1
MỞ ĐẦU
Điện năng là một loại hàng hóa đặc biệt. Quá trình kinh doanh điện năng bao
gồm 3 khâu liên hoàn: Sản xuất – Truyền tải – Phân phối điện năng xảy ra đồng thời
(ngay tức khắc), từ khâu sản xuất đến khâu tiêu thụ không qua một khâu thương mại
trung gian nào. Điện năng được sản xuất ra khi đủ khả năng tiêu thụ vì đặc điểm của
hệ thống điện là ở bất kỳ thời điểm nào cũng có sự cân bằng giữa công suất phát ra và
công suất tiêu thụ (không để tồn đọng).
Ngành điện hiện nay nằm trong xu thế đa dạng hóa các thành phần kinh tế
tham gia hoạt động điện lực cùng với nhu cầu về liên kết và hội nhập khu vực.
Phương thức quản lý độc quyền nhà nước của hoạt động sản xuất kinh doanh điện
hiện nay còn nhiều bất cập. Việc nghiên cứu đưa ra mô hình quản lý thị trường điện
lực nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế trong đầu tư, phát triển, quản lý và vận hành hệ
thống điện, đồng thời xem xét vấn đề giá điện và chất lượng dịch vụ điện cũng như
huy động các nguồn tài chính mới cho nhu cầu phát triển điện lực là rất cần thiết và
phù hợp với điều kiện phát triển của nền kinh tế thị trường.
Hiện nay, Nhà nước ta đang huy động nguồn vốn không chỉ của các doanh
nghiệp tập đoàn nhà nước, tổ chức nhà nước mà của cả các tổ chức, doanh nghiệp tư
nhân nước ngoài, đặc biệt là trong giai đoạn chuẩn bị cho việc hình thành thị trường
phát điện cạnh tranh – giai đoạn đầu của thị trường điện. Trong thị trường phát điện
cạnh tranh, tất cả các nhà máy tham gia thị trường sẽ cạnh tranh giá bán điện cho đơn
vị mua buôn duy nhất. Do đó, việc xác định giá điện phát điện của nhà máy nhiệt
điện trong thị trường điện và các nhà máy điện khác như: thủy điện, tuabin khí,
tuabin khí chạy dầu, là vô cùng cần thiết cho giai đoạn này.
Mục đích nghiên cứu và ý nghĩa khoa học thực tiễn:
Nghiên cứu các phương pháp tính giá phát điện của nhà máy nhiệt điện trong
thị trường điện cạnh tranh (thị trường một người mua) nhằm giải quyết khâu định giá
phát điện của nhà máy nhiệt điện so sánh với các loại hình nhà máy phát điện khác
như thủy điện, tuabin khí, tuabin khí chạy dầu để từ đó hỗ trợ công tác đàm phán các
hợp đồng mua bán điện giữa đơn vị phát với đơn vị mua điện.
2

Các vấn đề cần giải quyết:
 Đưa ra phương pháp xác định khung giá của các loại nhà máy nhiệt điện ở Việt
Nam cho giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh trong hợp đồng mua bán
điện.
 Xây dựng phương pháp xác định giá của các nhà máy nhiệt điện, trong đó có:
Nhiệt điện mới trong hệ thống điện Việt Nam giai đoạn quy hoạch, các nhà
máy nhiệt điện cũ, một số định hướng xác định giá cho một số loại công trình
hiện tại chuyển tiếp và công trình đa mục tiêu. Đồng thời áp dụng tính toán giá
điện cho một số loại công trình đầu tư mới đặc trưng đã được hoạch định trong
Tổng sơ đồ điện VII.
Nội dung luận văn bao gồm:
Chương 1: Tìm hiểu về thị trường điện.
Chương 2: Tổng quan về lưới điện, hệ thống điện của Việt Nam.
Chương 3: Phương hướng xây dựng và phát triển thị trường điện ở Việt Nam.
Chương 4: Tìm hiểu phương pháp xác định giá bán điện của nhà máy nhiệt
điện.
Chương 5: Áp dụng tính toán khung giá bán điện của nhà máy nhiệt điện Cao
Ngạn.
3
CHƯƠNG I
TÌM HIỂU VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
1.1. Các khái niệm cơ bản về thị trường điện.
1.1.1. Khái niệm về thị trường.
“Thị trường là nơi trao đổi hàng hoá được sản xuất và hình thành trong quá
trình sản xuất và trao đổi hàng hoá cùng với mọi quan hệ kinh tế giữa người với
người liên kết với nhau thông qua trao đổi hàng hoá”.
1.1.2. Một số khái niệm cơ bản trong thị trường điện
1.2. Các yếu tố ảnh hưởng tới sự hình thành của thị trường điện
1.2.1. Đặc điểm ngành điện truyền thống
1.2.2. Các yếu tố thúc đẩy hình thành thị trường điện:

