Đề tài Thiết kế chi tiết mô hình thị trường phát điện cạnh tranh

MỤC LỤC 1 MỤC TIÊU VÀ PHẠM VI THỊ TRƯỜNG 10 1.1 MỤC TIÊU 10 1.2 PHẠM VI 10 1.3 CÁC NGUYÊN TẮC ĐỊNH HƯỚNG 11 1.4 CÁC QUY TRÌNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG 12 2 CẤU TRÚC VÀ QUẢN LÝ THỊ TRƯỜNG 15 2.1 TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG CGM 15 2.2 CẤU TRÚC CHUNG CỦA CGM 17 2.3 THÀNH VIÊN CGM 19 2.3.1 Các thành viên giao dịch trực tiếp. 20 2.3.2 Người mua duy nhất (SB) 20 2.3.3 Đơn vị phát điện (Genco) 20 2.3.4 Các thành viên giao dịch gián tiếp. 20 2.3.5 Thành viên không chính thức. 22 2.3.6 Các đơn vị cung cấp dịch vụ CGM 22 2.4 QUẢN LÝ & GIÁM SÁT THỊ TRƯỜNG 22 2.4.1 Cục điều tiết điện lực (ERAV) 24 2.4.2 Bộ phận quản trị thị trường của ERAV (EMAO) 24 2.4.3 Chức năng của RRO 25 2.4.4 Các chức năng quản lý của ADRCO 25 2.4.5 Nhóm tư vấn quy định (RRO) 26 2.4.6 Các đơn vị cung cấp dịch vụ và thành viên giao dịch. 26 2.5 KIỂM TOÁN, GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP VÀ GIÁM SÁT. 27 2.5.1 Đề xuất sửa đổi quy định. 27 2.5.2 Vai trò giám sát của ERAV 27 2.5.3 Trách nhiệm của ERAV 27 2.5.4 Chức năng giải quyết tranh chấp của ADRCO 27 2.5.5 Chức năng giám sát thị trường của ADRCO 29 2.5.6 Chức năng giám sát thi hành của ADRCO 30 2.5.7 Kiểm toán. 32 2.5.8 Thông tin tuân thủ thị trường CGM 33 2.5.9 Báo cáo giám sát thi hành. 34 2.6 HỆ THỐNG VĂN BẢN PHÁP LÝ PHỤC VỤ THỊ TRƯỜNG 37 2.7 ĐĂNG KÝ VÀ THAM GIA 37 2.7.1 Đối tượng áp dụng của quy định thị trường. 37 2.7.2 Tạm ngừng tư cách thành viên thị trường. 38 2.7.3 Hủy và đình chỉ tư cách thành viên. 38 2.7.4 Phí SMO 38 3 TÍNH TOÁN GIỚI HẠN BẢN ChàO 39 3.1 MỤC ĐÍCH CỦA GIỚI HẠN BẢN CHÀO 39 3.2 GIỚI HẠN BẢN CHÀO CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN 39 3.3 GIỚI HẠN GIÁ CHÀO CỦA THUỶ ĐIỆN (TRỪ THUỶ ĐIỆN ĐA MỤC TIÊU) 39 3.4 SMO CÔNG BỐ SẢN LƯỢNG CỦA CÁC THUỶ ĐIỆN ĐA MỤC TIÊU 40 3.5 GIỚI HẠN BẢN CHÀO CỦA BOT. 40 3.6 TÍNH TOÁN GIÁ TRẦN CÁC Nhà máy nHIỆT ĐIỆN 40 3.6.1 Giá trần cho tổ máy chạy nền/ lưng/đỉnh. 40 3.6.2 HIệu suất đầy tải/suất hao nhiệt 41 3.6.3 Hệ số suy giảm hiệu suất 41 3.6.4 Nguồn dữ liệu cho tính toán giá trần. 43 3.7 TÍNH TOÁN GIỚI HẠN CÁC BẢN CHÀO HÀNG NĂM 43 4 XÁC ĐỊNH GIÁ THỊ TRƯỜNG 44 4.1 GIÁ THỊ TRƯỜNG TOÀN PHẦN 44 4.2 LỰA CHỌN NHÀ MÁY BNE 44 4.2.1 Tiêu chuẩn lựa chọn. 44 4.2.2 Xác định chi phí BNE 45 4.3 GIÁ SMP 46 4.4 GIÁ TRẦN SMP 46 4.4.1 Các tổ máy chạy đỉnh đắt tiền không xét giá SMP 46 4.4.2 Giá trần SMP cho việc thanh toán thị trường. 47 4.4.3 Xác định giá trần SMP 47 4.5 GIÁ CAN 48 4.5.1 Lượng công suất bổ sung được trả CAN 50 4.5.2 Xác định giá CAN hàng giờ 51 4.5.3 Giờ thấp điểm đêm và giờ ban ngày. 54 4.5.4 Giá CAN theo giờ điển hình. 56 4.6 XÁC ĐỊNH GIÁ THỊ TRƯỜNG SAU VẬN HÀNH DÙNG CHO THANH TOÁN 58 4.7 TỔ MÁY RÀNG BUỘC PHÁT TĂNG VÀ GIẢM CÔNG SUẤT. 58 4.8 GIÁ ÁP DỤNG KHI DỪNG THỊ TRƯỜNG 58 4.9 GIÁ ÁP DỤNG KHI CÓ CAN THIỆP THỊ TRƯỜNG 58 4.10 GIÁ THỊ TRƯỜNG BÌNH QUÂN GIA QUYỀN THEO SẢN LƯỢNG 59 4.11 GIÁ BÁN BUÔN ĐIỆN HIỆU DỤNG 60 5 QUY TRÌNH LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI VÀ THÁNG TỚI 61 5.1 LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI 61 5.1.1 Tổng quan về quy trình. 61 5.1.2 Trách nhiệm chung của SMO 63 5.1.3 Quy trình xác định BNE 63 5.1.4 Quy trình xác định chi phí thiếu hụt năm cho BNE 66 5.1.5 Quy trình xác định mức giá CAN từng giờ 68 5.1.6 Quy trình hiệu chỉnh sản lượng hợp đồng hàng năm 69 5.1.7 Quy trình phân bổ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng. 70 5.1.8 Quy trình xác định giá trần cho tổ máy chạy nền/lưng/đỉnh. 71 5.1.9 Quy trình phân loại tổ máy chạy nền/ lưng/đỉnh. 74 5.1.10 Thời gian thực hiện. 74 5.2 LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI 74 5.2.1 Tổng quan về quy trình. 74 5.2.2 Quy trình phân bổ sản lượng tháng cho từng giờ 75 5.2.3 Quy trình phân loại tổ máy chạy nền/lưng /đỉnh. 75 6 VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG NGÀY TỚI 78 6.1 QUY TRÌNH VẬN HÀNH 78 6.2 QUY TRÌNH NỘP BẢN CHÀO 79 6.2.1 Nghĩa vụ và trách nhiệm 82 6.3 CẤU TRÚC MẪU BẢN CHÀO 82 6.3.1 Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào. 83 6.3.2 Bản chào mặc định. 83 6.3.3 Chào nhóm tổ máy. 83 6.3.4 Thời điểm đóng cửa thị trường. 84 6.3.5 Hệ thống thông tin phục vụ chào giá. 84 6.3.6 Các công tác sau thời điểm đóng của thị trường. 84 6.3.7 Kiểm tra bản chào sau thời điểm đóng của thị trường. 85 6.3.8 Kiểm tra bản chào hiệu chỉnh. 86 6.3.9 Độ chính xác của bản chào. 86 6.4 LẬP LỊCH HUY ĐỘNG NGÀY TỚI 87 6.4.1 Công bố lịch huy động ngày tới 87 6.5 CAM KẾT HOÀ LƯỚI 88 7 VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG GIỜ TỚI VÀ SAU NGÀY GIAO DỊCH 90 7.1 LẬP LỊCH GIỜ TỚI 90 7.2 VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC 91 7.3 XÁC ĐỊNH GIÁ SMP VÀ LƯỢNG CÔNG SUẤT TRẢ CAN 94 7.3.1 Tính toán giá SMP 96 7.3.2 Tính toán lượng công suất trả CAN 97 7.3.3 Tính toán lượng điện năng ràng buộc phải phát 97 7.4 CÔNG SUẤT ĐIỀU ĐỘ VÀ SAI SỐ ĐIỀU ĐỘ 100 8 VẬN HÀNH HỆ THỐNG 101 8.1 DỰ BÁO PHỤ TẢI 101 8.2 LẬP LỊCH VẬN HÀNH HỆ THỐNG NĂM TỚI 105 8.2.1 Mua dịch vụ phụ. 105 8.2.2 Lập lịch cắt điện. 110 8.3 LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH HỆ THỐNG THÁNG TỚI VÀ TUẦN TỚI 111 8.4 LẬP LỊCH VẬN HÀNH NGÀY TỚI VÀ GIỜ TỚI 112 8.5 QUY TRÌNH ĐIỀU ĐỘ 112 8.5.1 Can thiệp và dừng thị trường. 113 8.6 SA THẢI PHỤ TẢI 117 8.7 XỬ LÝ DƯ THỪA CÔNG SUẤT. 118 9 ĐIỀU TIẾT THUỶ ĐIỆN 119 9.1 CÁC VẤN ĐỀ TRONG ĐIỀU TIẾT THUỶ ĐIỆN 119 9.1.1 Giá trị nước. 119 9.1.2 Chi phí điện năng thiếu hụt 119 9.1.3 Giới hạn điện năng ngày. 120 9.1.4 Dịch vụ phụ. 121 9.2 THUỶ ĐIỆN CHÀO THEO GIÁ TRỊ NƯỚC 121 9.3 PHÂN LOẠI NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN 122 9.4 LẬP LỊCH HUY ĐỘNG CỦA THỦY ĐIỆN ĐA MỤC TIÊU 122 9.5 CHÀO GIÁ THỦY ĐIỆN TRÊN THỊ TRƯỜNG 124 9.6 VẤN ĐỀ TỔ CHỨC CỦA THỦY ĐIỆN ĐA MỤC TIÊU 125 10 HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN 126 10.1 CÁC DẠNG HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN 126 10.1.1 Hợp đồng mua bán điện. 126 10.1.2 Hợp đồng dịch vụ phụ. 126 10.2 MỤC ĐÍCH HỢP ĐỒNG MBĐ TRONG THỊ TRƯỜNG CGM 126 10.3 NGUYÊN TẮC ÁP DỤNG CƠ CHẾ HỢP ĐỒNG 127 10.4 NGUYÊN TẮC XÁC ĐỊNH GIÁ HỢP ĐỒNG 128 10.5 ĐẶC ĐIỂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU 129 10.6 PHƯƠNG PHÁP TIẾP CẬN 129 10.7 HIỆU CHỈNH VÀ PHÂN BỔ SẢN LƯỢNG HỢP ĐỒNG 130 10.7.1 Hiệu chỉnh sản lượng hợp đồng năm 130 10.7.2 Phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng. 132 10.7.3 Phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào từng giờ trong tháng. 132 11 DỊCH VỤ PHỤ 134 11.1 DỊCH VỤ PHỤ & CÁC QUY TRÌNH LIÊN QUAN 134 11.1.1 Cung cấp các dịch vụ phụ. 134 11.1.2 Lập lịch huy động và điều độ dịch vụ phụ. 135 11.2 XÁC ĐỊNH CHI PHÍ CÁC DỊCH VỤ PHỤ 137 11.2.1 Phương pháp tính chi phí các dịch vụ phụ. 137 11.3 XÁC ĐỊNH SẢN LƯỢNG DỊCH VỤ PHỤ CUNG CẤP 139 11.3.1 Xác định sản lượng điều tần và dự phòng quay. 139 11.3.2 Sản lượng điện năng thanh toán cho FSR, CSR và RMR 140 12 ĐO ĐẾM 142 12.1 SỐ LIỆU ĐO ĐẾM HÀNG NGÀY 142 12.2 SỐ LIỆU ĐO ĐẾM TRONG CHU KỲ THANH TOÁN 142 12.3 LƯU TRỮ SỐ LIỆU ĐO ĐẾM 142 13 THANH TOÁN 143 13.1 PHẠM VI VÀ CHU KỲ THANH TOÁN 143 13.1.1 Phạm vi 143 13.1.2 Chu kỳ thanh toán. 143 13.2 NGHĨA VỤ, TRÁCH NHIỆM 144 13.2.1 SMO 144 13.2.2 SB 144 13.2.3 Đơn vị phát điện (Genco) 144 13.2.4 Đơn vị cung cấp dịch vụ quản lý dữ liệu đo đếm (MDMSP) 144 13.2.5 Đơn vị mua điện. 144 13.3 QUY TRÌNH THANH TOÁN 145 13.4 THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG 146 13.4.1 Các thành phần thanh toán. 146 13.4.2 Thanh toán điện năng trên thị trường. 