quản lý. Trong khi trên thị trường có rất nhiều nhà máy không thuộc EVN
tham gia. EVN cũng không có cơ chế mua công suất phản kháng từ các nhà máy này.
Các nhà máy không được chào bán công suất phản kháng, sẽ làm giảm động lực trong việc tham
gia vào công tác giữ ổn định lưới điện chung. Cơ chế mua bán công suất phản kháng hiện tại cũng

không đảm bảo được tất cả các khách hàng sẽ tìm cách nâng hệ số phụ tải lên trên 0.9.

723


HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC
Do vậy bài báo đề xuất xây dựng cơ chế chào giá công suất phản kháng cho các nhà máy phù hợp
với thị trường điện cạnh tranh trong tương lai. Cơ chế chào giá công suất phản kháng sẽ giống như
cơ chế chào giá công suất tác dụng, tuy nhiên phần giá công suất phản kháng sẽ nhỏ hơn so với
giá công suất tác dụng vì chi phí của việc phát công suất phản kháng chủ yếu là chi phí cơ hội,
không có chi phí nhiên liệu. Bài báo tập trung tính toán chi phí công suất phản kháng để khi đưa
thị trường công suất phản kháng vào vận hành, các nhà máy không bị giảm nhiều lợi nhuận và chi
phí điện năng cho các khách hàng không bị tăng quá cao
2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT
2.1. Giới hạn công suất của máy phát điện

a.

b.

Hình 1. Giới hạn công suất của máy phát điện
Ở chế độ vận hành bình thường, máy phát điện đồng bộ làm việc với sức điện động E cao hơn
điện áp đầu cực máy phát UF (chế độ quá kích thích, đưa công suất phản kháng Q vào hệ thống, Q
> 0). Khi máy phát làm việc ở chế độ thiếu kích thích hoặc mất kích thích, sức điện động E thấp
hơn điện áp UF, máy phát nhận công suất phản kháng từ hệ thống (Q < 0).
Trên hình 1, Qbase là phần công suất phản kháng cho phần tự dùng.
Giả sử công suất cần phát là PA MW, máy phát có thể phát công suất phản kháng trong khoảng từ
Qbase đến QA mà không cần thay đổi công suất tác dụng
Tuy nhiên, nếu hệ thống yêu cầu phát công suất phản kháng QB>QA để đảm bảo ổn định điện áp
thì máy phát phải phát công suất tác dụng PB

doanh thu nếu chỉ được thanh toán cho phần công suất tác dụng mà không thanh toán cho phần
công suất phản kháng.
Chi phí công suất phản kháng bao gồm những thành phần sau:

724


PHÂN BAN B4. Kinh doanh điện năng và thị trường điện lực
 Chi phí công suất khả dụng (a0, VNĐ/h): Chi phí cố định thanh toán cho lượng công suất
khả dụng của nhà máy, không cần quan tâm đến lượng công suất phát thực tế trên lưới;
 Chi phí công suất phát (hệ số m1, m2, VNĐ/MVAr-h): Chi phí thanh toán cho phần công
suất phát thực tế trên thị trường, ở chế độ quá kích thích và thiếu kích thích. Có nghĩa là m1
là hệ số chi phí cho phần công suất phản kháng mà máy phát nhận từ hệ thống, m2 là hệ số
chi phí cho phần công suất máy phát phát lên hệ thống nằm trong khoảng từ Qbase đến QA;
 Chi phí cơ hội (hệ số m3, VNĐ/MVAr-h): Chi phí thanh toán khi máy phát phải giảm công
suất tác dụng theo huy động để phát công suất phản kháng cho thị trường. Để đơn giản hóa

việc tính toán trong bài báo, phần chi phí này sẽ được tuyến tính hóa giống phần chi phí
công suất phát.
Hình 2. Hàm chi phí cho công suất phản kháng
2.2. Bài toán tối ưu công suất trong hệ thống điện
Để tính toán chế độ vận hành tối ưu của hệ thống điện, càn đặt ra các hàm mục tiêu và hàm chi
phí. Thông thường, hàm mục tiêu của bài toán tối ưu công suất là cực tiểu hàm chi phí. Bài báo
này xét hàm mục tiêu là tối thiểu chi phí công suất phát của các tổ máy có xét đến các ràng buộc
sau:
 Giới hạn công suất phát của các tổ máy (bao gồm cả công suất phản kháng và công suất tác
dụng);
 Giới hạn công suất truyền tải trên các đường dây;
 Điện áp nút đảm bảo trong khoảng 0.9-1.1 pu.
Bài toán tối ưu công suất của bài báo được trình bày như sau

