Calculating transmission cost in competitive electricity markets for Binh Dinh power transmission networks

53
QUY NHON UNIVERSITY
SCIENCEJOURNAL OF
Journal of Science - Quy Nhon University, 2019, 13(3), 53-59
Calculating transmission cost in competitive electricity 
markets for Binh Dinh power transmission networks
Dang Quang Khai1, Truong Minh Tan2,*, Luong Ngoc Toan2
1An Khe - Kanak Hydropower Company
2Department of Engineering and Technology, Quy Nhon University
Received: 17/11/2017; Accepted: 29/05/2019
ABSTRACT
In the competitive electricity market, the transmission network plays a central role although transmission 
costs only account for a fraction in the total cost of the power sector. Having a transmission costing system 
that is efficient and consistent with all market structures in different places is very difficult. Many methods for 
calculating transmission cost have been investigated, in which the marginal participation method has several 
distinct advantages such as fast calculation speed, simplicity, fairness for customers and the use of transmission 
charges in the EU, India, Brasil, Combia, This paper studies on the application of marginal participation method 
in determining the transmission cost for Binh Dinh power transmission networks to ensure full charge and fairness 
for both buyers and sellers in the competitive electricity market.
Keywords: Power transmission network, competitive electricity market, transmission cost.
*Corresponding author. 
Email: truongminhtan@qnu.edu.vn
54 Tạp chí Khoa học - Trường Đại học Quy Nhơn, 2019, 13(3), 53-59
TRƯỜNG ĐẠI HỌC QUY NHƠN
KHOA HỌCTẠP CHÍ
Xác định phí truyền tải trong thị trường điện cạnh tranh 
cho lưới truyền tải Bình Định
Đặng Quang Khải1, Trương Minh Tấn2,*, Lương Ngọc Toàn2
1Công ty Thủy điện An Khê - Kanak
2Khoa Kỹ thuật và Công nghệ, Trường Đại học Quy Nhơn
Ngày nhận bài: 17/11/2017; Ngày nhận đăng: 29/05/2019
TÓM TẮT
Trong thị trường điện cạnh tranh, hệ thống lưới điện truyền tải đóng vai trò trung tâm mặc dù phí truyền 
tải chỉ chiếm một phần nhỏ trong tổng chi phí của ngành điện. Việc có được một hệ thống xác định phí truyền tải 
hiệu quả, phù hợp với tất cả các cơ cấu thị trường ở những nơi khác nhau là rất khó khăn. Nhiều phương pháp tính 
phí truyền tải đã được nghiên cứu, trong đó phương pháp tham gia biên có nhiều ưu điểm rõ rệt như tốc độ tính 
nhanh, dễ hiểu, công bằng đối với khách hàng và được sử dụng tính phí truyền tải ở EU, India, Brasil, Combia, 
Bài báo này nghiên cứu ứng dụng phương pháp tham gia biên trong việc xác định phí truyền tải cho lưới điện 
Bình Định nhằm đảm bảo thu đủ phí và tính công bằng cho cả người mua và bán điện trong thị trường điện cạnh tranh.
Từ khóa: Lưới điện truyền tải, thị trường điện cạnh tranh, phí truyền tải.
1. ĐẶT VẮN ĐỀ
Trong những năm vừa qua, quá trình cải 
tổ và cơ cấu lại ngành điện đã diễn ra ở nhiều 
nước trên thế giới với mục tiêu là nâng cao hiệu 
quả hoạt động và hiệu quả đầu tư của các Công 
ty Điện lực Quốc gia, tăng cường tính cạnh tranh 
ở cả 3 khâu: sản xuất, bán buôn và bán lẻ điện 
năng bằng cách thiết lập thị trường điện và tư 
nhân hóa một hay nhiều bộ phận của Công ty 
Điện lực Quốc gia.
