Tài liệu Nghiên cứu phương thức phối hợp khai thác các nhà máy thủy điện trong hệ thống bậc thang, áp dụng cho hệ thống bậc thang trên sông sê san

LỜI CẢM ƠN Luận văn thạc sĩ chuyên nghành xây dựng công trình thuỷ với đề tài “Nghiên cứu phương thức phối hợp khai thác các nhà máy thủy điện trong hệ thống bậc thang, áp dụng cho hệ thống bậc thang trên sông Sê San” được hoàn thành với sự cố gắng nỗ lực của bản thân cùng với sự giúp đỡ nhiệt tình của Khoa Năng Lượng, các thầy cô giáo trường Đại học Thuỷ Lợi đã tạo mọi điều kiện và động viên giúp đỡ về mọi mặt. Tác giả xin chân thành cảm ơn các cơ quan, đơn vị và cá nhân nói trên. Đặc biệt, tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo hướng dẫn chính : TS. Hoàng Công Tuấn đã trực tiếp hướng dẫn và tận tình giúp đỡ trong thời gian thực hiện luận văn. Sự thành công của luận văn gắn liền với quá trình giúp đỡ, động viên cổ vũ của gia đình, bạn bè và đồng nghiệp. Tác giả xin chân thành cảm ơn. Trong khuôn khổ luận văn thạc sĩ, do điều kiện thời gian có hạn nên không thể tránh khỏi những khiếm khuyết, rất mong nhận được ý kiến đóng góp quý báu của các thầy cô giáo, các anh chị và bạn bè đồng nghiệp. Hà Nội, ngày 27 tháng 02 năm 2015 Tác giả Cao Văn Quỳnh LỜI CAM ĐOAN Tên tôi là Cao Văn Quỳnh, tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Những nội dung và kết quả trình bày trong luận văn là trung thực và chưa được ai công bố trong bất kỳ công trình khoa học nào. Tác giả Cao Văn Quỳnh MỤC LỤC CHƯƠNG I. MỞ ĐẦU ............................................................................................. 1 1.1. Tính cấp thiết của đề tài ....................................................................................... 1 1.2. Mục đích của đề tài .............................................................................................. 2 1.3. Phương pháp nghiên cứu...................................................................................... 2 1.4. Các kết quả đạt được trong luận văn .................................................................... 2 CHƯƠNG II. ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM................................. 3 2.1. Tổng quan về tiềm năng Thủy Điện..................................................................... 3 2.2. Nhu cầu tiêu thụ điện ........................................................................................... 4 2.3. Quy hoạch phát triển và cơ cầu nguồn điện ......................................................... 5 2.4. Chính sách giá điện và thị trường phát điện cạnh tranh ....................................... 9 2.4.1. Sự cần thiết phát triển thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam ....................... 9 2.4.2. Về thực hiện thị trường điện lực ở Việt nam ................................................... 10 2.4.3. Hiện trạng về giá điện ..................................................................................... 12 CHƯƠNG III. CÁC KHẢ NĂNG NÂNG CAO HIỆU QUẢ LÀM VIỆC CỦA CÁC NMTĐ TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG THỦY ĐIỆN CỦA HTĐ .. 14 3.1. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả làm việc của các NMTĐ trong HTĐ ....... 14 3.1.1. Phân bố điện năng đảm bảo theo thời gian .................................................... 14 3.1.2 Chế độ thủy văn lệch pha của các NMTĐ ....................................................... 14 3.1.3. Phương pháp tính toán thủy năng. .................................................................. 15 3.2. Mô hình tối ưu cho bài toán huy động nguồn thủy điện .................................... 15 3.2.1. Mô hình tối ưu. ................................................................................................ 16 3.2.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả sử dụng nguồn thuỷ điện trong hệ thống. ................................................................................................................................... 18 3.2.3. Phạm vi sử dụng mô hình tối ưu. .................................................................... 