Các mô hình thị trường điện và phương pháp định giá

Mô hình tổ chức thị trường điện.
1. Các cấu trúc tổ chức điển hình của thị trường điện.
Dây chuyền sản xuất kinh doanh của ngành điện ở bất kỳ các quốc gia nào cũng bao gồm 3 khâu liên hoàn: sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng. Trước đây, ở hầu hết các nứơc trên thế giới, ngành điện được coi là xem là ngành độc quyền tự nhiên, cả 3 chức năng nêu trên thường được tập trung trong một công ty điện lực quốc gia. Với sự phát triển nhanh của nền kinh tế thị trường, cũng như yêu cầu tăng trưởng nhanh của nhu cầu tiêu thụ điện và sự đòi hỏi vốn đầu tư lớn để phát triển các công trình năng lượng, ở nhiều nước đã có xu hướng cấu trúc lại tổ chức quản lý của ngành điện. Những thay đổi to lớn vừa qua trong ngành công nghiệp điện các nước phần lớn gắn với các thay đổi quyền sở hữu và quản lý, đã giúp giảm bớt sự độc quyền và tạo cơ hội cạnh tranh trong các khâu. Các dạng cấu trúc tổ chức thị trường điện thông dụng hiện nay là:
1.1 Mô hình độc quyền liên kết dọc.

Trong mô hình này, chỉ có một công ty nắm giữ toàn bộ các khâu của ngành điện từ sản xuất, truyền tải cho đến phân phối tới khách hàng. Không có cạnh tranh trong bất kỳ khâu nào. Mô hình này được sử dụng ở các nước: Pháp, Bồ Đào Nha, Italy, Malaixia...
ưu điểm: Cả ba khâu sản xuất, truyền tải và phân phối đều do một công ty điều khiển, vì vậy việc điều hành hệ thống tập trung và trong nhiều trường hợp được thực hiện nhanh chóng. Công ty chủ động trong việc lập kế hoạch sản xuất kinh doanh. Trong một số trường hợp, Nhà nước bảo trợ cho kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh của công ty bằng cách bù giá. Hệ thống giá mua và bán điện được thống nhất cho tất cả các khách hàng trên toàn quốc và có tính ổn định trong khoảng thời gian nhất định.
Nhược điểm: Sự can thiệp quá sâu của nhà nước sẽ hạn chế khả năng chủ động của các công ty. Do có sự bảo trợ của nhà nước, nên các công ty ít quan tâm đến việc đầu tư công nghệ, kỹ thuật hiện đại cho hệ thống điện, cũng như các giải pháp giảm tổn thất điện năng.
- Do đặc thù của ngành điện, đầu tư phải đi trước một bước và với lượng vốn lớn. Đây sẽ là gánh nặng cho Chính phủ khi nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng nhanh.
- Bộ máy quản lý, tổ chức đan xen chức năng và thường rườm rà.          
- Khách hàng phụ thuộc vào các cơ sở độc quyền và không được chọn nhà cung cấp cho mình.
1.2 Mô hình cạnh tranh trong khâu phân phối

Các công ty phân phối không có khả năng lựa chọn nhà cung cấp sản phẩm điện năng cho mình. Mô hình này thường được sử dụng ở: Bắc Ailen, Tây Ban Nha, Trung Quốc, Bỉ.
¦u điểm: 2 khâu sản xuất, truyền tải do một công ty điều khiển, vì vậy việc điều hành và cân bằng toàn hệ thống tập trung.
- Công ty phân phối được tổ chức dạng cạnh tranh nên tính hiệu quả công việc cao hơn. Đầu tư đổi mới công công nghệ đã được các công ty phân phối quan tâm nâng cao độ tin cậy và giảm tổn thất điện năng của lưới phân phối.
- Người tiêu dùng được lựa chọn công ty phân  phối cho mình.
Nhược điểm: Trong khâu phát điện và truyền tải vẫn độc quyền, nên nếu chính sách của nhà nước thiếu đồng bộ, công tác tổ chức quản lý yếu kém sẽ dẫn đến hiệu quả sản xuất và truyền tải thấp, do đó sẽ ảnh hưởng đến các hoạt động của các công ty phân phối. Các công ty phân phối không được lựa chọn các nhà sản xuất điện có giá bán thấp. Không khuyến khích các nhà đầu tư sản xuất vào các dạng năng lượng sạch và có giá thành thấp.
1.3 Mô hình cạnh tranh trong khâu sản xuất.
 
