Tính toán đề xuất các phương pháp phân bổ chi phí truyền tải trên lưới điện 110 kV của Công ty Lưới điện cao thế miền Trung trong thị trường điện

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRƯƠNG ANH TUẤN

TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG PHÁP
PHÂN BỔ CHI PHÍ TRUYỀN TẢI TRÊN LƯỚI
ĐIỆN 110 kV CỦA CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO
THẾ MIỀN TRUNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số:
8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng- Năm 2019


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 1: PGS.TS. ĐINH THÀNH VIỆT

Phản biện 2: TS. LÊ HỮU HÙNG

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
Đà Nẵng vào ngày 09 tháng 03 năm 2019.

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học
Bách khoa Đại học Đà Nẵng
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - Đại học
Đà Nẵng


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn, mục đích đề tài:
Hiện nay ngành Điện và các đơn vị liên quan đã xây dựng,
vận hành thí điểm thị trường bán buôn điện cạnh tranh, phấn đấu đưa
thị trường bán buôn điện cạnh tranh vào vận hành chính thức từ năm
2019 và tiếp tục nghiên cứu để thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh
tranh vào năm 2021. Để việc triển khai hoàn chỉnh thị trường điện
đạt kết quả và đúng lộ trình, phải tích cực chuẩn bị xây dựng khung
pháp lý, mô hình thị trường bán buôn và bán lẻ điện cạnh tranh, cơ
sở hạ tầng kỹ thuật, phương pháp tính các giá dịch vụ…Trong đó,
việc xác định rõ ràng, cụ thể các chi phí trong quá trình truyền tải,
phân phối là rất quan trọng, đây là một thành phần cơ bản trong việc
cấu thành giá điện.
Do vậy đề tài “Tính toán đề xuất các phương pháp phân bổ
chi phí truyền tải trên lưới điện 110 kV của Công ty Lưới điện cao
thế miền Trung trong thị trường điện” là đề tài có ý nghĩa thực tiễn
cao đối với ngành Điện nói chung và Công ty Lưới điện cao thế miền
Trung nói riêng.
2. Mục đích nghiên cứu
Mục tiêu chính của luận văn nghiên cứu lựa chọn phương
pháp tính toán phân bổ chi phí truyền tải điện trên lưới điện 110 kV

áp dụng cho Công ty Lưới điện cao thế miền Trung để phục vụ việc
vận hành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Thị trường bán lẻ điện
cạnh tranh.


2
Phạm vi nghiên cứu của đề tài: Tổng quan về thị trường
điện Việt Nam, nghiên cứu lựa chọn phương pháp tính toán phân bổ
chi phí truyền tải điện trên lưới điện 110 kV áp dụng cho Công ty
Lưới điện cao thế miền Trung để phục vụ việc vận hành thị trường
bán lẻ điện cạnh tranh.
4. Phương pháp nghiên cứu
Về lý thuyết: sử dụng các phương pháp đã được học, các văn
bản pháp lý của Nhà nước để nghiên cứu tính toán chi phí truyền tải
điện. Sử dụng phần mềm POWERWORLD, công cụ tính toán
EXCEL để tính toán cho trường hợp cụ thể.
Về thực tế: dựa trên các số liệu thống kê về lưới điện, quá
trình vận hành thực tế để tính toán chi phí cụ thể tại Công ty Lưới
điện cao thế miền Trung, qua đó phân tích đánh giá đề xuất phương
pháp áp dụng phù hợp.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài:
Đề tài có thể được xem xét, ứng dụng để tính toán phân bổ
chi phí truyền tải trên lưới điện 110 kV phục vụ cho việc vận hành
thị trường bán lẻ điện cạnh tranh dự kiến đưa vào vận hành thử
nghiệm trong năm 2021.
Ngoài ra, đề tài còn giúp chúng ta nhìn nhận được một số
phương pháp tính toán phân bổ hợp lý nhất để đạt được một mô hình
thị trường điện hoàn chỉnh trong tương lai.