147 13.4.3 Thanh toán hợp đồng. 148 13.4.4 Thanh toán cho lượng điện năng phát do ràng buộc. 149 13.4.5 Thanh toán cho lượng công suất bổ sung được trả CAN 150 13.4.6 Hiệu chỉnh khi dừng thị trường. 150 13.4.7 Hiệu chỉnh khi có sự can thiệp thị trường. 150 13.5 THANH TOÁN CHO CÁC DỊCH VỤ PHỤ 151 13.5.1 Các thành phần thanh toán. 151 13.5.2 Điều tần. 151 13.5.3 Dự phòng quay. 151 13.5.4 Dự phòng khởi động nhanh. 152 13.5.5 Điều chỉnh điện áp. 153 13.5.6 Dự phòng phải phát do ràng buộc an ninh. 153 13.5.7 Dự phòng khởi động chậm 153 13.5.8 Dự phòng khởi động đen. 154 13.6 CÁC KHOẢN THANH TOÁN KHÁC 155 13.7 HIỆU CHỈNH LẠI HÓA ĐƠN 155 13.8 PHÍ SMO 155 13.9 THUẾ 156 13.10 SỐ LIỆU PHỤC VỤ TÍNH TOÁN THANH TOÁN 156 13.10.1 Tổng hợp và cung cấp số liệu. 156 13.11 CHỨNG TỪ, HÓA ĐƠN VÀ THANH TOÁN 157 13.11.1 Chứng từ sơ bộ. 157 13.11.2 Thẩm định chứng từ sơ bộ. 157 13.11.3 Chứng từ hoàn chỉnh. 157 13.11.4 Lập hóa đơn. 157 13.11.5 Thời hạn thanh toán. 157 13.11.6 Hệ thống thanh toán điện tử EFT. 158 13.11.7 Khiếu nại 158 13.11.8 Hiệu chỉnh sai sót trong hóa đơn. 158 13.11.9 Sai sót trong thanh toán và lãi suất mặc định. 158 13.11.10 Thanh toán trước – giải quyết tranh chấp sau. 159 13.12 CÁC YÊU CẦU BẢO LÃNH 159 13.12.1 Bảo đảm thanh toán. 159 13.12.2 Các hình thức bảo lãnh. 160 13.12.3 Xác định mức bảo lãnh thanh toán. 161 13.12.4 Định mức giới hạn giao dịch. 161 13.12.5 Cảnh báo tới hạn. 161 14 CÔNG BỐ THÔNG TIN 162 14.1 BẢO MẬT THÔNG TIN 162 14.2 THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG 162 14.2.1 Thành viên giao dịch trực tiếp. 162 14.2.2 Thành viên giao dịch gián tiếp. 163 14.2.3 Thành viên không chính thức. 163 15 QUY TRÌNH SỬA ĐỔI QUY ĐỊNH 164 15.1 CHỨC NĂNG CỦA RRO 164 15.2 CHỨC NĂNG CỦA RCG 164 15.3 ĐIỀU KIỆN, TIÊU CHUẨN SỬA ĐỔI QUY ĐỊNH 164 15.4 THỦ TỤC SỬA ĐỔI QUY ĐỊNH 165 16 XUẤT NHẬP KHẨU ĐIỆN 167 16.1 LẬP LỊCH VÀ HUY ĐỘNG ĐIỆN NĂNG XUẤT/NHẬP KHẨU 167 16.2 ƯU TIÊN ĐIỀU ĐỘ 167 16.3 KHÔNG ĐỊNH GIÁ THỊ TRƯỜNG VÀ KHÔNG HƯỞNG CAN 168 16.4 VAI TRÒ CỦA SB MUA TOÀN BỘ ĐIỆN NHẬP KHẨU 168 16.5 PHÍ SMO 168 17 GIẢI THÍCH TỪ NGỮ 169 PHỤ LỤC 180 PHỤ LỤC A - LỊCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG 181 PHỤ LỤC B - PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HiỆU SUẤT ĐẦY TẢI VÀ HỆ SỐ SUY GIẢM HIỆU SUẤT 186 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HIỆU SUẤT ĐẦY TẢI 186 CÁC CHƯƠNG TRÌNH MÔ PHỎNG 186 CÁC CÔNG NGHỆ ĐƯỢC XEM XÉT ĐỂ XÁC ĐỊNH CHUẨN 188 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HỆ SỐ SUY GIẢM HIỆU SUẤT. 189 NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN TUABIN KHÍ 189 CÔNG THỨC TÍNH GIỜ SUY GIẢM TƯƠNG ĐƯƠNG 191 NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN TUABIN HƠI 194 PHỤ LỤC C - BẢNG GIÁ TRẦN MẪU 196 PHỤ LỤC D - PHƯƠNG PHÁP BNE 198 Chi PHÍ VỐN 198 CHI PHÍ ĐẦU TƯ 201 CHI PHÍ VẬN HÀNH 203 Ví DỤ TÍNH BNE 204 PHỤ LỤC E - NGUYÊN TẮC PHÂN LOẠI TỔ MÁY CHẠY NỀN, CHẠY LƯNG VÀ CHẠY ĐỈNH 208 TRÁCH NHIỆM CỦA SMO 208 CÁC BIẾN SỐ MÔ PHỎNG 208 HỆ SỐ CÔNG SUẤT VÀ SỐ LẦN KHỞI ĐỘNG 208 CÔNG NGHỆ PHÁT ĐIỆN 209 DỰ BÁO PHỤ TẢI 210 GIÁ TRỊ NƯỚC 210 PHỤ LỤC F - SỐ LIỆU TÍNH TOÁN THANH TOÁN 212 PHỤ LỤC G - MÔ HÌNH MÔ PHỎNG LẬP LỊCH, ĐIỀU ĐỘ CÓ VÀ KHÔNG CÓ ĐỒNG TỐI ƯU vỀ ĐIỆN NĂNG VÀ DỰ PHÒNG 214 GIỚI THIỆU 214 ĐỒNG TỐI ƯU ĐIỆN NĂNG VÀ DỰ PHÒNG 214 HÀM MỤC TIÊU 214 PHƯƠNG TRÌNH RÀNG BUỘC 215 XỬ PHẠT VI PHẠM RÀNG BUỘC 218 KHÔNG ĐỒNG TỐI ƯU ĐIỆN NĂNG VÀ DỰ PHÒNG 219 HÀM MỤC TIÊU 219 PHƯƠNG TRÌNH RÀNG BUỘC 219 XỬ PHẠT VI PHẠM RÀNG BUỘC 221 VÍ DỤ CỤ THỂ 222 THỰC HIỆN 223 PHỤ LỤC H – CÁC PHẦN MỀM MÔ PHỎNG HIỆN TẠI VÀ qUY TRÌNH MÔ PHỎNG THỊ TRƯỜNG 224 CÁC PHẦN MỀM MÔ PHỎNG HIỆN TẠI 224 PROMODE IV 224 AREVA 225 PHẦN MỀM TÍNH TOÁN GIÁ TRỊ NƯỚC 225 Ý KIẾN ĐÁNH GIÁ 226 KẾT QUẢ ĐẦU RA CỦA MÔ PHỎNG THỊ TRƯỜNG 228 DỮ LIỆU ĐẦU VÀO CHO MÔ PHỎNG THỊ TRƯỜNG 229 THÔNG SỐ CẤU HÌNH LƯỚI TRUYỀN TẢI 229 NGUỒN PHÁT. 229 LỊCH BẢO DƯỠNG 230 PHỤ TẢI CÁC NÚT. 230 BIỂU ĐỒ PHỤ TẢI KÉO DÀI 231 GIÁ TRỊ NƯỚC 231 CÔNG SUẤT CỦA THỦY ĐIỆN THEO MÙA 231 GIÁ VÀ SẢN LƯỢNG HỢP ĐỒNG 232 BẢN CHÀO 232 THÔNG TIN THÀNH VIÊN PHỤC VỤ THANH TOÁN 233 KẾT QUẢ MÔ PHỎNG 234 CÁC KẾT QUẢ CHO HỆ THỐNG 234 KẾT QUẢ CHO CÁC GENCO 235 KẾT QUẢ CHO CÁC NHÁNH 236 KẾT QUẢ TẠI CÁC NÚT. 236 THANH TOÁN 237 TỔNG QUẢN VỀ QUY TRÌNH MÔ PHỎNG 237 PHỤ LỤC I – ĐIỀU TIẾT THỦY ĐIỆN VÀ CÔNG CỤ MÔ PHỎNG 239 GIÁ TRỊ NƯỚC 239 MÔ HÌNH TÍNH TOÁN GIÁ TRỊ NƯỚC 239 GIÁ TRỊ NƯỚC LỚN NHẤT. 240 THỦY ĐIỆN THEO DÒNG CHẢY 241 LƯU LƯỢNG NƯỚC TỐI THIỂU 241 THUỶ ĐIỆN BẬC THANG 242 CÁC PHƯƠNG ÁN CHO VIỆC CHÀO GIÁ VÀ HUY ĐỘNG 242 NHIỀU ĐƠN VỊ SỞ HỮU CÁC NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN BẬC THANG 244 CHÀO ĐIỆN NĂNG NGÀY 244 DỊCH VỤ PHỤ 244 CÁC THUỶ ĐIỆN CHÀO THEO GIÁ TRỊ NƯỚC 245 MÔ HÌNH TÍNH TOÁN GIÁ TRỊ NƯỚC 245 TỔNG QUAN VỀ MÔ HÌNH 245 CÁC RÀNG BUỘC TRONG MÔ HÌNH 246 CHI PHÍ ĐIỆN NĂNG THIẾU HỤT. 247 PhỤ LỤC J - MỘT NHÀ MÁY BNE vỚI NHIỀU NHÀ MÁY BNE 249 PHỤ LỤC K - KẾT QUẢ MÔ PHỎNG THỊ TRƯỜNG cgm 251 CẤU HÌNH LƯỚI 3 NÚT. 251 THÔNG TIN TỔ MÁY 252 THÔNG TIN PHỤ TẢI 254 THÔNG TIN THỦY VĂN 255 TÍNH TOÁN BNE VÀ CAN 256 CHI PHÍ THIẾU HỤT NĂM 258 GIÁ TRẦN BẢN CHÀO 259 TÍNH TOÁN CAN 259 CÁC KẾT QUẢ MÔ PHỎNG KHÁC 262 TÍNH TOÁN GIÁ BÌNH QUÂN TRỌNG SỐ 265 KẾT LUẬN 265 1MỤC TIÊU VÀ PHẠM VI THỊ TRƯỜNG 1.1MỤC TIÊU Thị trường phát điện cạnh tranh (CGM) có ba mục tiêu chính sau: Đảm bảo cung cấp điện ổn định – đảm bảo thu hút đủ vốn đầu tư vào ngành điện nhằm đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của phụ tải, đồng thời hạn chế những xáo trộn lớn về cấu trúc ngành ảnh hưởng đến việc vận hành của hệ thống điện.Thu hút đầu tư từ các nguồn lực mới – bên cạnh các nhà đầu tư truyền thống cần thu hút được những nguồn đầu tư khác, đặc biệt là các nhà đầu tư tư nhân và nước ngoài.Tăng sự cạnh tranh để nâng cao hiệu quả hoạt động và có giá điện hợp lý – mức độ cạnh tranh trong thị trường điện sẽ tăng lên dần dần để tạo ra những động lực mạnh mẽ khuyến khích nâng cao hiệu quả. 1.2PHẠM VI Đơn vị mua buôn điện duy nhất (SB) và tất cả các đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy có công suất từ 30MW trở lên nối trực tiếp vào lưới truyền tải hoặc nối vào lưới phân phối sẽ phải tham gia thị trường phát điện cạnh tranh (CGM). Cơ quan vận hành hệ thống và thị trường điện (SMO) là nhà cung cấp dịch vụ vận hành thị trường điện, có trách nhiệm lập lịch huy động và điều độ hệ thống điện và các dịch vụ phụ. Sự tham gia CGM của các đơn vị phát điện là không giống nhau. Các đơn vị phát điện có các hợp đồng mua bán điện mẫu (SPPA) sẽ tham gia trực tiếp vào quá trình giao dịch bằng cách chào bán điện năng trên thị trường giao ngay. Trong khi đó, các nhà máy điện BOT và thủy điện chiến lược đa mục tiêu (SMHP) không tham gia trực tiếp vào CGM. SB nộp các bản chào của các nhà máy BOT và SMO công bố sản lượng từng giờ của SMHP. Vì vậy, phạm vi áp dụng cho từng đối tượng cụ thể có thể khác nhau và được quy định cụ thể trong Quy định TTĐ tùy thuộc vào tính chất của từng đối tượng.

