Phân tích, đánh giá rủi ro của các dự án nhà máy thủy điện trong thị trường phát điện cạnh tranh tại việt nam

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ................................................................................................... 3
LỜI CẢM ƠN ......................................................................................................... 5
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT .................................................... 6
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU ............................................................................ 7
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ .................................................................. 8
MỞ ĐẦU................................................................................................................. 9
Chương I. THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH VIỆT NAM ............. 13
1.1 Mô hình, cấu trúc và hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam .. 13
1.1.1 Mô hình Thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam (VCGM) ................. 13
1.1.2 Cấu trúc thị trường ......................................................................................... 14
1.1.3 Đối tượng tham gia thị trường ........................................................................ 16
1.1.4 Nguyên tắc hoạt động của thị trường ............................................................. 16
1.1.5 Các cơ chế hoạt động của thị trường .............................................................. 17
1.2 Các thành phần nguồn điện tham gia thị trường................................................... 21
1.2.1 Cơ cấu nguồn điện trong thị trường điện ....................................................... 21
1.2.2 Dự báo công suất nguồn điện và điện năng ................................................... 23
1.3 Vai trò của các đối tác tham gia thị trường điện ................................................... 24
1.3.1 Phân loại các dạng thành viên tham gia thị trường điện ................................ 24
1.3.2 Chức năng, nhiệm vụ của các đơn vị tham gia thị trường điện...................... 25
1.3.3 Chức năng, nhiệm vụ của cơ quan giám sát, điều tiết thị trường điện ........... 27
Chương II. ĐẶC ĐIỂM VÀ CÁC RỦI RO TRONG ĐẦU TƯ DỰ ÁN THỦY
ĐIỆN ..................................................................................................................... 28
2.1 Đặc điểm của nhà máy thủy điện .......................................................................... 28
2.1.1 Ưu, nhược điểm cơ bản .................................................................................. 28
2.1.2 Đặc điểm về chi phí, cơ cấu nguồn vốn đầu tư .............................................. 30


2.1.3 Đặc điểm ảnh hưởng đến môi trường............................................................. 30
2.1.4 Các đặc điểm khác ngoài phát điện ................................................................ 32
2.2 Các yếu tố rủi ro đầu tư dự án nhà máy thủy điện ................................................ 33

2.2.1 Các yếu tố rủi ro chủ quan ............................................................................. 34
2.2.2 Các yếu tố rủi ro bởi điều kiện khí hậu, thời tiết, thủy văn, môi trường, trồng
bù rừng..................................................................................................................... 36
2.2.3 Các yếu tố rủi ro bởi biến động về chính trị, kinh tế, tài chính ...................... 37
2.3 Các chỉ tiêu đánh giá Kinh tế - Tài chính ............................................................. 38
2.3.1 Giá trị hiện tại thuần (NPV – Net Present Value) .......................................... 39
2.3.2 Tỷ suất hoàn vốn nội tại (Internal Rate of Return -IRR) ............................... 41
2.3.3 Chỉ tiêu lợi ích / Chi phí (Benefits/Cost - B/C).............................................. 43
2.3.4 Phân tích độ nhạy (Sensitivity Analysis) đánh giá rủi ro tài chính ................ 44
Chương III. MÔ HÌNH LÝ THUYẾT TRÒ CHƠI TRONG PHÂN TÍCH RỦI
RO ........................................................................................................................ 46
3.1 Lịch sử hình thành ................................................................................................ 46
3.2 Các yếu tố hình thành trò chơi .............................................................................. 48
3.2.1 Đối tượng chơi (player) .................................................................................. 48
3.2.2 Cách biểu diễn một trò chơi ........................................................................... 49
3.2.3 Nguyên tắc của trò chơi.................................................................................. 51
3.2.4 Chiến lược chơi (Strategy) ............................................................................. 52
3.2.5 Đánh giá - Thu hoạch (payoff) ....................................................................... 53
3.3 Áp dụng mô hình Lý thuyết trò chơi trong chào giá trên thị trường điện ........... 54
3.3.1 Phương pháp luận ........................................................................................... 54
3.3.2 Giả thiết mô hình chào giá trong thị trường ................................................... 56
3.3.3 Bài toán với chiến lược chơi cố định ............................................................. 58
3.3.4 Bài toán với chiến lược chơi hỗn hợp ............................................................ 59
Chương IV. VÍ DỤ MINH HỌA VỀ PHÂN TÍCH RỦI RO ĐẦU TƯ NHÀ MÁY
THỦY ĐIỆN CỤ THỂ TRONG THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH .. 62
2


4.1 Giới thiệu về nhà máy thủy điện Bá Thước 1 ....................................................... 62
4.2 Nguồn vốn đầu tư, số liệu dùng phân tích Kinh tế - Tài chính ............................ 65