6. Cấu trúc của luận văn
Nội dung luận văn được biên chế thành: Ngoài phần Mở đầu
và Kết luận sẽ có 3 chương và phụ lục. Bố cục nội dung chính của
luận văn gồm các phần sau:


3
Chương 1: Tổng quan về thị trường điện Việt Nam.
Chương 2: Các phương pháp tính toán phân bổ chi phí
truyền tải điện
Chương 3: Tính toán phân bổ chi phí truyền tải trên lưới
điện 110 kV của Công ty Lưới điện cao thế miền Trung.
Kết luận, kiến nghị


4
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM
1.1. M t số m h nh th trư ng điện cạnh tranh trên thế giới
1.1.1. Mô hình thị trường phát điện cạnh tranh với 1 đơn vị mua
duy nhất
1.1.1.1 Giới thiệu mô hình:
1.1.1.2. Vai trò, nhiệm vụ của một số đơn vị chính của mô hình:
1.1.1.3. Đánh giá một số ưu, nhược điểm của mô hình:
Cho phép các nhà đầu tư tư nhân được quyền xây dựng các
nhà máy điện độc lập (IPP) để cùng cạnh tranh bán điện cho đơn vị
mua duy nhất.
IPP

IPP

IPP

Đại lý mua buôn

CTPP/Bán lẻ

CTPP/Bán lẻ

CTPP/Bán lẻ

KH

KH

KH

Hình 1.1: Mô hình thị trường phát điện cạnh tranh với một đơn vị
mua duy nhất.


5
Thúc đẩy việc cải tiến kỹ thuật, đổi mới công nghệ. Do chỉ
có một đơn vị mua duy nhất nên không có cơ hội cho các đơn vị
phân phối lựa chọn đối tác cung cấp điện cho mình. Giá bán cho
khách hàng do Nhà nước quy định, trong khi giá bán của các nhà
máy lại do thị trường quyết định.
1.1.2. Mô hình thị trường bán buôn cạnh tranh:
1.1.2.1. Giới thiệu mô hình:
1.2.2.2. Vai trò của một số đơn vị chính của mô hình:

1.2.2.3. Đánh giá một số ưu, nhược điểm của mô hình:
Các đơn vị phân phối có quyền lựa chọn người cung cấp
điện cho mình với chi phí thấp nhất. Các IPP có quyền tự do thâm
nhập lưới điện truyền tải. Khách hàng vẫn chưa có quyền lựa chọn
nhà phân phối điện cho mình. Hoạt động buôn bán điện rất phức tạp
và có nhiều nguy cơ để thao túng thị trường. Việc xây dựng thị
trường sẽ phức tạp, tốn kém hơn thị trường phát điện cạnh tranh.
IPP

IPP

Hợp
đồng

IPP

IPP

IPP

Lưới TT Thị
trường bán
buôn

CT
PP
Bán
lẻ
KH

CT
PP
Bán
lẻ
KH

PT

CT
PP
Bán
lẻ
KH

CT
PP
Bán
lẻ
KH

Hình 1.2: Mô hình thị trường bán buôn cạnh tranh.

LC


6
1.1.3. Mô hình thị trường bán lẻ cạnh tranh:
1.1.3.1. Giới thiệu mô hình:
1.1.3.2. Vai trò của các đơn vị chính trong mô hình:
1.1.3.3. Đánh giá một số ưu, nhược điểm của mô hình:

Các đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện đã tự
chủ và chủ động trong công tác quản lý. Cho phép sự tự do kinh
doanh và cạnh tranh vào các khâu phát và phân phối điện.
Trong mô hình này, sự cạnh tranh sẽ quyết định giá cả của
các dịch vụ.
Xây dựng thị trường sẽ rất phức tạp và tốn kém.
Yêu cầu về đo lường phải chính xác, đúng thời điểm.
IPP

IPP

IPP

IPP

IPP

CT PP

Đơn vị

Lưới truyền tải

trực tiếp

Thị trường bán buôn

Đơn vị

CT PP

CT PP

bán lẻ

bán lẻ
Lưới phân phối
Thị trường bán lẻ

KH

KH

KH

KH

Hình 1.3: Mô hình thị trường bán lẻ cạnh tranh.