pdf266 trang | Chia sẻ: lvcdongnoi | Lượt xem: 2643 | Lượt tải: 4download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Đề tài Thiết kế chi tiết mô hình thị trường phát điện cạnh tranh, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
át cả năm của nhà máy (kWh): • Tông doanh thu năm theo SMP của nhà máy (VNĐ) • Tổng doanh thu năm theo CAN của nhà máy(VNĐ) • Tổng doanh thu năm của nhà máy (doanh thu theo SMP + doanh thu théo CAN) (VNĐ) • Tổng sản lượng năm của Genco (kWh) • Tông doanh thu năm theo SMP của Genco (VNĐ) • Tổng doanh thu năm theo CAN của Genco (VNĐ) • Tổng doanh thu năm của Genco (doanh thu theo SMP + doanh thu théo CAN) (VNĐ) - 235 - Các kết quả này cũng có thể tiếp tục được phân tách theo các giao dịch theo hợp đồng và theo thị trường giao ngay. KẾT QUẢ CHO CÁC NHÁNH Phương pháp DC OPF (DC Optimal Power Flow) được sử dụng để mô phỏng điều độ kinh tế có xét đến rang buộc truyền tải. Kết quả tính toán cho các nhánh trong hệ thống được dùng cho chế độ mô phỏng LMP. Các kết quả này bao gồm: • Trào lưu công suất nhánh (kW) • Tổn thất nhánh (kW) • Mức quá tải nhánh nếu có (kW) • Tín hiệu đóng/mở nhánh (Có/Không) KẾT QUẢ TẠI CÁC NÚT Khi tính toán giá trong chế độ mô phỏng LMP, kết quả tại các nút sẽ phản ánh mối quan hệ giữa giá vùng LMP với biểu đồ công suất phát, phụ tải trong vùng và các trào lưu công suất trên các nhánh liên quan. Các kết quả thu được gồm: • Phụ tải nút (kW) • Giá nút trong chế độ mô phỏng SMP (VNĐ/kWh) • Công suất thiếu hụt tại nút trong chế độ mô phỏng LMP (kW) • Giá nút trong chế độ mô phỏng SMP (giống nhau cho toàn hệ thông) (VNĐ/kWh) • Công suất thiếu hụt tại nút trong chế độ mô phỏng SMP (kW) Kết quả đối với các Đơn vị mua điện bao gồm: • Tổng điện năng mua tại nút trong năm (kWh) • Tổng chi phí mua tính theo SMP tại nút trong năm (VNĐ) • Tổng chi phí mua công suất tính theo CAN tại nút trong năm (VNĐ) • Tổng chi phí mua tại nút trong năm (VNĐ) - 236 - • Tổng điện năng mua điện cả năm của PC (kWh) • Tổng chi phí mua điện cả năm tính theo SMP của PC (VNĐ) • Tổng chi phí mua điện cả năm tính theo CAN của PC (VNĐ) • Tổng chi phí mua điện cả năm của PC (VNĐ) Các kết quả này cũng có thể tiếp tục được phân tách theo các giao dịch theo hợp đồng và theo thị trường giao ngay. THANH TOÁN Các khỏan thanh toán được xác định theo các quy định về thanh toán. TỔNG QUẢN VỀ QUY TRÌNH MÔ PHỎNG Sơ đồ dưới đây mô tả tổng quan về quy trình lập kế hoạch vận hành năm. Quy trình gồm các bước chính sau đây: • Nhập dữ liệu đầu vào và kiểm tra dữ liệu đầu vào • Chạy mô phỏng theo chế độ SMP và LMP cho từng chu kỳ giao dịch trong năm • Xác định tổng phí công suất năm cần trả cho BNE • Tính toán giá công suất CAN • Xác định các tổ máy “ràng buộc phải phát” trong chế độ mô phỏng LMP • Tính toán thanh toán cho Genco và SB - 237 - Hình H-0-44 Quy trình mô phỏng - 238 - Bắt đầu Kết thúc Xác định năm tính toán Tính toán SMP trong chu kỳ Kiểm tra số liệuSaiDừng Đúng Tính toán LMP trong chu kỳ Tính xong tất cả chu kỳ trong năm? Sai Đúng Xuất kết quả giá SMP Nhập dữ liệu chu kỳ đầu Xuất kết quả giá LMP Nhập dữ liệu cho chu kỳ tiếp theo Tính doanh thu từ thị trường trong năm của BNE (Không xét đến hợp đồng song phương) Tính tổng phí công suất năm Xác định các tổ máy ràng buộc phải phát Tính toán thanh toán Xuất kết quả thanh toán PHỤ LỤC I – ĐIỀU TIẾT THỦY ĐIỆN VÀ CÔNG CỤ MÔ PHỎNG GIÁ TRỊ NƯỚC Giá trị nước là chi phí nhiên liệu của nước - chi phí của tổ máy khác mà có thể được thay thế bởi tổ máy phát điện sử dụng nước vào một ngày nào đó trong tương lai. Giá trị nước được coi là chi phí cơ hội của việc sử dụng nước hiện tại hơn là việc tích chúng cho việc sử dụng trong những ngày sau. Giá trị nước có thể lớn hơn chi phí của nhiệt điện đắt nhất nếu xuất hiện khả năng thiếu hụt nguồn nước cung cấp trong tương lai, hoặc nếu có giá trị khác cao hơn trong việc sử dụng nước, như dùng để tưới tiêu Giá trị biên được xem xét do giá trị nước liên tục thay đổi theo hàm số liên quan đến mức nước hồ chứa. Khi mức nước hồ chứa tăng thì giá trị nước giảm. Do đó, bất kỳ xem xét giá trị cụ thể nào chỉ là sự gia tăng của nước. Như mức nước hồ chứa tăng, xác suất xả nước tăng, và cơ hội cho việc thay thế nguồn nhiệt điện có chi phí cao sẽ giảm, kết quả là mỗi sự tăng thêm lượng nước tích trữ có môt giá trị bằng hoặc thấp hơn sự gia tăng trước đó. Giá trị kỳ vọng sẽ được tính toán do lưu lượng nước trong tương lai vào hồ chứa là chưa biết. Do đó, giá trị nước được xem xét trong một dải theo lưu lượng nước hợp lý. MÔ HÌNH TÍNH TOÁN GIÁ TRỊ NƯỚC Việc tính toán giá trị nước nói chung thực hiện bằng mô hình tối ưu ngẫu nhiên. Các mô hình này nói chung xác định kế hoạch vận hành với chi phí tối thiểu cho toàn bộ hệ thống nguồn điện với chu kỳ ít nhất 1 năm. Tất cả các ràng buộc về nguồn điện có ảnh hưởng đáng kể đến việc điều tiết lượng nước hồ chứa thuỷ điện cần đưa vào xem xét trong mô hình. Do đó, cả các nhà máy nhiệt điện và thủy điện đều phải được mô hình hoá, bao gồm cả điện năng xuất nhập khẩu từ các nước lân cận và công suất của mỗi nhà máy trong hệ thống. Các ràng buộc lớn về lưu lượng nước các hệ thống sông và ràng buộc về mục đích sử dụng nước phải được tính đến. Mục đích sử dụng nước khác cần được xem xét bao gồm tưới tiêu, giao thông đường thuỷ, cung cấp nguồn nước sinh hoạt và thuỷ sản. Các vấn đề này thường có tác động đáng kể đến giá trị nước. - 239 - Với các mô hình tối ưu này, giá trị nước tương đương một giá ẩn hoặc nhiều ứng dụng khác nhau với hàm cân bằng lượng nước tích trong hồ chứa. Hàm cân bằng nước được diễn tả như sau: xt+1 = xt + it – ut - st Trong đó: xt+1 = lượng nước trong hồ chứa tại thời điểm t+1 xt = lượng nước trong hồ chứa tại thời điểm t it = lượng nước về hồ trong chu kỳ t ut = lượng nước ra khỏi hồ trong chu kỳ t (cho tất cả mục đích) st = lượng nước xả tràn trong chu kỳ t Do giá trị nước có liên quan tới lựa chọn về lợi ích tương lai của việc tích nước, một mô hình hệ thống điện hoàn chỉnh phải được sử dụng để tính toán giá trị nước. Ngoài ra, giá trị nước trong mỗi hồ chứa là một hàm số với mức nước ở mọi hồ chứa khác, do đó đòi hỏi tất cả các hồ chứa đều đưa vào mô hình duy nhất. Một đầu vào quan trọng của mô hình tính toán giá trị nước là chi phí điện năng thiếu hụt. Điều này quan trọng như là có khả năng tác động đáng kể về giá trị nước cho các mức nước hồ chứa thấp. Giá điện năng thiếu hụt anh hưởng đến sự thoả hiệp giữa rủi ro việc xả nước từ hồ chứa đầy nước với rủi do thiếu điện do hồ chứa hết nước. Phần lớn mô hình tính toán giá trị nước không có ràng buộc về rủi ro thiếu hụt điện năng, nhưng đưa ra thoả hiệp về kinh tế dựa trên chi phí điện năng thiếu hụt không cung cấp được. GIÁ TRỊ NƯỚC LỚN NHẤT Trong khi giá chào thủy điện giới hạn bởi giá trần, nhưng không quy định mức trần đối với giá trị nước hồ chứa. Giá trị nước không nên bị ràng buộc bởi bất cứ cách nào bởi vì nó có khả năng được phản ánh bởi rủi ro thiếu điện năng cung cấp, và bởi rủi ro của việc vi phạm các ràng buộc trong vận hành. Ví dụ, nếu nước được yêu cầu cung cấp cho nhu cầu sinh hoạt, giá trị nước đối với mức nước hồ chứa thấp sẽ tăng lên rất cao. Tác động này của ràng buộc có thể thực hiện bới nhà máy thuỷ điện qua việc đơn giản là không chào giá điện năng từ hồ chứa đó. - 240 - THỦY ĐIỆN THEO DÒNG CHẢY Nhiều hệ thống sông được sử dụng làm thuỷ điện có các hồ chứa lớn để điều tiết nước, nhưng còn có những dòng chảy trực tiếp vào hệ thống sông bên dưới hồ chứa. Các dòng chày này được gọi chung là “dòng chảy phụ-side flows”, không thể tích trữ được – thường chỉ sử dụng cho các dự án thuỷ điện có hồ chứa nhỏ, khó điều tiết, sử dụng dòng chảy này phát điện phủ biểu đồ phụ tải. Do đó giá trị nước không được áp dụng cho các dòng chảy này – mà áp dụng nguyên tắc “sử dụng hay mất”. Nói chung, điện năng phát từ nguồn này được chào giá bằng zero vào tọiị trường. Điện năng sẽ được thanh toán theo giá thị trường, do vậy việc chào giá bằng zero không có nghĩa giá điện năng bằng zero. Trường hợp giá thị trường rơi xuống zero là rất hiếm khi xẩy ra. Do điện năng từ nguồn này được nhận giá thị trường, sẽ có lợi cho nhà máy hơn nếu huy động càng nhiều vào lúc giá cao càng tốt. Việc thực hiện điều này phụ thuộc vào độ lớn của