Nghiên cứu thị trường bán buôn điện cạnh tranh tại Việt Nam

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ THỊ THÚY HẰNG

NGHIÊN CỨU THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN
CẠNH TRANH TẠI VIỆT NAM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2017


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS Đinh Thành Việt

Phản biện 1: TS. Trần Tấn Vinh
Phản biện 2: TS. Nguyễn Lương Mính

Luận văn đã được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn
tốt nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học
Bách khoa vào ngày 13 tháng 05 năm 2017

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
 Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường

Đại học Bách khoa
 Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa ĐHĐN


1
MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Việc đưa thị trường điện cạnh tranh chính thức vào vận hành
là bước phát triển quan trọng của ngành điện Việt Nam. Trong Lộ
trình phát triển thị trường điện cạnh tranh, Việt Nam đang bắt đầu
thực hiện cấp độ thứ 2 của thị trường này, đó là thị trường bán buôn
điện cạnh tranh. Cấp độ này sẽ được tiến hành thử nghiệm trong thời
gian từ năm 2016 đến năm 2018 và vận hành chính thức vào năm
2019.
Trong cấp độ thị trường bán buôn cạnh tranh, những vấn đề
như lựa chọn mô hình thị trường, nghiên cứu các chiến lược chào giá,
các tính toán thanh toán tính doanh thu cho nhà máy ..., cũng như
ứng dụng những thuật toán để tối ưu những hoạt động của hệ thống.
Với lý do trình bày ở trên cho thấy, việc nghiên cứu đề tài
“Nghiên cứu thị trường bán buôn điện cạnh tranh tại Việt Nam” là
một yêu cầu mang tính cấp thiết trên cả hai phương diện lý luận và
thực tiễn trong việc phát triển thị trường điện cạnh tranh cấp độ 2 ở
Việt Nam hiện nay.
2. Mục đích nghiên cứu
Mục tiêu chính của đề tài là nghiên cứu quy trình vận hành
thị trường và tính toán thanh toán minh họa cho nhà máy để làm rõ,
đánh giá quy trình vận hành thị trường bán buôn điện tại Việt Nam.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
a. Đối tượng nghiên cứu
Thị trường điện

b. Phạm vi nghiên cứu


2
Nghiên cứu một số vấn đề trong thị trường bán buôn điện
canh tranh tại Việt Nam (chiến lược chào giá và thanh toán trên thị
trường bán buôn điện).
4. Phương pháp nghiên cứu
Phương pháp nghiên cứu xuyên suốt của luận văn là kết hợp
lý thuyết, tính toán với mô phỏng bằng phần mềm để so sánh và đánh
giá các kết quả đạt được.
5. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài
Đề tài có thể được xem xét, góp phần đánh giá quá trình vận
hành thị trường điện Việt Nam, trước mắt là cho thị trường bán buôn
điện cạnh tranh dự kiến sẽ đưa vào vận hành thử nghiệm năm 2019.
6. Kết cấu luận văn
MỞ ĐẦU
Chương 1. TỔNG QUAN VỀ THỊ TRUỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN
TẠI VIỆT NAM
Chương 2. CƠ CHẾ CHÀO GIÁ VÀ NGUYÊN TẮC VẬN
HÀNH TRONG THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN TẠI VIỆT
NAM
Chương 3. CHIẾN LƯỢC CHÀO GIÁ VÀ NGUYÊN TẮC
TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG BÁN
BUÔN ĐIỆN TẠI VIỆT NAM
Chương 4. TÍNH TOÁN THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG BÁN
BUÔN ĐIỆN CHO NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN PHÚ MỸ 4


3

Chương 1 - TỔNG QUAN VỀ THỊ TRUỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN
TẠI VIỆT NAM
1.1. TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM
1.2. ĐÁNH GIÁ CÔNG TÁC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT
ĐIỆN CẠNH TRANH
1.2.1. Một số kết quả vận hành VCGM
1.2.1.1. Cấu trúc thị trường phát điện cạnh tranh
Tại thời điểm bắt đầu vận hành chính thức VCGM, có 73 nhà
máy điện (tổng công suất đặt 23.493 MW) tham gia thị trường phát
điện cạnh tranh dưới hai (02) hình thức: trực tiếp giao dịch trên thị
trường điện và gián tiếp giao dịch trên thị trường điện.
1.2.1.2. Giá thị trường điện
Giá trần điện năng thị trường (SMP cap) trong các giai đoạn qua
đã được điều chỉnh trên cơ sở sự biến động các yếu tố đầu vào của
khâu phát điện. Cụ thể, giá trần thị trường điện áp dụng qua các giai
đoạn vận hành VGCM được trình bày trong Bảng 2.1.
Bảng 1.1 - Giá trần thị trường điện qua các giai đoạn vận hành
VCGM
Năm