Ở Việt Nam, lộ trình hình thành và phát 
triển thị trường điện đã được Thủ tướng Chính 
phủ phê duyệt theo Quyết định 26/2006/QĐ-TTg 
ngày 26/01/2006. Việc xây dựng thị trường điện 
cạnh tranh bao gồm 3 cấp độ: thị trường phát 
điện cạnh tranh (2005 - 2014); thị trường bán 
buôn điện cạnh tranh (2015 - 2022) và thị trường 
bán lẻ điện cạnh tranh (từ 2022).
Trong thị trường điện cạnh tranh thì hệ 
thống lưới điện truyền tải sẽ đóng vai trò trung 
tâm, mặc dù phí truyền tải (phí liên quan đến 
tổn thất công suất, phí gây ra bởi nghẽn mạch, 
phí cố định của hệ thống điện, phí dịch vụ phụ) 
chỉ chiếm một phần nhỏ trong tổng chi phí của 
ngành điện, việc có được một hệ thống định 
phí truyền tải hiệu quả, phù hợp với tất cả các 
cơ cấu thị trường ở những nơi khác nhau là rất 
khó khăn. Những phương pháp tính phí truyền 
tải như phương pháp MW - km;1,2 phương 
pháp “tem thư”;7 phương pháp tham gia biên - 
MP;2,4,5,6 phương pháp tham gia trung bình - 
AP4,5 đã được nghiên cứu nhằm mục đích xác 
định phương pháp tính toán, phương pháp giảm 
chi phí trong quy hoạch và vận hành; bảo đảm an 
toàn cho hệ thống điện; bảo đảm cơ hội sử dụng 
lưới điện một cách công bằng cho mọi khách 
hàng; nâng cao khả năng tải của lưới truyền tải 
*Tác giả liên hệ chính.
 Email: truongminhtan@qnu.edu.vn
55
QUY NHON UNIVERSITY
SCIENCEJOURNAL OF
Journal of Science - Quy Nhon University, 2019, 13(3), 53-59
điện khi cần thiết để hạn chế nghẽn mạch, gọi 
vốn đầu tư;
Trong các phương pháp đã nêu, phương 
pháp tham gia biên có nhiều ưu điểm rõ rệt như 
tốc độ tính nhanh, dễ hiểu và công bằng đối với 
khách hàng. Đồng thời được sử dụng tính phí 
truyền tải ở EU, India, Brasil, Combia3,5,6 Bài 
báo này, nghiên cứu ứng dụng phương pháp 
tham gia biên trong việc xác định phí truyền tải 
cho lưới điện truyền tải điện Bình Định nhằm 
đảm bảo thu đủ phí và tính công bằng cho cả 
người mua và bán điện trong thị trường điện 
cạnh tranh. 
2. PHƯƠNG PHÁP THAM GIA BIÊN MP 
(MARGINAL PARTICIPATION)
Theo phương pháp này, khách hàng trả 
phí truyền tải theo sự tham gia của mình vào 
từng đường dây tải điện cụ thể. Mỗi khách hàng 
chỉ trả phí truyền tải cho đường dây mà công 
suất giao dịch của họ đi qua, phí này được chia 
theo tỷ lệ tham gia của tất cả khách hàng có công 
suất đi qua đường dây.
Nội dung phương pháp tham gia biên bao 
gồm các bước sau: 2,4,5,6
B1. Lập các kịch bản: Công suất đỉnh và 
ngoài đỉnh theo từng mùa xuân, hạ, thu, đông 
hay cách chia mùa khác tùy theo tình hình cụ thể 
của từng nước. Ký hiệu kịch bản là e.
B2. Tính độ nhạy của dòng điện trên từng 
đường dây theo sự biến thiên đơn vị (1 MW) của 
công suất phát hay tải của từng nút i. Tính cho 
từng kịch bản.
Mỗi kịch bản e tính:
Tính trạng thái cơ sở theo số liệu thị 
trường kết hợp dự báo: tính phân bố dòng công 
suất trên các đường dây, dùng phương pháp dòng 
điện một chiều, tính được dòng công suất trên 
đường dây l là Fle.