1.3. Quá trình hình thành và phát triển thị trường điện của một số nước trên thế giới
1.3.1. Các nước công nghiệp phát triển
1.3.2. Các nước đang phát triển
1.3.3. Các nước Đông Âu
1.3.4. Các nước Châu Á
CHƯƠNG 2
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN, HỆ THỐNG ĐIỆN
CỦA VIỆT NAM HIỆN NAY
2.1. Tổng quan về nguồn điện
Hệ thống điện Việt Nam được chia thành 3 miền và liên kết bởi hệ thống
truyền tải điện 500kV. Tổng công suất đặt nguồn điện toàn hệ thống năm 2012 là
26475 MW, tổng công suất khả dụng vào khoảng 25837 MW.
2.1.1. Cơ cấu nguồn điện tại các miền
2.2. Tổng quan về lưới điện
2.2.1. Lưới điện 500 kV
2.2.2. Lưới điện 220 kV
2.3. Tổng quan về phụ tải.
2.3.1. Đặc điểm chung của phụ tải trong năm 2011
4
Biểu đồ phụ tải nước ta có 2 dạng điển hình vào mùa hè và mùa đông
Phụ tải mùa hè thường có 3 cao điểm trong ngày. Cao điểm sáng thường xuất
hiện lúc 10h, cao điểm chiều thường vào thời điểm 16h, cao điểm tối là lúc 18-19h.
Phụ tải mùa đông có cao điểm ngày trùng với cao điểm chiều. Đặc biệt cao
điểm chiều tương đối nhọn là do cao điểm của 3 miền trùng nhau.
2.3.2. Đặc điểm chung của phụ tải trong một tuần.
2.4. Cơ cấu giá điện của các hợp đồng đã ký hiện nay
2.4.1. Các nhà máy thuỷ điện
2.4.2. Các nhà máy nhiệt điện
CHƯƠNG 3
PHƯƠNG HƯỚNG XÂY DỰNG VÀ PHÁT TRIỂN

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN Ở VIỆT NAM
3.1. Các mô hình kinh doanh điện năng trên thế giới:
- Mô hình thị trường điện độc quyền: Là mô hình chỉ có một công ty nắm giữ toàn bộ
các khâu của quá trình sản xuất kinh doanh điện năng từ sản xuất, truyền tải đến phân
phối cho khách hang tiêu thụ.
- Mô hình thị trường điện cạnh tranh phát điện nhưng chỉ có một đại lý mua buôn: Là
mô hình chỉ có một người mua duy nhất từ nhiều nhà máy phát điện. Toàn bộ điện
năng sản xuất ra phải bán cho đại lý mua buôn và đại lý này thực hiện chức năng
phân phối độc quyền cho khách hàng tiêu thụ.
- Mô hình thị trường cạnh tranh phát điện và cạnh tranh bán buôn: Là mô hình mà các
công ty phân phối có thể mua điện từ nhiều công ty bán buôn khác nhau tuy nhiên
vẫn độc quyền trong khâu phân phối cho các khách hàng dùng điện.
- Mô hình thị trường điện cạnh tranh hoàn toàn: Là mô hình mà ở đó tất cả các khách
hàng đều có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện chứ không bắt buộc phải mua qua các
nhà phân phối độc quyền. Giá cả ở đây hòan toàn được xác định dựa trên mối quan
hệ cung cầu điện năng.
3.2. Thực trạng thị trường điện lực Việt Nam
3.2.1. Sản xuất và phân phối điện năng
3.2.2. Phương thức tổ chức kinh doanh điện năng
5
Mô hình quản lý sản xuất kinh doanh của EVN vẫn đang thực hiện theo mô
hình Nhà nước độc quyền quản lý tất cả các khâu của quá trình: sản xuất, truyền tải,
phân phối điện năng. Mô hình này đã dẫn đến nhiều hạn chế về quản lý cũng như
hiệu quả đầu tư, không thúc đẩy sự phát triển sản xuất kinh doanh điện năng.
Giá bán điện cho từng loại khách hàng được tính trên cơ sở chi phí cận biên dài
hạn và do Chính phủ quy định áp dụng thống nhất trong cả nước. Giá bán điện vẫn
còn mang nặng tính “bù chéo” giữa các nhóm khách hàng.
3.3. Ý nghĩa sự hình thành thị trường điện
3.3.1. Tạo môi trường cạnh tranh lành mạnh trong khâu phát điện
3.3.2. Tạo ra môi trường hấp dẫn và khuyến khích các nhà đầu tư tham gia vào