18 3.3. Một số phương pháp điều khiển các NMTĐ trong hệ thống ............................. 19 CHƯƠNG IV. XÂY DỰNG PHƯƠNG THỨC PHỐI HỢP KHAI THÁC CÁC NMTĐ TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG THỦY ĐIỆN ............................... 22 4.1. Mục đích, ý nghĩa và phương pháp phân bố điện năng bảo đảm ...................... 22 4.1.1 Mục đích và ý nghĩa ......................................................................................... 22 4.1.2.Phương pháp phân điện năng bảo đảm của các NMTĐ.................................. 23 4.2. Xây dựng Biểu đồ điều phối cho các NMTĐ .................................................... 24 4.2.1.Mục đích xây dựng BĐĐP ............................................................................... 24 4.2.2. Phương pháp xây dưng BĐĐP. ...................................................................... 25 4.3. Phương pháp sử dụng Biểu đồ điều phối để điều khiển các NMTĐ ................. 29 4.3.1. Nguyên tắc chung sử dụng BĐĐP .................................................................. 29 4.3.2. Phương pháp tăng, giảm công suất NMTĐ - phương thức sử dụng nước thừa, thiếu. .......................................................................................................................... 30 4.4. Các phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trên cùng hệ thống bậc thang ................................................................................................................................... 39 4.4.1.Mục đích ........................................................................................................... 39 4.4.2. Phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trên cùng hệ thống bậc thang .. 39 CHƯƠNG V. ÁP DỤNG NGHIÊN CỨU CHO CÁC NMTĐ TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG TRÊN SÔNG SÊ SAN GIAI ĐOẠN 2015-2020 ..........44 5.1. Tổng quan về các NMTĐ của hệ thống bậc thang............................................. 44 5.1.1. TTĐ Pleikrong................................................................................................. 46 5.1.2. TTĐ Yali .......................................................................................................... 46 5.1.3. TTĐ Sê san 4 ................................................................................................... 46 5.2. Các số liệu sử dụng trong tính toán.................................................................... 47 5.2.1.TTĐ Pleikrong: ................................................................................................ 47 5.2.2.TTĐ Yali:.......................................................................................................... 48 5.2.3.TTĐ Sê San 4: .................................................................................................. 49 5.3. Kết quả phân phối điện năng bảo đảm cho các NMTĐ trong hệ thống bậc thang ................................................................................................................................... 50 5.4. Kết quả xây dựng Biểu đồ điều phối cho các NMTĐ trong hệ thống bậc thang ................................................................................................................................... 50 5.4.1 Bảng tính xây dựng BĐĐP. .............................................................................. 50 5.4.2. Kết quả xây dựng BĐĐP. ................................................................................ 51 5.5. Chọn phương thức khai thác từng NMTĐ và phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trong hệ thống bậc thang . ...................................................................... 56 5.5.1. Bảng tính sử dụng BĐĐP để khai thác hồ chứa các NMTĐ. ......................... 56 5.5.2. Tổng hợp kết quả khai thác hồ chứa của các NMTĐ ..................................... 59 5.5.3. Phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trong hệ thống bậc thang. ....... 63 CHƯƠNG VI. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ...................................................... 