Thời gian áp dụng

Giá trần thị trường
(đ/kWh)

Từ 01/07/2012

846,3

01/01 - 31/01/2013

846,3

01/02 - 30/04/2013

868,0

01/05 - 31/05/2013

900,0

01/06 - 31/12/2013

1015,0

2014

01/01 - 31/12/2014

1168,0

2015

01/01 - 31/12/2015

1280,0

2016

01/01 - 31/12/2016

1171,0

2012

2013


4
1.2.1.3. Tính toán thanh toán trong thị trường điện
Tổng sản lượng điện thực phát của toàn hệ thống trong năm
2014 đạt khoảng 145.540 tỷ kWh, trong đó sản lượng các nhà máy
nhiệt điện chiếm tỷ trọng khá lớn, cụ thể: tua-bin khí chiếm tỷ trọng
31%; nhiệt điện than chiếm 26%, thủy điện chiếm mức tỷ trọng lớn
nhất là 41% tổng sản lượng toàn hệ thống; phần sản lượng còn lại là
từ các nguồn điện nhỏ và nhập từ Trung Quốc.
1.2.2. Đánh giá về công tác vận hành thị trường điện VCGM
1.3. TỔNG QUAN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN BÁN BUÔN TẠI VIỆT
NAM
1.3.1. Cấu trúc thị trường bán buôn điện cạnh tranh
1.3.2. Các đơn vị thành viên thị trường
KẾT LUẬN CHƯƠNG 1
Chương 2 - CƠ CHẾ CHÀO GIÁ VÀ NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH
TRONG THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN TẠI VIỆT NAM
2.1. CÁC CƠ CHẾ CHÀO GIÁ TRONG THỊ TRƯỜNG GIAO
NGAY
2.1.1. Giá trần bản chào các nhà máy nhiệt điện
2.1.2. Giá trần bản chào và giá trị nước của các nhà máy
thủy điện
2.1.3. Các quy định về chào giá của các đơn vị phát điện

2.1.4. Chào giá phía phụ tải
2.2. QUY ĐỊNH VỀ GIÁ THỊ TRƯỜNG GIAO NGAY
2.2.1. Giá sàn bản chào cho các tổ máy phát điện
- Đối với các tổ máy nhiệt điện: giá sàn bản chào là 1 đ/kWh
- Đối với các tổ máy thủy điện, giá sàn bản chào là 0 đ/kWh


5
2.2.2. Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
- Giá trần bản chào của tổ máy nhệt điện do đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện tính toán căn cứ theo kết quả tính toán
mô phỏng 02 tháng tới, theo công thức sau:
Ptran = A x (1 + f + K) x PNL x IHR

(2.3)

Trong đó:
Ptran: giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (VNĐ/kWh);
f: hệ số chi phí phụ, bằng tỷ lệ của tổng chi phí khởi động, chi
phí nhiên liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi biến đổi
phục vụ phát điện so với chi phí nhiên liệu chính;
PNL: giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện (VNĐ/BTU hoặc
VNĐ/kcal);
IHR: suất hao nhiệt biên của tổ máy nhiệt điện tại mức mang tải
tối đa (BTU/kWh hoặc kCal/kWh).
KDC: hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả tính toán phân loại tổ
máy nhiệt điện theo kết quả tính toán mô phỏng 02 tháng tới.
A: hệ số điều chỉnh giá trần bản chào để chuyển đổi từ mô hình
thị trường chào giá theo chi phí biến đổi sang mô hình thị trường
chào giá tự do.