lĩnh vực phát điện
3.3.3. Đảm bảo cân bằng cung cầu điện năng cho nền kinh tế.
3.4. Phương hướng xây dựng và phát triển thị trường điện tại Việt Nam
3.4.1. Xây dựng thị trường điện phù hợp với mục tiêu cải tổ của Chính phủ
3.4.2. Phát triển thị trường điện qua nhiều cấp độ:
3.4.3. Phát triển thị trường điện đảm bảo ổn định
3.5. Kế hoạch phát triển thị trường điện tại Việt Nam.
3.5.1. Giai đoạn phát triển thị trường điện tại Việt Nam
Các giai đoạn phát triển thị trường điện ở Việt Nam qua từng cấp độ được thể
hiện như sau:
Giai đoạn 1: Thị trường phát điện cạnh tranh
Bước 1: Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm nội bộ EVN
Bước 2: Thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh
Giai đoạn 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh
Bước 1: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm
Bước 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh
Giai đoạn 3: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh
Bước 1: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm
Bước 2: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chinh
6
3.5.2. Thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam
3.5.2.1. Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm nội bộ EVN
3.5.2.2. Thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh
3.5.3. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh tại Việt Nam
3.5.3.1. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm
3.5.3.2. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh
3.5.4. Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh tại Việt Nam
3.5.4.1. Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm
3.5.4.2. Thị trường điện bán lẻ cạnh tranh hoàn chỉnh
CHƯƠNG 4

TÌM HIỂU PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ BÁN ĐIỆN CỦA NHÀ MÁY
NHIỆT ĐIỆN VÀ MỘT SỐ NHÀ MÁY ĐIỆN KHÁC TRONG THỊ TRƯỜNG
ĐIỆN Ở VIỆT NAM
4.1. Hiện trạng cơ chế giá điện tại Việt Nam
4.2. Các nguyên tắc cơ bản khi định giá
4.2.1. Các khái niệm cơ bản
4.3. Phương pháp xây dựng khung giá phát điện
4.3.1. Nguyên tắc xây dựng khung giá phát điện
4.3.2. Phương pháp xây dựng khung giá phát điện công nghệ cho Nhà máy điện
chuẩn
1. Khung giá phát điện công nghệ là dải giá trị từ không (0) đến mức giá trần
công nghệ toàn phần của Nhà máy điện chuẩn.
2. Giá trần công nghệ toàn phần của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo
công thức sau:
g
CN
= FC
CN
+ VC
CN
Trong đó:
FC
CN
: giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy điện chuẩn
(đồng/kWh);
VC
CN
: giá biến đổi công nghệ của năm áp dụng khung giá của nhà máy
điện chuẩn (đồng/kWh);
7

4.3.3. Phương pháp xây dựng giá cố định công nghệ bình quân của Nhà máy
điện chuẩn
4.3.4. Phương pháp xác định giá biến đổi công nghệ của Nhà máy điện chuẩn
cho năm áp dụng khung giá
4.3.5. Phương pháp xây dựng khung giá phát điện cho nhà máy thủy điện
4.4. Phương pháp xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện cho nhà máy
điện mới
4.4.1. Nguyên tắc xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện
1. Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện mới là giá
toàn phần được tính bằng đồng/kWh gồm hai thành phần:
a) Giá công nghệ không vượt quá khung giá phát điện công nghệ của Nhà máy
phát điện chuẩn do Bộ Công Thương phê duyệt, gồm giá cố định công nghệ bình
quân và giá biến đổi công nghệ năm cơ sở;
b) Giá đặc thù do hai bên thỏa thuận trong quá trình đàm phán hợp đồng mua
bán điện, gồm giá cố định đặc thù bình quân và giá biến đổi đặc thù năm cơ sở.
2. Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy thủy điện mới là giá cố
định bình quân, được tính bằng đồng/kWh tương ứng với các thông số cho tính giá do
hai bên thỏa thuận và không vượt quá khung giá phát điện của nhà máy thủy điện do
Bộ Công Thương phê duyệt.
4.4.2. Phương pháp xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy
nhiệt điện
1. Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện (g
NĐ
) được
xác định theo công thức sau:
g
NĐ
= g
CN
+ g

ĐT
Trong đó:
g
CN
: giá công nghệ của nhà máy (đồng/kWh);
g
ĐT
: giá đặc thù của nhà máy (đồng/kWh).
a) Giá công nghệ (g
CN
) được hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá khung
giá phát điện công nghệ do Bộ Công Thương phê duyệt và được xác định theo công
thức sau:
8
g
CN
= FC
CN
+ VC
CN,0
Trong đó:
FC
CN
: giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (đồng/kWh);
VC
CN,0
: giá biến đổi công nghệ của nhà máy tại năm cơ sở (đồng/kWh).
b) Giá đặc thù (g
ĐT
) được hai bên thỏa thuận cho từng công trình cụ thể và

được xác định theo công thức sau:
g
ĐT
= FC
ĐT
+ VC
ĐT,0
2. Giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (FC
CN
) được xác định theo
công thức sau:
3. Giá biến đổi công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở (VC
CN,0
) được xác
định theo công thức sau:
4. Giá cố định đặc thù bình quân của nhà máy điện (FC
ĐT
) được xác định theo
công thức sau:
5. Giá biến đổi đặc thù của nhà máy điện tại năm cơ sở (VC
ĐT,0
) được xác định
theo công thức sau:
VC
ĐT,0
= HR
bq
x P
v/c,0
4.4.3. Phương pháp xây dựng giá đàm phán của nhà máy thủy điện