Tính dòng công suất khi chỉ công suất nút 
i biến đổi 1 MW, để bù vào cho công suất nút 
cân bằng biến đổi 1 MW hoặc tất cả các nút đều 
biến đổi theo tỷ lệ (nút cân bằng ảo). Trong thực 
tế, nút cân bằng thường được chọn gần trung tâm 
phụ tải lớn. Tính dòng công suất trên từng đường 
dây l khi công suất ở từng nút tăng thêm 1 MW.
Hệ số tham gia của nút i vào dòng công 
suất trên đường dây l trong kịch bản e:
 (1)
Chỉ tính cho trường hợp ileF trùng dấu 
với
 le
F
Trong đó:
Fle: Dòng công suất trên đường dây l trong 
trường hợp cơ sở.
i
leF : Dòng công suất trên đường dây l 
trong kịch bản e do tăng công suất nút i lên 1 
MW gây ra.
Pie: Công suất nút i trong kịch bản e.
Tính hệ số tham gia biên của nút i và 
đường dây l trong kịch bản e:
 (2)
B3. Tính dòng công suất của nút i tham 
gia vào dòng công suất trên đường dây l trong 
trường hợp cơ sở Fle:
 (3)
Thu nhập yêu cầu trung bình trong kịch 
bản e (khoảng thời gian) Cl của đường dây l 
được phân chia cho nút i theo hệ số tham gia 
biên của nút i:
 (4)
Ở đây: CAPl là khả năng tải của đường dây.
Chi phí chỉ tính cho phần công suất tải 
thực tế trên đường dây. Trong thực tế Fle nhỏ hơn 
CAPl nên không thu được toàn bộ thu nhập yêu 
cầu của đường dây, nếu đường đây non tải thì 
chi phí thu được sẽ rất ít, phần còn thiếu được 
thu bằng phương pháp khác, chẳng hạn bằng 
phương pháp “tem thư”.
3. XÁC ĐỊNH PHÍ TRUYỀN TẢI CHO 
LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN BÌNH ĐỊNH
Sơ đồ lưới điện 110 kV Bình Định như 
( ) ieleileeil PFFu −=
l
eil
teil CAP
FCCost =
∑
=
i
eil
eil
eil u
uK
leeileil FKF .=
56 Tạp chí Khoa học - Trường Đại học Quy Nhơn, 2019, 13(3), 53-59
TRƯỜNG ĐẠI HỌC QUY NHƠN
KHOA HỌCTẠP CHÍ
hình 1, với các nguồn thủy điện: Vĩnh Sơn, 
Vĩnh Sơn 5, Trà Xom và nguồn lưới điện: kết 
nối Trạm biến áp Quy Nhơn 220 kV, đường dây 
Đức Phổ và Sông Cầu, thông số nút và nhánh 
trình bày như bảng 1 và bảng 2.