hồ chứa và các ràng buộc khác trong hệ thống thuỷ điện. Một quy định quan trọng là cho phép huy động các nhà máy này trước theo khả dự báo năng nước về. Do vậy khả năng dự báo lượng nước về rất quan trọng trong việc chào giá tối ưu vào thị trường. LƯU LƯỢNG NƯỚC TỐI THIỂU Trong khi sản lượng nhiệt điện nói chung có thể điều khiển được, thì lại khó vớii thuỷ điện. Tần suất lưu lượng nước tối thiểu đối với thuỷ điện để bảo đảm lượng nước sẵn sàng cho các mục đích khác như tưới tiêu, giao thông, sinh hoạt và thuỷ sản. Để thực hiện được yêu cầu lưu lượng nước tối thiểu, thường áp dụng một phí phạt lớn nếu lưu lượng nước thấp dưới giá trị quy định, do đó bảo đảm rằng hệ thống mô phỏng đưa ra mọi nỗ lực để tránh vi phạm các ràng buộc. Điều này sẽ hạn chế tính mềm dẻo của thuỷ điện trong việc dừng phát điện hoàn toàn, nếu việc xả nước được ngăn ngừa. Trong điều kiện các ràng buộc về chống lũ được áp dụng cho hồ chứa, hoặc một phần của dòng sông, giá trị nước có thể nhỏ hơn zero. Như cách tiếp cận trong mùa lũ, điều không hiếm thấy là mức tích nước hồ chứa cực đại sẽ thấp hơn, để đảm bảo một dung tích chống lũ. Khi cố gắng giữ mức nước hồ chứa thấp hơn trong tình trạng có thể xuất hiện lượng nước về trong hồ chứa lớn hơn mong muốn – nó - 241 - có thể gây ra kết quả là giới hạn chống lũ bị vi phạm. Với lý do này, nó sẽ thích hợp hơn nếu không đưa ra mức giá tối thiếu của thuỷ điện. Nếu mức giá sản bằng zero, thì thuỷ điện phải được tự do xả tràn lượng nước dư thừa. THUỶ ĐIỆN BẬC THANG Việc xây dựng thuỷ điện đặc trưng bao gồm một hồ chứa lớn cấp nước cho hệ thống sông mà có nhiều nhà máy thuỷ điện, mà mỗi nhà máy này thường chỉ có hồ chứa nhỏ. Việc phân tích hệ thống này rất phức tạp bởi số lượng các hệ số: • Kích thước các hồ chữa mỗi dự án khác nhau • Mỗi dự án có lưu lượng nước khác nhau khi vận hành ở mức tải tối đa • Lượng nước từ nhà máy này sẽ chảy xuống nhà máy bên dưới Với các hệ số này thì kết quả là điện năng trong một giờ ảnh hưởng tới điện năng sẵn sàn các giờ tiếp theo. Điều này quan trọng đối với các thuỷ điện trong việc chào giá vào thị trường – các bản chào được chấp nhận trong một chu kỳ ảnh hưởng đến khả năng của các nhà máy trong các chu kỳ khác. Ví dụ, nếu một lượng điện năng lớn được phát trong một chu kỳ, lượng nước ra ra khỏi hồ chứa sẽ làm tăng lượng nước vào các nhà máy khác sau một khoảng thời gian. Trong khi các nhà máy nhiệt điện có giới hạn tương đối rõ ràng về tốc độ tăng giảm tải và sản lượng tối đa, tối thiểu, các giới hạn đối với thuỷ điện bậc thang thường không rõ ràng. Tính mềm dẻo của các thuỷ điện bậc thang phụ thuộc đặc biệt vào hệ thống thuỷ lực. Trong một số trường hợp không thể đưa ra một cách tổng thể trừ phi các ràng buộc được đưa vào trong các lựa chọn phát điện của thuỷ điện bậc thang. Các ràng buộc này làm giảm đáng kể giá trị của điện năng từ các nhà máy này. CÁC PHƯƠNG ÁN CHO VIỆC CHÀO GIÁ VÀ HUY ĐỘNG Để giải quyết các vấn đề này, phải có sẵn một số chiến lược chào giá. Các chiến lược này bao gồm: Chào tất cả thuỷ điện tại mức giá bằng zero - 242 - Chiến thuật này bao gồm việc xác định lịch huy động tốt nhất cho các thuỷ điện và chào giá bằng zero vào thị trường để được chấp nhận toàn bộ, không bị giảm sản lượng, ngoại trừ trường hợp giá thị trường rơi xuống còn zero. Sản lượng bản chào sẽ có dạng để tối đa doanh thu qua việc tối đa sản lượng vào chu kỳ giá cao. Chiến lược này sẽ có tác động vào doanh thu các nhà máy chỉ khi các thuỷ điện là nhà máy chạy biên, v.d khi thuỷ điện này xét giá thị trường. Chiến lược chào giá bằng zero được xem là thích hợp nhất với hệ thống mà tỷ lệ thuỷ điện nhỏ, do đó rất hiếm khi thuỷ điện là nhà máy chạy biên. Chiến lược này được sử dụng tại Công ty điện khí Thái Bình Dương tại California. Chào các thuỷ điện bậc thang cùng một bản chào Thay vì việc chào giá riêng rẽ cho các thuỷ điện bậc thang, bản chào có thể được chào cho toàn bộ sản lượng các thuỷ điện bậc thang trong cùng dòng sông, cùng với việc các nhà máy điều chỉnh sản lượng mỗi nhà máy phù hợp với dự báo về các thay đổi về lượng nước từ các thuỷ điện theo dòng chảy, cũng như sản lượng công bố vào thị trờng. Chào cùng một bản chào cho nhiều nhà máy tạo tính mềm dẻo trong vận hành hơn chào riêng rẽ các nhà máy. Các thuỷ điện bậc thang tại New Zealand chào giá vào thị trường theo cách này. Tất cả các đơn vị phát điện có nhà máy nằm trong hệ thống thuỷ điện bậc thang bắt buộc phải tham gia vào việc chào giá theo một bản chào. Khi nhà máy không thể chào giá theo cách này thì SMO sẽ chào thay, bằng việc sử dụng giá trị nước từ mô hình tính toán giá trị nước Sửa bản chào giá thuỷ điện bậc thang thường xuyên Nếu các bản chào giá của thuỷ điện bậc thang được sửa đổi thường xuyên trong thời gian giao dịch thì các bản chào sửa đổi này có thể xem xét đến sản lượng thực tế công bố trên thị trường. Ví dụ thị trường New Zealand đóng cửa 2 giờ trước giờ vận hành, với bản chào giá cho chu kỳ nửa giờ. Điều này có nghĩa bản chào có thể sửa đổi mỗi nửa giờ một, và chỉ cố định cho hai giờ tiếp theo. Bất cứ bản chào nào được chấp nhận cần có tính khả thi trong tối đa là 2 giờ trước khi các điều chỉnh được đưa ra để được bù đắp cho nhưng kết quả không mong muốn từ thị trường. Do đó các bản chào được bổ sung tính mềm dẻo, và theo hiểu biết nếu sự mềm dẻo này được sử dụng ở mức độ cao, các thay đổi có thể đưa vào bản chào để cho phép lập lịch được điều chỉnh sau mỗi 2 giờ. - 243 - NHIỀU ĐƠN VỊ SỞ HỮU CÁC NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN BẬC THANG Nếu các thuỷ điện bậc thang trên một dòng sông được sở hữu bởi các công ty khác nhau, thì việc vận hành khả thi là xác định một công ty công bố các bản chào cho các công ty còn lại. Một số cách thức chào giá cho toàn bộ phải đượcq uy định. Một khả năng là người sở hữu nhà máy bậc thang trên cung sẽ chuẩn bị bản chào cho tất cả nhà máy bậc thang dưới, và tổng doanh thu hàng năm sẽ được phân bổ tỷ lệ tổng điện năng từ tất cả lượng nước qua mỗi nhà máy. Điều này sẽ khuyến khích công ty chào giá thay tối đa doanh thu toàn bộ thuỷ điện bậc thang, xét về tổng thể sẽ làm cho hệ thống vận hành hiệu quả. CHÀO ĐIỆN NĂNG NGÀY Chào điện năng ngày có thể đưa ra một số vấn đề cho đơn vị vận hành hệ thống như là không biết về thời gian phát. Do đó không biết các nhà máy phải chạy bổ sung vào các giờ cao điểm, và việc huy động cho toàn bộ hệ thống sẽ khó khăn hơn nhiều. Chào điện năng ngày đơn giản có thể thích hợp cho nhà máy như phong điện, loại mà không thể điều độ được. Đây là cách thức không có hiệu quả của việc lập kế hoạch phát điện cho thuỷ điện là loại nhà máy điều độ được và mềm dẻo. Trong hầu hết trường hợp, sẽ không cần thiết phải giới hạn điện năng ngày đối với hồ chứa. Ví dụ, nếu một ngày lượng nước sử dụng nhiều thì giá trị nước sử dụng trong ngày tiếp theo có thể tăng và điều này làm giảm việc sử dụng nước. Nói chung, các hồ chứa mà đủ lớn thì việc vận hành một ngày không làm thay đổi đáng kể giá trị nước của hồ chứa. Nếu các thuỷ điện mong muốn giới hạn lượng nước từ hồ như khi hồ chứa sắp hết nước, hoặc một số ràng buộc khác, thì bản chào giá ngày có thể đưa ra một số các khoảng giá riêng rẽ hoặc các bước giá, v.d một số sản lượng chào tại mức giá này và sản lượng kế tiếp chào mức giá cao hơn. DỊCH VỤ PHỤ Các thuỷ điện thường là nguồn điện linh hoạt nhất trong hệ thống điện, ít nhất là trong việc giải quyết các vấn đề ngắn hạn. Ví dụ, các thuỷ điện có thể cung cấp dịch vụ điều tần do khả năng tăng giảm tải rất nhanh, trong khi nhiệt điện, đặc biệt các tổ máy lớn, thường bị hạn chế nhiều. Tổ máy thuỷ điện có thể cung cấp dịch vụ khởi động nhanh. Dịch vụ dự phòng quay về mặt kinh tế thường được cung cấp - 244 - một phần bởi thuỷ điện bởi có thể tăng nhanh sản lượng trong vài giây khi hệt hống có sự cố. Kết quả của việc chào dịch vụ phụ có thể làm cân bằng nước trong hệ thống sông thay đổi dẫn đến các bản chào đã công bố có thể không còn khả. Trong trường hợp này thì phải có một số lựa chọn: • Bản chào của nhà máy cần phải dành một phần cho chào dịch vụ phụ. • Cần quy định cho phép sửa bản chào gần thời gian vận hành thực • Mức phạt nhẹ cho việc sai so lịch huy động đã công bố. CÁC THUỶ ĐIỆN CHÀO THEO GIÁ TRỊ NƯỚC Giá trị nước là chi phí