- Trong mô hình này, các nhà máy của nhà nước cũng như của tư nhân cạnh tranh sản xuất với nhau còn khâu truyền tải và phân phối nằm trong tay một công ty độc quyền. Công ty truyền tải có quyền lựa chọn nhà cung cấp cho mình, nhưng khách hàng dùng điện không được chọn nhà cung cấp. Mô hình này thường được sử dụng trong giai đoạn đầu của quá trình cải tổ.
- Do cạnh tranh giữa các nguồn phát, giá điện có thể hạ.
¦u điểm: Đa dạng hình thức sở hữu trong khâu phát điện nên đã giải quyết được gánh nặng cho nhà nước về vốn đầu tư phát triển nguồn điện. Đầu tư đổi mới công nghệ của các NMĐ sẽ giảm thiểu, ảnh hưởng đến môi trường xung quanh. Khuyến khích các nhà đầu tư sản xuất các dạng năng lượng sạch và giá thành thấp.
Nhược điểm: - Giá trong khâu phân phối cho người tiêu dùng do nhà nước quy định. Nhưng giá bán của các nhà sản xuất lại do thị trường điều tiết. Nên công ty phân phối sẽ thiếu chủ động trong kinh doanh bán điện khi thị trường có biến động.
- Người tiêu dùng không có sự lựa chọn nhà phân phối.
1.4 Mô hình cạnh tranh trong cả hai khâu sản xuất và phân phối.