67 TÀI LIỆU THAM KHẢO ...................................................................................... 69 DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 2 - 1. Phân bố trữ lượng thủy năng lý thuyết theo khu vực .............................. 4 Bảng 2 - 2. Công suất lắp đặt của hệ thống qua các năm và dự kiến năm 2015 và 2020 .............................................................................................................................6 Bảng 2 - 3. Danh mục các thủy điện trên 30MW đã đi vào vận hành tính đến cuối năm 2011 .....................................................................................................................6 Bảng 5 - 1. Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng. ................... 47 Bảng 5 - 2. Số liệu về phân bố công suất bảo đảm ................................................... 47 Bảng 5 - 3. Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd-H-Q và H-K .......................... 47 Bảng 5 - 4. Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng .................... 48 Bảng 5 - 5. Số liệu về phân bố công suất bảo đảm: ................................................. 48 Bảng 5 - 6. Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd-H-Q và H-K: ......................... 48 Bảng 5 - 7. Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng. ................... 49 Bảng 5 - 8. Số liệu về phân bố công suất bảo đảm: ................................................. 49 Bảng 5 - 9. Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd-H-Q và H-K .......................... 50 Bảng 5 - 10. Kết quả Qbd TTĐ Pleikrong: ............................................................. 59 Bảng 5 - 11. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt TTĐ Pleikrong theo các phương thức ..............................................................................................................59 Bảng 5 - 12. Kết quả sản lượng điện lượng năm TTĐ Pleikrong theo các phương thức ............................................................................................................................59 Bảng 5 - 13. Kết quả Qbd TTĐ Yali: ...................................................................... 60 Bảng 5 - 14. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt TTĐ Yali theo các phương thức ............................................................................................................................60 Bảng 5 - 15. Kết quả sản lượng điện lượng năm TTĐ Yali theo các phương thức . 61 Bảng 5 - 16. Kết quả Qbd TTĐ Sê San 4: .............................................................. 61 Bảng 5 - 17. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt TTĐ Sê San 4 theo các ........ 62 Bảng 5 - 18. Kết quả sản lượng điện lượng năm TTĐ Sê San 4 theo các phương thức ............................................................................................................................62 Bảng 5 - 19. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt theo phương án 1 ................. 64 Bảng 5 - 20. Kết quả sản lượng điện năm theo phương án 1 ................................... 64 Bảng 5 - 21. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt theo phương án 2 ................. 64 Bảng 5 - 22. Kết quả sản lượng điện năm theo phương án 2 ................................... 65 Bảng 5 - 23. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt theo phương án 3 ................. 65 Bảng 5 - 24. Kết quả sản lượng điện năm theo phương án 3 ................................... 65 Bảng 5 - 25. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt theo phương án 4 ................. 66 Bảng 5 - 26. Kết quả sản lượng điện năm theo phương án 4 ................................... 66 DANH MỤC HÌNH VẼ Hình 2 - 1. Công suất lắp đặt tăng tăng thêm của toàn nguồn, thủy điện và thủy điện vừa và nhỏ (Theo Quy hoạch điện VII) ..............................................................7 Hình 2 - 2. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011.......................................... 