4.5. Phương pháp xác định giá phát điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện
4.5.1. Nguyên tắc xác định giá phát điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện
4.5.2. Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện
4.5.3. Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy nhiệt điện theo từng
năm của hợp đồng mua bán điện
4.5.4. Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy thủy điện mới theo từng
năm của hợp đồng mua bán điện
9
4.5.5. Phương pháp chuyển đổi giá phát điện của nhà máy nhiệt điện hiện có để
áp dụng cho hợp đồng mua bán điện trong Thị trường phát điện cạnh tranh
CHƯƠNG 5
ÁP DỤNG TÍNH TOÁN KHUNG GIÁ BÁN ĐIỆN CHO NHÀ MÁY NHIỆT
ĐIỆN CAO NGẠN
5.1. Các số liệu chỉ tiêu kinh tế đầu vào
5.2. Áp dụng tính toán cho nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn
5.2.1. Giới thiệu về nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn
5.2.2. Các thông số kỹ thuật và tài chính của nhà máy
5.2.3. Tính toán xác định giá điện
1) Giá công nghệ (g
CN
) được xác định theo công thức sau:
g
CN
= FC
CN
+ VC
CN,0
 Giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (FC
CN
) được xác định theo công

thức sau:
 Chi phí vận hành bảo dưỡng cố định hàng năm của nhà máy (C
FOM
) được quy
đổi đều hàng năm theo công thức sau:
- Tỷ suất chiết khấu tài chính i (%) được xác định như sau:
-Lãi suất vốn vay r
d
được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn
vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức sau:
r
d
= D
F
+ r
d,F
+ D
D
x r
d,D
= 0,098
-Tỷ suất lợi nhuận trước thuế r
e
trên phần vốn góp chủ sở hữu được xác định
theo công thức sau:
10
 Giá biến đổi công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở (VC
CN,0
) được xác định
theo công thức sau:


 Suất hao nhiên liệu tinh bình quân (HR
bq
) được xác định theo công thức
sau:
 Tổng chi phí khởi động cho phép trong năm được xác định theo công
thức sau:
*) Thay vào công thức ta có giá công nghệ (g
CN
) được xác định theo công thức sau:
g
CN
= FC
CN
+ VC
CN,0
= 478,755 + 346,420 = 825,175 (đồng/kWh)
2) Giá đặc thù (g
ĐT
) được hai bên thỏa thuận cho từng công trình cụ thể và
được xác định theo công thức sau:
g
ĐT
= FC
ĐT
+ VC
ĐT,0
 Giá cố định đặc thù bình quân của nhà máy điện (FC
ĐT
) được xác định theo

công thức sau:
đ/kWh
 Giá biến đổi đặc thù của nhà máy điện tại năm cơ sở (VC
ĐT,0
) được xác định
theo công thức sau:
VC
ĐT,0
= HR
bq
x P
v/c,0
= 44,9 đồng/kWh
*) Thay vào công thức ta có giá đặc thù (g
ĐT
) được hai bên thỏa thuận cho từng
công trình cụ thể như sau:
g
ĐT
= FC
ĐT
+ VC
ĐT,0
= 6,321 + 44,9 = 51,221 đ/kWh
 Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn (g
NĐ
)
được xác định theo công thức sau:
g
NĐ

= g
CN
+ g
ĐT
= 825,175 + 51,221 = 876,396 đồng/kWh
5.3. Tính toán giá điện một số nhà máy nhiệt điện
Các thông số kỹ thuật và tài chính của các nhà máy nhiệt điện được cho trong
bảng sau:
11
Bảng 5.5. Thông số kỹ thuật và tài chính của một số nhà máy nhiệt điện
Áp dụng phương pháp tính toán như trên có kết quả tính toán của các nhà máy
nhiệt điện được cho trong bảng sau:
Bảng 5.6. Kết quả tính toán giá điện một số nhà máy nhiệt điện
12
Bảng 5.5. Thông số kỹ thuật và tài chính của một số nhà máy nhiệt điện
T
T
Nội Dung Ký hiệu
Cao Ngạn
(55.6x2)
Vũng Áng 1
(600x2)
Hải Phòng
(300x2)
An Khánh
(57.5x2)
Sơn Động
(110x2)
Đơn vị
tính