nhiên liệu của nước - chi phí của tổ máy khác mà có thể được thay thế bởi tổ phát điện sử dụng nước vào một ngày nào đó trong tương lai. Thông thường được tính toán hàng tuần cho lập kế hoạch điều tiết hồ chứa lớn trung hạn. Giống như các loại nhiên liệu khác, trong trường hợp bình thường, giá trị nước sẽ không thay đổi trong chu kỳ ngắn hạn (v.d một tuần). MÔ HÌNH TÍNH TOÁN GIÁ TRỊ NƯỚC TỔNG QUAN VỀ MÔ HÌNH Mục tiêu của mô hình là đáp ứng được mức tải hệ thống ở chi phí thấp nhất. Một mô hình phối hợp thuỷ-nhiệt điện ngẫu nhiên được sử dụng. Lịch huy động được tính toán sẽ được xác định qua hệ thống phối hợp tập trung. Việc thao túng thị trường bởi các thành viên không được xét đến trong mô hình. Bước thời gian tính toán của mô hình là 1 tuần, thời gian để giải quyết mô hình sẽ ít nhất là 1 năm, có bổ sung thêm 2 năm vào quá trình giải quyết để gỡ bỏ ảnh hưởng của cuối giai đoạn thời gian trong quá trình giải Mô hình tối ưu ngẫu nhiên thể hiện cho sự không chắc chắn. Chỉ có lưu lượng nước về là đợc xem không chắc chắn trong mô hình – Các giá trị sử dụng cho phụ tải và độ sẵn sàng của nhà máy. Đưa ra quyết định trong điều kiện không chắc chắn bởi mô hình sẽ đợc thực hiện mà không có các giả định liên quan đến lưu lượng nước trong tương lai. Do đó mô hình sẽ sử dụng các thông tin sẵn có trong thực tế, và sẽ không thừa nhận độ chính xác về lưu lượng nước. - 245 - Giá trị biên kỳ vọng tương lai của nước trong các hồ chứa lớn sẽ được tính toán bởi mô hình, theo chi phí cho một triệu mét khối nước. Quy trình tiếp thep sẽ chuyển giá trị này sang chi phí cho 1 MWh. Chỉ có chi phí biến đổi được xem xét trong mô hình, do điều tiết hồ chứa thuỷ điện không ảnh hưởng đến các chi phí cố định. Chi phí nhiên liệu từ các hợp đồng cung cấp bao tiêu nhiên liệu có thể thể hiện bằng chi phí trung bình theo sản lượng bao tiêu trong một số trường hợp. Điều này được áp dụng khi nhiên liệu từ một nguồn linh hoạt do khả năng có thể dự trữ sử dụng trong tương lai. Chỉ mô hình các ràng buộc lưới truyền tải 500kV, với hai đường dây từ miền Nam ra miền Bắc. CÁC RÀNG BUỘC TRONG MÔ HÌNH Các ràng buộc chính thể hiện trong mô hình bao gồm: Cần bằng tải hệ thống thể hiện bởi : • Khu vực • Tuần • Các dải phụ tải mỗi tuần, bao gồm 5 loại tải Ràng buộc thuỷ điện • Công suất lắp đặt • Xác suất sự cố • Xác suất dừng máy trung bình • Lượng nước qua tua bin và xả tràn • Dung tích hồ chứa cực đại • Thời gian thay đổi dung tích hồ chứa tối đa cho việc chống lũ • Dung tích hồ chứa tối thiểu • Tổng lượng nước xả tối thiểu - 246 - • Hàm số quy đổi nước ra điện năng theo chiều cao cột nước • Khả năng phi điều tiết của nhà máy không có hồ chứa lớn Ràng buộc nhiệt điện • Công suất lắp đặt • Xác suất sự cố • Lịch dừng máy theo kế hoạch, theo tuần • Loại nhiên liệu, yêu cầu đến 2 loại • Chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi • Điện năng cam kết tối thiểu • Yêu cầu phải phát Các nguồn nhiên liệu • Giá, thay đổi theo năm • Giá tối đa cho vận chuyển • Lượng tối đa cung cấp một tuần Chi phí điện năng thiếu hụt • Có hai mức phạt mặc định • Thời gian thay đổi mức phạt để giảm xác suất thiếu hụt điện năng trong các chu kỳ được lựa chọn Ràng buộc lưới điện truyền tải 500kV • Công suất truyền tải tối đa theo mỗi hướng • Tổn thất truyền tải, đường đặc tính tuyến tính CHI PHÍ ĐIỆN NĂNG THIẾU HỤT Mô hình tính toán giá trị nước sẽ áp dụng chi phí điện năng mà không cung cấp được, v.d do thiếu hụt không đáp ứng được phụ tải. Điều này sẽ được thực hiện - 247 - theo ba mức thể hiện giá trị của việc gián đoạn cung cấp điện năng tăng dần theo từng mức: • 5% đầu tiên của phụ tải không đáp ứng được, bằng 15 lần giá bán lẻ điện trung bình • 5% mức phụ tải tiếp theo không đáp ứng được bằng 1.33 lần mức phạt đầu tiên • Các mức tải tiếp theo ở mức $2000 / MWh Mục đích của các bước tăng phí phạt cho việc thiếu hụt điện năng là dàn trải điện năng thiếu hụt vào các ngày trong tuần, và trong các tuần với nhau, khi có thể. Điều này cho phép tác động của điện năng thiếu hụt giảm đi, so với việc đưa cả lượng điện năng thiếu thụt vào một chu kỳ ngắn. Phí phạt thiếu điện năng sẽ tăng khi giá bán lẻ điện trung bình tăng. Mức phạt thiếu hụt điện năng cao hơn sẽ được áp dụng cho các chu kỳ cụ thể khi nhận được một hướng dẫn yêu cầu cố gắng tránh thiếu hụt điện năng trong các chu kỳ này. Trong năm 2008, giá bán lẻ điện trung bình là 5 cents/kWh. Do vậy giá trị sử dụng cho năm 2008 là: • 5% đầu tiên của phụ tải không đáp ứng được: $750 / MWh • 5% mức phụ tải tiếp theo không đáp ứng được: $1000 / MWh • Các mức tải tiếp theo không đáp ứng được: $2000 / MWh ERAV có trách nhiệm đưa ra chi phí điện năng thiếu hụt được sử dụng trong mô hình tính toán giá trị nước, dựa trên phương pháp phân tích ở trên. - 248 - PHỤ LỤC J - MỘT NHÀ MÁY BNE VỚI NHIỀU NHÀ MÁY BNE Phụ lục này đánh giá thuận lợi và khó khăn của phương án một hoặc nhiều nhà máy BNE Với việc có nhiều dạng công nghệ phát điện được sử dụng ở Việt Nam, thì vấn đề là nên dùng một nhà máy BNE hay nhiều nhà máy BNE Lựa chọn một nhà máy BNE không cho phép tất cả các nhà máy với các công nghệ và nhiên liệu khác nhau có thể thu hồi đủ chi phí. Cần có thêm các tham số bổ sung để giải quyết được vấn đề khi tổng lượng tiền nhà máy nhận được có thể khác với chi phí phát điện thực tế. Dựa vào đó, mô hình một nhà máy BNE sẽ không đáp ứng được mục tiêu của thị trường CGM ở Việt Nam là cho phép các nhà máy thu hồi đủ chi phí. Sử dụng giá nhiên liệu thế giới có thể làm tăng chi phí cắt điện do chi phí CAN tăng cao. Điều này dẫn đến cả việc trả thêm chi phí cho các nhà máy sử dụng nhiên liệu trong nước. Tuy nhiên việc áp dụng phương án nhiều nhà máy BNE sẽ không chỉ dẫn đến ảnh hưởng về cơ chế giá bị điều tiết, ngăn cản việc đầu tư mới mà còn dẫn đến có nhiều mức giá CAN, làm cho việc tính toán CAN phức tạp hơn. Vì lý do này phương pháp một nhà máy BNE là thuận lợi nhất, cho phép tính toán tỉ lệ CAN đơn giản hơn và cho phép nhà máy đó thu hồi đủ chi phí. Dễ thấy được phương pháp này minh bạch, có thể dự báo trước và đơn giản đối với nhà quản lý và để giảm rủi ro cho các nhà đầu tư vào nguồn điện. Một cơ chế phức tạp không những tăng chi phí thực hiện mà còn làm giảm lòng tin của nhà đầu tư vào thị trường. Sau khi cân nhắc dựa trên sự phân tích, phương pháp một nhà máy BNE là phương pháp được lựa chọn. Bảng dưới đây tổng hợp những thuận lợi và khó khăn của hai phương án: - 249 - Bảng J-0-25 So sánh giữa một nhà máy BNE và nhiều nhà máy BNE Một nhà máy BNE Nhiều nhà máy BNE Thuận lợi • Đạt được tiêu chuẩn về chi phí tối thiểu • Dễ dàng quản lý • Cho phép tính toán chi phí cho nhà máy BNE và tỉ lệ CAN tương ứng dễ dàng hơn • Cho phép cập nhật hàng năm thông số và chi phí của nhà máy BNE dễ hơn • Cho phép định giá thị trường một cách chắc chắn • Thúc đẩy cơ chế giá phi điều tiết cho các nhà máy. • Chi phí thực hiện thấp hơn • Phù hợp với thị trường theo chi phí • Cho phép thu hồi hoàn toàn chi phí đối với các công nghệ phức hợp / (dùng nhiều nguồn nhiên liệu) • Linh hoạt trong việc thay đổi nhu cầu phụ tải hoặc nguồn • Phản ánh giá nhiên liệu trong và ngoài nước chính xác hơn Khó khăn • Có thể dẫn đến đầu tư quá mức và thanh toán thiếu đối với một số nhà máy. • Không linh hoạt khi xét đến sự thay đổi của nguồn và phụ tải • Bị giới hạn bởi nguồn nhiên liệu trong nước hoặc nước ngoài • Chỉ có một nhà máy BNE đạt được tiểu chuẩn chi phí tối thiểu • Nhiều mức giá CAN trong một giờ • Tính toán chi phí BNE phức tạp • Ảnh hưởng của cơ chế giá bị điều tiết • Tăng chi phí thực hiện - 250 - PHỤ LỤC K - KẾT QUẢ MÔ PHỎNG THỊ TRƯỜNG CGM Phụ lục này được trình bày để chứng minh tính hoàn chỉnh của thiết kế thị trường, cụ thể về quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, không phải kiểm tra khả năng “chạy được” (“workability”) của thiết kế khi dữ liệu chưa được thẩm định, thông qua một mô hình mô phỏng thị trường đơn giản của PB. Mô hình của PB đơn giản hóa sử dụng dữ liệu được cung cấp bởi ERAV/NLDC. Đối với những dữ liệu không được cung cấp, PB sẽ đưa các giá trị giả thiết để thực hiện mô phỏng. Ở đây, chỉ mô phỏng về dịch vụ điện năng, không mô phỏng các dịch vụ phụ. Do đó, việc tối ưu hóa dịch vụ điện năng và dịch vụ dự phòng quay sẽ không được mô