8 Hình 2 - 3. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020 ........................................... 9 Hình 2 - 4. Điều chỉnh giá điện ................................................................................ 12 Hình 4 - 1. Minh họa các bước xây dựng BĐĐP ..................................................... 28 Hình 4 - 2. Minh họa các phương thức tính toán theo BĐĐP ................................ 31 Hình 4 - 3. Sơ đồ xác định Nnd ............................................................................... 33 Hình 4 - 4. Sơ đồ xác định Nnd ............................................................................... 33 Hình 5 - 1. Sơ đồ hệ thống bậc thang các nhà máy thủy điện trên sông Sê san ...... 45 Hình 5 - 2. Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới ... 52 Hình 5 - 3. Kết quả BĐĐP ....................................................................................... 52 Hình 5 - 4. Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới ... 53 Hình 5 - 5. Kết quả BĐĐP ....................................................................................... 53 Hình 5 - 6. Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới ... 54 Hình 5 - 7. Kết quả BĐĐP ....................................................................................... 54 1 CHƯƠNG I. MỞ ĐẦU 1.1. Tính cấp thiết của đề tài Cùng với sự phát triển của nền kinh tế nhu cầu sử dụng năng lượng ngày càng đòi hỏi cao về số lượng và chất lượng. Theo Quy hoạch điện VII trong giai đoạn từ năm 2011 đến 2020 hàng năm nhu cầu điện tăng cao, khoảng 17%. Nước ta lại có nguồn thuỷ năng lớn với trữ năng kinh tế khoảng từ 75 - 80 tỷ KWh/năm. Trong cơ cấu nguồn điện của hệ thống điện Việt Nam thì tỷ trọng thủy điện vẫn đang chiếm một tỷ trọng cao, khoảng 40%. Dự kiến đến năm 2020, Việt Nam sẽ khai thác hầu hết các dự án thuỷ điện trên các dòng sông chính. Hơn nữa, khi mà nguồn nhiên liệu cho phát điện ngày càng cạn kiệt thì vấn đề khai thác và sử dụng có hiệu quả nguồn thuỷ điện càng trở lên cấp thiết. Chế độ làm việc của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) lại thay đổi tùy thuộc vào điều kiện thủy văn, khả năng điều tiết của hồ và do đó làm cho chế độ làm việc của các nguồn điện khác (nhiệt điện, nhập khẩu…) cũng thay đổi theo. Hơn nữa, hầu hết các dòng sông lớn ở nước ta thường khai thác thủy điện theo dạng bậc thang, chế độ làm việc của các NMTĐ trên cùng hệ thống bậc thang lại có ảnh hưởng lẫn nhau, do đó ảnh hưởng đến hệ thống. Trong khi đó, chế độ dòng chảy trên tất cả các sông ở nước ta không ổn định và khả năng dự báo dài hạn chưa đáp ứng độ tin cậy. Chính vì vậy làm cho việc huy động nguồn thuỷ điện trong hệ thống gặp rất nhiều khó khăn và gây ảnh hưởng lớn đến độ tin cậy và hiệu quả cung cấp điện của toàn hệ thống. Điều này đòi hỏi việc vận hành các NMTĐ phải được tiến hành một cách thống nhất trên quan điểm có lợi cho toàn hệ thống trên cơ sở phân tích đặc điểm, khả năng điều tiết của từng hồ, đồng thời tính đến đặc điểm của chế độ dòng chảy và khả năng dự báo dài hạn thủy văn. Xuất phát từ những lý do trên, việc nghiên cứu phương thức phối hợp khác thác các hồ chứa thủy điện trên cùng hệ thống bậc thang nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và sử dụng với hiệu quả cao nguồn thuỷ năng, đồng thời thoả mãn các yêu cầu lợi dụng tổng hợp là thực tế và cấp thiết. Hệ thống bậc thang thủy điện trên sông Sê San là một trong ba hệ thống bậc thang lớn nhất của Việt Nam. Việc nghiên cứu đưa ra phương thức phối hợp chế độ làm việc các NMTĐ trên hệ thống bậc thang này sẽ góp phần đem lại lợi ích kinh tế và an ninh năng lượng. 