2.2.3. Giá trần bản chào cho tổ máy thủy điện
- Giá trần bản chào của tổ máy thuộc nhà máy thủy điện do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán hàng tuần, cụ
thể như sau:
+ Đối với các tổ máy thuộc nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết trên 01 tuần, giá trần bản chào được xác định theo công thức sau:
Ptran = A x 1,3 x GTN

(2.4)

Trong đó:
Ptran: giá trần bản chào của tổ máy thuộc nhà máy thủy điện


6
(VNĐ/kWh);
A: hệ số điều chỉnh giá trần bản chào để chuyển đổi từ mô hình
thị trường chào giá theo chi phí biến đổi sang mô hình thị trường
chào giá tự do.
GTN: giá trị nước của nhà máy thủy điện
+ Đối với các nhà máy thuỷ điện thuộc miền có dự phòng điện
năng thấp hơn 5% được công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an
ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực
ban hành hướng dẫn thực hiện Thông tư Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, giá trần bản chào được xác
định theo công thức sau:
Ptran = Max{A x 1,3 x GTN; PDO}

(2.5)

Trong đó:
A: hệ số điều chỉnh giá trần bản chào để chuyển đổi từ mô hình
thị trường chào giá theo chi phí biến đổi sang mô hình thị trường
chào giá tự do.
GTN: giá trị nước của nhà máy thủy điện
PDO: Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất
trong hệ thống điện.
2.3. NGUYÊN TẮC HOẠT ĐỘNG VÀ VẬN HÀNH CỦA THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN BÁN BUÔN CẠNH TRANH TẠI VIỆT NAM
2.3.1. Nguyên tắc hoạt động
2.3.2. Vận hành của thị trường
KẾT LUẬN CHƯƠNG 2
Chương 3 - CHIẾN LƯỢC CHÀO GIÁ VÀ NGUYÊN TẮC
TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG BÁN
BUÔN ĐIỆN TẠI VIỆT NAM


7
3.1. CHIẾN LƯỢC CHÀO GIÁ
3.1.1. Cấu trúc bản chào
3.1.2. Chiến lược chào giá
* Chiến lược cơ bản
- Với những nhà máy có chi phí lớn:
+ Chiến lược: cố gắng bám theo Qc.
+ Kết quả: Mong muốn có Qc càng cao càng tốt, nỗ lực giảm
chi phí để có lợi nhuận cao hơn; Những thời điểm giá thị trường
xuống thấp (gần bằng 0VNĐ) thì cân nhắc để ngừng máy.
- Với những nhà máy có chi phí thấp:
+ Chiến lược: Chào giá thấp để được huy động cao.
+ Kết quả: Mong muốn giảm mức giao Qc để được hưởng

doanh thu nhiều hơn từ thị trường.
* Chiến lược cụ thể
Pm = SMP + CAN (VNĐ/kWh)

(2.6)

3.1.3. Quản lý chiến lược chào giá
3.2. XÁC ĐỊNH GIÁ THỊ TRƯỜNG
3.2.1. Giá trần thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện
- Giá trần thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong năm N
được xác định theo công thức sau:
NĐ
SMPtran = C x Ptran
_ max

(3.1)

Trong đó
SMPtran: giá trần thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong
năm N (VNĐ/kWh);
NĐ
Ptran
_ max : mức giá trần bản chào lớn nhất của các tổ máy nhiệt

điện theo kết quả tính toán mô phỏng vận hành cho năm N
(VND/kWh);
C: hệ số giá trần thị trường điện để chuyển đổi từ mô hình thị


8

trường chào giá theo chi phí biến đổi sang mô hình thị trường chào
giá tự do.
3.2.2. Giá điện năng thị trường
Để tính toán giá điện năng thị trường trong tính toán sau vận
hành: B
- Bỏ qua các giới hạn truyền tải, giới hạn nhiên liệu, giới hạn
công suất (lúc này, hệ thống được mô phỏng thành một nút);
- Sử dụng phụ tải thực của hệ thống;
- Xác định tổng sản lượng đo đếm của tất cả các nhà máy về đầu
cực để tính phụ tải hệ thống;
3.2.3. Giá công suất thị trường
Xác định giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch
trong năm tới theo công thức sau:

CANit  MSt 

Dit

(3.8)

I

QBNE   D
i 1

t
i

Trong đó:
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng t;

i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t;

CAN it : Giá công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i
(VND/kWh);
QBNE: Sản lượng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới
tốt nhất (kWh);

MS t : Chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất
(đồng);
Dit : Phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ giao dịch i theo biểu đồ

phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng t (MW).


