Thị Trường Điện Các Nước Trên Thế Giới

gồm:

+ Dự phòng quay;

+ Dự phòng khởi động nhanh;

+ Dự phòng nguội;

+ Điều chỉnh tần số;

+ Vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện;

+ Điều chỉnh điện áp;

+ Khả năng khởi động đen (Khôi phục lại 1 lần hoặc toàn bộ hệ thống

Có thể bạn quan tâm!

Xem toàn bộ 112 trang tài liệu này.

điện từ trạng thái rã lưới nhờ có máy phát điện diesel để cung cấp nguồn tự dùng cho nhà máy).

Rõ ràng rằng, thị trường điện là phức tạp mà cần phải được nghiên cứu một cách cẩn thẩn để có thể xây dựng và phát triển một thành công. Đã có nhiều tác giả trong và ngoài nước thực hiện nghiên cứu mà sẽ được trình bày chi tiết trong phần kế tiếp.

2.2. Tình hình nghiên cứu trong nước

Tác giả Trần Phương Nam đã nghiên cứu các vấn đề liên quan đến thị trường điện, quy hoạch thị trường điện, cấu trúc lưới truyền tải, đồng thời nghiên cứu cách vận hành và phương pháp tính giá điện, giá nút và giá vùng trong Luận văn Thạc sĩ, "Nghiên cứu giá điện có xét yếu tố dự phòng và sự cố trong thị trường điện". Tác giả đã sử dụng mô hình hệ thống điện 10 nút có nguồn dự phòng trong PowerWorld để khảo sát và đánh giá giá điện tại các nút (vùng) có xét đến các yếu tố ảnh hưởng xung quanh [4]. Các kết quả đạt được của luận văn đã cho thấy rằng tất cả mọi sự thay đổi từ khách quan đến chủ quan đều ảnh hưởng đến chất lượng giá thành điện năng tại điểm (nhánh) đó nói riêng và toàn khu vực nói chung. Song song bên cạnh đó, việc vận hành hệ thống điện cũng rất được chú trọng, do việc phân bố công suất sao cho hợp lý trên các đường dây truyền tải hay vận hành các tổ máy phát, máy biến áp cũng ảnh hưởng rất nhiều đến thị trường điện. Rõ ràng rằng, nếu các chiến lược vận hành không tốt thì chi phí bảo dưỡng bảo trì sẽ tăng lên. Điều này cũng có nghĩa là chi phí tại các nút lân cận cũng ảnh hưởng theo. Mặc dù, tác giả đã

làm rõ hơn được các ảnh hưởng của các thiết bị, sự cố đến giá điện tại từng nút hoặc từng khu vực. Tuy nhiên, các ảnh hưởng lên giá điện vẫn chưa được nghiên cứu trong luận văn này.

Tác giả Lê Minh Trân đã nghiên cứu giá điện cận biên và các dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện cạnh tranh, là phương thức tính giá điện, chi phí dịch vụ đã được sử dụng ở nhiều nơi có thị trường điện lớn và phát triển trên thế giới như ISO New York, ISO California, ISO Island,... trong Luận văn Thạc sĩ, "Nghiên cứu giá điện cận biên và dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện cạnh tranh" [5]. Việc áp dụng hình thức giá điện cận biên và các dịch vụ phụ trợ sẽ đảm bảo tính cạnh tranh lành mạnh, phát triển thị trường, nâng cao độ tin cậy và đem lại nhiều lợi ích cho xã hội. Tác giả đã đưa ra mô hình tính giá điện cận biên dựa trên 3 thành phần:

+ Giá biên tổ máy,

+ Chi phí do tổn thất công suất,

+ Chi phí do nghẽn mạch.

Tác giả đã sử dụng phần mềm PowerWorld để mô phỏng phương pháp tính giá này. Qua các sơ đồ lưới điện 3 nút và 7 nút, tác giả đã phân tích trong nhiều trường hợp để thấy rõ bản chất của phương pháp tính được giới thiệu, từ đó đánh giá các thành phần ảnh hưởng đến hình thành giá điện cận biên. Các phân tích trong nghiên cứu này cho thấy rằng, giá điện cận biên biến đổi mạnh khi xảy ra nghẽn mạch.