I. Tổng mức đầu tư và thông số tài chính
1 Tổng mức đầu tư cho
phần công nghệ tại
năm cơ sở
TMĐT
CN
1,912,645,074,00
0
29,860,300,000,00
0
12,234,637,936,65
1
2,790,798,874,82
5
3,332,650,000,00
0
đồng
2 Tổng chi phí đặc thù
(bồi thường giải
phóng mặt bằng, tái
định cư, chi phí gia
cố xử lý nền móng
công trình)
TCĐT
38,538,150,000 36,000,000,000 56,144,283,408 59,911,481,914 41,280,000,000 đồng
3 Tỷ lệ vốn vay trong
tổng mức đầu tư
D
85% 68.00% 88% 70% 79% %
4 Tỷ lệ vốn góp chủ sở

hữu trong tổng mức
đầu tư
E
15% 32.00% 22% 30% 21% %
5 Tỷ lệ vốn vay nội tệ
trong tổng vốn vay
của dự án
D
D
100% 0% 12.42% 20% 0% %
6 Tỷ lệ vốn vay ngoại
tệ bình quân trong
tổng vốn vay của dự
án
D
F
0% 100% 87.58% 80% 100% %
7 Lãi suất vốn vay nội
tệ
r
d,D
9.80% 18.00% 12.50% 14.20% %
8 Lãi suất vốn vay
ngoại tệ
r
d,F
9.80% 7.48% 7.00% 5.80% 9.60% %
9 Tỷ suất lợi nhuận sau r
e,pt
10.00% 10.00% 11.00% 12.78% 9.97% %

13
thuế trên phần vốn
góp chủ sở hữu
10 Thuế suất thuế thu
nhập doanh nghiệp
bình quân trong đời
sống kinh tế của nhà
máy điện
t
13.50% 14.67% 14.17% 15.17% 16.00% %
II. Thông số kỹ thuật
11 Số tổ máy của nhà
máy
t
2 2 2 2 2 tổ
12 Công suất đặt của
nhà máy
P
115,000 1,200,000 600,000 115,000 220,000 MW
13 Tổng công suất tinh
của nhà máy
Pt
102,925 1,106,400 543,000 102,925 198,110 MW
14 Điện tự dùng T
td
9.95% 7.8% 9.5% 10.5% 9.95%
15 Hệ số suy giảm công
suất
KCS
0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1%

16 Thời gian vận hành
công suất cực đại
trong năm tính bình
quân cho cả đời dự
án
T
max
6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 giờ
17 Đời sống kinh tế của
nhà máy
n
30 30 30 30 30 Năm
18 Tỷ lệ trượt giá máy
móc thiết bị và nhân
công hàng năm cho
vận hành bảo dưỡng
cố định nhà máy
i
2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% %
19 Giá trị hiện tại của
tổng chi phí sửa chữa
TC
SCL
435,000,000,000 4,500,000,000,000 5,200,000,000,000 600,000,000,000 910,000,000,000 đồng
14
lớn theo định kỳ của
toàn nhà máy trong
toàn bộ đời sống kinh
tế của nhà máy
20 Tổng chi phí nhân

công tại năm cơ sở
C
NC
25,409,000,000 212,300,000,000 225,680,000,000 33,600,000,000 53,750,000,000 đồng/năm
21 Tổng chi phí dịch vụ
mua ngoài tại năm cơ
sở
C
MN
2,800,000,000 182,450,000,000 283,384,000,000 30,388,000,000 44,029,000,000 đồng/năm
22 Tổng chi phí bằng
tiền khác tại năm cơ
sở
C
k
32,167,900,000 301,386,000,000 297,384,480,000 40,565,000,000 88,900,000,000 đồng/năm
23 Các chi phí bảo
dưỡng sửa chữa nhỏ,
dầu mỡ bôi trơn
thường xuyên hàng
năm
C
k
25,127,053,695 246,000,000,000 224,940,000,000 20,069,100,000 27,362,440,000 đồng/năm
24 Tổng chi phí vật liệu
phụ hàng năm
C
vlp
17,896,607,205 133,250,000,000 102,248,310,000 9,857,512,000 19,100,000,000 đồng/năm
25 Số loại nhiên liệu sử

dụng cho một lần
khởi động
m
2 2 loại
26 Cước phí vận chuyển
nhiên liệu
P
v/c,0
65 400 320 48 82 đồng/kg
27 Suất tiêu hao nhiên
liệu ở mức tải i =
100%
HR1
0.6750 0.4561 0.7270 kg/kWh
28 Suất tiêu hao nhiên
liệu ở mức tải i =
90%
HR2
0.6877 0.4621 0.7296 kg/kWh
29 Suất tiêu hao nhiên HR3 0.7005 0.4694 0.7334 kg/kWh
15
liệu ở mức tải i =
80%
30 Suất tiêu hao nhiên
liệu ở mức tải i =
70%
HR4
0.7133 0.4785 0.7365 kg/kWh
31 Suất tiêu hao nhiên
liệu ở mức tải i =

