Tổng quan về điều chỉnh phụ tải qua kinh nghiệm vận hành thị trường điện của một số quốc gia
KHOA HỌC
CÔNG NGHỆ
P-ISSN 1859-3585 E-ISSN 2615-9619
TỔNG QUAN VỀ ĐIỀU CHỈNH PHỤ TẢI QUA KINH NGHIỆM
VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CỦA MỘT SỐ QUỐC GIA
OVERVIEW OF DEMAND RESPONSE THROUGH EXPERIENCE
IN OPERATING ELECTRICITY MARKET IN SOME COUNTRIES
Nguyễn Đức Tuyên1,*, Đỗ Văn Long1, Trần Quốc Ngữ1,
Lê Viết Thịnh1, Đặng Hoàng Anh1, Dương Mạnh Cường2
RRMSE
EMA
EMC
SPPA
PSO
Relative Root Mean Square Error
Energy Market Authority
Energy Market Company
SP PowerAssets
TÓM TẮT
Những năm gần đây, việc xuất hiện ngày càng nhiều các nguồn năng lượng
tái tạo và mô hình phát điện phân tán cũng như sự gia tăng nhu cầu sử dụng điện
khiến cho nhiều quốc gia gặp phải các vấn đề về vận hành và điều độ hệ thống
điện. Chương trình điều chỉnh phụ tải (Demand response-DR) được quan tâm như
là một giải pháp giúp hệ thống điện vận hành hiệu quả, linh hoạt hơn và đã được
áp dụng tại nhiều thị trường điện các nước. Qua việc khảo sát và tìm hiểu kinh
nghiệm từ quốc tế, nghiên cứu này trình bày một cách tổng quan về chương trình
điều chỉnh phụ tải điện trong thị trường điện của ba nước Singapore, Hàn Quốc
và Nhật Bản để đưa ra được bức tranh khái quát về chương trình này. Kinh
nghiệm của các nước này sẽ làm tham chiếu cho quá trình xây dựng các chính
sách liên quan đến DR tại Việt Nam.
Power System Operator
Market Clearing Model
National Electricity Market of Singapore
Open Energy Market
MCM
NEMS
OEM
BVP
Balance Vesting Price
USEP
LC
Uniform Singapore Energy Price
Load Curtailment
Từ khoá: Điều chỉnh phụ tải; thị trường điện; quản lý nhu cầu phụ tải.
IP
Incentive Payments
ABSTRACT
TOU
CPP
Time of Use
In recent years, the emergence of renewable energy sources and distributed
generation patterns as well as an increase in electricity demand have caused
many countries and regions to have power systems operation problems. The
Demand Response (DR) program becomes a solution to make the power system
more efficient and has been applied in many electricity markets. Through the
survey and learning from international experiences, this study reviews the
demand response program in the electricity markets of Singapore, Korea and
Japan to give a good reference for building policy on DR at Vietnam.
Critical Peak Pricing
METI
TEPCO
JPEX
VPP
Ministry of Economy, Trade and Industry
Tokyo Electric Power Company
Japan Power Electric Exchange
Virtual Power Plant
1. GIỚI THIỆU
Keywords: Demand response; electricity market; demand side management.
Điều chỉnh phụ tải (Demand response-DR) có thể được
định nghĩa là những thay đổi trong việc sử dụng điện của
khách hàng (ở đây được hiểu là khách hàng sử dụng điện
cuối cùng) so với mức tiêu thụ bình thường của họ để đáp
ứng với những thay đổi về giá điện theo thời gian. Hơn nữa,
DR cũng có thể được định nghĩa là các khoản thanh toán
khuyến khích được thiết kế để khuyến khích sử dụng điện ít
hơn vào thời điểm giá thị trường bán buôn cao hoặc khi độ
tin cậy của hệ thống bị đe dọa [1].