phỏng. Lượng công suất bổ sung cũng không được mô phỏng. Hai kịch bản mô phỏng sau đây cho phép đánh giá các tác động lên sản lượng điện được điều độ trong khi thực hiện yêu cầu dự phòng N-1: • Kịch bản 1: Quy định N-1 không được áp dụng • Kịch bản 2: Quy định N-1 được áp dụng (khả năng truyền tải giảm đi một nửa). CẤU HÌNH LƯỚI 3 NÚT Mô hình đơn giản hóa 3 nút của cấu hình lưới 500kV (do NLDC cung cấp) được thể hiện trong hình dưới đây. Hình K-0-1 Hệ thống lưới điện đơn giản hóa 3 nút - 251 - 500 kV Tie-line HOA BINH HA TINH PHU LAMPLEIKUDA NANG THUONG TIN NHO QUAN North TAN DINH IALY ~ ~ NHA BE PHU MY ~ ~ ~~ PHU MY & BA RIA Centre O MON ~ South Current Network Extension planning ~ POWER PLANT SUBSTATION QUANG NINH SONG MAY 2009 2009 2009 2008 DI LINH From North Center South Center To Center North Center South 1500 1500 1600 1600 ~ THÔNG TIN TỔ MÁY Các giả thiết về công suất, vị trí và loại công nghệ của các tổ máy được trình bày trong bảng sau. - 252 - Bảng K-0-1 Giả thiết công suất, vị trí và loại công nghệ tổ máy Generator Name Capaci ty (kW) Node Generation Type HoaBi nh 13 720000 North Hydro HoaBi nh 46 720000 North Hydro HoaBi nh 78 480000 North Hydro Thac Ba 108000 North Hydro Tuyen Quang 342000 North Hydro Quang Tri 64000 Centre Hydro Vi nh Son 66000 Centre Hydro Song Hi nh 70000 Centre Hydro I al y1 180000 Centre Hydro I al y2 180000 Centre Hydro I al y3 180000 Centre Hydro I al y4 180000 Centre Hydro SeSan 3 260000 Centre Hydro SeSan 3A 108000 Centre Hydro A Vuong 210000 Centre Hydro Tri An 400000 South Hydro Da Nhi m 160000 South Hydro Ham Thuan 300000 South Hydro Da Mi 175000 South Hydro Thac Mo 150000 South Hydro Can Don 82000 South Hydro SrokPhuMi eng 51000 South Hydro Dai Ni nh 300000 South Hydro PHA_LAI 400000 North Coal PHA_LAI _2 600000 North Coal UONG_BI 410000 North Coal NI NH_BI NH 100000 North Coal NA_DUONG 100000 North Coal CAO_NGAN 100000 North Coal CAI _LAN 36000North Di esel THU_DUC 242000 South Oi l CAN_THO 161000 South Oi l PHU_MY_21_1 430000 South CCGT PHU_MY_21_2 430000 South CCGT PHU_MY_1_1 480000 South CCGT PHU_MY_1_2 610000 South CCGT BA_RI A 336000 South CCGT PHU_MY_3 720000 South CCGT PHU_MY_22 720000 South CCGT PHU_MY_4 430000 South CCGT NHON_TRACH_1 471000 South CCGT VE_DAN 72000 South CoGen FORMOSA 150000 South Coal HI EP_PHUOC 375000 South Oi l CA_MAU_1 720000 South CCGT CA_MAU_2 720000 South CCGT Pl ei Krong 100000 Centre Hydro SeSan 4 360000 Centre Hydro SON_DONG 200000 North Coal HAI _PHONG_1 600000 North Coal CAM_PHA_1_1 300000 North Coal O_MON_1 300000 South Oi l - 253 - Chú ý rằng, các tổ máy trên có thể không ám chỉ tổ máy vật lý một cách trực tiếp. Nghĩa là, nó có thể đại diện cho một vài tổ máy tổ hợp lại với nhau cho đơn giản, chẳng hạn HoaBinh 13 đại diện cho HoaBinh tổ máy 1,2 và 3. THÔNG TIN PHỤ TẢI Dự liệu phụ tải cho 3 miền theo chu kỳ được trình bày dưới đây. Bảng K-0-2 Giả thiết phụ tải Date Period South (kW) Centre (kW) North (kW) 01- J an-09 1 2837747.859 391596. 397 1839247. 572 01- J an-09 2 2656091.408 417293. 5201 1731394. 591 01- J an-09 3 2617502.716 410334. 5933 1732985. 26 01- J an-09 4 2631230.977 413744. 1634 1657712. 017 01- J an-09 5 2684888.223 452187. 5698 1704692. 299 01- J an-09 6 2772676.288 557925. 2547 1940464. 91 01- J an-09 7 2892265.362 553393. 2598 2344027. 12 01- J an-09 8 2987910.787 564259. 0785 2371503. 111 01- J an-09 9 3084560.709 606327. 8021 2454913. 933 01- J an-09 10 3279062.437 732570. 8059 2841472. 663 01- J an-09 11 3238332.522 703809. 2145 3050517. 768 01- J an-09 12 2971389.482 536279. 128 2310269. 484 01- J an-09 13 2870715.423 486782. 7382 2078664. 94 01- J an-09 14 2964247.992 501579. 3536 2092631. 643 01- J an-09 15 3153260.857 560353. 0776 2285666. 764 01- J an-09 16 3376073.885 678246. 1526 2578731. 701 01- J an-09 17 3546507.031 798916. 1015 3371011. 243 01- J an-09 18 3880798.033 939075. 4571 3870316. 911 01- J an-09 19 3849856.314 820812. 0879 3250619. 003 01- J an-09 20 3618714.855 769157. 9209 2948609. 993 01- J an-09 21 3406858.076 676513. 1955 2593939. 89 01- J an-09 22 3171548.791 549405. 3871 2181484. 693 01- J an-09 23 3057256.638 460715. 4781 2068490. 094 01- J an-09 24 2753958.152 401272. 14 1771127. 138 02- J an-09 1 2642628.714 374049. 5038 1731518. 133 31-Dec-09 18 5021142.883 1134896. 029 4500242. 256 31-Dec-09 19 4969665.244 1001237. 075 3815455. 947 31-Dec-09 20 4561629.688 903140. 2826 3466466. 12 31-Dec-09 21 4174647.591 806243. 576 3127232. 256 31-Dec-09 22 3888336.239 675809. 4285 2844206. 693 31-Dec-09 23 3757361. 74 600304. 9092 2730531. 072 31-Dec-09 24 3517472.636 477631. 7203 2351232. 451 …… Bảng trên liệt kê dự báo phụ tải hàng năm theo chu kỳ và ngày. Tuy nhiên, trong mô phỏng chúng ta có thể không mô phỏng từng chu kỳ riêng rẽ trong một năm (ví dụ, 8760). Do đó, chúng ta sẽ dẫn xuất đồ thị phụ tải điển hình cho mỗi tháng theo - 254 - loại ngày, tức là các ngày làm việc trong tuần và các ngày nghỉ cuối tuần/ngày nghỉ quốc lễ như dưới đây. Điều đó có nghĩa là chúng ta sẽ mô phỏng 2(loại ngày) x 12 (tháng) x 24 (chu kỳ) = 576 chu kỳ điển hình. Dựa trên kết quả mô phỏng từ các chu kỳ điển hình này và thời đoạn của chúng, chúng ta có thể đưa các kết quả mô phỏng này làm đầu vào cho mô phỏng năm. Bảng K-0-3 Giả thiết phụ tải cho các chu kỳ điển hình Year Month Weekday Period South (kW) Centre (kW) North (kW) Frequency 2009 1No 1 2668734 418966. 4 1719582 5 2009 1No 2 2837748 391596. 4 1839248 1 2009 1No 3 2902780 478575. 6 1971823 4 2009 1No 4 3170732 460183. 2 1957255 12 2009 1No 5 3262884 467269. 3 2076658 24 2009 1No 6 3339057 502039. 5 2148416 17 2009 1No 7 3564920 479023. 8 2190458 5 2009 1No 8 3598848 560608. 9 2362427 6 2009 1No 9 3692207 584556. 1 2477441 11 2009 1No 10 3751748 614951. 2 2618109 17 2009 1No 11 3851317 669868. 8 2720874 8 2009 1No 12 4232350 616864. 1 2650430 15 2009 1No 13 4169633 679750. 6 2877044 6 2009 1No 14 4387560 697229. 3 2869295 13 2009 1No 15 4651740 699532 2866397 13 2009 1No 16 4853627 722141. 1 2918487 13 2009 1No 17 4759468 788171. 6 3164865 10 2009 1No 18 4857459 826580. 4 3233327 12 2009 1No 19 5022106 834688. 4 3328699 15 2009 1No 20 4910855 916015. 9 3569708 15 2009 1No 21 4935359 912586. 4 3750208 10 2009 1No 22 4828556 966037. 3 4031456 6 2009 1No 23 5000645 975747. 7 4135404 1 2009 1No 24 5007006 1005274 4260222 1 2009 1 Yes 1 2549600 376707. 4 1680593 4 2009 12 Yes 20 5329054 978294. 4 3860717 30 2009 12 Yes 21 5527258 1001990 3873618 20 2009 12 Yes 22 5505125 1043735 4119354 43 2009 12 Yes 23 5502071 1079335 4285953 16 2009 12 Yes 24 5357025 1084238 4611068 2 …… THÔNG TIN THỦY VĂN Mô hình sử dụng dữ liệu nước được cung cấp bởi NLDC. Trong các mô phỏng các tổ máy thủy điện chào sản lượng (ở giá trị trung bình của dữ liệu quá khứ) với giá chào bằng 0. Khi giá trị đã được tính toán và sẵn sàng, mô hình có thể sử dụng các giá trị nước tính toán bởi mô hình tính giá trị nước làm giá chào cho các tổ máy thủy điện. - 255 - Bảng K-0-4 Giả thiết thủy điện Year Month Weekday Peri od Generator Name Capaci ty (kW) Technol ogy Pri ce (VND/kWh) Quanti ty (kW) 2009 1No 1A Vuong 210000Hydro 0 84000 2009 1No 1Can Don 82000Hydro 0 32800 2009 1No 1Da Mi 175000Hydro 0 70000 2009 1No 1Da Nhi m 160000Hydro 0 64000 2009 1No 1Dai Ni nh 300000Hydro 0 120000 2009 1No 1Ham Thuan 300000Hydro 0 120000 2009 1No 1HoaBi nh 13 720000Hydro 0 288000 2009 1No 1HoaBi nh 46 720000Hydro 0 288000 2009 1No 1HoaBi nh 78 480000Hydro 0 192000 2009 1No 1 I al y1 180000Hydro 0 72000 2009 1No 1 I al y2 180000Hydro 0 72000 2009 1No 1 I al y3 180000Hydro 0 72000 2009 1No 1 I al y4 180000Hydro 0 72000 2009 1No 1 Pl ei Krong 100000Hydro 0 40000 2009 1No 1Quang Tri 64000Hydro 0 25600 2009 1No 1 SeSan 3 260000Hydro 0 104000 2009 1No 1 SeSan 3A 108000Hydro 0 43200 2009 1No 1 SeSan_4 360000Hydro 0 144000 2009 1No 1 Song Hi nh 70000Hydro 0 28000 2009 1No 1 SrokPhuMi eng 51000Hydro 0 20400 2009 1No 1 Thac Ba 108000Hydro 0 43200 2009 1No 1 Thac Mo 150000Hydro 0 60000 2009 1No 1 Tri An 400000Hydro 0 160000 2009 1No 1 Tuyen Quang 342000Hydro 0 136800 2009 1No 1Vi nh Son 66000Hydro 0 26400 Đối với các tổ máy thủy điện, độ sẵn sàng cũng có tính chất mùa: mùa mưa/mùa khô. Ví dụ, giả thiết về sản lượng