KH


7
1.2. Tổng quan về th trư ng điện Việt Nam:
1.2.1. Mô hình thị trường điện Việt Nam:
1.2.2. Hoạt động hiện tại của thị trường phát điện cạnh tranh:
Thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam chính thức đi
vào hoạt động vào ngày 01/7/2012 sau 1 năm vận hành thí điểm.
Tham gia thị trường đến nay đã có 32 nhà máy phát điện tham gia
trực tiếp vào thị trường phát điện với tổng công suất 9.300 MW,

chiếm 39% công suất đặt toàn hệ thống.
Trong thị trường phát điện cạnh tranh, toàn bộ lượng điện
năng do các Công ty phát điện sản xuất ra phải bán cho đơn vị mua
duy nhất là EPTC, lịch huy động các tổ máy được lập căn cứ trên bản
chào giá chi phí biến đổi. Việc thanh toán cho lượng điện năng được
giao dịch thông qua giá hợp đồng và giá trên thị trường giao ngay
cho mỗi chu kỳ giao dịch theo cơ chế hợp đồng sai khác.
1.2.3. Phát triển thị trường bán buôn điện cạnh tranh:
Thị trường cạnh tranh bán buôn bao gồm hai thị trường thứ
cấp: một theo hợp đồng điện song phương và một thị trường giao
ngay. Trong thị trường theo hợp đồng điện song phương, các công ty
phân phối có thể mua điện trực tiếp từ các đơn vị bán điện (các đơn
vị phát điện hoặc các đơn vị mua bán buôn điện). Trong thị trường
điện giao ngay các công ty phân phối được lựa chọn việc mua điện.
Trong trường hợp giá điện trong thị trường giao ngay thấp hơn chi
phí phát điện của một đơn vị phát điện, đơn vị này có thể quyết định
mua điện từ thị trường để đáp ứng các yêu cầu theo hợp đồng của
đơn vị thay vì tự sản xuất điện. Việc này sẽ giúp đạt được hiệu quả
của hệ thống .


8
1.2.4. Phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.
Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh bao gồm tất cả các nhân tố
của thị trường cạnh tranh bán buôn với một thị trường hợp đồng điện
song phương và một thị trường điện giao ngay. Tuy nhiên ngoài các
đơn vị phân phối, các hộ tiêu thụ điện cũng được trực tiếp lựa chọn
người cung cấp điện cho mình. Sẽ có các thành phần mới tham gia
thị trường đó là các đơn vị kinh doanh bán lẻ điện là người mua điện
từ các đơn vị phát điện và bán lại cho người tiêu thụ. Cạnh tranh

trong thị trường cạnh tranh bán lẻ điện sẽ mạnh mẽ hơn thị trường
cạnh tranh bán buôn.
Kết luận:
Mô hình thị trường phát điện cạnh tranh với một đơn vị mua
duy nhất sẽ thích hợp với các nước có hệ thống điện còn non trẻ, quy
mô nhỏ, cơ sở hạ tầng chưa được hoàn thiện, hệ thống tổ chức cũng
như hệ thống pháp luật chưa thật sự hoàn chỉnh, mô hình này thường
được áp dụng cho giai đoạn đầu khi hình thành thị trường. Mô hình
thị trường bán lẻ cạnh tranh thích hợp với các nước phát triển, hệ
thống điện lớn và tiên tiến. Theo kinh nghiệm của các nước tiên tiến
trên thế giới thì mô hình thị trường bán lẻ cạnh tranh là mô hình khả
thi nhất, là mục tiêu cuối cùng của thị trường điện. Mô hình thị
trường bán buôn cạnh tranh có vẻ là mô hình không ổn định lâu dài,
vì rằng trong mô hình này ai là công ty phân phối được quyền lựa
chọn nhà cung cấp vẫn là vấn đề khá phức tạp và không rõ ràng, đây
thường là mô hình trung gian để tiến tới mô hình thị trường cạnh
tranh bán lẻ.
Trên cơ sở phân tích các mô hình thị trường điện trên thế
giới, xem xét với điều kiện cụ thể kết hợp với lộ trình hình thành,


9
phát triển của thị trường điện Việt Nam, tác giả đã nhận thấy các mô
hình thị trường điện đã được xây dựng để áp dụng cho Việt Nam là
khá phù hợp đặc thù của ngành điện Việt Nam. Tuy nhiên hiện nay
cơ cấu tổ chức của EVN vẫn còn mang tính độc quyền theo chiều
dọc, do vậy việc hoạt động của thị trường bước đầu chắc chắn sẽ còn
nhiều bất cập. Để thị trường điện tại Việt Nam hoạt động thực sự
hiệu quả, phải từng bước tái cơ cấu ngành điện theo sự hình thành và
phát triển của thị trường điện, đáp ứng lộ trình hình thành thị trường

điện trong nước đã được phê duyệt.