4.3 Phân tích hiệu ích kinh tế, phân tích rủi ro kinh tế bằng phương pháp độ nhạy . 69
4.3.1 Các chỉ tiêu lựa chọn phân tích dự án thuỷ điện ............................................ 69
4.3.2 Hiệu ích của dự án .......................................................................................... 70
4.3.3 Kết quả tính toán ............................................................................................ 70
4.4 Phân tích hiệu ích tài chính, phân tích rủi ro tài chính bằng phương pháp độ nhạy71
4.4.1 Các chỉ tiêu lựa chọn đánh giá hiệu ích ......................................................... 71
4.4.2. Các chi phí tài chính ...................................................................................... 72
4.4.2.1. Vốn đầu tư .................................................................................................. 72
4.4.2.2 Chi phí trong quá trình vận hành sản xuất .................................................. 73
4.4.2.3 Hệ số chiết khấu tài chính và thời gian phân tích dự án ............................. 73
4.4.3 Các khoản thu ................................................................................................. 73
4.4.4 Kết quả phân tích tài chính và kết luận .......................................................... 73
4.5 Sử dụng mô hình lý thuyết trò chơi phân tích rủi ro khi chào giá thủy điện Bá
Thước 1 ....................................................................................................................... 75
Chương V. CÁC GIẢI PHÁP GIẢM THIỂU RỦI RO ĐỐI VỚI CÁC NHÀ MÁY
THỦY ĐIỆN THAM GIA THỊ TRƯỜNG ........................................................... 91
5.1 Quản trị rủi ro dự án ............................................................................................. 91
5.2 Giải pháp giảm thiểu rủi ro giai đoạn đầu của dự án đến kết thúc đầu tư xây dựng
dự án thủy điện ........................................................................................................... 93
5.2.1 Giai đoạn khảo sát, lập dự án đầu tư, thiết kế kỹ thuật .................................. 93
5.2.2 Giai đoạn thi công lắp đặt .............................................................................. 93
5.3 Giải pháp giảm thiểu rủi ro giai đoạn vận hành thương mại, tham gia thị trường97
KẾT LUẬN........................................................................................................... 98
TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................. 100
PHỤ LỤC

3


LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan Luận văn này là kết quả nghiên cứu của riêng cá nhân tôi.
Luận văn có tham khảo một số sách, báo đã được xuất bản, tài liệu và các thông tin
đáng tin cậy trong một số trang Web và được trích dẫn đầy đủ, chính xác. Tôi xin chịu
hoàn toàn trách nhiệm nếu có sử dụng kết quả của người khác.
Tác giả

Trần Quốc Hùng

4


LỜI CẢM ƠN
Luận văn thạc sỹ kỹ thuật , chuyên ngành Kỹ thuật Điện với tên đề tài là “Phân
tích, đánh giá rủi ro của các dự án nhà máy thủy điện trong thị trường phát điện
cạnh tranh tại Việt Nam” được hoàn thành vào tháng 3 năm 2015.
Đặc biệt tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới

Thầy giáo VS.GS.TSKH

Trần Đình Long, người đã dành nhiều thời gian công sức trực tiếp hướng dẫn, giúp đỡ
tác giả hoàn thành Luận văn này. Xin gửi lời cám ơn chân thành đến các thầy giáo, cô
giáo trong Viện Điện, các thầy cô đã trực tiếp giảng dạy, Viện đào tạo sau đại học
trường Đại học Bách Khoa Hà N ội và toàn t hể bạn bè đã giúp đỡ tác giả trong thời
gian học tập và rèn luyện tại trường.
Qua đây tác giả cũng xin gửi lời cảm ơn tới gia đình , các bạn bè đồng nghiệp
đã luôn quan tâm, động viên và khích lệ trong quá trình học tập và nghiên cứu.
Do thời gian nghiên cứu có hạn, chắc chắn luận văn không tránh khỏi những
thiếu sót, những điểm hạn chế. Tác giả kính mong nhận được mọi ý kiến góp ý, chỉ bảo
của các thầy cô, ý kiến góp ý của bạn bè, đồng nghiệp để tác giả có thể hoàn thiện hơn
vốn hiểu biết, tiếp tục nghiên cứu và phát triển đề tài.

Xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, tháng 03 năm 2015

Trần Quốc Hùng

5


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

Kí hiệu, chữ viết tắt

Nội dung

BOT - Build - Operate - Transfer

Xây dựng – Vận hành – Chuyển giao

CfD - Contract for Difference

Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác

ERAV - Electricity Regulatory Authority Cục Điều tiết điện lực Việt Nam
of VN
EVN - Việt Nam Electricity

Điện lực Việt Nam

Genco - Generation Company

Công ty phát điện

IPP - Independent Power Producer

Nhà máy phát điện độc lập

MDMSP- Management Data Monitoring
System Provider

Đơn vị quản lý hệ thống dữ liệu

PPA - Power Purcharge Agreement

Hợp đồng mua bán điện

PC - Power Company

Công ty Điện lực

SMO - System and Market Operation

Cơ quan vận hành Hệ thống & Thị
trường điện

SB - Single Buyer

Đơn vị mua duy nhất

SMHP - Strategy Multi-purpose Hypro
Plant

Nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục
tiêu

SMP – System Marginal Price

Giá biên hệ thống

NPT - National Power Transmission
Corporation

Tổng công ty Truyền tải điện Quốc Gia

VCGM - VN Competive Generation
Market

Thị trường phát điện cạnh tranh Việt
Nam

6


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1: Dự báo công suất và điện năng các nguồn điện..............................Trang 23
Bảng 3.1: Biểu diễn trò chơi dạng chuẩn tắc………………………………………… 49
Bảng 3.2: Biểu diễn Ma trận thanh toán A …………………………………………...55
Bảng 4.1: Thông số kỹ thuật chính của công trình thủy điện Bá Thước 1…………..63
Bảng 4.2: Bảng tổng hợp các đặc tính thuỷ năng của thủy điện Bá Thước 1………....64
Bảng 4.3: Dự toán tiền điện hàng năm thủy điện Bá Thước 1 ……………………..…66
Bảng 4.4: Phương án huy động vốn thủy điện Bá Thước 1………………………..….66