sẵn sàng theo tính chất mùa của tổ máy thủy điện HoaBinh 13 như sau: Bảng K-0-5 Giả thiết theo tính chất mùa của thủy điện Month Generator Avai l abl e Quanti ty(kW) 1 HoaBi nh 13 288000 2HoaBi nh 13 288000 3HoaBi nh 13 288000 4HoaBi nh 13 288000 5HoaBi nh 13 648000 6HoaBi nh 13 648000 7HoaBi nh 13 648000 8HoaBi nh 13 648000 9HoaBi nh 13 648000 10HoaBi nh 13 288000 11HoaBi nh 13 288000 12HoaBi nh 13 288000 TÍNH TOÁN BNE VÀ CAN Giả sử BNE là một tổ máy 600 MW chạy than, chẳng hạn PHA LAI 2. Bảng sau trình bày chi tiết theo dữ liệu do ERAV cung cấp. - 256 - Bảng K-0-6 Tính toán BNE Khái niêm Đơn vị Than I Tổng chí phí đấu tư M$ Mua sắm mặt bằng M$ Chi phí tiền đóng gói tài chính (Chi phí thiết kế, đánh giá tác động môi trường, thi công, chi phí tài chính và pháp lý) M$ 68.80 Chi phí sau đóng gói tài chính (hợp đồng EPC, đấu nối điện & khí) M$ 540.00 Lãi trong quá trình xây dựng (IDC) % 45.36 Chi phí dự phòng (theo phần trăm giá hợp đồng EPC) % 0.1 Thời gian xây dựng tháng/năm 3 năm Tỷ lệ vốn vay % 30 Lãi vay Chi phí hoạt động M$ 10.12 Dự phòng vật tư (trong trường hợp sự cố trang thiết bị) M$ 27.50 Phát sinh M$ 54.00 Tổng chi phí đầu tư M$ 745.78 II Chi phí cố định hàng năm Công suất lắp đặt MW 600 Chi phí vốn bình quân gia quyền (WACC) % 10% Vòng đời kinh tế Năm 30 III Chí phí vận hành& bão dưỡng (O&M) phi nhiên liệu hàng năm Chi phí O&M cố định $/kW.tháng 2.61 Chi phí công suất hàng năm $/kW.năm 79.11 Thuế giá trị gia tăng (VAT) % 10% IV Chi phí O&M nhiên liệu hàng năm Dạng nhiên liệu Than Giá nhiên liệu 28$/ton Hiệu suất 2263kcal/kWh Chi phí O&M biến đổi $/MWh 4.5 V Tổng chi phí hàng năm M$ 170.11 Chi phí O&M cố định M$ 18.79 Chi phí O&M biến đổi M$ 18.92 Chi phí nhiên liệu nội địa M$ 53.29 Lãi chi phí vốn M$ 79.11 - 257 - VI Chi phí sản xuất điện của BNE $/MWh 40.46 Hệ số công suất ble% 80 Sản lượng dự kiến GWh 4204.8 Trong mô phỏng, chúng tôi không giả thiết có bất cứ sự sữa chữa nào vì không có dữ liệu về việc sửa chữa. Thay vào đó, chúng tôi giả thiết rằng 90% công suất cho các nhà máy nhiệt điện là sẵn sàng và chỉ dùng 10% cho việc bảo dưỡng và dự phòng. Đối với tổ máy BNE (được giả thiết là PHA LAI 2), để đạt được 80% hệ số phụ tải của nhà máy, BNE sẽ luôn được đặt ở mức 80% công suất tổng các bản chào, tuy nhiên kết quả mô phỏng có thể cho ra một hệ số công suất cao hơn 80%. Vì vị trí của nhà máy ở miền Bắc nên thỉnh thoảng nhà máy phải chịu ràng buộc phát giảm công suất trong kịch bản 2 với tiêu chuẩn N-1. Những chỉ số cơ bản dùng cho quy trình lập kế hoạch hàng năm là: • Tỷ giá hối đoái giả thiết: 1 US$ = 17.000 VND • Suất chi phí phát điện hàng năm: 170,11 triệu USD, hoặc tính theo VND Bảng K-0-7 Chi phí phát điện của BNE USD VND Chi phí phát điện hàng năm 171.00 triệu $ 2.891,87 tỷ Chi phí phát điện trên kWh 0,04 $ 687,7545 Chi phí nhiên liệu trên KWh 0,0126736$ 215,45 CHI PHÍ THIẾU HỤT NĂM Được tính theo công thức: d u k ie nSM PD o a n h th uP h a td ie nT o n g C Pn amth ie u h u tC P _____ −= Trong đó: )/(_)(___ __ 8 7 6 0 1 k W hV N Dgd u o c m o p h o nS M Pk W hgt h e o m o p h o ngd u o c h u y d o ntu n g g i oS a n l u o n g d u k i e nS M PD o a n h t h u h × = ∑ = - 258 - Bảng K-0-8 Chi phí thiếu hụt năm của BNE USD VND Chi phí thiếu hụt năm (Kịch bản 1) 81,408 triệu 1.383,95 tỷ Chi phí thiếu hụt năm (Kịch bản 2) 83,063 triệu 1.412,08 tỷ GIÁ TRẦN BẢN CHÀO Qúy vị có thể tham chiếu tới Bảng Giá Trần trong báo cáo thiết kế chi tiết. Bảng này trình bày các giá trần đối với các công nghệ chạy than, chu trình tua bin khí hỗn hợp (CCGT), tua bin khí (GT) và chạy dầu theo tuổi thọ và các trạng thái dự kiến như chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh. Giá trần cho nhiệt điện than (215,45 VND/kWh) dựa trên chi phí nhiên liệu cho một tổ máy mới vào được trình bày trong phần BNE ở trên. TÍNH TOÁN CAN Chi phí thiếu hụt tháng được tính như sau: • Chi phí thiếu hụt hàng năm được phân bổ cho các tháng tỷ lệ thuận với đỉnh nhu cầu phụ tải có thể được huy động (nghĩa là, sau khi huy động các tổ máy thủy điện phải chạy) để được chi phí thiếu hụt hàng tháng. ∑ = − − ×= 1 2 1 )__( ____ m mm mm m p h a i c h a yT h u y d i e nt h a n gP T d in h p h a i c h a yT h u y d i e nt h a n gP T d i n hn a mC P th i e u h u tt h a n gC P th i e u h u t • Thủy điện phải chạy được tính toán bằng một phần trăm cố định, [10%] của sản lượng thủy điện trong suốt các tháng mùa mưa. • Chi phí thiếu hút tháng được phân bổ sao cho không trả phí công suất cho các giời thấp điểm đêm và phí công suất CAN trong mỗi giờ sẽ tỉ lệ thuận với (nhu cầu có thể được huy động từng giờ - nhu cầu có thể được huy động nhỏ nhất). Tính sẵn sàng của tổ máy BNE trong một năm sẽ được tính đến trong việc xác định định mức giá CAN nhằm đảm bảo tổng doanh thu CAN trong một tháng bằng chi phí thiếu hụt tháng được phân bổ cho BNE. - 259 - ∑ ∑ = = −× = D d I i mm id m m DN hu ca uB N ED o sa n sa n g th a n gC P th ieu h u tK 1 1 , )m in(_ _ )min( ,, mm id mm id DDKCAN −×= Trong đó: • mK : Hệ số không đổi hàng tháng để phân bổ chi phí thiếu hụt tháng cho các giờ trong một tháng. • BNEDosansang_ : Độ sẵn sàng của BNE trong năm, được tính toán bằng tổng MWh được huy động theo lập lịch huy động tối ưu hóa chi phí tối thiểu không ràng buộc của năm đó. • m idNhucau , : Nhu cầu được lập lịch trong ngày d của chu kỳ giao dịch I của tháng m. • mminD : Phụ tải dự báo nhỏ nhất của tháng m • Chi phí thiếu hụt tháng bằng độ sẵn sàng của BNE nhân với tổng định mức giá CAN các giờ trong tháng. ∑ ∑ = = ×= D d I i m id m CANBNEDosansangthangCPthieuhut 1 1 ,__ Bảng sau trình bày kết quả giá CAN cho các ngày làm việc và ngày cuối tuần trong một tháng. - 260 - Bảng K-0-9 Giá CAN các ngày làm việc và cuối tuần trong một tháng Scenari o 1 Scenario 2 01- J an-09 1 No 5161183 0. 0 0. 0 01- J an-09 2 No 4920149 0. 0 0. 0 01- J an-09 3 No 4855635 0. 0 0. 0 01- J an-09 4 No 4820405 0. 0 0. 0 01- J an-09 5 No 4980069 42. 7 43. 6 01- J an-09 6 No 5416830 93. 4 95. 3 01- J an-09 7 No 5912242 151. 0 154. 0 01- J an-09 8 No 6043937 166. 3 169. 7 01- J an-09 9 No 6203334 184. 8 188. 5 01- J an-09 10No 6993665 276. 6 282. 2 01- J an-09 11No 7116028 290. 8 296. 7 01- J an-09 12No 5937530 153. 9 157. 0 01- J an-09 13No 5518286 105. 2 107. 4 01- J an-09 14No 5635603 118. 8 121. 3 01- J an-09 15No 6068407 169. 1 172. 6 01- J an-09 16No 6746059 247. 8 252. 9 01- J an-09 17No 7847608 375. 8 383. 4 01- J an-09 18No 8777785 483. 8 493. 6 01- J an-09 19No 7993831 392. 7 400. 7 01- J an-09 20No 7433568 327. 7 334. 3 01- J an-09 21No 6773902 251. 1 256. 2 01- J an-09 22No 6038385 165. 6 169. 0 01- J an-09 23No 5725149 0. 0 0. 0 01- J an-09 24No 5043828 0. 0 0. 0 02- J an-09 1 Yes 4837265 0. 0 0. 0 02- J an-09 2 Yes 4709880 0. 0 0. 0 02- J an-09 3 Yes 4662672 0. 0 0. 0 02- J an-09 4 Yes 4612297 0. 0 0. 0 02- J an-09 5 Yes 4965127 41. 0 41. 8 02- J an-09 6 Yes 6282324 194. 0 197. 9 02- J an-09 7 Yes 6821721 256. 6 261. 8 02- J an-09 8 Yes 8059444 400. 4 408. 5 02- J an-09 9 Yes 8589697 461. 9 471. 3 02- J an-09 10 Yes 9356563 551. 0 562. 2 02- J an-09 11 Yes 9509833 568. 8 580. 4 02- J an-09 12 Yes 7763952 366. 0 373. 5 02- J an-09 13 Yes 7744918 363. 8 371. 2 02- J an-09 14 Yes 8382022 437. 8 446. 7 02- J an-09 15 Yes 8572548 460. 0 469. 3 02- J an-09 16 Yes 8987833 508. 2 518. 5 02- J an-09 17 Yes 9633174 583. 1 595. 0 02- J an-09 18 Yes 1. 05E+07 686. 5 700. 4 02- J an-09 19 Yes 9566355 575. 4 587. 1 02- J an-09 20 Yes 9123133 523. 9 534. 5 02- J an-09 21 Yes 8468692 447. 9 457. 0 02- J an-09 22 Yes 7391094 322. 7 329. 3 02- J an-09 23 Yes 7039168 0. 0 0. 0 02- J an-09 24 Yes 6425583 0. 0 0. 0 Date HourlyCANRate (VND/kWh)LoadDemand (kW)WeekDayPeriod - 261 - Bảng sau trình bày giá CAN trung bình hàng tháng cho 12 tháng trong một năm. Bảng K-0-10 Giá CAN trung bình hàng tháng Scenario 1 Scenario 2 1 304. 3 310. 5 2 309. 9 316. 2 3 291. 0 296. 9 4 336. 5 343. 4 5 330. 1 336. 8 6 353. 8 361. 0 7 333. 6 340. 4 8 338. 8 345. 7 9 338. 0 344. 8 10 339. 3 346. 2 11 343. 3 350. 3 12 335. 4 342. 2 Month Average HourlyCANRate (VND/kWh) CÁC KẾT QUẢ MÔ PHỎNG KHÁC Bảng dưới đây trình bày hệ số công suất được mô phỏng dưới cả hai kịch bản. Như dự kiến, các nghẽn mạch trong kịch bản 2 sẽ làm thay đổi hệ số công suất chủ yếu đối với các tổ máy bị ảnh hưởng. - 262 - Bảng K-0-11 Hệ số công suất được mô phỏng Schedule (kW) Factor Schedule (kW) Factor BA_RI A CCGT 336000 155969 46. 