9
3.2.4. Giá ràng buộc phải phát áp dụng đối với các đơn vị
phát điện
- Giá ràng buộc phải phát áp dụng đối với nhà máy điện g trong
chu kỳ giao dịch t được xác định theo công thức sau;

Pconi 

Rconi
Qmpi

(3.9)

Trong đó:
Pconi: giá ràng buộc phải phát tăng/giảm tính áp dụng cho nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i, VND/kWh;

Rconi: tổng khoản thanh toán ràng buộc phải phát tăng/giảm tính
cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i, VND;
Qmpi: sản lượng điện năng đo đếm phát lên lưới điện tại điểm
giao nhận của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i, kWh
3.2.5. Giá thị trường điện toàn phần
- Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho nhà máy điện g
trong chu kỳ giao dịch t được xác định theo công thức sau:
FMP(g,t) = SMP (t) + CAN (t) + Pcons(g,t)

(3.10)

Trong đó:
SMP (t): là giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị phát
điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;
CAN (t): là giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị phát
điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kW;
Pcons(g,t): giá ràng buộc phải phát áp dụng cho nhà máy điện g
trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh.
3.3. TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRÊN THỊ TRƯỜNG
BÁN BUÔN ĐIỆN
3.3.1. Các khoản thanh toán điện trong thị trường điện


10
- Thanh toán hợp đồng CfD (Rc)
- Thanh toán thị trường:
+ Thanh toán điện năng:
Rg = Rsmp + Rcon + Rbp + Rdu

(3.11)

Trong đó:
Rg: Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ
thanh toán (VNĐ);
Rsmp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo
giá điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (VNĐ);
Rbp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo
giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần
thị trường trong chu kỳ thanh toán (VNĐ);
Rcon: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng
thêm trong chu kỳ thanh toán (VNĐ);
Rdu: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát sai
khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ thanh toán
(VNĐ)
+ Thanh toán công suất (Rcan)
3.3.2. Các thành phần sản lượng điện năng trong thanh toán
thị trường điện
3.3.2.1. Sản lượng phát sai khác với lệnh điều độ (Qdu)
Qdui = Qmqi - Qddi

(3.12)

Trong đó:
Qddi: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ cho tổ máy trong
chu kỳ giao dịch i (kWh)
Qmqi: Sản lượng điện năng đo đếm của các tổ máy trong chu
kỳ giao dịch i (kWh)
3.3.2.2. Sản lượng phát tăng thêm (Qcon)

11
- Trường hợp tổ máy trong quá trình khởi động hoặc quá trình
dừng máy thì sản lượng Qcon này bằng không (Qcon).
3.3.2.3. Sản lượng có giá chào cao hơn giá trần thị trường
(Qbp)
Qbp = min{Qmq’ – Qbb; Qgb}

nếu Qmq’ ≥ Qbb (3.13)

Qbp = 0

nếu Qmq’ < Qbb (3.14)

Trong đó:
Qbb: Sản lượng có giá chào thấp hơn giá trần thị trường (kWh)
Qgb: Sản lượng có giá chào cao hơn giá trần thị trường được xếp
lịch tính giá (kWh)
Qmq’: Sản lượng đo đếm quy đổi về đầu cực hiệu chỉnh (kWh)
Qmq’ = Qmq – Qdu
Qmq’ = Qmq

nếu Qdu ≥ 0

nếu Qdu < 0

(3.15)
(3.16)

3.3.2.4. Sản lượng thanh toán theo giá thị trường (Qsmp)
Qsmpi = Qmqi – Qbpi – Qconi - Qdui

Qdui ≥ 0

(3.17)

Qsmpi = Qmqi – Qbpi – Qconi

Qdui < 0

(3.18)

Trong đó:
Qmqi: Sản lượng điện năng đo đếm của các tổ máy trong chu
kỳ giao dịch i (kWh)
3.3.3. Các khoản thanh toán trên thị trường
3.3.3.1. Khoản thanh toán theo giá điện năng thị trường
Khoản thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i được tính bằng công thức:
Rsmpi = Qsmpi x SMPi