Bảng 4.5: Vốn cơ sở thủy điện Bá Thước 1 (đơn vị 109đ) ................ ………………..67
Bảng 4.6: Tính toán vốn dự phòng thủy điện Bá Thước 1 (đơn vị 109đ):………….…67
Bảng 4.7: Vốn kinh tế cho dự án thủy điện Bá Thước 1 (đơn vị 109đ)…………….…67
Bảng 4.8: Tính toán vốn tài chính cho dự án thủy điện Bá Thước 1 (đơn vị 109đ)...68
Bảng 4.9: Cơ cấu chi phí đầu tư dự kiến thủy điện Bá Thước 1……………………... 69
Bảng 4.10: Kết quả phân tích kinh tế, phân tích độ nhạy………………………….…70
Bảng 4.11: Kết quả phân tích tài chính, độ nhạy theo quan điểm Tổng đầu tư…….…74
Bảng 4.12: Kết quả phân tích tài chính, độ nhạy theo quan điểm Chủ đầu tư………74
Bảng 4.13: Bảng biểu thị giá trị ma trận thanh toán…………………………………78
Bảng 4.14: Ma trận thanh toán sau khi loại bỏ p1= 11.0………………………….….80
Bảng 4.15: Ma trận thanh toán sau khi loại bỏ p1 = 11.0, p2 = 11.0, p2 = 10.0…… …81
Bảng 4.16: Ma trận thanh toán sau khi loại bỏ p1 = 11.0, p1 = 10.0, p2 = 11.0………81
Bảng 4.17: Ma trận thanh toán riêng của Bá Thước 1……………………………….82
Bảng 4.18: Ma trận thanh toán riêng của EPP2…………………………………… . 83
Bảng 5.1: Giải pháp xử lý, khắc phục một số rủi ro cơ bản trong quá trình thi công..94
7


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1.1. Cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam………………..Trang 15
Hình 1.2. Cơ cấu nguồn điện theo công suất đặt…………………………………… 21
Hình 1.3. Cơ cấu nguồn điện theo loại hình phát điện………………………………22
Hình 3.1. Biểu thị trò chơi dạng mở rộng.................................................................50
Hình 4.1. Cây loại bỏ mô tả quá trình loại bỏ chiến lược kém ưu thế………………..80
Hình 4.2. Cây loại bỏ cuối cùng……………………………………………………....82
Hình 5.1. Lược đồ quản trị rủi ro trong dự án đầu tư…………………………………92

8

MỞ ĐẦU
Điện năng là một dạng hàng hóa đặc biệt có vị trí vô cùng quan trọng trong xã
hội, là yếu tố cần thiết cho mọi hoạt động sản xuất, là nhu cầu thiết yếu trong sinh hoạt
đời sống của nhân dân, là phần quan trọng đảm bảo sự ổn định chính trị, phát triển
Kinh tế – Xã hội của mỗi quốc gia.
Tại Việt Nam, nhằm thu hút đầu tư nguồn, nâng cao tính cạnh tranh, minh bạch
trong đầu tư và phát triển năng lượng điện, đảm bảo sự phát triển bền vững của hệ
thống điện Việt Nam cần phải xóa bỏ độc quyền, xóa bỏ những mâu thuẫn nội tại rất
cơ bản giữa trách nhiệm đầu tư phát triển điện, đảm bảo an ninh cung cấp điện, thực
hiện chính sách công ích, xã hội, nhất là ở vùng nông thôn, miền núi, vùng sâu, vùng
xa với lợi ích của doanh nghiệp mà động lực chính là lợi nhuận. Chính từ mâu thuẫn
nội tại này dẫn đến những khó khăn của ngành điện đã bộc lộ trong thời gian qua là:
(1) Không thu hút được đầu tư; (2) Không đảm bảo an ninh cung cấp điện do thiếu
điện vào mùa khô; (3) Không đảm bảo lợi ích cho các bên tham gia đầu tư vào ngành
điện; (4) Không minh bạch chi phí trong các khâu từ phát điện, truyền tải đến phân
phối; (5) Không cải thiện hiệu quả sản xuất, kinh doanh và dịch vụ điện lực. Không
còn con đường nào khác là Chính phủ và ngành điện cần phải tìm giải pháp hữu hiệu
đẩy nhanh phát triển thị trường điện cạnh tranh, đầu tiên là ở khâu phát điện, dần tiến
tới cạnh tranh ở khâu bán buôn, bán lẻ theo lộ trình cụ thể. Phát triển thị trường điện
cạnh tranh là xu hướng phát triển chung của các nước trên thế giới, tạo động lực nhằm
nâng cao hiệu quả, minh bạch trong sản xuất kinh doanh điện, là động lực để phát triển
bền vững năng lượng điện và nền Kinh tế - Xã hội.
Thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam đã bắt đầu được áp dụng thí điểm từ
tháng 1/2009, vận hành chính thức từ tháng 7/2012. Thực tế cho thấy, từ thời điểm thị
trường phát điện cạnh tranh chính thức hoạt động đến nay đã đạt được nhiều kết quả
khả quan, nâng cao tính minh bạch , công bằng trong việc huy động các nguồn điện ,
9


mang lại hiệu quả rõ rệt cho các đơn vị tham gia th ị trường, khuyến khích giảm chi phí