1Viện Điện, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội
2Tổ chức Hợp tác phát triển Đức
*Email: tuyen.nguyenduc@hust.edu.vn
Ngày nhận bài: 26/3/2021
Ngày nhận bài sửa sau phản biện: 25/5/2021
Ngày chấp nhận đăng: 25/6/2021
CHỮ VIẾT TẮT
Với mỗi mô hình và biện pháp triển khai DR, hành vi
phản ứng của khách hàng sử dụng điện sẽ khác nhau
nhưng thường được chia thành ba loại [2]. Thứ nhất, khách
hàng sẽ giảm mức tiêu thụ điện năng vào thời điểm giá
điện cao tức là hệ thống đang thiếu công suất mà không
thay đổi mức tiêu thụ vào các thời điểm bình thường khác.
Thứ hai, người sử dụng điện sẽ thay đổi thói quen sử dụng
KEPCO
KPX
Korea Electric Power Corporation
Korean Power Exchange
Demand Response
DR
DSM
CBL
Demand-side Management
Customer Baseline Load
36
P-ISSN 1859-3585 E-ISSN 2615-9619 SCIENCE - TECHNOLOGY
điện khi chuyển nhu cầu sử dụng điện tại thời gian cao
Bài báo này sẽ khảo sát và tìm hiểu kinh nghiệm thực
điểm sang thời gian thấp điểm ví dụ như ban đêm. Cuối hiện chương trình DR của ba nước Singapore, Hàn Quốc và
cùng, khách hàng sử dụng điện sẽ phản ứng bằng cách sử Nhật Bản. Cả ba nước này đều nằm ở châu Á, có một vài nét
dụng nguồn điện phân tán của họ để tiết giảm việc sự tương đồng với Việt Nam về khí hậu với mức độ hoàn thiện
dụng điện từ lưới điện chính. Với các hành vi như trên, có chương trình DR tại ba nước là khá tương đồng dù áp dụng
rất nhiều cách phân loại chương trình DR được đưa ra. Theo các chương trình DR thực hiện các chức năng khác nhau
nghiên cứu [2, 3], dựa theo thị trường điện, chương trình trong ba chức năng ở trên. Từ việc khảo sát và tìm hiểu đó,
DR thường được phân thành ba loại chức năng: bài báo sẽ đưa ra các kết luận cơ bản cũng như kinh
Energy/Economic, Capacity/Reliability và Ancillary Services nghiệm rút ra từ việc thực hiện chương trình DR tại ba nước
có thể tạm dịch thành chương trình DR theo mô hình năng trên phục vụ cho việc nắm bắt thông tin cũng như góp
lượng/tính kinh tế, công suất/độ tin cậy và dịch vụ phụ trợ. phần xây dựng một chương trình DR tại Việt Nam hoàn
Tuy tên gọi các chương trình tại mỗi quốc gia có thể khác thiện hơn trong tương lai.
biệt nhưng nhìn chung sẽ áp dụng chương trình thực hiện
các chức năng ở trên.
2. KINH NGHIỆM VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIÊ
̀U CHỈNH
PHU TẢI
̣
Energy/Economic DR (DR theo mô hình năng lượng/
2.1. Hàn Quốc
kinh tế) có thể hiểu đơn giản là việc cam kết giảm việc tiêu
thụ điện khi khách hàng cảm thấy việc giảm tiêu thụ điện
sẽ đem lại nhiều lợi ích hơn cho họ so với việc tiêu thụ điện.
Các nguồn DR thực hiện chức năng này được điều động
dựa trên quy tắc đấu thầu trước một ngày, cho phép người
vận hành thị trường điện được điều độ tương tự như các
nguồn phát điện và kiếm lợi nhuận nếu họ được điều động.
Nếu không được điều động, nguồn DR cần phải tuân theo
một đường cơ sở về lượng điện tiêu thụ tối thiểu của nó
và phải tiêu thụ nhiều hơn mức đường cơ sở này để tránh
việc hệ thống phải liên tục điều động các nguồn DR vào
vận hành.