Sau khi hai bên mua và bán đã ký hợp đồng mua điện cơ bản, người mua và người bán còn phải trả tiền cho các dịch vụ cần thiết để tải được điện năng từ nhà máy điện đến nơi tiêu thụ. Ngoài ra, để hệ thống điện có thể vận hành suôn sẻ thì khách hàng còn phải trả tiền cho các dịch vụ phụ trợ khác. Tác giả đã trình bày các dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện cạnh tranh. Trong đó, đi sâu vào phần dịch vụ dự trữ và ổn định điện áp mà là hai thành phần chính nhằm nâng cao độ tin cậy của hệ thống điện. Trong phần thị trường điện dự trữ, tác giả đã mô phỏng trên các hệ thống điện 3 nút và 10 nút để đưa ra cách tính giá, cũng như phương án sử dụng hệ thống tài nguyên năng lượng điện bằng cách tối ưu hóa năng lượng và dự trữ. Trong nghiên cứu dịch vụ ổn định điện

áp, tác giả đã sử dụng các đường cong P-V và Q-V để xác định các nút yếu về ổn định điện áp trong hệ thống điện và đưa ra các biện pháp cần thiết để tăng độ dự trữ ổn định điện áp tại các nút đó; xác định các vị trí dễ mất ổn định điện áp trong hệ thống điện và có các biện pháp tăng cường hợp lý để cải tiện khả năng vận hành và giảm thiểu các sự cố lớn gây thiệt hại cho hệ thống điện.

Rõ ràng rằng tác giả đã chưa nghiên cứu sâu về giá điện, phương pháp tính toán các loại chi phí để phù hợp thị trường, đặc biệt là thị trường điện Việt Nam trong tương lai.

Tác giả Tô Trí Thức đã nghiên cứu các cơ chế vận hành thị trường điện, các vấn đề liên quan đến bài toán vận hành đảm bảo ổn định thị trường điện trong Luận văn Thạc sĩ, "Nghiên cứu vận hành đảm bảo ổn định trong thị trường điện cạnh tranh" [6]. Các kết quả trong nghiên cứu này cũng cho thấy rằng, khi hệ thống bị sự cố, máy phát vẫn có thể ổn định lại được khi thay đổi công suất máy phát và phụ tải nhưng giá chi phí tăng lên.

Tác giả Phạm Ngọc Hiệp đã nghiên cứu mô hình chi phí máy phát điện, giá điện nút, bài toán giải quyết tắc nghẽn dựa trên phương pháp tái điều độ cực tiểu chi phí điều chỉnh kế hoạch ban đầu trong Luận văn Thạc sĩ, “Nghiên cứu bài toán cực tiểu chi phí tái điều độ khi giải quyết tắc nghẽn trong thị trường điện” [7]. Tác giả đã sử dụng phần mềm PowerWorld thực hiện mô phỏng cho thị trường điện bán buôn có 4 nút. Kết quả mô phỏng cho các trường hợp phụ tải hệ thống 70% tải đỉnh và 100% tải đỉnh. Trong đó, trường hợp tải đỉnh xảy ra tắc nghẽn trên đường dây truyền tải làm giá điện nút tăng cao, ISO sẽ phải tái điều độ các nhà máy điện trong hệ thống điện để giải quyết không còn xảy ra tắc nghẽn và cực tiểu chi phí.

Rõ ràng rằng tác giả đã sử dụng giải pháp tái điều độ công suất các nhà máy điện trong hệ thống điện. Tuy nhiên, có thể các giải pháp khác mà tác giả chưa đề cập trong nghiên cứu này, chẳng hạn như việc sử dụng các thiết bị FACTS như STATCOM, SSSC, UPFC, ... vào thị trường điện để giải quyết tắc nghẽn.