10
CHƯƠNG 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN CHI PHÍ
TRUYỀN TẢI ĐIỆN
2.1. Ý nghĩa, vai trò và mục tiêu của giá truyền tải trong th
trư ng điện
2.2. Nguyên tắc tính toán và các thành phần cơ bản của giá
truyền tải
2.3. Phương pháp tính toán:
Hiện nay trên thế giới không có một phương pháp tính toán
chung áp dụng cho tất cả các quốc gia, mà tùy theo đặc thù của hệ
thống điện, cũng như mục tiêu xây dựng mà có những phương pháp
tính toán khác nhau. Việc tính toán một cách chính xác giá truyền tải
là rất phức tạp, vì vậy trong thực tế khi tính toán về giá truyền tải,
nên đưa ra phương pháp tính toán sao cho đơn giản, dễ thực hiện mà
vẫn đảm bảo thu hồi được vốn và có lợi nhuận hợp lý để các đơn vị
truyền tải tồn tại và hoạt động hiệu quả. Trong phần này tác giả sẽ
trình bày một số phương pháp tính thông dụng đã và đang được
nghiên cứu sử dụng cho trong thị trường điện ở các nước hiện nay.
2.3.1 Phương pháp MW-km:
Ưu điểm là phương pháp tính phí cho vận chuyển năng
lượng giữa hai điểm được đấu nối, khi khoảng cách giữa hai điểm
truyền tải càng xa thì chi phí cho truyền tải càng lớn, do đó phí
truyền tải sẽ khác nhau cho mỗi đoạn đường dây truyền tải nhất định.
Có bốn biến thể của MW-km.
- Phương pháp MW-km cơ bản
- Phương pháp MW-km theo modul

- Phương pháp MW-km với chi phí bằng không cho trào lưu


11
công suất ngược chiều
- Phương pháp MW-km với trào lưu công suất vượt trội
- Ví dụ tính phí truyền tải bằng phương pháp MW-km

Hình 2.1: Sơ đồ hệ thống
Hệ thống gồm có nút 1, nút 2 là các nút phát và phụ tải là các
nút 3,4,5. Công suất của các nút tương ứng như sau:
Bảng 2.1 : Công suất các nút của hệ thống
Nút

P+jQ

1

100+j31,43

2

50+j10

3

60+j20

4

60+j28,57

5

50+j10


12
Thông số đường dây của hệ thống được cho trong bảng sau:
Bảng 2.2: Thông số các đường dây của hệ thống
Các th ng số
Đư ng

Điện áp

dây

(kV)

Loại dây

Chiều dài
(km)

Chi phí truyền
tải (x106
VNĐ/km.năm)

1-2

110

AC - 240

10,0

20

1-3

110

AC - 240

12,0

20

2-4

110

AC - 240

18,0

20

2-5

110

AC - 240

10,0

20

3-4

110

AC - 240

8,0

20

4-5

110

AC - 240

15,0

20

Trong ví dụ này, chỉ xét tính phí truyền tải cho các nút đấu
nối nhà máy.

Bảng 2.3 - Tổng hợp kết quả trào lưu công suất
Trư ng hợp

Trư ng hợp chỉ

chỉ phát tại

phát tại nút 4

nút 1 (MW)

(MW)

58,25

54,94

3,31

1-3

41,75

45,06

-3,31

2-4

-12,64

2,87

-15,52

2-5

20,90

20,82

0,08

3-4

-18,25

7,56

-25,81

4-5

29,10

10,43

18,67

Đư ng

Trư ng hợp

dây

cơ bản (MW)

1-2


13
Bước 2: Xác định chi phí (yêu cầu doanh thu) của lưới
Bảng 2.4 - Chi phí cố định hàng năm cho các đường dây
Chi phí truyền tải (x 106 VNĐ)

Đư ng

Chiều dài

dây

(km)