2 1.2. Mục đích của đề tài Nghiên cứu chọn phương thức phối hợp khai thác các hồ chứa NMTĐ trong hệ thống bậc thang trên sông Sê San theo quan điểm hệ thống trên cơ sở phân tích đặc điểm, khả năng điều tiết của từng hồ, có xét đến sự không ổn định của dòng chảy và dự báo dài hạn không đảm bảo độ tin cậy nhằm nâng cao độ mức độ an toàn cung cấp điện và hiệu quả sử dụng nguồn thủy năng đồng thời thỏa mãn các yêu cầu lợi dụng tổng hợp. 1.3. Phương pháp nghiên cứu Phương pháp nghiên cứu bằng lí luận kết hợp với thực nghiệm: - Nghiên cứu lí luận sử dụng mô hình tối ưu và mô hình mô phỏng - Nghiên cứu thực nghiệm thực hiện trên máy tính 1.4. Các kết quả đạt được trong luận văn - Xây dựng Biểu đồ điều phối cho 3 NMTĐ trên bậc thang sông Sê san gồm: NMTĐ Pleikrông, NMTĐ Yali, NMTĐ Sê san4 - Chọn được phương thức sử dụng nước cho từng NMTĐ. - Chọn phương thức phối hợp chế độ làm việc các NMTĐ trong hệ thống bậc thang Sê san. - Lập được chương trình xây dựng biểu đồ điều phối và điều khiển hồ chứa thủy điện bằng phần mềm Excel. - Đưa ra một số nhận xét và kết luận về xây dựng Biểu đồ điều phối và phương thức phối hợp vận hành các NMTĐ trong cùng hệ thống bậc thang. 3 CHƯƠNG II ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 2.1. Tổng quan về tiềm năng Thủy Điện Vị trí nước ta nằm ở trung tâm vùng Đông Nam Á, có nguồn ẩm tương đối phong phú trên phần lớn lãnh thổ. Hệ quả của sự tác động tổng hợp giữa các điều kiện khí hậu nhiệt đới ẩm mưa nhiều và cấu trúc địa chất địa hình nên dòng chảy sông ngòi Việt Nam được hình thành rất thuận lợi là nguyên nhân khách quan cơ bản nhất tạo nên một mạng lưới sông suối dày đặc trên lãnh thổ nước ta. Mật độ sông suối có sự dao động khá lớn giữa các vùng, tương đối phù hợp với sự phân hóa không gian của điều kiện khí hiệu và cấu trúc địa chất địa hình. Lượng mưa thay đổi giữa các năm không lớn nhưng giữa các tháng và mùa trong năm lại khá lớn. Vào mùa lũ, dòng chảy chiếm 70-80% tổng lượng dòng chảy cả năm và vì vậy lượng dòng chảy ở các tháng mùa khô chỉ chiếm 20-30%. Lãnh thổ nước ta hẹp và dài, có dãy núi Trường Sơn hầu như chạy dọc suốt chiều dài đất nước và các dãy núi cao như Hoàng Liên Sơn, Tây Côn Lĩnh…tạo nên độ dốc khá lớn cho các sông suối, nhất là những đoạn đầu nguồn. Đây chính là thế năng quan trọng có thể tận dụng để xây dựng các NMTĐ, trong đó có thể xây dựng được nhiều TTĐ nhỏ có cột nước cao. Nhờ có mạng lưới sông suối phát triển và phân bố tương đối đều khắp trên lãnh thổ nên rất thuận lợi về mặt kinh tế, đó là có thể dùng nguồn nước tại chỗ vào mục đích cấp nước cho sinh hoạt, sản xuất, hoạt động giao thông và phát điện…Trữ năng lý thuyết của thủy điện nước ta được tính toán theo số liệu thống kê của 2.864 sông suối có chiều dài sông lơn hơn 10km nằm vào khoảng 300 tỷ KWh/năm, tương đương với công suất lý thuyết là 34.251 MW. Trữ lượng lý thuyết được phân bố trên 3 vùng của đất nước như sau: Miền Bắc 181 tỷ KWh/năm; Miền Trung 89 tỷ KWh/năm và Miền Nam 30 tỷ KWh/năm. Phân bố chi tiết hơn của trữ lượng thủy năng lý thuyết theo các khu vực khác nhau trên lãnh thổ Việt Nam được giới thiệu trong Bảng 2-1. Xét theo mức độ tập trung năng lượng thủy điện, nước ta 4 có 8 hệ thống sông quan trọng nhất trong đó đã tập trung tới trên 85% nguồn trữa lượng thủy năng lý thuyết của đất nước. Tổng kết các nghiên cứu về quy hoạch thủy điện ở nước ta cho thấy tổng trữ năng kinh tế thủy điện của các con sông được đánh giá khoảng từ 75 - 80 tỷ KWh/năm, tương đương với công suất khoảng từ 18–20 nghìn MW, trong đó trên 11 con sông lớn đã đạt hơn 64 tỷ KWh/năm. Trữ năng kinh tế của thủy điện nhỏ, thủy điện kết hợp thủy lợi trên toàn quốc có thể đạt tới con số khoảng 30 tỉ KWh/năm. Đây là nguồn điện năng tái tạo rất quan trọng cần khai thác triệt để nhàm đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày càng tăng của các ngành kinh tế quốc dân, trong đó ưu điểm nổi bật của việc xây dựng các TTĐ nhỏ là tác động đến môi trường không đáng kể, thỏa mãn điều kiện phát triển bền vững và cung cấp điện năng tại chỗ cho những vùng mà hiện nay lưới điện quốc gia chưa vươn tới được. Bảng 2 - 1. Phân bố trữ lượng thủy năng lý thuyết theo khu vực Tỷ Công suất lý Điện lượng trọng Khu vực thuyết (GWh/năm) (%) (MW) Đông Bắc 771,12 6760,5 2,25 Sông Hồng và Sông Thái Bình 90960 79689 26,56 Sông Đà 8100 70882 23,62 Sông Mã, Sông Cả, Sông Nậm U 2717 23814 7,94 Giữa Miền Trung 3228 28283 9,43 Duyên hải miền Trung 2903 25433 8,48 Tây Nguyên 4024 35298 11,76 Sông