(3.19)

Trong đó:
Rsmpi: khoản doanh thu điện năng của nhà máy điện g trong chu
kỳ giao dịch t, VNĐ;


12
Qsmpi: tổng sản lượng điện năng đo đếm tại các điểm giao nhận
của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch t, kWh;

SMPi: là giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch t,
VNĐ/kWh.
3.3.3.2. Khoản thanh toán ràng buộc phải phát
- Khoản thanh toán sản lượng phát tăng thêm tính theo công
thức sau:
Rconsi = Qconi x Gconi
Với:

(3.20)

Qconi: Sản lượng phát tăng thêm nhà máy điện trong

chu kỳ giao dịch i, (kWh)
Gconi: Giá cho sản lượng phát tăng thêm trong chu kỳ
giao dịch i, VNĐ/kWh.
- Khoản thanh toán cho phần sản lượng có giá chào cao hơn giá
trần thị trường trong kỳ giao dịch i được tính theo công thức sau:
Rbpi = Qbpi x Gbpi
Với:

(3.21)

Qbpi: Sản lượng có giá chào cao hơn giá trần thị

trường trong kỳ giao dịch i, kWh
Gbpi: Giá cho sản lượng có giá chào cao hơn giá trần
thị trường trong kỳ giao dịch i, VNĐ/kWh
- Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát sai khác so với sản
lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ trong kỳ giao dịch i
được tính theo công thức sau:

Rdui = Qdui x Gdui
Với:

(3.22)

Qdui: Sản lượng phát sai khác so với sản lượng điện

năng huy động theo lệnh điều độ trong kỳ giao dịch i, kWh
Gdui: Giá cho sản lượng phát sai khác so với sản
lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ trong kỳ giao dịch i,
VNĐ/kWh


13
3.3.3.3. Khoản thanh toán theo giá công suất thị trường
Khoản doanh thu công suất của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i được tính bằng công thức:
Rcani = Qcani x CANi

(3.23)

Trong đó:
Rcani: khoản doanh thu công suất của nhà máy điện g trong chu
kỳ giao dịch t, VND;
Qcani: tổng sản lượng điện năng đo đếm tại các điểm giao nhận
của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch t, kWh;
CANi: là giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch t,
VND/kWh.
3.3.3.4. Thanh toán khoản thanh toán hợp đồng CfD
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Rci = (Pc – SMPi – CANi) x Qci

(3.24)

Trong đó:
Rci: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qci: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng trong chu
kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (VNĐ/kWh). Đối
với các nhà máy thuỷ điện giá hợp đồng này chưa bao gồm thuế tài
nguyên nước và phí môi trường rừng;
SMPi: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i
(VNĐ/kWh);
CANi: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i
(VNĐ/kWh).
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
I

Rc   Rc i
i1

(3.25)


14
Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán (VNĐ);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

Rc i :

Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i

(đồng).
3.3.4. Tổng tính toán thanh toán thị trường
Rttđ = Rg + RCfD + Rcan

(3.26)

Trong đó:
Rg: Tổng thanh toán điện năng trên thị trường, (VNĐ)
RCfD: Tổng thanh toán hơp đồng CfD, (VNĐ)
Rcan: Tổng thanh toán công suất trên thị trường, (VNĐ)
KẾT LUẬN CHƯƠNG 3
Chương 4 - TÍNH TOÁN THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG BÁN
BUÔN ĐIỆN CHO NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN PHÚ MỸ 4
4.1. CÁC BƯỚC TÍNH TOÁN
Các bước tính toán được cụ thể hóa như sau:
Bước 1: Nhập số liệu đầu vào bao gồm:
+ Bản chào các tổ máy (bản chào lập lịch thể hiện ở
bảng 4.1): Pmin; CSCB, các cặp giá chào.
+ Sự kiện thị trường điện (xác nhận trạng thái tổ
máy);
+ Phụ tải thực tế của hệ thống.
Bước 2: Lập lịch huy động cho các tổ máy và công suất thực
phát của các tổ máy (do SMO công bố):
+ Giá điện năng thị trường (SMP)
+ Sản lượng huy động theo lệnh điều độ cho tổ máy;