Xác định phân bố công suất của các tổ máy để tổng chi phí công suất phát là nhỏ nhất
Hàm mục tiêu:
f = Σ(C(Pi)+ C(Qi))  min

(3)

Thoả mãn các điều kiện sau:
 Giới hạn công suất tác dụng của nhà máy: 0 ≤ Pi ≤ Pimax

725


HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC
 Giới hạn công suất phản kháng của nhà máy: Qimin ≤ Qi ≤ Qimax
 Giới hạn về khả năng tải của đường dây: -Pijmax ≤ Pij ≤ Pijmax
 Giới hạn về điện áp nút: 0.9 ≤ Vi ≤ 1.1
Trong đó:
Pi, Qi: công suất tác dụng và công suất phản kháng phát lên lưới của nhà máy i
C(Pi), C(Qi): chi phí công suất phát của nhà máy i
Pimax: công suất tác dụng cực đại của nhà máy i
Qimin, Qimax: công suất phản kháng cực tiểu và cực đại của nhà máy i
Pij: dòng công suất truyền tải trên đường dây nối từ nút i đến nút j
Pijmax: giới hạn công suất truyền tải của đường dây từ nút i đến nút j
Vi: điện áp nút i theo hệ đơn vị tương đối (pu)
2.3. Xác định hàm chi phí công suất phát
Hàm mục tiêu của bài toán tối ưu công suất đặt ra là tối thiểu hóa chi phí công suất phát nên ta bỏ
qua chi phí công suất khả dụng để tính toán.
Hàm chi phí công suất phát cho từng nhà máy được xây dựng như sau:
(4)

(5)
Trong đó:
Cpi, Cqi là chi phí công suất phát cho thành phần công suất tác dụng và công suất phản
kháng của máy phát i
mpi, mqi là hệ số chi phí của nhà máy i
Pi, Qi là công suất tác dụng và công suất phản kháng của nhà máy i
Qimax là công suất cực đại của nhà máy i
3. Xây dựng thị trường công suất điện phản kháng cho Việt Nam
3.1. Mô phỏng hệ thống truyền tải điện Việt Nam
Bài báo sử dụng chương trình MATPOWER để mô phỏng hệ thống truyền tải điện 500kV và
220kV Việt Nam phục vụ cho việc tính toán giá công suất phản kháng trên thị trường điện Việt

726


PHÂN BAN B4. Kinh doanh điện năng và thị trường điện lực
Nam. MATPOWER là gói chương trình bao gồm các tập lệnh của MATLAB dùng để tính toán
chế độ xác lập (power flow-pf) và chế độ vận hành tối ưu (optimal power flow-opf) của lưới điện.
Đây là một công cụ mô phỏng phục vụ cho mục địch học tập và nghiên cứu, dễ sử dụng và
sửa đổi.
Lưới điện mô phỏng gồm 281 nút, trong đó có 86 nút phát và 164 nút phụ tải. Công suất lưới điện
mô phỏng được tổng kết trong Bảng 1.
Bảng 1. Công suất lưới mô phỏng
Công suất
CS thực - P (MW)

CS phản kháng – Q (MVAr)

Nguồn lắp đặt

33562

-13185 đến 19777

Phụ tải

24779

6289

Tụ bù

-

1542

3.2.Tính toán phân bố tối ưu công suất
3.2.1. Trường hợp chi phí công suất phản kháng bằng chi phí công suất tác dụng
Thống kê chi phí công suất phát cơ sở cho thành phần công suất tác dụng (mp0) của từng nhà máy
trong lưới điện mô phỏng được trình bày ở phần phụ lục. Trong trường hợp này, hệ số chi phí mq
của máy phát được lấy bằng hệ số chi phí mp0. Chi phí công suất tác dụng và công suất phản
kháng được tính theo phương trình (4) và (5).
Từ hình 3, ta thấy nếu chỉ xét chi phí công suất tác dụng, sẽ có nhiều nhà máy phải phát hoặc nhận
một lượng lớn công suất phản kháng, ví dụ máy phát 73204 phát 628 MW và 415 Mvar. Trong
khi nếu xét cả chi phí công suất phản kháng lẫn tác dụng, lượng công suất phản kháng các nhà
máy nhận và phát lên lưới được san bằng hơn nhiều, ví dụ nhà máy 73204 phát 750 MW và 269
MVAr. Việc thu hẹp biên độ phát công suất phản kháng của các nhà máy cũng có thêm ưu điểm là
góp phần giảm tải cho hệ thống đường dây.