phát điện, tạo động lực cho các nhà máy điện rút ngắn thời gi an sửa chữa, đặc biệt vào
mùa khô. Bên cạnh việc quản lý, vận hành hiệu quả Thị trường điện, việc đầu tư các
dự án nguồn, đặc biệt là thủy điện nhằm giảm áp lực thiếu hụt điện năng đang ngày
một gia tăng của hệ thống điện quốc gia là việc làm cấp thiết.
Thủy điện chiếm tỷ trọng tương đối cao trong cấu trúc nguồn điện tại Việt Nam
(tính đến thời điểm tháng 1/2015, nguồn thủy điện chiếm 45,98% công suất đặt của các
nhà máy điện trong hệ thống), cùng với những điểm đặc thù về kỹ thuật, thủy điện có
vai trò vô cùng quan trọng trong việc đảm bảo an ninh hệ thống. Dự án thủy điện phụ
thuộc vào nhiều yếu tố tự nhiên như: vị trí địa lý, địa hình, địa chất, thủy văn; đầu tư
thủy điện đang là một trong những dự án nguồn chứa đựng nhiều rủi ro khi có những
biến động về môi trường sinh thái, địa chất, thủy văn, biến đổi khí hậu, lũ lụt. vv…
Đặc biệt trong bối cảnh nhà máy tham gia thị trường phát điện cạnh tranh vốn có nhiều
rủi ro về mặt chính sách, chiến lược chào giá trong thị trường…, khi mà thị trường
phát điện cạnh tranh mới chính thức đi vào hoạt động.
Nghiên cứu, áp dụng mô hình lý thuyết trò chơi để phân tích rủi ro dự án thủy
điện khi tham gia vào thị trường điện là một cách nhìn mới và có tính khả thi, để cùng
với những phương pháp đánh giá rủi ro khác xây dựng các biện pháp phù hợp, chủ
động nhằm nâng cao hiệu quả quản lý rủi ro, tăng hiệu quả đầu tư, giảm thiểu những
ảnh hưởng bởi các yếu tố khách quan cũng như chủ quan đối với thủy điện trong thị
trường phát điện cạnh tranh. Đối với thủy điện, việc phân loại thủy điện dựa trên tính
đặc thù của đập hoặc tuyến năng lượng và nhà máy, trong phạm vi Luận văn này lấy ví
dụ đối với nhà máy thủy điện kiểu đập thông thường. Với các loại nhà máy khác cũng
áp dụng một cách tương tự song cần tính đến nét đặc thù của dự án.
1) Mục đích nghiên cứu:
- Nghiên cứu cấu trúc Thị trường phát điện cạnh tranh;
10


- Áp dụng các phương pháp phân tích, đánh giá các rủi ro của các nhà máy thủy
điện nhằm đưa ra biện pháp hạn chế rủi ro trong thị trường phát điện cạnh tranh.

2) Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: Trong phạm vi nghiên cứu của luận văn,
tác giả chỉ tập trung nghiên cứu, phân tích rủi ro với các nhà máy thủy điện trong thị
trường điện phát điện cạnh tranh.
3) Phương pháp nghiên cứu:
Phương pháp nghiên cứu chủ yếu được tác giả áp dụng trong quá trình thực hiện
luận văn là nghiên cứu lý luận kết hợp với thực tế trong việc định dạng các yếu tố, tình
huống rủi ro khi đầu tư dự án thủy điện; Áp dụng các phương pháp phân tích về chỉ
tiêu kinh tế - tài chính, áp dụng mô hình trò chơi để phân tích những rủi ro của nhà
máy thủy điện trong thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam; từ đó có những nhận
xét, đánh giá và nêu các biện pháp hạn chế rủi ro.
4) Ý nghĩa khoa học và thực tiễn.
- Ý nghĩa khoa học: Áp dụng phương pháp tiếp cận mới là mô hình lý thuyết trò
chơi để phân tích, đánh giá những rủi ro của dự án thủy điện trong thị trường phát điện
cạnh tranh có tính khả thi nhất định trong những tình huống chiến lược.
- Ý nghĩa thực tiễn: Thông qua các phương pháp phân tích, đánh giá các rủi ro để
xây dựng các biện pháp phù hợp nhằm nâng cao hiệu quả quản lý rủi ro, tăng hiệu quả
đầu tư, hoạt động cho dự án thủy điện trong thị trường phát điện cạnh tranh, phù hợp
với lộ trình cải cách ngành điện.
5) Cấu trúc của luận văn: Ngoài phần mở đầu, kết luận chung và kiến nghị, Luận
văn bao gồm 5 chương như sau:
Chương I. Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
Chương II. Đặc điểm và các rủi ro trong đầu tư dự án thủy điện
Chương III. Mô hình Lý thuyết trò chơi trong phân tích rủi ro
11


Chương IV. Ví dụ minh họa về phân tích rủi ro đầu tư nhà máy thủy điện cụ thể
trong thị trường phát điện cạnh tranh.
Chương V. Các giải pháp giảm thiểu rủi ro đối với các nhà máy thủy điện tham
gia thị trường.

12


Chương I.
THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH VIỆT NAM
1.1 Mô hình, cấu trúc và hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh Việt
Nam
1.1.1 Mô hình Thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam (VCGM)
Sau một thời gian khá dài chuẩn bị, tổ chức đào tạo, nghiên cứu, học hỏi các mô
hình phát triển thị trường điện trên thế giới, thiết lập khung pháp lý cho việc hình thành
thị trường điện, tái cơ cấu ngành điện, Việt Nam đã lựa chọn áp dụng cho mình một
mô hình thị trường phát điện cạnh tranh, phù hợp theo như đánh giá của các chuyên gia
trong nước và quốc tế.
Mô hình và lộ trình phát triển thị trường điện tại Việt Nam đã được Chính phủ
định hướng và cụ thể hóa thông qua Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08/11/2013
của Thủ tướng Chính phủ 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 được hình thành và phát triển qua 03 cấp độ: i) Thị trường phát điện
cạnh tranh đến năm 2014; ii) Thị trường bán buôn điện cạnh tranh 2015-2021; iii) Thị
trường bán lẻ điện cạnh tranh từ năm 2021). Mỗi một cấp độ được chia thành 02 giai
đoạn, giai đoạn thí điểm và giai đoạn cạnh tranh hoàn chỉnh.
Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam (VCGM) áp dụng mô hình thị trường
điều độ tập trung một người mua, chào giá ngày tới theo chi phí (Cost based gross
pool). Nhu cầu điện năng của hệ thống được công bố trước vận hành và việc định giá
thanh toán được tiến hành sau vận hành (Ex – post). Điều này tạo nên cơ chế phản ánh
đúng chi phí thực của nhà máy, tuy nhiên có thể xảy ra vấn đề không chắc chắn về giá,
đòi hỏi nhà máy điện phải tính toán và có chiến lược chào phù hợp để nâng cao hiệu
quả.