1 km

Cả tuyến

1-2

10,0

20

200

1-3

12,0

20

240

2-4

18,0

20

360

2-5

10,0

20

200

3-4

8,0

20

160

4-5

15,0

20

300

Tổng

1.460

Bước 3: Phân bổ chi phí.
+ Phí cơ bản (CAk) và phí bổ sung (CBk)
+ Phí sử dụng công suất cơ bản R1(u)
+ Phí sử dụng công suất bổ sung R2(u)
Phí sử dụng truyền tải mỗi nhà máy phải trả : R1(u) + R2(u)
R(1) = R1(1) + R2(1) = 283,01 + 521,52 = 804,53 (x106
VNĐ)
R(4) = R1(4) + R2(4) = 137,51 + 517,98 = 655,49 (x106
VNĐ)
R = R(1) + R(4) = 804,53 + 655,49 = 1.460 ( x106 VNĐ)
2.3.2. Phương pháp tem thư:

2.3.2.1. Nội dung phương pháp:


14

GNi

R

PNi

(2.6)

n

PNi
i 1

2.3.2.2. Ví dụ tính phí truyền tải bằng phương pháp tem thư
Bảng 2.10 - Phí truyền tải bằng phương pháp tem thư
Nhà máy
tại nút

Tổng phí
C ng suất Pmax

truyền tải (x106
VNĐ)

Phí truyền tải

(x106 VNĐ)

1

100

1.460

912,5

4

60

1.460

547,5

2.4. Nhận xét:
Qua kết quả tính toán ở trên, ta lập bảng so sánh phí truyền
tải của 2 nhà máy 1 và 4 theo 2 phương pháp MW-km và tem thư
như sau:
Nhà máy tại

Phí truyền tải (x106 VNĐ)
Theo phương pháp

Theo phương pháp

MW-km

tem thư

1

804,5

912,5

4

655,5

547,5

nút

- Đối với phương pháp MW-km: Chi phí truyền tải nhà
máy thứ 1 phải trả là 804,5 (x106 VNĐ) thấp hơn so với chi phí tính
theo phương pháp tem thư là 912,5 (x106 VNĐ) và chi phí truyền tải
nhà máy thứ 4 phải trả là 655,50 (x106 VNĐ) lại cao hơn so với chi


15
phí tính theo phương pháp tem thư là 547,5 (x106 VNĐ). Qua đó ta
thấy ưu điểm của phương pháp này là phản ảnh giá truyền tải phụ
thuộc vào chiều dài đường dây và công suất truyền tải, do vậy nó đưa
ra được khuyến khích lựa chọn vị trí xây dựng nguồn điện, phụ tải và
vị trí vận hành hợp lý. Đây là phương pháp được đề xuất để tính toán
phí truyền tải nhằm thu hồi được toàn bộ chi phí của lưới điện truyền

tải, đồng thời có xét đến tình trạng sử dụng thực lưới điện trong các
giao dịch mua bán, bảo đảm thu hồi được toàn bộ chi phí cố định và
phản ánh một cách hợp lý tình trạng sử dụng lưới điện truyền tải
trong thực tế. Tuy nhiên nhược điểm lớn của phương pháp là tính
toán khá phức tạp, không phản ảnh được các thành phần chi phí
trong giá truyền tải.
- Đối với phương pháp tem thư: Cũng theo kết quả tính
toán và phân tích như phương pháp trên, ta thấy ưu điểm của phương
pháp này là tính đơn giản, dễ áp dụng. Phí truyền tải được tính như
chi phí gửi thư của bưu điện. Chi phí gửi thư thu qua tem thư, giá
tem thư chỉ phụ thuộc trọng lượng thư chứ không phụ thuộc khoảng
cách gửi thư. Theo phương pháp này phí truyền tải cũng được tính
theo công suất mà đơn vị sử dụng lưới điện bơm vào hoặc lấy ra từ
một nút của lưới điên, không phụ thuộc khoảng cách tải điện.
Phương pháp này không đòi hỏi phải tính toán chiều truyền tải công
suất, không phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải cũng như cấu trúc
của lưới điện. Phương pháp dựa trên giả thiết là toàn bộ hệ thống
truyền tải được sử dụng, không kể đến những đường dây trong thực
tế làm dịch vụ truyền tải. Phương pháp này tính toán phân bổ chi phí