Trong mô hình này, khách hàng công nghiệp lớn có thể ký hợp đồng trực tiếp mua điện từ công ty truyền tải. ở đây, công ty phân phối và khách hàng có thể lựa chọn nhà cung cấp cho mình. Khâu truyền tải có thể độc quyền sở hữu nhà nước và việc mua bán điện được thông qua thị trường điện. Các nước sử dụng mô hình này: Chi lê, Argentina, Anh, Đan Mạch, Hà lan.
¦u điểm: Bao gồm các ưu điểm của 3 mô hình nói trên. Trong dây chuyền sản xuất - kinh doanh bán điện đã tách thành các khâu riêng biệt hoạt động kinh doanh độc lập, do đó các công ty phát điện và phân phối điện đã tự chủ và chủ động hơn trong công tác quản lý, tổ chức, vì thế hiệu quả kinh doanh của các công ty cao hơn so với các mô hình trên.
Nhược điểm: Do khâu phát điện và truyền tải điện độc lập, nên việc điều hành sẽ phức tạp hơn, vì phải thông qua hợp đồng giữa nhà máy phát và công ty truyền tải.
2. Một số phương pháp tính giá điện cạnh tranh.
1 Định giá điện cạnh tranh tại Anh.
Thị trường điện tại Anh được gọi là Pool, bao gồm các nhà sản xuất cạnh tranh với nhau để bán điện vào lưới và bán cho các hộ tiêu thụ lớn. Các công ty phân phối cạnh tranh nhau bán điện cho những người tiêu thụ nhá và cũng có thể cả một vài hộ tiêu thụ lớn nữa.
Cho đến nay, Pool cũng như hầu hết các thị trường điện, đều xảy ra quá trình cạnh tranh ở hai cấp độ: Sản xuất và Phân phối. Do đó, người mua điện có thể tự do lựa chọn các nhà cung cấp, đó là điều không thể xảy ra đối với một hệ thống điện độc quyền.
1. Phương pháp xác định giá trong Pool :
Các loại giá hình thành trên từng thị trường đã xét trên, vì là những thị trường cạnh tranh nên Pool không can thiệp. Có 3 loại giá mà Pool cần xác định là giá biên, giá đầu vào và giá đầu ra.
Giá biên SMP :
Giá biên của hệ thống SMP (System Marginal Price) là giá của tổ máy hay nhà máy cuối cùng tham gia phát điện vào hệ thống.
Giả sử hệ thống có n tổ máy độc lập nhau (thuộc n công ty), giá điện mà mỗi công ty bán vào lưới là p1, p2, ....., pn; Không làm mất tính tổng quát, ta giả sử : p1 < p2 < .....< pn.
Giả sử công ty lưới NGC chỉ cần huy động đến tổ máy thứ h nào đó (1 < h < n), vậy ph chính là giá biên tại thời điểm xem xét : ph = SMP.
Trong trường hợp tồn tại 2 nhà máy có giá chào như nhau, công ty lưới sẽ chia đều phần công suất yêu cầu cho mỗi nhà máy nếu điều kiện kỹ thuật cho phép, ngược lại ta sẽ ưu tiên cho nhà máy nào có đăng ký trước.
Giá đầu vào PIP :
Để tính toán giá này, ta cần tính 2 đại lượng sau đây : Xác suất mất tải và giá trị của lượng tải đã bị mất.
Xác suất mất tải LOLP (Loss of Load Probability) : Xác suất này được đo bằng phần thời gian công suất của hệ thống phát không đủ đáp ứng được nhu cầu. Thực chất là xắc suất giảm điện áp hoặc tần số của lưới (đương nhiên trong trường hợp cực đoan là tải bị cất khỏi lưới), do đó ta có:
- Nếu tải bị cắt khỏi lưới, xác suất này bằng 1, tức LOPT = 1.
- Trong trường hợp ngược lại thì LOPT = 0.
- Nếu điện áp và tần số bị giảm, nhưng tải không bị cắt, xác suất này nằm giữa 0 và 1, tức là 0 Êð LOPT Êð 1.
Giá trị của 1 đơn vị tải bị mất VOLL (Value of Lost Load): Giá trị 1 đơn vị điện năng bị mất thường được chọn tương đương với giá lớn nhất mà khách hàng sẵn sàng trả cho công ty, nó có thể gấp từ 5 - 10 lần gía trung bình của hệ thống, ví dụ tại Pool của nước Anh giá này là 2bảng/kwh.
Như vậy giá đầu vào của Pool được xác định như sau :
PIP = (Chi phí cung cấp năng lượng, SMP)
(Xác suất thoả mãn nhu cầu tổng, 1-LOPT)
+(Chi phí do cung cấp bị thiếu hụt, VOLL)
(Xác suất không thoả mãn nhu cầu tổng).
  Hay : PIP = SMP  (1 - LOPT) + VOLL  LOPT.
PIP = SMP + LOPT  (VOLL - SMP)
Giá đầu ra POP :
Đó chính là giá mà Pool sẽ bán trên thị trường. Nó bao gồm giá đầu vào cộng thêm với chi phí điều chỉnh, ta ký hiệu là Uplift , tức là :
POP = PIP + Uplift
                     = SMP + LOPT  (VOLL - SMP) + Uplift
2. Định giá điện cạnh tranh tại Mỹ.
Để tính biểu giá cạnh tranh ở Mỹ, người ta chia nhu cầu về điện năng thành các mức khác nhau, cụ thể là 108 mức, dựa trên cơ sở thay đổi theo mùa, ngày, giờ, … (6 biến mùa, 3 biến ngày, 3 biến thời gian trong ngày, 2 mức trong một thời kỳ). Trong mỗi mèc thời gian, các nhà máy được huy động theo thứ tự từ chi phí thấp nhất đến chi phí cao nhất để thoả mãn nhu cầu điện của khách hàng. Chi phí cận biên trong mỗi thời kỳ bằng chi phí vận hành của nhà máy được huy động cuối cùng trong mỗi thời kỳ. Trong thời kỳ mà năng lực sản xuất vượt quá nhu cầu, thì giá điện sản xuất được tính bằng chi phí vận hành biên. Ngược lại, khi nhu cầu đạt gần tới công suất thiết kế thì rủi ro phải ngừng hoạt động tăng lên (độ tin cậy giảm xuống).
Về mặt toán học, giá điện điều chỉnh được tính như sau:
Cryt = .V(UE)
Trong đó:
Cryt : Giá điều chỉnh năm y, thời kỳ t, vùng r [cent/kwh]ð
: Thay đổi của năng lượng không được phục vụ so với công suất phát (lượng khấu trừ trong năng lượng không được phục vụ từ việc tăng công suất) ở vùng r, năm y, thời kỳ huy động t [kwh/kw/h]ð.
V(UE) : Giá trị giả định của 1 kwh năng lượng không được phục vụ (chi phí của khách hàng cho 1 kwh điện năng trong thời kỳ mất điện) [cent/kwh]ð.
Giá điểm của điện trong cạnh tranh được tính bằng:
Pcomryt = Eryt+ Cryt + GAry + Taxryt + TDry
  Trong đó:
Pcomryt : Giá cạnh tranh của vùng r năm y, thời kỳ t [cent/kwh]ð.
Eryt: Chi phí vận hành biên của vùng r năm y, thời kỳ t ( chi phí vận hành biến đổi của nhà máy huy động trong thời kỳ t)
 [cent/kwh].
Cryt : Giá điều chỉnh ở vùng r, năm y, thời kỳ t [cent/kwh].
GAry  : Chi phí chung và quản lý cho vùng r, năm y [cent/kwh].
Taxryt : Thuế thu nhập và các thuế khác ở vùng r, năm y, thời kỳ t [cent/kwh] và
 TDry: Chi phí truyền tải và phân phối trung bình ở vùng r, năm y [cent/kwh].