Đồng Nai 3410 29872 9,96 Tổng cộng 34251 300040 100 2.2. Nhu cầu tiêu thụ điện Đến nay tổng công suất lắp đặt của các nhà máy thủy điện đã tăng 2100 MW từ 6192 MW năm 2000 đến 11298 MW năm 2005, tăng 1,8 lần, trong đó các nguồn 5 điện thuộc Tổng công ty điện lực việt nam (EVN) quản lý chiếm 78%;các nguồn điện độc lập ngoài chiếm 22%. Cơ cấu nguồn điện, gồm : thủy điện 36%; nhiệt điện đốt than 11%, nhiệt điện đốt dầu 2%; tuabin khí 27% và các nguồn diesel 2%. Trong giai đoạn 2001-2005, điện năng tăng từ 27.04 tỷ KWh năm 2000 lên 53,462 tỷ KWh năm 2005, tốc độ tăng bình quân 14,6%/năm. Trong cơ cấu sản xuất điện cũng có sự thay đổi, thủy điện giảm từ 54,8% năm 2000 xuống còn 30,8% năm 2005, tỷ trọng điện sản xuất từ tuabin khí, đắc biệt là TBK chạy bằng khí ngày một tăng, sản lượng điện sản xuất từ khí đốt tăng từ 4356 tỷ KWh năm 2000 lên đến 16.2 tỷ KWh năm 2005 ứng với tỷ trọng tăng từ 16.4% lên 31%. Năm 2004 và 2005 do phụ tải tăng cao, các nhà máy thủy điện phát thấp hơn các năm trước do điều kiện thời tiết ko thuận lợi, ngoài ra một số nhà máy điện được xây dựng theo hình thức BOT đã bắt đầu vào vận hành làm cho sản lượng điện mua ngoài tăng đáng kể từ 1.635 tỷ KWh năm 2000 lên 11.119 tỷ KWh năm 2005. Trên cơ sở dự báo phát triển của nền kinh tế nước ta trong giai đoạn 2001-2025, dự báo dân số của VN tăng từ 80 triệu người hiện nay lên 87.77 triệu người năm 2010; 97.85 triệu năm 2020. Mức độ đô thị hoá cũng có sự thay đổi, dan số đồ thị từ 27% như hiện nay lên 32% năm 2010, 40% năm 2020 và 70.5% năm 2050 trong tổng sơ đổ V hiệu chỉnh đó dự bỏo nhu cẩu điện năng của giai đoạn 2001 đến năm 2025 như sau: Nhu cầu dùng điện toàn quốc từ 2010 khoảng 112-117 tỷ kWh, năm 2020 khoảng 294-306 tỷ kWh và năm 2025 khoảng 432-447 tỷ kWh. Tốc độ tăng nhu cầu dùng điện bỡnh quõn giai đoạn 2001-2010 khoảng 14.7%-15.8%, 2.3. Quy hoạch phát triển và cơ cầu nguồn điện Tính đến cuối năm 2011, tổng công suất lắp đặt của các nguồn điện Việt Nam là 23.559MW, trong đó công suất lắp đặt của thủy điện là 10.120MW. Tốc độ phát triển nguồn điện trong những năm vừa qua tăng nhanh (bảng 2-2), cứ sau năm năm tốc độ tăng khoảng 1,86 lần. 6 Bảng 2 - 2. Công suất lắp đặt của hệ thống qua các năm và dự kiến năm 2015 và 2020 Năm 1995 2000 2005 2010 2015 2020 Nlm (MW) 4461 6233 11576 21542 43000 75000 Bảng 2 - 3. Danh mục các thủy điện trên 30MW đã đi vào vận hành tính đến cuối năm 2011 P thiết kế STT Nhà máy Số máy Chủ sở hữu (MW) Tổng cộng 10120 1 Sơn La 4 1600 EVN 2 Hoà Bình 8 1920 EVN 3 Thác Bà 3 120 Cổ phần 4 Tuyên Quang 3 342 EVN 5 Bản Vẽ 2 320 EVN 6 Quảng Trị 2 64 EVN 7 A Vương 2 210 EVN 8 Cửa Đạt 2 97 Cổ phần VINACONEX 9 Vĩnh Sơn 2 66 Cổ phần 10 Sông Hinh 2 70 Cổ phần 11 Pleikrong 2 100 EVN 12 Ialy 4 720 EVN 13 Sê San 3 2 260 EVN 14 Sê San 4 3 360 EVN 15 Sê San 4A 3 63 EVN 16 Krong H'nang 2 64 Cổ phần 17 Buôn Tua Srah 2 86 EVN 18 Sông Tranh 2 2 190 EVN 19 An Khê - Kanak 2+2 173 EVN 20 Srepok 3 2 220 EVN 21 Srepok 4 2 80 Cổ phần 22 Buôn Kuôp 2 280 EVN 23 Hương Điền 3 81 Cổ phần 24 Sông Ba Hạ 2 220 EVN 25 Đồng Nai 3 2 180 EVN 26 Trị An 4 400 EVN 27 Đa Nhim 4 160 EVN 28 Thác Mơ 2 150 Cổ phần 29 Hàm Thuận 2 300 EVN 30 Đa Mi 2 175 EVN 31 Đại Ninh 2 300 EVN 32 Nậm Chiến 2 2 32 Cty CPĐT&PT điện Tây Bắc 7 P thiết kế Chủ sở hữu (MW) 33 Bản Cốc 3 18 Cty CPTĐ Quế Phong 34 Hương Sơn 2 32 Cổ phần 35 Thái An 2 82 Cổ phần 36 Bình Điền 2 44 Cty CPTĐ Bình Điền 37 Sông Côn 3 63 Cty CPTĐ Geruco - Sông Côn 38 Sê San 3A 2 108 Cổ phần 39 Đak Tih 4 144 Cổ phần 40 Za Hưng 2 30 Cty Cổ phần Za Hưng 41 Bắc Bình 2 33 Cty CPPT điện lực Việt Nam 42 Đa Dâng 2 2 34 Cty CPTĐ miền Nam 43 Cần Đơn 2 78 TCty Sông Đà 44 A Lưới 2 85 Cty CP Thuỷ điện Miền Trung 44 Srokphumieng 2 51 TCty IDICO Theo Quy hoạch điện VII, công suất cung cấp dự kiến từ 43000 MW năm 2015, lên STT Số máy Nhà máy 75000MW năm 2020 và lên 146800MW năm 2030. Theo Quy hoạch này, giai đoạn 2011-2015, tổng công suất tăng thêm là gần 21450 MW, trong đó thủy điện tăng thêm là 7507 MW (chiếm 35%)(hình 2-1) Hình 2 - 1. Công suất lắp đặt tăng tăng thêm của toàn nguồn, thủy điện và thủy điện vừa và nhỏ (Theo Quy hoạch điện VII) 7000 6000 Toàn nguồn Thủy điện vừa và nhỏ 5000 Nlm (MW) 6540 Thủy điện 4279 4187 4000 3087.5 3000 2805 2562 2105 2000 1474 1184 1000 657 656.5 401.5 280.5 655 384 0 2011 2012 2013 Năm 2014 2015 Hình 2 - 1. Công suất lắp đặt tăng tăng thêm của toàn nguồn, thủy điện và thủy điện vừa và nhỏ (Theo Quy hoạch điện VII) 8 Cơ cấu nguồn điện năm 2011 được thể hiện trong Hình 2 - 2. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011 . Trong đó Thủy điện chiếm cao 41,2%. So với năm 2010 (thủy điện chiếm 38%) tỉ lệ thủy điện tăng là do một số nhà máy lớn như Sơn La, Bản Vẽ, Sông Tranh, An Khê – Ka Năk… đi vào vận hành. Hình 2 - 2. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011 Năm 2020, dự kiến tổng công suất các nhà máy điện khoảng 75.000 MW, trong đó thuỷ điện chiếm 23,1% với tổng công suất vào khoảng 17.325 MW ; thủy điện tích năng 2,4%; nhiệt điện than 48%; nhiệt điện khí đốt 16,5%; nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo 5,6%; điện hạt nhân 1,3% và nhập khẩu điện 3,1% ( Hình 2 - 3. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020 Điện năng sản xuất và nhập khẩu năm 2020 khoảng 330 tỷ kWh, trong đó: Thủy điện chiếm 19,6%; nhiệt điện than 46,8%; nhiệt điện khí đốt 24%; nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo 4,5%; điện hạt nhân 2,1% và nhập khẩu điện 3%. 9 Hình 2 - 3. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020 Theo quy hoạch thì đến năm 2020 Việt Nam sẽ khai thác hầu hết các dự án thuỷ điện trên các dòng sông chính. Như vậy, việc nghiên cứu các khả năng nâng cao hiệu quả làm việc của các NMTĐ nhằm nâng cao mức độ an toàn cung cấp điện và đem lại hiệu quả cao cho nền kinh tế càng trở nên cấp bách. 2.4. Chính sách giá điện và thị trường phát điện cạnh tranh 2.4.1. Sự cần thiết phát triển thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam Tính đến nay, trong đa số các ngành trong nền kinh tế Việt Nam đã chuyển đổi sang kinh tế thị trường, còn ngành điện vẫn ở thế độc quyền, đang vận hành theo mô hình liên kết dọc truyền thống. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) hiện đang sở hữu phần lớn các nhà máy điện, nắm giữ toàn bộ khâu truyền tải, phân phối và kinh doanh bán lẻ điện. Tổng Công ty mua bán điện thuộc EVN là đơn vị duy nhất, mua điện của tất cả các nhà máy điện ( trong và ngoài EVN ) và bán điện cho tất cả các hộ tiêu thụ điện trên toàn quốc. Cơ chế hoạt động như vậy vừa là độc quyền mua vừa độc quyền bán, chưa thể gọi là cạnh tranh được. Tóm lại, cho đến nay EVN vẫn là tổ chức duy nhất độc quyền kinh doanh điện trong toàn quốc, chưa có sự cạnh tranh ở bất cứ hoạt động nào trong các khâu của ngành điện. 10 Theo tài liệu của Cục Điều tiết Điện lực, tính đến cuối năm 2010, tổng công suất các nguồn điện toàn hệ thống là 21.542MW. Trong đó, EVN đang quản lý vận hành 24 nhà máy điện với tổng công suất là 14.233MW (chiếm 65,32%), PVN là 2.278MW (chiếm 10,57%, TKV là 1.046MW (chiếm 4,86%), các nhà đầu tư nước ngoài là 2.115MW (chiếm 9,82%), tư nhân là 50MW (chiếm 2,32%), nhập khẩu là 1.000MW (chiếm 4,64%), các loại hình khác là 370MW (chiếm 1,72%). Một đặc điểm đáng quan tâm, trong những năm gần đây hoạt động của EVN kém hiệu quả, sản xuất kinh doanh thua lỗ, nợ nần, dẫn tới thiếu nguồn vốn cho đầu tư phát triển, vay vốn rất khó khăn, thiếu minh bạch và kém lòng tin với khách hàng mỗi khi đề xuất việc tăng giá điện. EVN hoạt động yếu kém, do nguyên nhân về quản lý của doanh nghiệp và quản lý vĩ mô của Bộ chủ quản và Nhà nước, sự phát triển chậm chạp thị trường điện cạnh tranh, để EVN nắm giữ độc quyền kinh doanh điện quá lâu. Phát triển thị trường điện cạnh tranh là xu hướng phát triển chung của các nước trên thế giới, là động lực cho hoạt động hiệu quả trong sản xuất kinh doanh điện và phát triển kinh tế xã hội. Ngành điện Việt Nam không có con đường nào khác, phải nhìn thẳng vào sự thật để tìm mọi giải pháp hữu hiệu đẩy nhanh phát triển thị trường điện canh tranh. Yêu cầu này cần quán triệt vào sửa đổi nội dung Luật Điện Lực. 2.4.2. Về thực hiện thị trường điện