Ancillary Service DR hay nguồn DR thực hiện chức năng
phụ trợ ở đây được hiểu là việc các nguồn DR đóng vai trò
như là một nguồn dự trữ công suất trong trường hợp có sự
cố đột ngột từ các tổ máy phát điện hay sự cố của đường
dây truyền tải điện phục vụ mục đích chính là điều chỉnh
tần số. Dự trữ công suất thông thường được đảm bảo bởi
các máy phát điện còn gọi là dự trữ quay được tính bằng
công suất khả phát trừ đi công suất đang phát, nhưng nó
hoàn toàn có thể được đảm nhiệm bởi phụ tải. Một số thị
trường điện đã cho phép phụ tải được cạnh tranh trực tiếp
với nguồn phát để trở thành nguồn dự trữ công suất. Việc
này mang lại lợi ích lớn vì nó có thể giảm chi phí vận hành
hệ thống tổng thể.
Chính
phủ
Sàn giao
dịch điện
lực
Giám
sát
Các nhà cung
cấp dịch vụ
điện theo khu
vực
(KPX)
Giao dịch
Điều
phối
thị
trường
6 công ty phát điện
thuộc KEPCO và các
công ty phát điện tư
nhân
Giao
dịch
Giao dịch
Truyền tải, phân phối
và bán lẻ
Khách hàng
sử dụng điện
Giao dịch
Các dịch vụ
kinh doanh
liên quan
Các công
ty dịch vụ
thuộc
KEPCO
Hình 1. Quá trình mua bán điện tại Hàn Quốc [4]
Tổng công ty Điện lực Hàn Quốc (KEPCO) thuộc sở hữu
nhà nước là đơn vị độc quyền chịu trách nhiệm trong việc
truyền tải, phân phối và bán lẻ điện năng tại Hàn Quốc.
Năm 2001, KEPCO được tái cầu trúc thành sáu công ty con
thực hiện khâu phát điện riêng biệt trong động thái tự do
hóa một cách hạn chế trong khâu phát điện của Hàn Quốc.
Sàn giao dịch điện lực Hàn Quốc (KPX) đóng vai trò là đơn
vị vận hành hệ thống và điều phối thị trường điện bán
buôn. Một số nhà sản xuất điện độc lập, chẳng hạn như
Capacity/Reliability DR (DR theo mô hình công suất/độ
tin cây) là chương trình DR trong đó các nguồn DR cam kết
̣
với lượng công suất sẵn sàng cắt giảm công suất tương tự
như công suất định mức của các tổ máy phát truyền thống
và thường được đấu thầu theo năm. Khác với
Energy/Economic DR, chương trình DR thực hiện chức năng
này gặp vấn đề với về cơ chế đối với các nguồn DR không
sẵn có trong suốt một năm và việc đảm bảo chắc chắn
nguồn DR phản hồi lại lệnh điều độ. Lí do bởi vì ở đây
khoản thanh toán không sẵn có như Energy/Economic DR
với tín hiệu phản hồi của nguồn DR dễ dàng đo lường và
tính toán giá thanh toán so với việc xác định rằng liệu các
nguồn DR có sẵn sàng nếu được điều động hay không như
trong Capacity/Reliability DR, giá thanh toán bởi vậy cũng
ảnh hưởng bởi giá điện thị trường và giá trả cho việc có
một nguồn cam kết sẵn sàng cắt giảm theo năm.
POSCO, SK và GS, có thể bán điện vào KPX. KEPCO đô
thơi là nhà bán lẻ điện và kiểm soát việc truyền tải, phân
̀ng
̀
phối. KPX đưa ra các dự báo nhu cầu và nhận về các đề xuất
trước một ngày từ các công ty sản xuất điện, theo đó được
sử dụng để thiết lập giá biên hệ thống cho mỗi giờ giao
dịch, hình thành giá thị trường một cách hiệu quả. Việc vận
hành của toàn bộ việc mua bán điện tại Hàn Quốc có thể
được miêu tả như trên hình 1 [5].