15
+ Sản lượng điện năng đo đếm của các tổ máy;
+ Giá và sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy;
Bước 3: Tác giả tính toán sản lượng điện năng
+ Giá và sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng
huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm được tính
theo công thức (3.12)
+ Giá và sản lượng điện năng được thanh toán có giá chào
cao hơn giá trần thị trường được tính theo công thức (3.13); (3.14).
+ Sản lượng điện năng được thanh toán theo giá thị trường,
được tính theo công thức (3.17); (3.18)
Bước 4: Tính toán các khoản thanh toán thị trường (do tác
giả tính toán bằng phần mềm Excel):
+ Khoản thanh toán theo điện năng thị trường được tính theo
công thức (3.19)
+ Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm được
tính theo công thức (3.20)
+ Khoản thanh toán cho phần sản lượng có giá chào cao hơn
giá trần thị trường được xác định theo công thức (3.21)
+ Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát sai khác so với
sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo
công thức (3.22)
+ Khoản thanh toán công suất trên thị trường được xác định
theo công thức (3.24)
+ Khoản tính toán thanh toán hợp đồng CfD được xác định
theo công thức (3.24)


16

Bước 5: Tổng các khoản thanh toán cho nhà máy nhiệt điện
Phú Mỹ 4 trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh được xác định
theo công thức (3.26) (do tác giả tính toán trên phần mềm Excel)
Sơ đồ khối quá trình tính toán thanh toán được thể hiện trong hình 4.1
Bắt đầu
Nhập dữ liệu: Pmin; CSCB; (Pi, Gi); BIDCAP; CAN; Phụ tải thực tế

SMO công bố: Qddi; Qmpi; SMPi; Gconi

Tác giả tính toán: Qdui; Qbpi; Qsmpi; SMPi; Qcani;Gdui; Gbpi

Tác giả tính toán: Rdui; Rbpi; Rconi; Rcani; Rsmpi; Rci

Tính: Rttđ

Kết thúc
Hình 4.1 - Sơ đồ khối quá trình tính toán mô phỏng
4.2. THU THẬP VÀ XỬ LÝ DỮ LIỆU
4.2.1. Chào giá phát điện
4.2.2. Dữ liệu thị trường
- Giá trần bản chào
- Giá công suất (CAN)
4.2.3. Lập lịch huy động cho các tổ máy phát điện


17
4.3. KẾT QUẢ TÍNH TOÁN THANH TOÁN
Bảng 4.5. Bảng tính các khoản thanh toán thị trường của Nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ 4 ngày
01/12/2016

Chu
kỳ
giao
dịch
(giờ)

Khoản thanh toán tính
theo giá điện năng thị trường

Qsmp
(MWh)

Gsmp
(VNĐ/kW
h)

Rsmp (VNĐ)

Khoản thanh toán
cho phần sản lượng
phát tăng thêm

Qcon
(MWh)

Gcon
(VNĐ/k
Wh)

Khoản thanh toán cho

phần sản lượng phát sai
khác so với sản lượng điện
năng huy động theo lệnh
điều độ

Khoản thanh toán
tính theo giá chào

Rcon
(VNĐ)

Qbp
(MWh)

Gbp
(VNĐ/
kWh)

Rbp
(VNĐ)

Qdu
(MWh)

Gdu
(VNĐ/
kWh)

Rdu
(VNĐ)

Thanh toán công suất thị
trường

Qcan
(MW)

Gcan
(VNĐ/
kW)

Rcan (VNĐ)