Bảng 1. Thông số nút 
Nút PG (MW)
P
tải
(MW)
Q
tải
(MW)
1 250 0 0
2 0 63,3 10,1
3 0 15 7,1
Bảng 2. Thông số nhánh 
Nút đi Nút đến R (Ohm) X (Ohm)
B
(S.10-6)
1 2 1,234 4,03 27,96
1 3 0,919 2,343 15,598
3 4 1,251 3,19 21,244
1 5 0,241 0,614 4,087
5 6 4,781 12,189 81,161
1 7 2,049 5,224 34,788
1 8 1,642 5,361 37,199
8 9 1,705 5,567 38,626
7 10 2,689 6,855 45,645
10 11 5,252 13,389 89,15
11 12 3,437 8,762 58,344
12 13 3,975 10,135 67,485
12 14 5,408 17,664 122,555
15 14 1,926 4,91 32,692
14 16 1,161 2,96 19,707
16 6 7,127 18,168 120,975
6 17 1,945 4,959 33,019
15 13 7,372 18,794 125,144
13 18 2,86 7,29 48,543
18 19 3,644 9,29 61,859
4 0 0 0
5 0 16,1 2,9
6 0 15 1,5
7 0 42,7 7,4
8 0 18,8 1,7
9 0 17 2,2
10 0 37,8 8,4
11 0 55,5 21,7
12 0 18,8 3,2
13 0 35 8,5
14 22 0 0
15 66 0 0
16 20 0 0
17 0 0 0
18 0 23 5,9
19 0 0 0
57
QUY NHON UNIVERSITY
SCIENCEJOURNAL OF
Journal of Science - Quy Nhon University, 2019, 13(3), 53-59
Hình 1. Sơ đồ lưới điện 110 kV Bình Định
Sử dụng phần mềm chuyên dụng PowerWorld và Matlab để tính toán. Kết quả tính bằng mô hình 
một chiều cho 1 kịch bản, dòng công suất trên các nhánh trong chế độ cơ sở và chế độ tăng thêm 1 MW 
ở từng nút: N - nguồn, T - tải được thể hiện ở bảng 3.
Bảng 3. Dòng công suất trên các nhánh trong chế độ cơ sở và chế độ tăng thêm 1 MW
N
út đi
N
út đến
C
ơ sở
1-N 2T 3T 4T 5T 6T 7T 8T 9T
10T
11T
12T
13T
14N
15N
16N
17T
18T
19T
1 2
63,3
63,3
64,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
63,3
1 3
15 15 15 16 16 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15
3 4
0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1 5
26,8
67,79
26,8
26,8
26,8
27,79
27,64
26,87
26,8
26,8
26,95
27,12
27,23
27,27
26,23
26,25
26,19
27,64
27,27
27,27
5 6
9,7
50,69
9,7
9,7
9,7
9,69
10,54
9,77
9,7
9,7
9,85
10,02
10,13
10,17
9,13
9,15
9,09
10,54
10,17
10,17
58 Tạp chí Khoa học - Trường Đại học Quy Nhơn, 2019, 13(3), 53-59
TRƯỜNG ĐẠI HỌC QUY NHƠN
KHOA HỌCTẠP CHÍ
1 7
104,8
137,86
104,8
104,8
104,8
104,81
104,96
105,73
104,8
104,8
105,65
105,48
105,37
105,33
104,37
104,35
104,41
104,96
105,33
105,33
1 8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
36,8
36,8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
35,8
8 9
17 17 17 17 17 17 17 17 17 18 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17
7 10
62,1
95,16
62,1
62,1
62,1
62,11
62,26
62,03
62,1
62,1
62,95
62,78
62,67
62,63
61,67
61,65
61,71
62,26
62,63
62,63
10 11
24,3
57,36
24,3
24,3
24,3
24,31
24,46
24,23
24,3
24,3
24,15
24,98
24,87
24,83
23,87
23,85
23,91
24,46
24,83
24,83
11 12
-31
2,06
-31
-31
-31
-30,99
-30,84
-31,07
-31
-31
-31,15
-31,32
-30,43
-30,47
-31,43
-31,45
-31,39
-30,84
-30,47
-30,47
12 13
3,73
22,13
3,73
3,73
3,73
3,73
3,79
3,71
3,73
3,73
3,68
3,62
3,58
4,37
3,58
3,48
3,6
3,79
4,37
4,37
12 14
-53,53
-38,87
-53,53
-53,53
-53,53
-53,53
-53,43
-53,57
-53,53
-53,53
-53,63
-53,74
-53,81
-53,64
-53,81
-53,73
-53,79
-53,43
-53,64
-53,64
15 14
10,83
-44,82
10,83
10,83
10,83
10,83
10,89