13


Các đơn vị phát điện tham gia thị trường được bán điện cho đơn vị mua buôn duy
nhất thông qua hợp đồng song phương và trên thị trường điện giao ngay. Đơn vị phát
điện tham gia thị trường được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác,
ngoài ra khoản thanh toán theo giá thị trường chỉ áp dụng cho Đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch và được tính toán căn cứ trên các yếu tố: Giá điện năng thị trường, Giá
công suất thị trường, Sản lượng điện năng và công suất huy động.
Tỷ lệ điện năng mua bán qua hợp đồng mua bán điện song phương (PPA) và trên
thị trường điện giao ngay do Cơ quan điều tiết điện lực (ERAV) công bố hàng năm.
Đơn vị mua buôn điện duy nhất mua điện của các đơn vị phát điện qua hợp đồng PPA
và trên thị trường điện giao ngay để bán buôn cho các Tổng công ty điện lực thuộc Tập
đoàn Điện lực Việt Nam.
1.1.2 Cấu trúc thị trường
Nghiên cứu mô hình thị trường điện của các nước có thị trường điện phát triển và
đi trước Việt Nam khá lâu như Mỹ, Australia, Newzealan, Hàn Quốc, Anh, Singapo
đều có những nét riêng, đặc trưng cho từng Quốc gia và hầu hết đã chuyển sang giai
đoạn bán buôn hoặc bán lẻ. Trong quá trình phát triển của thị trường điện tại các nước
có lúc thành công, song cũng có lúc thất bại, qua đó đã hình thành những điều chỉnh
phù hợp để đem lại sự ổn định và phát triển. Tiếp thu những kinh nghiệm quốc tế về
mô hình thị trường điện, Việt Nam đã lựa chọn mô hình thị trường điện trong giai đoạn
đầu (giai đoạn phát điện cạnh tranh) phù hợp với bối cảnh và tình hình thực tế trong
nước đó là Mô hình thị trường phát điện cạnh tranh chào giá theo chi phí và có sự điều
tiết của nhà nước.
Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam gồm 2 thành phần chính sau:
- Thị trường hợp đồng: Các đơn vị phát điện ký hợp đồng mua bán điện (PPA)
dưới dạng hợp đồng sai khác (CfD) với Đơn vị mua buôn duy nhất.

14

- Thị trường điện giao ngay: Áp dụng mô hình thị trường điều độ tập trung chào
giá ngày tới theo chi phí (Mandatory Cost-based Gross Pool).
Hợp đồng & Thanh toán

Chào giá
Điều độ

GENCOs

SMO

Bảng kê
thanh toán

SB

Thanh toán

Bảng kê
thanh toán

PC

BOT
(SB chào giá
thay)

Số liệu

đo đếm

SMHP

Số liệu đo đếm

(SMO công bố
sản lượng)

Điện năng

MDMSP

NPT

Đơn vị cung
cấp dịch vụ

Đơn vị phát
điện

Số liệu đo đếm

Điện năng

Đơn vị bán
buôn điện

Đơn vị phân
phối điện

Hình 1.1 Cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam
Trong đó:
BOT:

Nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển
giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm
quyền.

Genco: Các nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.
SMO:

Cơ quan Điều độ hệ thống điện và thị trường điện.

SB:

Công ty Mua bán điện.
15


MDMSP: Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng phục vụ thị trường điện.
SMHP: Nhà máy thuỷ điện đa mục tiêu, là nhà máy thủy điện lớn có vai trò quan
trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do nhà nước độc quyền xây
dựng và vận hành.
NPT:

Đơn vị truyền tải điện chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải
quốc gia.
1.1.3 Đối tượng tham gia thị trường
Tất cả các nhà máy điện có công suất đặt lớn hơn 30MW đấu nối trực tiếp vào

lưới điện quốc gia đều bắt buộc phải tham gia cạnh tranh bán điện (các nhà máy điện
BOT, nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện, nhà máy điện
thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống sẽ không tham gia thị
trường phát điện) cho một Đơn vị mua buôn duy nhất trên thị trường.
Ngoài các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn duy nhất, trong thị trường phát
điện cạnh tranh còn có đơn vị điều hành hệ thống và thị trường điện (SMO) và các đơn
vị tham gia cung cấp các dịch vụ phục vụ hoạt động của thị trường, bao gồm: Đơn vị
cung cấp dịch vụ thu nhập và quản lý số liệu đo đếm điện năng (MDMSP), Đơn vị
cung cấp dịch vụ truyền tải điện (NPT).
1.1.4 Nguyên tắc hoạt động của thị trường
Toàn bộ điện năng phát của các nhà máy điện tham gia thị trường được chào bán
cho đơn vị mua buôn duy nhất trên thị trường. Lịch huy động các tổ máy được lập căn
cứ trên bản chào giá theo chi phí biến đổi. Điện năng mua bán được thanh toán theo
giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay của từng chu kỳ giao dịch thông qua hợp
đồng sai khác.
Tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho năm đầu tiên của thị trường
được quy định ở mức bằng 90% - 95% tổng sản lượng điện phát của nhà máy, phần
16