1

428.86

500.00

214430000.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

428.86

152.00

65186720.00

2

429.85

400.00

171940400.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

429.85

147.80

63531977.80

3

429.78

400.00

171912000.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

429.78

147.30

63306594.00

4

429.73

400.00

171890000.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

429.73

147.80

63513355.00

5

429.75

400.00

171898000.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

429.75

152.10

65364214.50

6

425.85

1.00

425853.00

3.83

1.00

3827.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

429.68

166.70

71627656.00

7

419.96

1.00

419955.00

9.75

1.00

9745.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

429.70

179.20

77002240.00

8

455.14

409.00

186150215.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

455.14

202.80

92301378.00

9

458.38

650.00

297949600.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

458.38

211.50

96948216.00

10

457.49

638.00

291878620.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

457.49

214.20

97994358.00

11

456.66

638.00

291348442.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

456.66

217.00

99095003.00

12

456.84

450.00

205578450.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

456.84

191.50

87485051.50


18
13

455.79

500.00

227895000.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

455.79

194.70

88742313.00

14

454.81

589.00

267880145.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

454.81

208.60

94872323.00

15

454.80

638.00

290159210.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

454.80

213.90

97280650.50

16

454.24

638.00

289805120.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

454.24

219.40

99660256.00

17

455.67

638.00

290714270.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

455.67

225.30

102661324.50

18

454.68

652.00

296448100.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

454.68

237.30

107894377.50

19

455.79

630.60

287418651.60

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

455.79

220.40

100455234.40

20

456.82

500.00

228407500.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

456.82

209.40

95657061.00

21

424.25

500.00

212126500.00

3.30

824.70

2723159.40

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

427.56

203.40

86964687.00

22

422.81

409.00

172929290.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

422.81

187.90

79445999.00

23

422.93

533.00

225422223.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

422.93

173.70

73463114.70

24

423.01

400.00

169202000.00

0.00

1.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

423.01

160.80

68019204.00

0.00

10630.7
2

TỔNG

10613.85

5134229544.60

16.87

2736731.40

0.00

0.00

0.00

2038473308.4


19
Bảng 4.6. Bảng tính toán khoản thanh toán hợp đồng CfD
Giá hợp đồng (VNĐ/kWh):

Chu kỳ giao
dịch (giờ)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

CAN
(VNĐ/kWh)
152
147.8
147.3
147.8
152.1
166.7
179.2

202.8
211.5
214.2
217
191.5
194.7
208.6
213.9
219.4
225.3

875

SMP
(VNĐ/kWh)
500.0
400.0
400.0
400.0
400.0
1.0
1.0
409.0
650.0
638.0
638.0
450.0
500.0
589.0
638.0

638.0
638.0

Qdd, (kWh)
426.838
427.588
427.588
427.588
427.588
427.588
427.588
451.723
457.276
457.276
457.276
457.276
457.276
457.276
457.276
457.276
457.276

Qmp, (kWh)
428.86
429.851
429.78
429.725
429.745
429.68
429.7

455.135
458.384
457.49
456.659
456.841
455.79
454.805
454.795
454.24
455.665

Qc, (MWh)
354.362
353.385
353.408
353.658
354.465
357.885
360.431
366.32
368.914
369.301
369.435
363.136
364.21
368.559
370.244
371.537
370.53

Rc, (VNĐ/kWh)
79 022 726.0
115 627 572.0
115 811 801.6
115 716 897.6
114 456 748.5
253 132 060.5
250 427 458.8
96 415 424.0
4 980 339.0
8 420 062.8
7 388 700.0
84 792 256.0
65 667 063.0
28 526 466.6
8 552 636.4
6 539 051.2
4 335 201.0

Ghi chú


20
18
19
20
21
22
23
24

Tổng

237.3
220.4
209.4
203.4
187.9
173.7
160.8

652.0
630.6
500.0
500.0
409.0
533.0
400.0

457.276
457.276
457.276
425.698
421.663
421.663
421.663
10 622.088

454.675
455.786
456.815

427.555
422.81
422.931
423.005
10 630.722

373.156
370.519
367.405
366.554
362.959
358.887
355.841
8 725.101

-

5 336 130.8
8 892 456.0
60 842 268.0
62 900 666.4
100 938 897.9
60 400 682.1
111 805 242.2
1 760 256 546.8


21
Bảng 4.7. Tổng các khoản thanh toán cho Nhà máy nhiệt điện
Phú Mỹ 4 trong ngày 01/12/2016

Các khoản thanh toán

TT

I
1
2
3

Thanh toán điện năng thị trường (= 1
+ 2 + 3 + 4) (Rg)
Khoản thanh toán tính theo giá điện
năng thị trường (Rsmp)
Khoản thanh toán tính theo giá chào
(Rbp)
Khoản thanh toán cho phần sản lượng
phát tăng thêm (Rcon)

Thành tiền

Ghi

(VND)

chú

5 136 966 276
5 134 229 545
0
2 736 731

Khoản thanh toán cho phần sản lượng
4

phát sai khác so với sản lượng điện
năng huy động theo lệnh điều độ

0

(Rdu)
II

Thanh toán công suất thị trường
(Rcan)