60%
HR5
0.7261 0.4894 0.7421 kg/kWh
32 Số giờ vận hành bình
quân ở mức tải i =
100%
T1
3,070 3,070 3,070 3,070 3,070 giờ
33 Số giờ vận hành bình
quân ở mức tải i =
90%
T2
1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 giờ
34 Số giờ vận hành bình
quân ở mức tải i =
80%
T3
1,050 1,050 1,050 1,050 1,050 giờ
35 Số giờ vận hành bình
quân ở mức tải i =
70%
T4
875 875 875 875 875 giờ
36 Số giờ vận hành bình
quân ở mức tải i =
60%
T5
670 670 670 670 670
giờ
37 Suất hoa nhiên liệu

tính bình quân
kg/kWh
HRbq
0.456 0.642 kg/kWh
38 Số lần khởi động
lạnh trong một năm
P
kj
4 10 lần
39 Lượng than khởi
động lạnh
M11
100,000 35,400 kg/lần
40 Lượng dầu khởi động M12 62,874 35,760 kg/lần
16
lạnh
41 Số lần khởi động
nóng trong 1 năm
P
kj
4 6 lần
42 Lượng than khởi
động nóng
M21
80,000 12,600 kg/lần
43 Lượng dầu khởi động
nóng
M22
12,575 23,092 kg/lần
44 Tổng điện tiêu thụ

cho khởi động
M3
81,498 87,836 kWh/năm
45 Tổng chi phí khởi
động cho phép trong
năm
Ckđ
12,648,000,000 15,000,000,000 8,082,360,000 đồng/năm
46 Giá than P
F,0
383 581 554 550 426 đồng/kg
47 Giá dầu Mazut (FO) D1 15,818 16,005 5,120 đồng/kg
48 Giá điện năng mua
vào
D2
1,242 1,160 đồng/kWh
17
Bảng 5.6. Kết quả tính toán giá điện nhà máy nhiệt điện
TT Nội dung Công thức Cao Ngạn Vũng Áng 1 Hải Phòng An Khánh Sơn Động Đơn vị
Giá đàm phán bán
điện
G
nđ
= G
cn
+ G
đt
876.396 1078.769 1224.175 1217.034 890.225 đồng/kWh
1 Giá công
nghệ

G
cn
= FC
cn
+ VC
cn,0
825.175 892.263 1076.889 1172.515 834.147 đồng/kWh
1.1 Giá cố định
công nghệ
bình quân của
nhà máy
478.755 567.514 727.371 701.060 518.361 đồng/kWh
1.1.
1
Chi phí vận
hành bảo
dưỡng cố
định hàng
năm
107,323,248,829 1,212,791,454,658 1,404,349,904,318 178,525,454,598 311,050,118,919 đồng/năm
1.1.
2
Giá trị hiện
tại của tổng
chi phí vận
hành, bảo
dưỡng trong
toàn bộ đời
sống kinh tế
của nhà máy

TC
FOM
= TC
SCL
+ n x (C
NC
+ C
MN
+ C
K
)
2,246,307,000,00
0
25,384,080,000,00
0
29,393,454,400,00
0
3,736,590,000,00
0
6,510,370,000,00
0
đồng
18
1.2 Giá biến đổi
công nghệ của
nhà máy điện
tại năm cơ sở
346.420 324.750 349.518 471.455 315.786 đồng/kWh
1.2.1 Suất hao nhiên
liệu tinh bình

quân kg/kWh
0.691 0.465 0.456 0.731 0.642 kg/kWh
1.2.2 Tổng chi phí
khởi động cho
phép trong
năm
10,200,358,772 12,648,000,000 15,000,000,000
16,456,27
5,280
8,082,360,000 đồng/năm
2 Giá đặc thù G
đt
= FC
ĐT
+ VC
ĐT,0
51.221 186.506 147.286 44.519 56.076 đồng/kWh
2.1 Giá cố định
đặc thù bình
quân của nhà
máy điện
6.321 0.481 1.510 9.160 3.426 đồng/kWh
2.1.1 Tỷ suất chiết
khấu tài chính
0.101 0.088 0.087 0.098 0.101
2.1.2 Lãi suất vốn
vay
r
d
= D

F
+ r
d,F
+ D
D
x r
d,D

0.098 0.075 0.077 0.075 0.069
19
2.1.3 Tỷ suất lợi
nhuận trước
thuế r
e
trên
phần vốn góp
chủ sở hữu
0.116 0.117 0.128 0.151 0.119
2.2 Giá biến đổi
đặc thù
VC
ĐT,0
= HR
bq
x P
v/c,0
44.900 186.025 145.776 35.359 52.653 đồng/kWh
20
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận

1. Vấn đề định giá bán điện cho các công trình nguồn truyền thống trong thị
trường phát điện cạnh tranh là yêu cầu thời sự vô cùng cấp thiết của sự phát triển thị
trường điện Việt Nam. Hiện nay, việc tính giá điện và các loại hợp đồng mua bán
điện còn nhiều bất cập, ý kiến các bên mua và bán chưa thống nhất, do đó dẫn đến
việc đàm phán các hợp đồng mua bán điện mất rất nhiều thời gian.
2. Trên cơ sở phân tích, đánh giá hiện trạng hệ thống điện và tình hình mua bán
điện ở Việt Nam và tham khảo, nghiên cứu những kinh nghiệm trên thế giới về giá
điện của các công trình nguồn khác nhau trong điều kiện thị trường phát điện cạnh
tranh, trong luận văn đã nghiên cứu, tìm hiểu phương pháp xác định giá phát điện cho
các loại nguồn truyền thống trong giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh và áp
dụng tính toán cụ thể cho nhà máy nhiệt điện.
3. Đối với các nhà máy nhiệt điện giá điện gồm hai thành phần: giá công nghệ
và giá đặc thù, bao gồm giá cố định và giá biến đổi với các hệ số hiệu chỉnh từng
thành phần phù hợp với chỉ số biến động thị trường để định giá hàng năm.
4. Theo kết quả tính toán giá điện của một số nhà máy điện cũ và nhà máy điện
mới có thể đưa ra một số nhận xét như sau:
- Nhìn chung, trong giá thành sản xuất điện của các nhà máy thấy rằng: các yếu
tố chính tạo nên cơ cấu giá thành sản xuất điện năng là khấu hao tài sản cố định, chi
phí nhiên vật liệu, chi phí sửa chữa lớn, chi phí trả lãi vay ngắn và dài hạn, chi trả
lương và bảo hiểm và các khoản thuế phải nộp, Trong đó, tùy theo tính chất, nhiên
liệu để sản xuất điện của nhà máy nhiệt điện than, chi phí nhiên liệu là yếu tố chủ yếu
chiếm khoảng 46-60% giá thành sản xuất. Ngoài ra, thành phần chi phí khác như
khấu hao tài sản cố định cũng chiếm một tỷ trọng khá lớn khoảng 20%-30%, các loại
chi phí còn lại như tiền lương, chi phí sửa chữa lớn chiếm tỷ trọng đáng kể khoảng
10%, còn lại là các chi phí khác chiếm tỷ trọng không đáng kể trong giá thành sản
xuất điện năng.
- Đối với các nhà máy nhiệt điện cũ (Cao Ngạn, Sơn Động), giá điện thấp hơn
so với các nhà máy nhiệt điện mới (An Khánh, Vũng Áng 1, Hải Phòng) do khấu hao
và sự tăng giá nhiên liệu, tổng mức đầu tư, tỷ giá của các dự án mới.
Kiến nghị

Đối với tình hình hệ thống điện Việt Nam hiện nay cần tập trung xây dựng và
phát triển các nhà máy nhiệt điện than để tham gia vào thị trường phát điện cạnh
tranh, thu hút các nguồn vốn tư nhân, nước ngoài đầu tư vào các công trình nguồn
điện nói riêng và ngành điện nói chung, đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế và xã hội.
21
TÀI LIỆU THAM KHẢO
Tiếng Việt:
1. GS.VS.TSKH. Trần Đình Long (2011), Bài giảng "thị trường điện", Đại học Bách
khoa Hà Nội.
2. Dương Việt Sơn (2006), chủ nhiệm dự án " Phương pháp tính giá điện công trình
thủy điện Nậm Chiến 2", Hà Nội.
3. ThS. Nguyễn Đức Cảnh (2010), "Một số vấn đề về phát triển thị trường điện cạnh tranh
ở Việt Nam hiện nay", Luận văn thạc sỹ khoa học, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội.
4. ThS. Trần Phú Thái (2004), "Giá điện cạnh tranh và áp dụng cho thị trường Việt
Nam", Hà Nội.
5. Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia (2010), "Tổng kết vận hành hệ thống điện Quốc
gia năm 2010", Hà Nội.
6. Luật điện lực (2010), "Quy định nguyên tắc hoạt động của thị trường điện", Hà
Nội.
7. Thủ tướng Chính phủ (26/01/2006), Quyết định 26/2006/QĐ-TTg, "Phê duyệt lộ
trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt
Nam", Hà Nội.
8. Thủ tướng Chính phủ (21/07/2011), Quyết định 1208/QĐ-TTg, "Quy hoạch phát
triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030", Hà Nội.
9. Ban chi phí và vật giá – ERVA (2008), Bài giảng " Thị trường điện Hàn Quốc", Hà
Nội.
10.Luận văn thac sỹ kỹ thuật (2012), Nguyễn Thị Thu Trang.
11. Ban thị trường điện EVN (2208), Bài giảng " Chào giá thị trường điện Australia", Hà Nội.
12. Ban thị trường điện EVN (2208), Bài giảng " Sơ lược thị trường điện Australia", Hà
Nội.