còn lại được thanh toán theo giá thị trường giao ngay. Tỷ lệ này sẽ được giảm dần qua
các năm tiếp theo để tăng dần tính cạnh tranh trong hoạt động phát điện, nhưng không
thấp hơn 60%.
1.1.5 Các cơ chế hoạt động của thị trường
a) Cơ chế hợp đồng mua bán điện trong thị trường
- Các nhà máy điện tham gia cạnh tranh trên thị trường (trừ các nhà máy điện
BOT, các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu): Ký hợp đồng mua bán điện
(PPA) dưới dạng hợp đồng sai khác (CfD) với Đơn vị mua buôn duy nhất. Giá hợp
đồng được quy đổi từ giá công suất và giá điện năng do hai bên thoả thuận nhưng

không vượt quá khung giá cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Sản
lượng hợp đồng hàng năm được xác định trước khi bắt đầu năm vận hành theo kết quả
tính toán tối ưu hệ thống điện của năm tiếp theo. Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá
hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực (ERAV) quy định hàng năm. Sản lượng thanh toán
theo giá hợp đồng của từng chu kỳ giao dịch được tính toán phân bổ từ sản lượng hợp
đồng hàng năm.
- Các nhà máy điện BOT: Do Đơn vị mua buôn duy nhất chào giá thay trong thị
trường để thực hiện nghĩa vụ bao tiêu trong các hợp đồng PPA và tối ưu chi phí mua
điện của Đơn vị mua buôn duy nhất.
- Các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu: Ký hợp đồng mua bán điện với
Đơn vị mua buôn duy nhất theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành, đảm bảo cho các
nhà máy thu hồi đủ chi phí thực tế.
- Các nhà máy điện cung cấp các dịch vụ phụ trợ (gồm các dịch vụ dự phòng khởi
động nhanh, dự phòng nguội và dự phòng vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ
thống điện): Ký hợp đồng hàng năm với SMO theo mẫu do Bộ Công Thương ban
hành.
17


b) Cơ chế vận hành của thị trường giao ngay
- Thị trường điện giao ngay có chu kỳ giao dịch là 01 giờ. Các đơn vị phát điện
công bố công suất sẵn sàng và chào giá phát điện của từng tổ máy cho từng chu kỳ
giao dịch của ngày tới. Giá chào của các tổ máy phát điện trên thị trường điện bị giới
hạn bởi giá sàn bản chào và giá trần bản chào.
- Quy định về giá sàn các tổ máy: Giá sàn của tổ máy nhiệt điện quy định là 01
đồng/kWh, giá sàn của tổ máy thủy điện là 0 đồng/kWh.
- Đối với tổ máy nhiệt điện, mức giá trần bản chào được xác định hàng năm, điều
chỉnh hàng tháng và được tính toán căn cứ trên các yếu tố: Suất hao nhiệt của tổ máy
phát điện, Hệ số suy giảm hiệu suất theo thời gian vận hành của tổ máy phát điện, Giá
nhiên liệu, Hệ số chi phí phụ, Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện. Ngoài ra, mức

giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện còn được điều chỉnh bởi hệ số điều chỉnh giá
trần theo phân loại tổ máy chạy đỉnh, lưng hay nền.
- Nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần, mức giá trần bản chào của
tổ máy bằng giá trị lớn nhất giữa: Giá trị nước của nhà máy đó và giá trung bình của
các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế
hoạch vận hành tháng.
Trong đó, giá trị nước là mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích
trong các hồ thủy điện khi được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện
trong tương lai, tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.
-Nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết 02 ngày đến 01 tuần, mức giá trần bản
chào bằng giá trị lớn nhất giữa: giá cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị
trường và trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị
trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.

18


Trong thị trường phát điện, giá trần thị trường điện được quy định là mức giá
điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm để khống chế giới hạn
thanh toán giá điện năng trên thị trường, tránh những hành vi liên kết gây lũng loạn,
làm méo thị trường. Giá trần thị trường điện được xác định theo nguyên tắc không thấp
hơn chi phí biến đổi của các tổ máy nhiệt điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá
trên thị trường điện, không cao hơn 115% giá trần bản chào cao nhất trong các tổ máy
nhiệt điện chạy nền hoặc chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
Lịch huy động các tổ máy được SMO lập cho từng chu kỳ giao dịch căn cứ trên
bản chào giá của các tổ máy, dự báo phụ tải hệ thống điện và khả năng tải của lưới
điện truyền tải theo nguyên tắc tổng chi phí mua điện là thấp nhất.
Giá điện năng thị trường giao ngay (SMP) được SMO xác định cho từng chu kỳ
giao dịch theo nguyên tắc giá biên hệ thống điện căn cứ trên phụ tải thực tế của hệ
thống, các bản chào giá và công suất sẵn sàng thực tế của các tổ máy.

Giá thị trường toàn phần cho từng chu kỳ giao dịch sử dụng trong tính toán thanh
toán hợp đồng CfD được xác định bằng tổng giá điện năng thị trường và giá công suất
thị trường.
c) Cơ chế giá công suất thị trường
- Giá công suất thị trường được xác định hàng năm nhằm đảm bảo cho Nhà máy
điện mới tốt nhất (là nhà máy nhiệt điện chạy nền, có tổng chi phí phát điện thấp nhất
trong các nhà máy mới được đưa vào vận hành trong năm) thu hồi đủ tổng chi phí phát
điện trong năm và giữ cố định trong năm tiếp theo.
- Các nhà máy điện tham gia cạnh tranh trên thị trường (trừ các nhà máy điện
BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu) sẽ được thanh toán giá công suất
thị trường cho phần công suất được lập trong lịch huy động công suất.