2.1.1. Các mốc thời gian triển khai chương trình điều
chỉnh phụ tải tại Hàn Quốc
Vào đầu năm 2008, thị trường điều chỉnh phụ tải mở
cửa dựa trên phương pháp đấu thầu và chỉ gồm nhóm
37
Website: https://tapchikhcn.haui.edu.vn Vol. 57 - No. 3 (June 2021) ● Journal of SCIENCE & TECHNOLOGY
KHOA HỌC
CÔNG NGHỆ
P-ISSN 1859-3585 E-ISSN 2615-9619
khách hàng công nghiệp tham gia và không tích hợp thị giờ trước khi điều kiện cân bằng công suất của toàn hệ
trường điện. Vào năm 2012, một thị trường điều chỉnh phụ thống gặp rủi ro. Còn điều chỉnh phụ tải dựa trên hiệu quả
tải thông minh được đưa ra, nơi các khách hàng sử dụng kinh tế là khách hàng sử dụng điện có thể tham gia đấu
lượng điện nhỏ và vừa có thể tham gia điều chỉnh phụ tải thầu một cách tự nguyện khi mà việc cắt giảm nhu cầu sử
nhằm làm tăng độ tin cậy hệ thống cũng như dễ dàng tiếp dụng điện có đơn giá trên một số điện cắt giảm hấp dẫn
cận với nguồn nhu cầu cắt giảm nhỏ và vừa thông qua hơn đơn giá trên một số điện cần phát vào thời điểm đó
công nghệ lưới điện thông minh (Smart grid). Cuối năm trong ngày [3]. Có thể tổng kết nội dung này ở bảng 1.
2014, thị trường điều chỉnh phụ tải cũ và thị trường điều
chỉnh phụ tả thông minh do Quỹ Công nghiệp Điện tài trợ
bị bãi bỏ để cho phép mua bán tự do lượng điện cắt giảm
trên thị trường điện
Bảng 1. Tổng hợp thị trường điều chỉnh phụ tải Hàn Quốc [3]
Mục
Tính tin cậy
Tính hiệu quả
kinh tế
Hình thức đấu thầu
Hai lần một năm
Trước một ngày
Trước một ngày
Vào cuối năm 2015, một thị trường điều chỉnh phụ tải
mới thay thế các chương trình trước đây và được tích hợp
vào thị trường điện. Thị trường điều chỉnh phụ tải kiểu mới
này thu gom và giao dịch lượng điện các khách hàng tiết
kiệm được thông qua các đơn vị điều phối phụ tải (môi
giới). Mỗi nguồn điện cắt giảm hay còn gọi là “nguồn nhu
cầu” tham gia vào chương trình điều chỉnh phụ tải bắt buộc
phải đến từ ít nhất mười khách hàng sử dụng cuối và tổng
giá trị công suất có khả năng cắt giảm được lớn hơn 10MW.
Sau khi đăng ký với KPX, các nguồn nhu cầu cắt giảm này
được chứng nhận để giao dịch theo các quy tắc tương tự
điều chỉnh các đơn vị phát điện, cạnh tranh giá với chính
những đơn vị phát điện. Quá trình giao dịch có thể được
hiểu thông qua hình 2 [6].