13.Bộ Công Thương (3/2010), Thông tư 9/2010/TT-BCT, " Quy định trình tự, Quốc
gia", Hà Nội.
14. Bộ Công Thương (5/2010), Thông tư 18/2010/TT-BCT, " Quy định vận hành thị
trường phát điện cạnh tranh", Hà Nội.
15. Bộ Công Thương (12/2010), Thông tư 41/2010/TT-BCT, " Quy định phương
pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện
và phê duyệt hợp đồng mua bán điện", Hà Nội.
22
16. Bộ Công Thương (12/2011), Thông tư 45/2011/TT-BCT, " Sửa đổi một số điều
của thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ Công Thương –
Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh", Hà Nội.
17. Cục Điều tiết Điện lực (2008), Bản dự thảo " Quy định về phương pháp tính
khung giá phát điện và giá dịch vụ phụ", Hà Nội.
18. Maurice Smith – Công ty tư vấn Camplell Carr (4/2008), " Báo cáo cuối cùng về
tư vấn thiết kế Thị trường phát điện cạnh tranh", Hà Nội.
19. Quy chế do Hội đồng quản trị EVN ban hành theo QĐ số 154/QĐ-EVN-HĐQT
ngày 8 tháng 4 năm 2005 về " Tính toán giá bán điện nội bộ giữa Tổng công ty và các
công ty điện lực trực thuộc".
Tiếng Anh:
20. Ziser C.J. (2003), " Power System Planning in a Competitive Electricity Market",
University of Queensland.
21. Chun Chun Ni (2005), " Analysis of Applicable Liberalization Models in China ‘s
Electric Power Market" The Institute of Energy Economics.
22. Australia National Electricity Market " Wholesale Market Operation", (2005).
23. Castillo J.I. and Barquin J. " Oligopolistic Electrical Market Competition,
Stranded Costs and Uncertainty: A Supply Function Approach", University of
Pontificia Comillas.
24. John D.Chandley, Scott M.Harvey, William W.Hogan (2000), " Electricity
market reform in California", Harvard University.
25. Office of Enforcoment, Federal Energy Regulatory Commision (2008), "

Increasing Cost in Electricity Market".
26. Cramton P. (2003), " Electricity Market Design: the Good, the Bad and the Ugly",
University of Maryland.
23
PHỤ LỤC
CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG CHO TÍNH TOÁN GIÁ PHÁT ĐIỆN
1. Thông số tính toán khung giá phát điện cho Nhà máy điện chuẩn
TT Hạng mục Thông số
I Đời sống kinh tế
1 Nhà máy nhiệt điện than 30 năm
II Hệ số tỷ lệ chi phí vận hành, bảo dưỡng cố định (k
FOM
)
1 Nhà máy nhiệt điện than 3,5%
III Tỷ lệ các nguồn vốn trong tổng vốn đầu tư phần công nghệ
của Nhà máy điện chuẩn (%)
1 Vốn vay 70%
2 Vốn góp chủ sở hữu 30%
IV Hệ số f (%)
1 Nhà máy nhiệt điện than 5%
V Số giờ vận hành công suất cực đại trong năm được tính
bình quân cho cả đời dự án (T
max
)
6.500
2. Khung thông số kỹ thuật cho đàm phán giá hợp đồng
TT Hạng mục Thông số
I Đời sống kinh tế
1 Nhà máy nhiệt điện than 30 năm
II Tỷ lệ tự dùng của nhà máy t

TD
(%) nhiệt điện
2.1 Nhiệt điện than dùng lò than phun (PC)
a) Công suất tinh của tổ máy từ 200 MW trở xuống 9,5-10%
b) Công suất tinh của tổ máy từ 200 - 300MW 9-9,5%
c) Công suất tinh của tổ máy từ 300 - 500MW 8,5-9%
d) Công suất tinh của tổ máy từ 500 - 600MW 8-8,5%
đ) Công suất tinh của tổ máy trên 600MW 7,5-8%
2.2. Nhiệt điện than dùng lò tầng sôi tuần hoàn (CFB)
a) Công suất tinh của tổ máy từ 200 MW trở xuống 10-10,5%
b) Công suất tinh của tổ máy từ 200 - 300MW 9,5-10%
c) Công suất tinh của tổ máy từ 300 - 500MW 9-9,5%
d) Công suất tinh của tổ máy từ 500 - 600MW 8,5-9%
III Số giờ vận hành công suất cực đại trong năm được tính
bình quân cho cả đời dự án - T
max
(giờ)
1 Nhà máy nhiệt điện 6.500
2 Nhà máy thủy điện 4.000
IV Số giờ vận hành bình quân trong năm tường ứng với các
24
mức tải của nhà máy nhiệt điện (giờ)
1 Mức tải i = 100% 3.070
2 Mức tải i = 90% 1.750
3 Mức tải i = 80% 1.050
4 Mức tải i = 70% 875
5 Mức tải i = 60% 670
V Tỷ lệ suy giảm công suất bình quân trong đời sống kinh tế
của nhà máy nhiệt điện (%)
1 Nhiệt điện than 0,1%

2 Tuabin khí chu trình hỗn hợp 4,5%
VI Tỷ lệ suy giảm hiệu suất bình quân trong đời sống kinh tế
của nhà máy nhiệt điện (%)
1 Nhiệt điện than 1,3%
2 Tuabin khí chu trình hỗn hợp 3%