16
cho người sử dụng lưới truyền tải dựa trên chi phí trung bình của hệ
thống và độ lớn công suất mà người sử dụng giao dịch. Suất phí
truyền tải theo phương pháp này được tính bằng cách lấy tổng chi phí
truyền tải chia cho công suất phụ tải đỉnh của hệ thống, nghĩa là phí
được tính theo giá trị trung bình cho 1 MW. Tuy nhiên, nhược điểm
của phương pháp là không phản ánh được trào lưu công suất thực tế
qua các mạng truyền dẫn, không đưa ra được các khuyến khích cho
các quyết định chọn vị trí xây dựng nguồn điện và vị trí vận hành, do

phương pháp này không phân biệt vị trí các điểm đấu nối cũng như
khoảng cách truyền tải.
2.5. Kết luận:
Có nhiều phương pháp tính giá truyền tải, mỗi phương pháp
có đều có những ưu điểm, nhược điểm riêng của nó, do đó tùy theo
đặc thù của hệ thống điện cũng như mục tiêu khi xây dựng mà chọn
phương pháp tính toán phù hợp. Tác giả đã trình bày 02 phương pháp
tính toán giá truyền tải được sử dụng phổ biến hiện nay là phương
pháp phương pháp Tem thư và phương pháp MW-km, phân tích các
ưu nhược điểm của mỗi phương pháp. Qua nghiên cứu, tác giả nhận
thấy rằng phương pháp xác định giá truyền tải theo phương pháp tem
thư có ưu điểm rất lớn là tính toán đơn giản, dễ áp dụng, ngoài ra
phương pháp này khá phù hợp với đặc thù của ngành điện Việt Nam,
là một giải pháp thích hợp cho hệ thống điện đầu tư theo dạng quy
hoạch tập trung và thực tế hiện nay cũng đã được sử dụng để tính giá
truyền tải điện cho lưới điện 220 và 500 kV theo quy định tại Thông
tư 02/2017/TT-BCT ngày 10/02/2017 của Bộ Công thương và tính


17
cho năm 2017. Do vậy tác giả đề xuất chọn phương pháp tem thư có
vận dụng cách tính của Thông tư 02/2017/TT-BCT để áp dụng tính
toán giá truyền tải tại Công ty Lưới điện cao thế miền Trung trong
thị trường điện, trước mắt là cho thị trường bán buôn cạnh tranh
hiện nay.


18
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN PHÂN BỔ CHI PHÍ TRUYỀN TẢI

TRÊN LƯỚI 110 KV CỦA CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ
MIỀN TRUNG
Như đã trình bày tại Chương 2, sử dụng phương pháp tem
thư có vận dụng cách tính của Thông tư 02/2017/TT-BCT ngày
10/02/2017 của Bộ Công thương để tính giá truyền tải trên lưới điện
110 kV của Công ty Lưới điện cao thế miền Trung và tính cho năm
2017 [6] như các nội dung sau.
3.1. N i dung chi tiết phương pháp:
3.1.1. Phương pháp xác định giá truyền tải: Giá truyền tải điện năm
N được xác định căn cứ vào tổng doanh thu truyền tải điện cho phép
năm N và tổng sản lượng điện năng truyền tải dự kiến năm N.
3.1.2. Phương pháp xác định tổng doanh thu truyền tải điện cho
phép hàng năm: Tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N
bao gồm các thành phần chi phí vốn cho phép, chi phí vận hành và
bảo dưỡng cho phép và lượng điều chỉnh doanh thu năm N.
3.1.3. Phương pháp xác định tổng chi phí vốn truyền tải điện cho
phép: Tổng chi phí vốn truyền tải điện cho phép năm N bao gồm
tổng chi phí khấu hao tài sản cố định dự kiến năm N; tổng chi phí tài
chính dự kiến bao gồm lãi vay ngắn hạn, dài hạn, trái phiếu, thuê tài
chính và các khoản phí để vay vốn phải trả năm N cho tài sản truyền
tải điện; chênh lệch tỷ giá thực hiện dự kiến phát sinh do trả nợ vay
bằng ngoại tệ năm N và lợi nhuận truyền tải điện cho phép dự kiến
năm N.
3.1.4. Phương pháp xác định tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng
truyền tải điện cho phép: Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng


19
truyền tải điện cho phép năm N bao gồm tổng chi phí vật liệu dự
kiến; tổng chi phí tiền lương dự kiến; tổng chi phí sửa chữa lớn dự

kiến; tổng chi phí dịch vụ mua ngoài dự kiến và tổng chi phí bằng
tiền khác dự kiến của năm N.
3.2. Tính toán tổng doanh thu truyền tải:
3.2.1. Thống kê số liệu lưới điện do Công ty Lưới điện cao thế
miền Trung quản lý: Số liệu khối lượng trạm biến áp, dung lượng
máy biến áp và đường dây được lấy dựa trên bảng báo cáo số liệu
quyết toán [8] năm 2017 của CGC và số liệu này được tính đến hết
ngày 31/12/2017.
3.2.2. Tính tổng chi phí vốn truyền tải điện:
3.2.1.1. Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định
3.2.1.2. Tổng chi phí tài chính dự kiến
3.2.3. Tính tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng:
3.2.2.1. Tổng chi phí vật liệu
3.2.2.2. Tổng chi phí tiền lương
3.2.2.3. Tổng chi phí sửa chữa lớn
3.2.2.4. Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài
3.2.2.5. Tổng chi phí bằng tiền khác
3.2.4. Xác định lượng điều chỉnh doanh thu năm:
Xác định gồm tiền lãi dự kiến và tiền bán thanh lý tài sản tại
CGC. Do trong năm 2017 không phát sinh số liệu này, hơn nữa các
năm trước số liệu này rất nhỏ nên tác giả lấy bằng không.
3.2.5. Kết quả tính toán:
Từ bảng phụ lục tính toán chi tiết, tác giả tính được tổng
doanh thu truyền tải điện trên lưới 110 kV của CGC trong năm 2017
là: 1.229.022.468.063 đồng.


20
3.3. Phân bổ chi phí truyền tải:
3.3.1. Tổng chi phí truyền tải: theo kết quả tính toán ở trên, tổng

doanh thu truyền tải điện trên lưới 110 kV của CGC trong năm 2017
là: 1.229.022.468.063 đồng.
3.3.2. Điện năng nhận trong năm: theo số liệu điện năng giao nhận
thực tế của CGC tại các nút 110 kV, 22 kV, 35 kV của các TBA 110
kV năm 2017 là 17.054.751.304 kWh.
3.3.3. Giá truyền tải: từ kết quả tính tổng chi phí truyền tải và điện
năng nhận trong năm 2017, ta tính giá truyền tải tại CGC năm 2017
như sau:
Giá truyền tải (gtt) =

1.229.022.468.063
17.054.751.304

= 72,06

đồng/kWh.
3.3.4. Phân bổ chi phí truyền tải: việc phân bổ chi phí truyền tải cho
tất cả các khách hàng mua điện căn cứ vào sản lượng điện năng mua
nhân với giá truyền tải đã tính ở trên theo công thức sau:
Chi phí truyền tải = Apt x gtt
3.4. Nhận xét, đánh giá
Kết quả tính toán giá truyền tải điện tại Công ty Lưới điện
cao thế miền Trung là 72,06 đồng/kWh.
Việc tính toán một cách chính xác giá truyền tải điện là rất
phức tạp, đặc biệt đối với các nước như Việt Nam hiện nay khi mới
vận hành thị trường điện thì vấn đề này lại càng khó khăn. Tác giả đã
trình bày và đề xuất phương pháp tính toán giá truyền tải điện khá
đơn giản cho hệ thống lưới điện tại CGC.
Hiện nay do giá truyền tải điện cho lưới điện 110 kV chưa
được Bộ Công thương ban hành nên chưa thể so sánh được tính