Tác giả Trần Hồ Khắc Tuấn Khải đã nghiên cứu mô hình giá điện nút tối

ưu trên cơ sở xác định chi phí phát điện và chi phí truyền tải mà sẽ là tiền đề

cho việc định giá điện trong Luận văn Thạc sĩ, “Nghiên cứu mô hình giá điện truyền tải của thị trường điện bán buôn Việt Nam, (VWEM)” [8]. Tác giả đã xác định được rằng các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình phát điện với chi phí nhỏ nhất là vận hành hiệu quả các tổ máy phát điện, chi phí nhiên liệu và tổn thất trên đường dây truyền tải. Hầu hết, các tổ máy có hiệu suất cao trong hệ thống thường không đảm bảo chi phí nhỏ nhất do chúng thường nằm trong vùng có chi phí nhiên liệu cao. Bên cạnh đó, tổn thất trên đường dây truyền tải có thể lớn hơn đáng kể khi vị trí nhà máy xa trung tâm phụ tải, vì thế gây lãng phí điện năng, đặc biệt trong hệ thống điện có nhiều liên kết, điện năng được truyền tải qua khoảng cách dài, với mật độ tải của các vùng thấp, tổn thất trên đường dây là yếu tố chính ảnh hưởng đến vận hành tối ưu hệ thống. Vì vậy, xác định hợp lý điện năng phát của các tổ máy và có phương thức vận hành hệ thống phù hợp sẽ quyết định đến chi phí phát điện và chi phí truyền tải nhất là trong hệ thống có nhiều nguồn năng lượng điện khác nhau như thủy điện, nhiệt điện (than, dầu, khí,...). Tác giả đã sử dụng phần mềm PowerWorld cho việc mô phỏng bài toán xác định giá điện tại nút và bài toán thị trường giá điện. Tuy nhiên, cũng có nhận thấy rằng tác giả vẫn chưa nghiên cứu sâu về giá điện và cách tính toán các loại chi phí để phù hợp hơn, đặc biệt cho thị trường điện của Việt Nam.

Tác giả Ngô Xuân Anh đã nghiên cứu và đưa ra các ưu và khuyết điểm của các mô hình thị trường điện của các nước trong Luận văn Thạc sĩ, “Nghiên cứu mô hình thị trường điện giao ngay và cơ chế thanh toán cho thị trường điện bán buôn Việt Nam” [9]. Tác giả cũng đã đưa ra các tiêu chi lựa chọn mô hình thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Trong đó, tác giả đã tập trung vào các yếu tố chính như sau:

- Thành viên tham gia thị trường mà bao gồm đặc điểm, vai trò chức năng của bên mua điện, bên bán điện và các đơn vị cung cấp dịch vụ nhằm tìm hiểu về bản chất và đặc tính của các bên, phát huy lợi thế và phương án lựa chọn phù hợp.

- Thị trường điện giao ngay mà bao gồm các quy trình lập kế hoạch vận hành, chào giá, tính toán giá trị nước, lập lịch huy động và điều độ, tính toán

giá thị trường giao ngay. Thị trường này có thể kế thừa từ những ưu điểm của giai đoạn phát điện cạnh tranh, xác định thời gian chào giá theo kế hoạch nhằm hạn chế lũng đoạn trong quá trình giao dịch, tăng tính ổn định của hệ thống.

- Cơ chế thanh toán trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Trong đó, vai trò của đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, tính toán thanh toán điện năng trong thị trường giao ngay, thanh toán hợp đồng, thanh toán các dịch vụ phụ trợ. Mục đích xác định dòng tiền khi tham gia thị trường bán buôn cạnh tranh, đưa ra các phương án, giải pháp để hạn chế rũi ro khi tham gia thị trường điện, tăng tính cạnh tranh, công bằng ổn định, bền vững và phát triển.

- Xây dựng phương án thiết kế hạ tầng công nghệ thông tin phục vụ vận hành và giám sát thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Đây là nền tảng cho thị trường điện hoạt động hiểu quả. Quá trình giao dịch trên thị trường điện bán buôn cạnh tranh được thuận lợi, không bị gián đoạn, đánh giá đúng bản chất của thị trường cạnh tranh giữa các bên khi tham gia giao dịch.

2.3. Tình hình nghiên cứu nước ngoài

F. Stacke và P. Cuervo đã thực hiện nghiên cứu vận hành một thị trường điện mà có sự kết hợp của vận hành hệ thống, song phương và dự trữ theo giá thanh toán dưới giá thầu [10]. Một mô hình định giá xem xét sự tương tác đồng thời của thị trường hệ thống, song phương và dự trữ trong một hệ thống điện đã được nghiên cứu. Mô hình có thể hoạt động theo giá cận biên truyền thống (Marginal Pricing, MP) hoặc theo giá ldquopay-as-bidrdquo (PAB). Trong phương pháp định giá PAB, một quy trình tích hợp liên quan đến phân bố công suất tối ưu (OPF) để đạt được giá thầu trong hệ thống và thị trường dự trữ có xem xét sự hiện diện của các hợp đồng song phương dài hạn. Kết quả là giá các dịch vụ năng lượng và dự phòng kết hợp các ảnh hưởng của cấu trúc, mức điện áp, tổn thất, giới hạn khả năng phát của các máy phát điện và các đường dây truyền tải điện. Kết quả nghiên cứu cũng cho thấy rằng các đại lý có thể lập kế hoạch danh mục của họ dựa trên giá mà phản ánh tác động của việc cung cấp một số dịch vụ điện và chi phí liên quan của nguồn điện trong một số tình