727

HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC

Hình 3. Biểu diễn lượng công suất tác dụng và phản kháng mà các nhà máy phát trên hệ
thống đối với 2 hàm mục tiêu khác nhau (Hàm 1: tối thiểu chi phí công suất tác dụng (màu
xanh) và Hàm 2: tối thiểu chi phí công suất tác dụng và công suất phản kháng (màu đỏ))

728


PHÂN BAN B4. Kinh doanh điện năng và thị trường điện lực
Vì chi phí công suất tác dụng không đổi, hệ thống được tính thêm chi phí công suất phản kháng
nên vô hình các nhà máy lại thu thêm được nguồn lợi do giá điện ở các nút phụ tải tăng cao. Ta
giảm hệ số chi phí mp và mq của các máy phát xuống 80%. Dòng phân bố công suất trên lưới vẫn
không đổi so với trường hợp xét 100% chi phí công suất tác dụng và công suất phản kháng.
Tuy nhiên, chi phí biên (LMP) khi xét đến chi phí công suất phản kháng lại có sự sai khác lớn
giữa các nút, kể cả khi xét 80% chi phí (xem hình 3). Chi phí biên tại các nút trong hệ thống là chi
phí tăng thêm để sản xuất thêm 1 đơn vị công suất tại nút đó. Như vậy, khi xét đến chi phí công
suất phản kháng, phân bố công suất tác dụng không còn là tối ưu nữa, dẫn đến việc có một số phụ
tải phải chịu giá điện cao. Trong kinh doanh điện năng, sản phẩm quan trọng nhất đối với khách
hàng tiêu thụ vẫn là công suất tác dụng. Do đó, việc tính chi phí công suất phản kháng và công
suất tác dụng như nhau là không hợp lý.
3.2.2. Trường hợp chi phí công suất phản kháng khác với chi phí công suất
tác dụng
Xét thêm các trường hợp sau:
 Trường hợp 1:
- Hệ số chi phí của công suất tác dụng bằng 0.9 hệ số cơ sở mp0
- Hệ số chi phí của công suất phản kháng bằng 0.3 hệ số cơ sở mp0
 Trường hợp 2:

- Hệ số chi phí của công suất tác dụng bằng 0.9 hệ số cơ sở mp0
- Hệ số chi phí của công suất phản kháng bằng 0.2 hệ số cơ sở mp0
Kịch bản cơ sở là trường hợp chỉ xét chi phí công suất tác dụng, không xét đến chi phí công suất
phản kháng như thị trường hiện tại của Việt Nam.

Hình 4. Chi phí biên đối với các cách lập chi phí công suất khác nhau

729


HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC
Trên hình 4 ta thấy sự chênh lệch của chi phí biên tại các nút trong hệ thống ở trường hợp hệ số
chi phí công suất tác dụng bằng 0.9 mp0 và hệ số chi phí phản kháng bằng 0.2 mp0 (0.9P 0.2Q) đã
thu hẹp đáng kể, gần bằng với kịch bản cơ sở (1P 0Q). Trường hợp này, hàm tổng chi phí cũng
khá gần với kịch bản cơ sở (xem hình 5), đạt 16 tỷ VNĐ. Hình 5 cũng cho thấy, tổng chi phí công
suất phát của hệ thống giảm mạnh khi hệ số chi phí của công suất tác dụng giảm (mặc dù hệ số chi
phí công suất phản kháng khá cao). Do vậy ta không lựa chọn phương án thiết lập hệ số chi phí
công suất tác dụng nhỏ hơn 0.9 hệ số chi phí ban đầu.
Khi giữ nguyên hệ số chi phí công suất tác dụng, hệ số chi phí công suất phản kháng giảm cũng
làm tổng chi phí công suất phát của hệ thống giảm nhẹ. Do đó ta không lựa chọn phương án tiếp
tục giảm hệ số chi phí công suất phản kháng nhỏ hơn 0.2.