2 038 473 308

III

Thanh toán dịch vụ dự phòng quay

0

IV

Thanh toán khác

0

V

Thanh toán hợp đồng CfD (Rc)

1 760 256 547

Tổng cộng ( = I + II + III + IV + V)

8 935 696 131


22
KẾT LUẬN CHƯƠNG 4
Trong chương 4, tác giả đã xây dựng sơ đồ khối và trình bày cụ
thể quy trình tính toán các khoản thanh toán trên thị trường bán buôn
điện cạnh tranh tại Việt Nam theo đúng quy định của Bộ Công
thương. Ứng dụng quy trình này tính toán thanh toán cho nhà máy
nhiệt điện Phú Mỹ 4 vào ngày 01/12/2016, tác giả sử dụng công cụ
để tính toán là phần mềm Excel.
Nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ 4 đã chào giá cho 5 tổ máy với các
khoản công suất chào khác nhau, nhưng khi được SMO huy động thì
có 2 tổ máy được phát với lượng công suất theo lập lịch huy động
cho từng chu kỳ. Và giá thị trường được định theo các bản chào của
các đơn vị phát điện và theo dung cân bằng “cung – cầu” của hệ
thống điện trong từng thời điểm trong ngày, mùa. Mức giá thị trường
điện giao ngay sẽ giúp giá của khâu phát điện được xác định minh
bạch, khách quan.
Trong bảng 4.3, về kết quả lập lịch huy động tác giả đã tính
được sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động
theo lệnh điều độ và sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần
thị trường. Trong kết quả ở bảng 4.3 2 Qdu và Qpb có giá trị bằng 0.

Các khoản thanh toán cho nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ 4 được
tác giả tính toán cụ thể, với tổng thanh toán điện năng thị trường là 5
136 966 276VNĐ, tổng công suất thị trường là 2 038 473 308VNĐ
và thanh toán hợp đồng CfD là 1 760 256 547VNĐ. Với kết quả này,
tác giả đã so sánh với kết tính toán trên vận hành thí điểm thị trường
bán buôn điện thực tế và thấy hoàn toàn phù hợp.
Kết quả tính toán cho thấy việc sử dụng phần mềm Excel vào
tính toán thanh toán Thị trường điện bán buôn cạnh tranh tại Việt
Nam hoàn toàn phù hợp các yêu cầu đặt ra đối với Thị trường điện


23
Việt Nam. Do vậy ta có thể hoàn toàn tin tưởng việc sử dụng phần
mềm Excel vào tính toán thị trường bán buôn điện cạnh tranh tại Việt
Nam thay vì sử dụng những phần mềm chuyên dụng.
KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA ĐỀ TÀI
Thị trường điện hiện là vấn đề hết sức thời sự, đã và đang nhận
được sự quan tâm của nhiều nước trên thế giới. Việt Nam là một
trong số những nước đang bắt đầu vận hành thị trường điện, đã vận
hành thị trường phát điện cạnh tranh và đang vận hành thí điểm Thị
trường bán buôn điện cạnh tranh. Vì vậy đối với việc vận hành thị
trường bán buôn điện cạnh tranh vẫn là dấu chấm hỏi, có thật sự sẽ
vận hành ổn định theo đề án thiết kế.
Trong luận văn này, Tác giả đã tập trung nghiên cứu, đề xuất và
giải quyết một số vấn đề để phục vụ việc vận hành thị trường bán
buôn cạnh tranh cụ thể như sau:
- Phân tích một cách tổng quan về lộ trình phát triển và các mô
hình của thị trường điện tại Việt Nam.
- Phân tích cơ chế chào giá và quy trình vận hành thị trường điện
bán buôn tại Việt Nam.

- Phân tích các chiến lược chào giá và quản lý chiến lược chào
giá trong thị trường bán buôn điện.
- Tập trung nghiên cứu, trình bày phương pháp tính toán thanh
toán trên thị trường bán buôn điện tại Việt Nam dựa trên dự thảo quy
định vâ hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công
Thương soạn thảo.
- Dựa trên phương pháp tính toán trên, tác giả đã ứng dụng để
tính toán thanh toán doanh thu cho nhà nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ 4
với công cụ tính toán là phần mềm Excel để tính toán minh họa thanh