Thời gian thông báo Trước 1 giờ
Thanh toán
Công suất cắt giảm*giá Lượng điện cắt
+lượng điện cắt giảm*chênh giảm*giá biên hệ
lệch giá phát điện cận biên thống
Với hai thị trường điều chỉnh phụ tải, khách hàng tham
gia có thể được trả mức phí khuyến khích theo hai loại đó là
thanh toán cơ bản và thanh toán hiệu suất. Thanh toán cơ
bản hay thanh toán khả dụng (Availability payment) là một
khoản thanh toán cố định hàng tháng cho nguồn DR để
đổi lấy sự đảm bảo rằng các nguồn nhu cầu sẽ sẵn sàng
giảm tải khi được yêu cầu. Còn thanh toán hiệu suất
(Performance /Ultilization payment) là khoản thanh toán
dựa trên điện năng cắt giảm thực tế với giá thay đổi theo
thị trường điện, cạnh tranh với giá phát điện. Thanh toán
hiệu suất tương tự như thanh toán cho việc sử dụng điện.
2. Đăng kí
1. Hợp đồng
3. Đặt yêu cầu
Trong 6 tháng đầu năm 2017, giá thanh toán công suất
cắt giảm hay thanh toán cơ bản cho thị trường điều chỉnh
phụ tải dựa theo tính tin cậy là 16USD/kW còn, giá biên hệ
thống trung bình cho thị trường điều chỉnh phụ tải dựa
theo hiệu quả kinh tế là 0,069USD/kWh [3].
3. Đấu thầu nhu cầu
3. Quyết định
4. Yêu cầu cắt giảm
5. Tính toán nhu cầu
7. Thanh toán
6. Điều phối nhu cầu
7. Phân bổ thanh toán
Đơn vị
môi giới
Nguồn nhu cầu
KPX
Cơ chế giao dịch của thị trường điều chỉnh phụ tải như
trong hình 2 được thực hiện theo giải pháp Quản lý phu
̣ tải
(Demand-side Management) được thể hiện trong hình 3 [6].
Hình 2. Cơ chế giao dịch thị trường điều chỉnh phụ tải Hàn Quốc [6]
Có thể hình dung đây giống như một thị trường bán
điện âm, tức là thay vì phải mua điện từ các đơn vị phát
điện để đảm bảo nhu cầu thì KEPCO có thể mua sự cắt
giảm nhu cầu sử dụng điện. Người ta gọi thị trường điều
chỉnh phụ tải Hàn Quốc là thị trường “Negawatt” (Negative
và Megawatt). Thị trường “Negawatt” phát triển bùng nổ kể
từ năm 2014 sau khi Luật Kinh doanh Điện lực được sửa đổi
chứng kiến hàng loạt các doanh nghiệp năng lượng hoạt
động chỉ dựa trên nền tảng là công nghệ thông tin [7].
Thu thập dữ liệu
(mỗi 5 phút qua cảm biến)
Tính RRMSE
Truyền dữ liệu
Đặt yêu cầu
Tính CBL
Đấu thầu nhu cầu
Quyết định
Yêu cầu cắt giảm
Điều phối nhu cầu
Chương trình
DR
Tính toán nhu cầu
Nguồn nhu cầu
KPX
Hình 3. Cấu trúc giải pháp Quản lý phụ tải ở Hàn Quốc [6]
2.1.2. Thị trường điều chỉnh phụ tải tại Hàn Quốc
DSM trực tiếp thu thập dữ liệu bằng cảm biến sau mỗi 5
phút từ các nguồn cắt giảm nhu cầu như các hộ dân, tòa
nhà, chung cư và nhà máy. Sau đó, những dữ liệu này được
gửi đến máy chủ KPX sau mỗi 5 phút. Nếu tình trạng thiếu
điện xảy ra, KPX sẽ gửi lệnh cắt giảm nhu cầu đến DSM. Khi
đó, DSM sẽ tính toán Customer Baseline Load (CBL) của
khoảng thời gian thực hiện điều chỉnh phụ tải và sau đó,