10,81
10,83
10,83
10,78
10,72
10,68
10,47
10,68
11,58
10,7
10,89
10,47
10,47
14 16
-14,7
-55,69
-14,7
-14,7
-14,7
-14,69
-14,54
-14,77
-14,7
-14,7
-14,85
-15,02
-15,13
-15,17
-14,13
-14,15
-15,09
-14,54
-15,17
-15,17
16 6
5,3
-35,69
5,3
5,3
5,3
5,31
5,46
5,23
5,3
5,3
5,15
4,98
4,87
4,83
5,87
5,85
5,91
5,46
4,83
4,83
6 17
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0
15 13
55,17
36,77
55,17
55,17
55,17
55,17
55,11
55,19
55,17
55,17
55,22
55,28
55,32
55,53
55,32
55,42
55,3
55,11
55,53
55,53
13 18
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
23,4
24,4
24,4
18 19
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1
Hình 2. Giá trị uil tại các nút Hình 3. Giá trị kil tại các nút
59
QUY NHON UNIVERSITY
SCIENCEJOURNAL OF
Journal of Science - Quy Nhon University, 2019, 13(3), 53-59
Từ kết quả tính thấy rằng, phí truyền tải 
của đường dây được tính theo phụ tải điện tham 
gia cho đường dây đó, tùy theo mức độ nhiều hay 
ít mà tỷ lệ phần trăm tính phí thay đổi. Chẳng 
hạn, phụ tải điện tại các nút 8 và 9 phải trả phí 
truyền tải cho đường dây 1 - 8 lần lượt là 53% và 
47%, phụ tải điện tại nút số 9 phải trả phí truyền 
tải cho đường dây 8 - 9 hầu như 100% vì chỉ phụ 
tải 9 sử dụng đường dây này. 
4. KẾT LUẬN
Từ kết quả tính thấy rằng phương pháp 
tham gia biên cho kết quả rất công bằng, phụ tải 
điện nào sử dụng đường dây nào nhiều hơn sẽ 
phải trả phí truyền tải cho đường dây đó.
Phương pháp tham gia biên cũng cho các 
thông tin hữu ích về lưới điện, giúp cho các đơn 
vị quản lý lưới truyền tải khi quy hoạch phát 
triển lưới truyền tải một cách hiệu quả. 
Phương pháp tham gia biên được ứng 
dụng trong việc xác định phí truyền tải cho lưới 
điện truyền tải điện Bình Định, kết quả tính 
toán phù hợp, công bằng với điều kiện vận hành 
thực tế.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Nguyễn Văn Giáp. Đánh giá hệ thống truyền tải 
điện Việt Nam và tính toán phí sử dụng lưới điện 
truyền tải, luận án tiến sĩ, ĐHBK Hà Nội, 2010.
2. Lê Quang Hải, Trần Bách, Vũ Văn Thắng. 
Nghiên cứu tính phí truyền tải trong thị trường 
điện theo phương pháp tham gia biên, Tạp chí 
Khoa học và Công nghệ, 2013, 21-25.
3. M. Barie. Electricity markets, investment, 
performance and analysis, John Wileyandsons, 
1998.
4. B. Constantin, V. Gheorghe, K. Stefan, A. Petru, 
J. Dan. Transmission Cost Allocation Methods. 
Casestudyfor the South - West side of 
the Romanian Power System, 8th WSEAS 
International Conference on POWER SYSTEMS 
(PS2008), Santander, Cantabria Spain, 2008.
5. Central electricity regulatory commission, 
Formulating pricing methodology forinter-state 
transmission in India, 2009.
6. S. Gerd, W. Ivar, S. Hanne, B. Jørgen, U. Kjetil, 
R. Tproun, Å. Frode. Transit in the European 
Power Market, SINTEF Energy Research, 2007.
7. M. James, M. Lamine. Economic Market Design 
and Planning for Electric Power Systems, 
Copyright © 2010 Institute of Electrical and 
Electronics Engineers, 2010.