4% 161345 48. 0% CA_MAU_1 CCGT 720000 151552 21. 0% 150711 20. 9% CA_MAU_2 CCGT 720000 123823 17. 2% 123206 17. 1% NHON_TRACH_1 CCGT 471000 122366 26. 0% 121624 25. 8% PHU_MY_1_1 CCGT 480000 251412 52. 4% 272945 56. 9% PHU_MY_1_2 CCGT 610000 302035 49. 5% 316133 51. 8% PHU_MY_21_1 CCGT 430000 240711 56. 0% 273838 63. 7% PHU_MY_21_2 CCGT 430000 233661 54. 3% 263682 61. 3% PHU_MY_22 CCGT 720000 254290 35. 3% 255956 35. 5% PHU_MY_3 CCGT 720000 304004 42. 2% 312116 43. 3% PHU_MY_4 CCGT 430000 129295 30. 1% 128497 29. 9% CAM_PHA_1_1 Coal 300000 247103 82. 4% 237734 79. 2% CAO_NGAN Coal 100000 85704 85. 7% 81891 81. 9% FORMOSA Coal 150000 133096 88. 7% 134735 89. 8% HAI _PHONG_1 Coal 600000 503606 83. 9% 482312 80. 4% NA_DUONG Coal 100000 86029 86. 0% 82048 82. 0% NI NH_BI NH Coal 100000 86085 86. 1% 82216 82. 2% PHA_LAI Coal 400000 348510 87. 1% 300430 75. 1% PHA_LAI _2 Coal 600000 478501 79. 8% 463996 77. 3% SON_DONG Coal 200000 170445 85. 2% 162630 81. 3% UONG_BI Coal 410000 354745 86. 5% 336835 82. 2% VE_DAN CoGen 72000 17119 23. 8% 16918 23. 5% CAI _LAN Di esel 36000 684 1. 9% 741 2. 1% A Vuong Hydro 210000 128014 61. 0% 128014 61. 0% Can Don Hydro 82000 49986 61. 0% 49986 61. 0% Da Mi Hydro 175000 106678 61. 0% 106678 61. 0% Da Nhi m Hydro 160000 97534 61. 0% 97534 61. 0% Dai Ni nh Hydro 300000 182877 61. 0% 182877 61. 0% Ham Thuan Hydro 300000 182877 61. 0% 182877 61. 0% HoaBi nh 13 Hydro 720000 438904 61. 0% 438904 61. 0% HoaBi nh 46 Hydro 720000 438892 61. 0% 438889 61. 0% HoaBi nh 78 Hydro 480000 292553 60. 9% 292553 60. 9% I al y1 Hydro 180000 109726 61. 0% 109726 61. 0% I al y2 Hydro 180000 109726 61. 0% 109726 61. 0% I al y3 Hydro 180000 109726 61. 0% 109726 61. 0% I al y4 Hydro 180000 109726 61. 0% 109726 61. 0% Pl ei Krong Hydro 100000 60959 61. 0% 60959 61. 0% Quang Tri Hydro 64000 39014 61. 0% 39014 61. 0% SeSan 3 Hydro 260000 158493 61. 0% 158493 61. 0% SeSan 3A Hydro 108000 65836 61. 0% 65836 61. 0% SeSan_4 Hydro 360000 219452 61. 0% 219452 61. 0% Song Hi nh Hydro 70000 42671 61. 0% 42671 61. 0% SrokPhuMi eng Hydro 51000 31089 61. 0% 31089 61. 0% Thac Ba Hydro 108000 65821 60. 9% 65809 60. 9% Thac Mo Hydro 150000 91438 61. 0% 91438 61. 0% Tri An Hydro 400000 243836 61. 0% 243836 61. 0% Tuyen Quang Hydro 342000 208275 60. 9% 208256 60. 9% Vi nh Son Hydro 66000 40233 61. 0% 40233 61. 0% CAN_THO Oi l 161000 2132 1. 3% 2074 1. 3% HI EP_PHUOC Oi l 375000 2592 0. 7% 2289 0. 6% O_MON_1 Oi l 300000 646 0. 2% 589 0. 2% THU_DUC Oi l 242000 3956 1. 6% 3863 1. 6% Scenario 2Generator Name Capaci ty (kW)Technology Scenario 1 Bảng dưới tổng hợp các giá SMP, CAN và FMP cho ngày làm việc và ngày cuối tuần cho một tháng. Chú ý rằng, các chu kỳ dưới là các chu kỳ điển hình trong mô phỏng khi mô phỏng không đưa ra SMP cho giờ thực tế. SMP và CAN được đưa ra bởi việc SMP có giá trần ở 850 VND/kWh, cao hơn khoảng 20% giá trần đối với tổ máy GT đắt nhất. - 263 - Bảng K-0-12 SMP, CAN và FMP mô phỏng được cho một tháng Load (kW) SMP (VND/kWh) CAN (VND/kWh) SMP+CAN (VND/kWh) Load (kW) SMP (VND/kWh) CAN (VND/kWh) SMP+CAN (VND/kWh) SMP (VND/kWh) CAN (VND/kWh) SMP+CAN (VND/kWh) SMP (VND/kWh) CAN (VND/kWh) SMP+CAN (VND/kWh) 1 1 4705529 221. 9 0. 0 221. 9 4924018 258. 5 8. 6 267. 2 221. 9 0. 0 221. 9 258. 5 8. 8 267. 4 1 2 4954037 258. 5 8. 2 266. 8 5161182 359. 9 0. 0 359. 9 258. 5 8. 4 266. 9 359. 9 0. 0 359. 9 1 3 5247693 359. 9 8. 3 368. 2 5474340 359. 9 66. 2 426. 1 359. 9 8. 5 368. 3 359. 9 67. 5 427. 4 1 4 5521331 359. 9 15. 6 375. 5 5689358 359. 9 19. 3 379. 2 359. 9 15. 9 375. 8 359. 9 19. 7 379. 6 1 5 5731474 359. 9 24. 2 384. 0 5905540 359. 9 27. 1 386. 9 359. 9 24. 6 384. 5 359. 9 27. 6 387. 5 1 6 5972710 359. 9 42. 9 402. 8 6097640 359. 9 100. 5 460. 4 359. 9 43. 8 403. 7 359. 9 102. 6 462. 4 1 7 6232845 359. 9 65. 6 425. 5 6344469 359. 9 0. 0 359. 9 359. 9 66. 9 426. 8 359. 9 0. 0 359. 9 1 8 6481739 359. 9 171. 5 531. 4 6603870 359. 9 100. 4 460. 2 359. 9 175. 0 534. 9 359. 9 102. 4 462. 3 1 9 6729317 359. 9 166. 7 526. 6 6827721 359. 9 163. 1 523. 0 359. 9 170. 1 530. 0 359. 9 166. 4 526. 3 1 10 6985258 359. 9 194. 9 554. 8 7097101 359. 9 220. 4 580. 3 359. 9 198. 9 558. 7 359. 9 224. 9 584. 8 1 11 7210276 359. 9 276. 4 636. 3 7334407 359. 9 316. 2 676. 1 359. 9 282. 0 641. 9 359. 9 322. 7 682. 6 1 12 7454630 359. 9 330. 2 690. 1 7589106 359. 9 345. 8 705. 7 359. 9 336. 9 696. 8 359. 9 352. 8 712. 7 1 13 7713821 359. 9 360. 3 720. 2 7802699 359. 9 370. 6 730. 5 359. 9 367. 6 727. 5 359. 9 378. 1 738. 0 1 14 7972141 359. 9 390. 3 750. 2 8055500 359. 9 400. 0 759. 8 359. 9 398. 2 758. 1 359. 9 408. 1 768. 0 1 15 8244677 359. 9 422. 0 781. 8 8324270 359. 9 431. 2 791. 0 359. 9 430. 5 790. 4 359. 9 439. 9 799. 8 1 16 8498549 359. 9 451. 4 811. 3 8577851 359. 9 460. 6 820. 5 359. 9 460. 6 820. 5 359. 9 470. 0 829. 9 1 17 8732940 370. 7 478. 6 849. 3 8771973 370. 7 483. 2 853. 9 370. 7 488. 4 859. 0 370. 7 493. 0 863. 7 1 18 9004596 370. 7 510. 2 880. 9 9022101 370. 7 512. 2 882. 9 370. 7 520. 6 891. 3 370. 7 522. 7 893. 3 1 19 9252788 370. 7 539. 0 909. 7 9250617 370. 7 538. 8 909. 4 370. 7 550. 0 920. 7 370. 7 549. 7 920. 4 1 20 9477382 370. 7 565. 1 935. 8 9475973 370. 7 564. 9 935. 6 370. 7 576. 6 947. 3 370. 7 576. 4 947. 1 1 21 9695626 370. 7 590. 5 961. 1 9721728 370. 7 593. 5 964. 2 370. 7 602. 5 973. 1 370. 7 605. 6 976. 2 1 22 10029300 431. 9 629. 2 1061. 0 9953331 431. 9 620. 4 1052. 2 431. 9 642. 0 1073. 8 431. 9 633. 0 1064. 8 1 23 10165560 431. 9 645. 0 1076. 8 10166790 431. 9 645. 2 1077. 0 431. 9 658. 1 1089. 9 431. 9 658. 3 1090. 1 1 24 10459200 431. 9 679. 1 1111. 0 10396820 431. 9 671. 8 1103. 7 431. 9 692. 9 1124. 8 431. 9 685. 5 1117. 3 Scenario 1 WeekDay Scenario 2 WeekendMonth Typi calPeri od WeekDay Weekend - 264 - Bảng sau trình bày SMP, CAN và FMP trung bình tháng cho 12 tháng Bảng K-0-13 SMP, CAN và FMP trung bình tháng mô phỏng được SMP (VND/kWh) CAN (VND/kWh) SMP+CAN (VND/kWh) SMP (VND/kWh) CAN (VND/kWh) SMP+CAN (VND/kWh) 1 7570407 362. 4 304. 3 666. 7 362. 4 310. 5 672. 8 2 6938550 349. 1 309. 9 659. 0 349. 1 316. 2 665. 3 3 8006730 365. 5 291. 0 656. 5 365. 5 296. 9 662. 4 4 8358014 378. 0 336. 5 714. 5 378. 0 343. 4 721. 4 5 8481854 301. 9 330. 1 632. 0 301. 9 336. 8 638. 7 6 8957700 319. 9 353. 8 673. 7 319. 9 361. 0 680. 9 7 8948705 317. 1 333. 6 650. 7 317. 1 340. 4 657. 5 8 8794408 314. 6 338. 8 653. 4 314. 6 345. 7 660. 3 9 8570317 307. 0 338. 0 644. 9 307. 0 344. 8 651. 8 10 8557805 420. 9 339. 3 760. 2 420. 9 346. 2 767. 1 11 8408101 418. 3 343. 3 761. 7 418. 3 350. 3 768. 7 12 8696739 443. 8 335. 4 779. 2 443. 8 342. 2 786. 0 Month Scenario 1 Scenario 2Load(kW) TÍNH TOÁN GIÁ BÌNH QUÂN TRỌNG SỐ Chúng ta tính trung bình trọng số cho (chỉ sản lượng thị trường giao ngay) • LMP • SMP không có giá trần (cho phép các tổ máy đắt xác định giá SMP) • Trả theo giá bản chào (phản ánh cho phí phát điện) • SMP có trần (các tổ máy đắt nhận bản chào trong các tổ máy khác nhận trần) Bảng K-0-14 LMP, SMP có trần, SMP không trần và PAYB mô phỏng được LMP (VND/ kWh) SMP without CAP (VND/kWh) SMP with CAP (VND/ kWh) CAN (VND/kWh) PAYB (VND/ kWh) LMP (VND/ kWh) SMP without CAP (VND/kWh) SMP wi th CAP (VND/kWh) CAN (VND/kWh) PAYB (VND/ kWh) 8366738 411.8 407. 2 358. 3 329. 5 160. 9 421. 2 407. 2 358. 3 336. 2 160. 9 Load (kW) Scenario 1 Scenario 2 KẾT LUẬN Các mô phỏng phải cần có một số mở rộng, chứng minh được tính hoàn chỉnh của thiết kế về lập kế hoạch vận hành năm tới, bằng cách tính các chỉ số CMG sau: • Chi phí thiếu hụt năm cho BNE • Giá CAN từng giờ • SMP có và không có trần SMP (và LMP, PAYB cho mục đích so sánh) • FMP - 265 - • Hệ số công suất cho mỗi tổ máy • Giá FMP hiệu quả (để đánh giá mức giá điện tổng thể) Hơn nữa, phân tích kịch bản được sử dụng để chứng minh làm thế nào các mô phỏng có thể được sử dụng để đánh giá khả năng nghẽn mạch theo tiêu chuẩn dự phòng N-1. - 266 -

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • pdf74454621-Bao-cao-Thiet-ke-chi-tiet-thi-truong-CGM-05Jun2009-Tieng-Viet.pdf