huống hoạt động và chiến lược giá thầu. Từ quan điểm của hệ thống điều chỉnh, việc cực tiểu hóa các khoản thanh toán bằng PAB đảm bảo cung cấp năng lượng, tổn thất truyền tải và các yêu cầu dự trữ ngoài việc thực thi đầy đủ tài chính.

Y. Tao đã đề xuất một mô hình phân bố công suất tối ưu nhiều bước mở rộng (OPF) để sắp xếp cả dự phòng năng lượng và hoạt động với tính linh hoạt của tải [11]. Các tải linh hoạt có thể thay đổi các nhu cầu trong số các bước thời gian theo ràng buộc nhất định để đáp ứng các yêu cầu tiêu thụ năng lượng điện của chúng. Do đó, nhu cầu/giá đỉnh và đáy có thể vừa phải. Ngoài ra, một phần linh hoạt có thể cung cấp dự trữ hoạt động, đặc biệt là dự trữ quy định, vì tải linh hoạt có thể phản ứng ngay lập tức với điều khiển kỹ thuật số và truyền thông tốc độ cao bằng cách sử dụng công nghệ lưới thông minh. Tải linh hoạt có thể được phân loại thành hai loại: tải linh hoạt lưu trữ năng lượng (Energy Storage Flexible Load, ESFL) và tải linh hoạt tiêu thụ năng lượng (Energy Consumption Flexible Load, ECFL) theo đặc điểm tiêu thụ năng lượng của chúng. ESFL nên duy trì một lượng năng lượng nhất định trong kho lưu trữ và ECFL thường tiêu thụ một lượng năng lượng nhất định trước thời hạn. Phân tích thị trường thể hiện tính hiệu quả của cả hai mô hình trong phân phối năng lượng và phân bổ dự trữ.

T. R. Limbu, T. K. Saha và J. D. F. Mcdonal đã đề xuất một phương pháp luận phân bổ tối ưu xác suất định lượng cho dự phòng năng lượng và quay thông qua phương pháp phân tích lợi nhuận chi phí [12]. Mô hình này thực hiện một giải thuật đồng tối ưu hóa phân bố công suất (AC-OPF) dựa trên điều phối năng lượng và dự trữ vận hành. Phương pháp mô phỏng Monte Carlo lấy mẫu trạng thái (MCS) được thực hiện để mô hình hóa sự thất bại ngẫu nhiên của các phần tử hệ thống trong giải pháp AC-OPF. Kỹ thuật dựa trên MCS được đề xuất rất đơn giản và hiệu quả, đồng thời mô hình hóa sự không chắc chắn của hệ thống và các ràng buộc của lưới điện. Ba loại máy phát điện cho công suất tác dụng và phản kháng, dự trữ quay hư cấu và tạo ra năng lượng tiêu cực hư cấu được mô hình hóa trong thuật toán AC-OPF. Một so sánh của điều phối dự phòng từ phương pháp xác định và phương pháp định lượng đề

xuất. Phát hiện cho thấy rằng đối với điều phối tối ưu của dự trữ quay, một nhà điều hành hệ thống độc lập (Independent System Operator, ISO) sẽ phải tìm kiếm sự cân bằng giữa lợi ích và chi phí cung cấp dịch vụ. Các nghiên cứu về độ nhạy của điều phối dự phòng vận hành tối ưu được dựa trên chi phí phát điện, chi phí mất tải (Value of Lost Load, VOLL) và kích thước mạng điện đã được nghiên cứu. Nghiên cứu này cũng đề xuất một phương pháp luận giải quyết mới được dựa trên MCS cho phân bổ và ổn định dự phòng.