21
chính xác của kết quả tính toán. Tuy nhiên, nếu so sánh giá truyền tải
điện tính toán cho CGC với giá phân phối và bán lẻ được Bộ Công
thương công bố năm 2017 là 286,99 đồng/kWh thì giá truyền tải tính
toán tại CGC là hợp lý.
Kết quả tính toán cho thấy phương pháp này khá phù hợp với
điều kiện thực tế của Việt Nam hiện nay, do vậy có thể ứng dụng để
tính toán giá truyền tải điện cho hệ thống lưới điện truyền tải cho các
Công ty Lưới điện cao thế trong cơ chế vận hành thị trường bán buôn
và bán lẻ điện cạnh tranh.
Kết quả và phương pháp nghiên cứu tính toán giá truyền tải
điện cho hệ thống lưới điện 110 kV của Công ty Lưới điện cao thế
miền Trung là cơ sở để ban hành các quy định về tính toán giá truyền
tải trong khâu phân phối - bán lẻ để phục vụ cho việc vận hành thị
trường bán buôn và bán lẻ điện cạnh tranh tại Việt Nam trong thời
gian đến.


22
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận:
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. Thị trường phát
điện cạnh tranh tại Việt Nam đã chính thức đi vào hoạt động từ ngày
01/7/2012 sau 1 năm vận hành thử nghiệm . Bộ Công Thương đang
chỉ đạo Cục Điều tiết Điện lực triển khai các công tác chỉ đạo cần
thiết để hình thành thị trường bán buôn điện vào năm 2015 và nghiên
cứu để có thể rút ngắn thời điểm vận hành thị trường bán lẻ điện

cạnh tranh trước kế hoạch đề ra.
Để tiến tới thị trường bán lẻ điện cạnh tranh cần phải có hệ
thống văn bản quy phạm pháp luật hết sức chặt chẽ vì hầu hết các hộ
sử dụng điện về lý thuyết có thể mua điện từ bất cứ nhà máy nào
hoặc từ thị trường giao ngay hoặc từ thị trường bán buôn, bán lẻ.
Trong đó, việc nghiên cứu về mô hình thị trường và phương pháp
tính toán chi phí phân phối điện là vấn đề hết sức quan trọng.
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 và bán lẻ điện cạnh tranh cụ thể như sau:
- Phân tích hoạt động thị trường điện cụ thể của một số quốc
gia, nhận xét, đánh giá các ưu nhược điểm của từng mô hình từ đó
rút ra các bài học kinh nghiệm trong quá trình vận hành thị trường
điện. Phân tích, đánh giá các mô hình hoạt động của thị trường điện
đã được lựa chọn để áp dụng cho thị trường điện Việt Nam.
- Tập trung nghiên cứu, phân tích 02 phương pháp tính toán


23
chi phí truyền tải điện là phương pháp MW-km và phương pháp tem
thư và đề xuất phương pháp tem thư để áp dụng để tính toán giá
truyền tải điện áp dụng cho lưới điện 110 kV hiện nay trên cơ sở phù
hợp với đặc thù phát triển của thị trường điện tại nước ta.
- Dựa trên phương pháp tính toán đề xuất nêu trên, Tác giả đã
ứng dụng để tính toán giá truyền tải điện cho hệ thống lưới điện 110
kV tại Công ty Lưới điện cao thế miền Trung.
- Đề xuất sử dụng phương pháp tính toán này để áp dụng cho
thị trường bán buôn và bán lẻ điện cạnh tranh tại Việt Nam trong giai
đoạn đầu triển khai.
2. Kiến ngh :

Việc sử dụng phương pháp tem thư để tính toán giá truyền tải
phù hợp với việc vận hành thị trường trong giai đoạn đầu triển khai
do việc tính toán đơn giản, phù hợp với mô hình tổ chức cũng như hạ
tầng của ngành Điện hiện nay. Tuy nhiên phương pháp này còn một
số hạn chế như chưa công bằng, chưa phản ánh được trào lưu công
suất thực tế qua lưới truyền tải, chưa đưa ra được các khuyến khích
cho việc đầu tư phát triển lưới điện nên cần phải nghiên cứu tính giá
truyền tải điện theo phương pháp MW-km để áp dụng khi thị trường
hoàn chỉnh, phát triển để đạt được kết quả tốt hơn, công bằng hơn.
3. Khả năng ứng dụng của đề tài:
Đề tài đã tập trung nghiên cứu phương pháp phân bổ chi phí
truyền tải điện hay giá truyền tải điện và tính toán cụ thể cho hệ
thống lưới điện do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung đang quản
lý. Phương pháp tính toán đề xuất dựa trên các số liệu thực tế đã có