19


- Giá công suất thị trường được xác định cho từng chu kỳ giao dịch (từng giờ), tỷ
lệ thuận với phụ tải hệ thống điện giờ cao điểm và giờ bình thường. Do đó, trong các
giờ thấp điểm giá công suất được mặc định bằng không (0).
d) Cơ chế cung cấp dịch vụ phụ trong thị trường
- Các dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện (dự phòng khởi động nhanh, dự phòng
nguội và dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện…) do các
đơn vị phát điện cung cấp theo hợp đồng ký hàng năm với SMO.
- Số lượng dịch vụ phụ trợ cần thiết hàng năm do SMO xác định để đảm bảo an
ninh vận hành hệ thống điện. Giá các dịch vụ phụ trợ được xác định đảm bảo cho các
nhà máy điện thu hồi đủ chi phí thực tế. Tổng chi phí dịch vụ phụ trợ hàng năm được
SMO xây dựng và trình duyệt trong tổng chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường
điện hàng năm.
- Dịch vụ điều chỉnh tần số và dự phòng quay được thanh toán cho toàn bộ lượng
công suất được lập lịch huy động theo giá công suất thị trường và cho toàn bộ điện
năng phát theo giá điện năng thị trường.

đ) Cơ chế thanh toán trong thị trường
- Chu kỳ thanh toán trong thị trường là một tháng.
- SMO chịu trách nhiệm tính toán và công bố các khoản thanh toán trong thị
trường điện giao ngay cho từng chu kỳ giao dịch và cho toàn bộ chu kỳ thanh toán.
- Căn cứ số liệu thanh toán do SMO công bố, hợp đồng mua bán điện đã ký với
Đơn vị mua buôn duy nhất, đơn vị phát điện tính toán và phát hành hoá đơn cho chu kỳ
thanh toán.
- Căn cứ số liệu thanh toán do SMO công bố và hợp đồng mua bán điện đã ký với
đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn duy nhất chịu trách nhiệm kiểm tra và thực hiện
thanh toán cho các nhà máy điện.
20


- Căn cứ số liệu thanh toán do SMO công bố và hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ
trợ đã ký, đơn vị phát điện phát hành hoá đơn cho các dịch vụ phụ trợ đã cung cấp
trong chu kỳ thanh toán.
e) Cơ chế huy động các tổ máy trong thị trường
Các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu được SMO lập và công bố lịch
huy động theo giá trị nước đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện [13].
1.2 Các thành phần nguồn điện tham gia thị trường
1.2.1 Cơ cấu nguồn điện trong thị trường điện
Trong hệ thống điện Việt Nam, tổng công suất lắp đặt của các nhà máy điện tính
đến hết tháng 12/2014 là 33087 MW, trong đó tổng công suất các thủy điện vừa và nhỏ
(công suất nhỏ hơn 30MW) vào khoảng 1373MW.
Tổng số các nhà máy điện đang vận hành trong hệ thống điện là 107 nhà máy
(không kể các nhà máy thủy điện nhỏ và nhập khẩu), trong đó cơ cấu theo công suất
đặt như sau:

Hình 1.2 Cơ cấu nguồn điện theo công suất đặt
-

55 nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện với tổng công suất đặt là 12821
MW chiếm 40% tổng công suất đặt toàn hệ thống. Việc huy động các nhà máy
21


này phụ thuộc vào bản chào giá của từng nhà máy và nhu cầu thực tế của hệ
thống;
-

24 nhà máy tạm thời gián tiếp (là các nhà máy chưa đảm bảo đầy đủ các điều
kiện tham gia thị trường điện) với tổng công suất 6355 MW chiếm 20% tổng
công suất đặt toàn hệ thống;

-

13 nhà máy không tham gia thị trường điện với tổng công suất 3677 MW chiếm
12% tổng công suất đặt toàn hệ thống (các nhà máy chạy dầu, Cà Mau theo yêu
cầu khai thác tối đa khí PM3, Formosa…);

-

11 nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu với tổng công suất 6721MW
chiếm 21% tổng công suất đặt toàn hệ thống;

-

04 nhà máy BOT với tổng công suất 2140 MW chiếm 7% tổng công suất đặt
toàn hệ thống.

Cơ cấu nguồn theo loại hình
6911
21.8%
13841
43.6%

1052
3.3%

70 Thủy điện - 13841MW
2 Điện gió - 129MW
20 Nhiệt điện than - 9781MW
4 Nhiệt điện dầu - 1052MW
11 Tuabin khí - 6911MW

9781
30.8%
129
0.4%

Hình 1.3 Cơ cấu nguồn điện theo loại hình phát điện
Cơ cấu nguồn theo loại hình bao gồm: thủy điện công suất đặt 13841 MW chiếm
43.6%, nhiệt điện than công suất đặt 9781 MW chiếm 30.8%, tua bin khí công suất đặt
6911 MW chiếm 21.8%, còn lại là nhiệt điện khí và dầu [15].
22


1.2.2 Dự báo công suất nguồn điện và điện năng
Dự báo đến năm 2015 hệ thống điện Việt Nam sẽ cung cấp đủ nhu cầu điện trong
nước, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu vảo khoảng 194 - 210 tỷ kWh; năm 2020

là khoảng 330 - 362 tỷ kWh; năm 2030 là khoảng 695 - 834 tỷ kWh. Trong đó ưu tiên
phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối...),
thủy điện có lợi dụng tổng hợp nguồn nước, thủy điện tích năng, điện nguyên tử...[12].
Về cơ cấu nguồn điện, dự báo công suất và điện năng các nguồn điện đến năm
2020 và định hướng 2030 như bảng 1.1:
Bảng 1.1 Dự báo công suất và điện năng các nguồn điện trong tương lai
Năm