P. Wang, Y. Liu, L. Goel, Q. Wu, Y. Ding và W. Qin đã nhận thấy rằng trong các hệ thống điện được tái cấu trúc đang phải trải qua việc bãi bỏ quy định, cả độ tin cậy và an ninh của hệ thống đang được chú ý nhiều hơn do sự cạnh tranh nghiêm trọng của thị trường và quản lý dự phòng được dựa trên chi phí [13]. Chiến lược định hướng lợi nhuận tối đa từ tất cả những người tham gia thị trường đã đưa vận hành hệ thống vào tình trạng rủi ro. Bài báo đã thành lập bài toán AC-OPF cho việc điều phối đồng thời năng lượng, dự phòng quay và tải không liên tục. Một tiêu chí dự phòng xác suất mới dựa trên dữ liệu độ tin cậy vốn có của hệ thống được đề xuất để đánh giá chính xác dự phòng hệ thống được yêu cầu và được thực hiện trong một thỏa thuận thị trường ngày kế tiếp. Tải không liên tục, dự phòng quay, phát điện và nhu cầu đã được xem xét trong việc phát triển các tiêu chí dự phòng xác suất.

J. Wang và Y. He đã nhận thấy rằng các tải không liên tục (Interruptible Load, IL) tham gia vào thị trường dự phòng có thể giảm bớt tình trạng thiếu dự phòng trong trường hợp khẩn cấp [14]. Trong nghiên cứu này, một mô hình mà được dựa trên phân bố công suất tối ưu (OPF) cho các tải không liên tục để tham gia vào thị trường điểm dự trữ được giới thiệu, ISO có thể sử dụng mô hình này để xác định lựa chọn thời gian thực của các nhà thầu tải không liên tục và tác động của vị trí tải không liên tục. Điều này cho thấy thị trường tải không liên tục giúp giảm nhu cầu của hệ thống và tăng mức dự trữ hệ thống trong suốt những giờ cao điểm và trong các trường hợp dự phòng.

S. G. Kim đã cho thấy rằng hiệu quả của việc định giá cận biên theo vị trí như một tín hiệu thị trường cho cung cấp dự phòng trên cơ sở lưới điện bị ràng buộc các thỏa thuận trị trường dự phòng và năng lượng điện tích hợp [15].

Thu hồi doanh thu dựa trên LMP được khám phá như một công cụ đánh giá khi có sự cố mất điện nghiêm trọng. Mô hình được sử dụng trong nghiên cứu này được giải quyết bằng việc sử dụng DC-OPF. Đặc biệt, yếu tố tổn thất cận biên được kết hợp vào thị trường tích hợp dự phòng và năng lượng để khắc phục sự thiếu vắng thành phần giá tổn thất lưới điện trong bài toán phân bố công suất tối ưu DC.

2.4. Thị trường điện các nước trên thế giới

Hơn một thế kỷ qua, ngành công nghiệp điện ở hầu hết các quốc gia trên thế giới hoạt động như một ngành công nghiệp độc quyền dưới sự quản lý của Nhà nước, tức là ở một địa phương, chỉ có một công ty hoặc một tập đoàn thuộc Chính phủ quản lý thực hiện tất cả các khâu: Sản xuất, truyền tải, phân phối, bán điện và cung cấp các dịch vụ khác. Ở một số nơi, các doanh nghiệp này có thể thuộc sở hữu của các nhà đầu tư tư nhân nhưng số lượng không nhiều. Bất kỳ ai muốn có điện đều phải mua từ các đơn vị độc quyền này.

Vào những năm đầu thập kỷ 80 của thế kỷ 20, một vài quốc gia bắt đầu thử nghiệm việc thay đổi các quy định trong ngành công nghiệp điện . Dưới nhiều góc độ, người ta thấy rằng việc cạnh tranh giúp tăng cường đầu tư, cải thiện chất lượng quản lý và vận hành hệ thống điện. Những thử nghiệm này đã mang lại những thành công bước đầu, vì vậy đã khuyến khích các quốc gia khác đi theo mô hình này.

Đối với các nước đang phát triển, chương trình hỗ trợ quản lý ngành điện thuộc Ngân hàng Thế giới (World Bank, WB) đã tiến hành khảo sát tại thời điểm năm 1998 ở 115 nước đang phát triển là thành viên của WB về tình hình cải cách mô hình tổ chức của các công ty điện lực. Các nội dung đưa ra đánh giá xem xét của WB bao gồm:

(1) Công ty hóa và thương mại hóa công ty điện lực;

(2) Thông qua Luật điện lực mới, cho phép phân tích theo chiều dọc và chiều ngang;

(3) Thành lập đơn vị vận hành thị trường điện độc lập;

(4) Cho phép xây dựng các nhà máy điện độc lập (IPP);