liên hệ với các nguồn cắt giảm nhu cầu để yêu cầu mức
giảm điện năng theo hợp đồng, việc cắt giảm nhu cầu bắt
đầu. CBL là lượng điện dự đoán sử dụng của khách hàng
Thị trường điều chỉnh phụ tải tại Hàn Quốc hiện nay
gồm hai dịch vụ được đặt tên là “Load Curtailment” và
“Capacity DR” lần lượt hoạt động dựa theo hai loại DR chính
mà các quốc gia cũng như khu vực khác thường áp dụng
triển khai đó là “Economic/Energy” và “Capacity/Reliability”
tương đương với “thị trường điều chỉnh phụ tải dựa trên
hiệu quả kinh tế” và “thị trường điều chỉnh phụ tải dựa trên
tính tin cậy”. Điều chỉnh phụ tải dựa trên tính tin cậy tuân
theo điều độ của KPX tiết giảm phụ tải đỉnh trong vòng 1
38
P-ISSN 1859-3585 E-ISSN 2615-9619 SCIENCE - TECHNOLOGY
nếu không có yêu cầu cắt giảm từ KPX theo giờ. Việc tính thành công trong việc triển khai chương trình điều chỉnh
toán CBL có ý nghĩa quan trọng trong việc đưa ra quyết phụ tải. Dữ liệu từ năm 2018 cho thấy có hơn 3500 khách
định lượng cắt giảm nhu cầu của mỗi nguồn là bao nhiêu hàng cùng với hơn 20 đơn vị môi giới, trên 120000MWh cắt
cũng như lựa chọn nguồn nhu cầu phù hợp với độ tin cậy giảm được chỉ trong vài tháng đầu năm. Bảng 2 đưa ra các
[8]. DSM áp dụng hai cách tính để đưa ra được CBL là thông tin về số khách hàng tham gia vào chương trình điều
phương pháp Max 4/5 và phương pháp Mid 6/10 lần lượt chỉnh phụ tải, số đơn vị môi giới, công suất cắt giảm khả thi
được thể hiện ở hai công thức (1) và (2) [6].
và lượng điện cắt giảm thực tế trước và sau thời điểm áp
dụng thị trường điều chỉnh phụ tải mới [6, 9].
5
Load min(Load )
i
i
Xem xét sự thành công của thị trường điều chỉnh phụ
tải tại Hàn Quốc có thể nhận thấy được rằng việc đưa ra
mức giá cho nguồn nhu cầu dựa vào thị trường điện giống
như giá phát điện đã tạo ra sự cạnh tranh công bằng, thu
hút các khách hàng đăng kí tham gia trở thành nguồn DR
thông qua các đơn vị môi giới. Các nguồn DR có thể đăng kí
tham gia cả hai thị trường điều chỉnh phụ tải dựa vào độ tin
cậy cũng như hiệu quả kinh tế, điều này cũng thúc đẩy mức
độ tham gia của các nguồn DR vào chương trình. Việc
thanh toán dựa theo lượng công suất có thể tham gia vào
việc tiết giảm phụ tải đỉnh với giá cố định hàng tháng cũng
như thanh toán theo hiệu suất hay lượng điện năng cắt
giảm thực tế với giá dựa vào thị trường bán buôn cũng
được thực hiện thành công và hiệu quả cao tại Hàn Quốc
[10]. Những thành công của thị trường điều chỉnh phụ tải
Hàn Quốc là mô hình để các quốc gia khác trong đó có Việt
Nam tham khảo, đánh giá và triển khai.
max4/5
d,t
i1
CBL
(1)
4
max4/5
CBL
Trong đó,
là giá trị CBL ở thời điểm giờ thứ t của
d,t
(i 1;5)
ngày d; Loadi
là giá trị lượng điện sử dụng thực tế
trong 5 ngày liên tục (ngày làm việc bình thường) trước d.
