Tại hội thảo về cơ sở hạ tầng thông tin phục vụ thị trường điện tại Việt Nam do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức sáng 19/7, Tư vấn Savu C. Savulescu của Công ty ECI cho rằng EVN cần triển khai ngay giải pháp tiếp cận nhanh hệ thống công nghệ thông tin phục vụ thị trường điện tại Việt Nam.
Ông Savu C. Savulescu cho rằng chi phí sơ bộ cho giải pháp này sẽ vào khoảng 32 triệu USD gồm cả hệ thống giao diện thị trường cho các đơn vị phát điện.
Phó Tổng Giám đốc EVN Nguyễn Mạnh Hùng cho rằng thị trường điện ở Việt Nam muốn vận hành được trước tiên phải xây dựng các quy định về thị trường điện. Dự kiến đến cuối năm nay các quy định về thị trường điện sẽ được hoàn thiện.
Bên cạnh đó, một trong những điều kiện tiên quyết để xây dựng và phát triển thị trường điện tại Việt Nam là phải có cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin đồng bộ đáp ứng các giao dịch của thị trường, đảm bảo tính minh bạch, tin cậy cao.
Với giải pháp tiếp cận nhanh như tư vấn quốc tế đưa ra, EVN quyết tâm đến quý 3/2011 sẽ có cơ sở hệ thống công nghệ thông tin phục vụ vận hành thị trường điện, rút ngắn được hai năm rưỡi so với dự kiến.
Theo Phó Tổng Giám đốc EVN Nguyễn Mạnh Hùng, thực chất cơ sở hạ tầng thị trường điện đã được EVN nghiên cứu và phát triển ở mức độ đơn giản phục vụ cho cơ chế giá hạch toán nội bộ EVN từ năm 2005 và thị trường điện nội bộ EVN từ năm 2007 được Bộ Công Thương phê duyệt.
Bên cạnh đó, EVN cũng đã đầu tư hệ thống quản lý thị trường Vietpool, hệ thống thu nhập và xử lý dữ liệu đo đếm thanh toán. EVN cũng đang triển khai hai dự án nâng cấp SCADA/EMS mới (Hệ thống thu thập dữ liệu, điều khiển và giám sát hệ thống/Hệ thống quản lý năng lượng) tại Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và dự án bổ sung các thiết bị đầu cuối (RTU), làm tiền đề cho việc xây dựng hệ thống công nghệ thông tin cho thị trường phát điện cạnh tranh chính thức sau này.
Tuy nhiên, do bản chất của hệ thống điện Việt Nam, thủy điện chiếm một tỷ trọng tương đối lớn (khoảng 40%) và hoạt động của các nhà máy thủy điện lại phụ thuộc vào tình hình thủy văn trong mùa khô và mùa mưa.
Trong khi đó, việc phối hợp tối ưu các nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia có nhiều loại nguyên liệu khác nhau, nhiều hợp đồng mua bán điện, nhiều ràng buộc trong các hợp đồng BOT và hợp đồng cung cấp trở nên rất phức tạp.
Hiện tại, hệ thống điện được điều độ và vận hành dựa trên kinh nghiệm có thể khiến cho Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (Ao) không thể sử dụng các chiến lược vận hành kinh tế tối ưu hoặc dự báo tốt về an ninh hệ thống điện.
Mặt khác, do hệ thống điện ngày càng phát triển, số lượng nhà máy ngày càng lớn, vấn đề vận hành và phối hợp các nhà máy thủy điện trong hệ thống, các nhà máy thủy điện trên cùng một dòng sông và cơ chế phối hợp thủy nhiệt điện, Ao cần có các công cụ để tính toán kế hoạch vận hành tối ưu hệ thống trong dài hạn, trung hạn và ngắn hạn theo quy định của thị trường phát điện cạnh tranh.
Ngoài ra, do thiếu các phương tiện thông tin cần thiết nên hạn chế lớn nhất của Tổng Công ty Truyền tải điện quốc gia là không thể cung cấp thông tin về lưới truyền tải cần thiết cho đơn vị vận hành thị trường điện và hệ thống điện để lập kế hoạch vận hàng, phương thức huy động ngày tới, giờ tới theo quy định của thị trường.
Trong khi đó, Công ty Mua bán điện là đơn vị thực hiện chức năng của đơn vị mua duy nhất trong thị trường có giá trị thanh toán hàng tháng cho các nhà máy điện lên tới gần 4.000 tỷ đồng nhưng hiện nay công ty này không có công cụ nào để giám sát và kiểm tra liệu các nhà máy đã vận hành kinh tế hay chưa.
Theo cơ chế hiện hành, nếu việc vận hành hệ thống điện không kinh tế hoặc có sai sót trong thanh toán, dù chỉ 1% cũng gây ra tổn thất cả 40 tỷ đồng hàng tháng.
Trước thực tế này, gần đây nhất, trong cuộc họp do Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải chủ trì ngày 25/5, Phó Thủ tướng đã yêu cầu EVN phải hoàn thành hạ tầng cơ sở phục vụ thị trường điện chậm nhất vào quý 1/2011.
Để đáp ứng được mục tiêu này thì chỉ trong vòng chưa đầy một năm, các công việc dành cho thiết kế, triển khai thực hiện và thử nghiệm hệ thống phải đáp ứng được yêu cầu sử dụng tạm thời nhằm phục vụ tốt cho việc bắt đầu khởi động thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh trong khi vẫn đáp ứng được mục tiêu dài hạn.
Theo nguyên tắc hoạt động của thị trường điện, tất cả các công ty phát điện sở hữu các nhà máy điện có tổng công suất lớn hơn 30MW bắt buộc phải tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.
Đơn vị vận hành thị trường điện và hệ thống điện đóng vai trò là nhà cung cấp dịch vụ vận hành thị trường và chịu trách nhiệm lập phương thức và điều độ thị trường năng lượng và dịch vụ phụ. Việc tham gia bắt buộc trên thị trường phát điện cạnh tranh giữa các công ty phát điện cũng khác nhau. Cụ thể, các công ty phát điện theo cơ chế hợp đồng mẫu của thị trường phát điện cạnh tranh trực tiếp tham gia thị trường điện bằng việc chào giá cho phần điện năng đầu ra trên thị trường.
Mặt khác, các nhà máy điện BOT hiện hành và các nhà máy thủy điện đa mục tiêu không trực tiếp tham gia thị trường, công ty mua bán điện sẽ chào giá cho các nhà máy điện BOT và Đơn vị vận hành thị trường điện và hệ thống điện sẽ công bố sản lượng hàng giờ cho các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.
Trong năm đầu tiên triển khai thị trường điện, tỷ trọng điện năng bán qua hợp đồng mua bán điện được đặt ở mức 90-95% tổng điện năng công ty phát điện sản xuất ra, phần còn lại được bán qua thị trường giao ngay.
Tỷ trọng bán qua hợp đồng mua bán điện sẽ giảm dần trong các năm tiếp theo nhằm tăng tính cạnh tranh trong khâu phát điện năng nhưng không được nhỏ hơn 60%.
Theo Luật Điện lực và Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26/1/2006 của Thủ tướng Chính phủ về Lộ trình phát triển thị trường điện, giai đoạn 2006-2014 là mô hình thị trường phát điện cạnh tranh; từ 2015-2022 là mô hình thị trường bán buôn cạnh tranh và sau 2022 là mô hình bán lẻ cạnh tranh./.
Theo TTXVN
Phát triển bởi ICT GROUP.
.jpg)