2020

2030

75.000

146.800

Thủy điện + TĐTN

25,5%

15,7%

Nhiệt điện than

48,0%

51,6%

Nhiệt điện khí đốt

16,5%

11,8%

Năng lượng tái tạo

5,6%

9,4%

Điện hạt nhân

1,3%

6,6%

Nhập khẩu điện

3,1%

4,9%

330.000

695.000

Thủy điện + TĐTN

19,6%

9,3%

Nhiệt điện than

46,8%

56,4%

Nhiệt điện khí đốt

24,0%

14,4%

Năng lượng tái tạo

4,5%

6,0%

Điện hạt nhân

2,1%

10,1%

Nhập khẩu điện

3,0%

3,8%

Công suất (MW)

Điện năng (triệu kWh)

Từ bảng trên có thể nhận thấy tỷ lệ thủy điện (kể cả thủy điện tích năng) trong hệ
thống điện ngày một giảm, từ 25,5% năm 2020 xuống 15,7% vào năm 2030 (về công
suất) và từ 19,6% năm 2020 xuống chỉ còn 9,3% năm 2030 (về điện năng). Điều này
23


cho thấy trong khi nhu cầu phụ tải luôn tăng trưởng theo thời gian thì vai trò của thủy
điện ngày càng giảm, cần có sự bổ sung các loại nguồn điện khác cho hệ thống.
1.3 Vai trò của các đối tác tham gia thị trường điện
1.3.1 Phân loại các dạng thành viên tham gia thị trường điện
Dựa trên các mối quan hệ thành viên do các đơn vị tham gia trực tiếp hoặc gián
tiếp vào mua bán điện thông qua thị trường cũng như các tổ chức, cá nhân khác quan
tâm đến việc truy cập những thông tin liên quan đến hoạt động của VCGM mà không
sẵn có trong những thông tin công bố chung, có thể phân ra bốn dạng thành viên:
 Thành viên giao dịch trực tiếp: Bao gồm người mua (SB) và người bán
(Gencos, các nhà máy và SB trong vai trò chào giá thay cho các BOT). Các
thành viên giao dịch trực tiếp chịu chi phối theo quy định của thị trường và các
quy định, thủ tục khác của VCGM.
 Thành viên giao dịch gián tiếp: Bao gồm các PC, BOT, SMHP, các đơn vị nhập
khẩu và xuất khẩu. Trong khi các thành viên giao dịch gián tiếp không mua bán
trực tiếp trong VCGM, họ vẫn có một số nghĩa vụ quy định trong quy định thị
trường (ví dụ, thanh toán), trong quy định lưới truyền tải (lập lịch huy động và
điều độ), quy định đo đếm, các quy định và thủ tục khác của VCGM.
 Thành viên không chính thức: Là bất kỳ cá nhân hay tổ chức nào (ví dụ, hội

người tiêu dùng, các nhà đầu tư tiềm năng và các cơ sở kinh doanh mua bán liên
quan đến điện). Họ không phải là thành viên giao dịch trực tiếp cũng không
phải thành viên giao dịch gián tiếp nhưng có đăng ký làm thành viên VCGM.
Các Thành viên không chính thức sẽ có quyền truy cập những thông tin nhất
định chỉ dành riêng cho thành viên VCGM.
 Các nhà cung cấp dịch vụ bao gồm cơ quan vận hành thị trường và hệ thống
điện SMO, cơ quan vận hành lưới truyền tải (NPT) và đơn vị cung cấp dịch vụ
đo đếm điện năng (MDMSP).

24


1.3.2 Chức năng, nhiệm vụ của các đơn vị tham gia thị trường điện
Người mua duy nhất (SB): Theo thiết kế của VCGM, trên thực tế còn gọi là
Công ty mua bán điện (EPTC) trực thuộc EVN. SB là đơn vị mua điện duy nhất trong
thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện năng qua thị trường điện và qua hợp
đồng mua bán điện. SB có trách nhiệm đàm phán hợp đồng mua bán điện dạng sai
khác với các nhà máy tham gia thị trường, chào giá thay cho các BOT, đăng ký thông
tin với SMO và cung cấp các thông tin theo yêu cầu của SMO về hợp đồng mua bán
điện, xác nhận sản lượng và tham gia trong quá trình thanh toán trên thị trường và trên
hợp đồng.
Các nhà máy tham gia thị trường (Gencos, IPP): Các nhà máy tham gia thị
trường điện hoặc là đơn vị sở hữu nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký
hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn duy nhất theo quy định của VCGM và
trực tiếp tham gia thị trường. Các nhà máy này phải thực hiện việc lập bản chào và
chào giá theo quy định, được thanh toán trên thị trường và trên hợp đồng mua bán
điện.
Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu (SMHP): Là các nhà máy thuỷ điện
lớn có vai trò quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do nhà nước độc
quyền xây dựng và vận hành không tham gia trực tiếp trên thị trường. Danh sách các

SMHP được Chính phủ phê duyệt, do nhà nước sở hữu, đảm nhiệm vai trò đặc biệt
được quy định trong Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia. Các nhà máy này sẽ tham
gia các hợp đồng đặc biệt với SB, trong khi điện năng phát ra sẽ được SMO công bố
bằng cách sử dụng giá trị nước được tính toán từ mô hình xác định giá trị nước.
Nhà máy điện BOT: Là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước
có thẩm quyền và tham gia gián tiếp thị trường, được SB chào giá thay.

25