10
Load min(Load ) max(Load )
i
i
i
mid6/10
d,t
i1
(2)
CBL
6
min6/10
Trong đó, CBLd,t là giá trị CBLở thời điểm giờ thứ t của
ngày d; Load là giá trị lượng điện sử dụng thực tế
i (i 1;10)
trong 10 ngày liên tục (ngày làm việc bình thường) trước d;
(i 1;10)
là tổng hai giá trị nhỏ nhất của Load
;
min(Load )
i
i
(i 1;10)
là tổng hai giá trị lớn nhất của Load
.
max(Load )
i
i
2.2. Singapore
Mỗi đơn vị môi giới có một công cụ DSM riêng biệt để
tính toán chính xác lượng nhu cầu cần thiết của mỗi nguồn
nhu cầu do đơn vị môi giới đó quản lý theo lệnh của KPX.
Trong quá trình vận hành hệ thống, khách hàng được yêu
cầu cắt giảm nhu cầu trong vòng một giờ kể từ khi có lệnh
điều độ. DSM cũng tính toán sai số RRMSE (sai số bình
Vào năm 2001, chính phủ Singapore quyết định khuyến
khích cải tạo thị trường điện và tại ra ra đơn vị đẻ quản lý
gám sách ngành điện và ngành khí là Energy Market
Authority (EMA). Thị trường điện quốc gia (NEMS) bao gồm
thị trường bán buôn theo thuộc gian thư
ban le băt đâu vân hanh vao 2003 dươi sư qua
Thị trường bán buôn chào giá ngày tới với chu kỳ giao
̣
̀
̣
̀
ng
phương trung bình tương đối) để xem xét sự chênh lệch
́
̉
́
̀
̣
̀
̀
́
̣
̉
́
̉a EMA.
giữa CBL và giá trị lượng điện năng thực tế mà khách hàng
tiêu thụ. Đối với Hàn Quốc, điều kiện để có thể đăng kí trở
thành nguồn DR là sai số RRMSE phải nhỏ hơn 30%, một số
thị trường điện khác như U.S PJM của Mỹ yêu cầu giá trị này
phải nhỏ hơn mức 20% [6]. Như vậy sai số này là khác nhau
giữa các quốc gia và cần được tính toán để phù hợp với yêu
cầu của hệ thống và thị trường điện của mỗi nước.
2.1.3. Kết quả của chương trình và định hướng của
chính phủ Hàn Quốc
Kể từ năm 2014, thị trường điều chỉnh phụ tải điện tại
Hàn Quốc đã phát triển nhanh chóng và là một mô hình
dịch là nửa giờ. Trong thị trường NEMS, các đơn vị phát
điện cạnh tranh chào giá để bán điện vào thị trường. Các
khách hàng tiêu thụ lớn có quyền mua điện từ thị trường
hoặc mua điện từ đơn vị bán lẻ điện thông qua hợp đồng.
Hàng ngày, căn cứ vào bản chào giá điện năng và dịch
vụ, dự báo phụ tải của bộ phận điều hành hệ thống điện,
EMC có trách nhiệm lập lịch huy động điện năng và dịch vụ
điều tiết, dự phòng quay cho cho các tổ máy trong mỗi chu
kỳ giao dịch dựa trên phương pháp đồng tối ưu điện năng
và dịch vụ phụ có xét đến các ràng buộc hệ thống điện.
Bảng 2. Thị trường điều chỉnh phụ tải sau khi áp dụng chương trình DR mới
12/2014-
05/2015
11
06/2015-
11/2015
15
12/2015-
05/2016
14
06/2016-
11/2016
15
12/2016-
05/2017
14
06/2017-
11/2017
17
12/2017-
05/2018
20
06/2018-
11/2018
22
Năm
Đơn vị môi giới
Khách hàng
861
1323
1519
1970
2223
3195
3580
3592
Công suất cắt
giảm khả thi (MW)
1520
2444
2889
3272
3885
4352
4271
4222
-
Lượng điện năng
cắt giảm (MWh)
115075
91034
98898
293955
113661
62110
121206
39
Website: https://tapchikhcn.haui.edu.vn Vol. 57 - No. 3 (June 2021) ● Journal of SCIENCE & TECHNOLOGY
KHOA HỌC
CÔNG NGHỆ
P-ISSN 1859-3585 E-ISSN 2615-9619
Năm phút trước mỗi chu kỳ giao dịch, EMC có trách nhiệm đồng BVP. Mức giá BVP được tính toán gần đúng dựa trên
công bố giá thị trường, lịch huy động điện năng và dịch vụ chi phí biên của người tham gia mới với quyền lợi được sử
phụ làm căn cứ cho PSO điều độ các tổ máy.