lực ở Việt nam Chính phủ Việt Nam đã nhận thức được: Hình thành và phát triển thị trường điện cạnh tranh là chiến lược phát triển dài hạn của ngành điện Việt Nam, đã thể hiện trong Luật Điện lực năm 2004 và được cụ thể hóa trong Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về lộ trình và các điều kiện hình thành phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam. Theo quyết định trên, thị trường điện Việt Nam sẽ hình thành và phát triển theo 3 cấp độ: - Thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 2005-2014) - Thị trường bán buôn cạnh tranh (giai đoạn 2014-2022) 11 - Thị trường bán lẻ cạnh tranh (giai đoạn sau năm 2022) Thị trường phát điện cạnh tranh: Là cấp độ đầu tiên của thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam. Trong giai đoạn này, chỉ có cạnh tranh trong khâu phát điện, chưa có cạnh tranh trong khâu bán buôn và bán lẻ điện. Khách hàng sử dụng điện chưa có cơ hội lựa chọn đơn vị bán điện cho mình. Các đơn vị phát điện sẽ cạnh tranh bán điện cho một đơn vị mua buôn duy nhất (Công ty mua bán điện trực thuộc EVN ) trên thị trường giao ngay và qua hợp đồng mua bán điện dài hạn. Cục Điều tiết Điện lực quy định hàng năm tỷ lệ sản lượng điện năng mua bán qua hợp đồng và điện năng giao dịch trên thị trường giao ngay. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh: Hình thành các đơn vị bán buôn mới để tăng cường cạnh tranh trong khâu mua bán điện. Khách hàng lớn và các công ty phân phối được quyền mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện thông qua thị trường hoặc từ các đơn vị bán buôn. Các đơn vị bán buôn điện cạnh tranh mua điện từ các đơn vị phát điện và cạnh tranh bán điện cho các đơn vị phân phối và khách hàng lớn. Chưa có cạnh tranh trong khâu bán lẻ điện, khách hàng sử dụng nhỏ chưa có quyền lựa chọn đơn vị cung cấp điện. Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh: Sự cạnh tranh diễn ra ở cả 3 khâu: phát điện, bán buôn và bán lẻ điện. Khách hàng trên cả nước được lựa chọn đơn vị bán điện cho mình (đơn vị bán lẻ điện) hoặc mua điện trực tiếp từ thị trường. Các đơn vị bán lẻ điện cũng cạnh tranh mua điện từ các đơn vị bán buôn, các đơn vị phát điện hoặc từ thị trường để bán lẻ cho khách hàng sử dụng điện. Sau một thời gian dài Bộ Công Thương, Cục Điều tiết Điện lực và các tổ chức liên quan đã nghiên cứu, xây dựng hệ thống các văn bản pháp lý, xây dựng cơ sở hạ tầng thông tin cũng như đào tạo, tập huấn cho các đơn vị tham gia thị trường. Ngày 01 tháng 7 năm 2012 thị trường phát điện cạnh tranh đã bắt đầu vận hành. Theo lộ trình, sau khi kết thúc cấp độ 1 thị trường phát điện cạnh tranh vào năm 2014, mới chuyển sang cấp độ 2 thị trường bán buôn cạnh tranh (2015- 2022) và sau năm 2022 sẽ thực hiện thị trường bán lẻ cạnh tranh. 12 2.4.3. Hiện trạng về giá điện Giá điện ở Việt Nam, từ năm 2009 đến nay đã điều chỉnh tăng 5 lần (hình 2-4), năm 2011 điều chỉnh 2 lần: ngày 01/ 3/ 2011 tăng 15,28% so với năm 2010, ngày 20 / 12/ 2011 tăng 5%, ngày 01/7/ 2012 tăng tiếp 5%. Tính đến nay giá điện bình quân (kể cả thuế VAT) là 1506 đ/kWh (tương đương 7,2UScent/kWh). Giá điện sau mỗi lần điều chỉnh chỉ có tăng, chưa hề giảm ( tuy có thời điểm chi phí đầu vào giảm đáng kể). Việc tăng giá điện vào thời điểm 1/7/2012 là không hợp lý. Trong lúc các DN đang khó khăn, tăng giá điện sẽ tăng chi phí, khó có thể tăng giá bán sản phẩm; tăng giá điện chắc chắn CPI tăng, người dân lại phải đối mặt với những khó khăn mới. Thời điểm tăng giá điện đúng vào ngày chính thức vận hành thị trường điện cạnh tranh. Bộ Công thương và EVN nên rút kinh khi ra quyết định. Hình 2 - 4. Điều chỉnh giá điện Giá bán điện chưa có VAT (đ/kWh) 1.242 1.304 1.369 Giá bán điện ban hành qua các kỳ điều chỉnh còng chưa thuyết phục, mang nặng cơ chế hành chính, thiếu cơ sở khoa häc, thiÕu minh b¹ch, khã thuyÕt phôc ®­îc sự đồng thuận của các nhà khoa học, quản lý, các nhà đầu tư tham gia sản xuất điện, các khách hàng sử dụng điện. Hậu quả, các doanh nghiệp và người dân phải chi trả thêm một số tiền không có cơ sở, gây thêm áp lực trong sản xuất và đời sống,