Hình 5. Tổng chi phí công suất phát cho các trường hợp
4. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Thị trường công suất điện phản kháng được thực hiện mua bán theo thông tư số: 15/2014/TT-BCT
của Bộ Công Thương. Tuy nhiên thị theo thông tư này mới chỉ quy định đến việc các phụ tải có
cosφ<0.9 mà không hề đề cập đến việc các nguồn phát. Mặt khác cơ chế phát được đưa ra trong
thông tư không thúc đẩy được động lực nâng cao hệ số cosφ của các phụ tải. Theo tính toán mô
phỏng ở phần trên đã thấy rõ việc các máy phát tiêu thụ hay phát công suất phản kháng đều làm
ảnh hưởng đến chi phí của hệ thống nên do đó bài báo đề xuất phương án tính chi phí công suất

giao dịch trên thị trường như sau:
 Giá công suất tác dụng bằng 90% giá công suất tác dụng hiện tại (không tính đến chi phí
công suất phản kháng);
 Giá công suất phản kháng bằng 20% giá công suất tác dụng hiện tại.
Công suất phản kháng sẽ được các nhà máy chào giá lên thị trường giống cơ chế chào giá công
suất tác dụng. Bài báo mới chỉ xét đến mô hình phát điện cạnh tranh cho công suất phản kháng
nên nhóm tác giả đề xuất đối với phụ tải trong ngắn hạn tiếp tục áp dụng cơ chế phạt như thông tư.
Nhóm tác giả sẽ tiếp tục nghiên cứu mô hình chào mua công suất phản kháng cho các công ty mua
điện để hoàn thiện thị trường cạnh tranh toàn phần cho công suất phản kháng.

730


PHÂN BAN B4. Kinh doanh điện năng và thị trường điện lực
PHỤ LỤC. THỐNG KÊ CHI PHÍ CÔNG SUẤT PHÁT CƠ SỞ
CHO CÁC NÚT MÁY PHÁT
Nút

mp0
(VNĐ/MWh)

Nút

mp0
(VNĐ/MWh)

Nút

mp0
(VNĐ/MWh)

12204

688000

43211

564000

52206

712000

13201

572800

43212

528000

53201

387200

23201

702400

43213

528000

54201

387200

24202

524800

43214

536000

54205

442400

25201

536000

44206

524000

54206

387200

26201

528000

45202

512000

54208

652000

29207

643200

45206

860800

54501

652000

31203

751200

46201

548000

55236

2529600

31204

615200

46204

628000

59203

265600

31205

690400

47502

636000

59206

1348800

31214

664000

48201

524000

59217

556800

31501

690400

49201

520000

60201

820000

31502

656000

49202

404000

60202

536000

34204

672000

49203

520000

60501

514400

34205

664000

49204

712800

68202

2256800

34206

556000

49205

712800

68502

2256800

34501

550400

49207

520000

70204

716000

35201

136000

49502

404000

70501

716000

36209

702400

50201

528000

71501

700000

36212

694400

50202

745600

73204

840000

37207

689600

50203

573600

76201

702400

37208

520000

50204

632000

76202

540000

38203

664000

50205

632000

76205

702400

38502

664000

50206

745600

76206

702400

41205

512000

51201

528000

76207

696000

43206

706400

51202

640000

76209

696000

43208

566400

51203

1668000

76301

702400

43209

702400

51204

1604000

76302

702400

43210

564000

51205

712000

731


HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC

TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]

Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg “Quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện
để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam”.

[2]

Phê duyệt quy hoạch phát triển Điện lực Quốc Gia năm 2011-2020 có xét đến năm 2030
ban hành ngày 21/7/2011 của Thủ tướng Chính phủ.

[3]

Thông tư 15/2014/TT-BCT quy định về mua, bán công suất phản kháng.

[4]

- amahy, Bhattacharya, C Ca i ar ,
n , an, “ r cur m nt ar t
d f r R activ
w r rvic C n id ring y t m curity”,
Transactions on
Power Systems, 23(1), 137-149.

[5]

Ray D. Zimmerman, Carlos E. Murillo- anch , “ atp w r 5 0b1 U r’

732

anua ”.


PHÂN BAN B4. Kinh doanh điện năng và thị trường điện lực

733