dụng những công nghệ phát điện mang tính kinh tế nhất
và chiếm hơn 25% nhu cầu phụ tải. BVP được đưa ra bởi
EMA theo từng quý. Việc thiết lập giá sàn nhằm mục đích
tránh để phía phụ tải lạm dụng chương trình DR, ví dụ như
trong những thời gian không tham gia chương trình DR sẽ
đăng kí mức giá rất thấp cho việc cắt giảm phụ tải. Vì vậy
mức giá sàn thường được đặt ra khá cao. Như vậy, chương
trình DR sẽ hạn chế được việc tự do điều chỉnh phụ tải theo
tín hiệu giá của chương trình đưa ra.
Ở thị trường bán lẻ, kể từ tháng 11/2018 đến tháng
5/2019, EMA từng bước đưa vào vận hành OEM. Mọi đối
tượng khách hàng có quyền lựa chọn mua điện từ SP
Group, các nhà bán lẻ hay trực tiếp trên thị trường bán
buôn [11].
2.2.1. Các mốc thời gian triển khai chương trình điều
chỉnh phụ tải tại Singapore
Điều chỉnh phụ tải trở thành một phần của NEMS từ
2004, khi Lược đồ tải (Interruptible Load) được giới thiệu.
Từ ngày 22/10/2012 đến 19/11/2012, Cơ quan điều tiết thị
trường năng lượng (EMA) đã ban hành một tài liệu tham
vấn công khai để thu thập ý kiến góp ý về phương pháp
tiếp cận tốt nhất để thực hiện một chương trình điều chỉnh
phụ tải trên thị trường điện quốc gia của Singapore (NEMS).
Chi phí ($/MWh)
Phần thứ j
LP
k, j
Từ năm 2016, Cơ quan quản lý thị trường năng lượng đã
giới thiệu một số chương trình DR để gia tăng tính cạnh
tranh trên thị trường điện quốc gia Singapore. Các khoản
thanh toán ưu đãi cho các đơn vị cung cấp DR được lấy từ
phí áp dụng cho tất cả các phụ tải và phí áp dụng cho đơn
vị bán lẻ. Khách hàng có thể tham gia trực tiếp hoặc thông
qua đơn vị bán lẻ hoặc đơn vị điều phối điều chỉnh phụ tải,
bao gồm các dịch vụ điều chỉnh phụ tải thông qua Dự án
Optiwatt 2016 về quản lý nhu cầu điện hoặc thông qua
chương trình điều chỉnh phụ tải điện 2016. EMA đã tiến
hành nhiều chương trình như chương trình Optiwatt tập
trung vào phần quản lý phụ tải (DSM) và chương trình DR
Công suất (MW)
LQk, j
Hình 4. Đơn chào phụ tải với các phần công suất/chi phí [13]
Tổng nhu cầu phụ tải được ước tính liên tục nếu phía
phụ tải không áp dụng sự cắt giảm phụ tải. Phía phụ tải sẽ
bị phạt nếu tiêu thụ ít điện hơn nhu cầu đã đăng kí. Tổng
nhu cầu phụ tải được yêu cầu phải lớn hơn tổng tất cả công
suất đã nêu ra trong đơn chào giá.
để tăng tính cạnh tranh. Năm 2017, chương trình giới hạn
phụ tải ở mức tối đa 7,2MW. Năm 2019, EMA thực hiện
đánh giá hiệu quả triển khai DR [12].
Tất cả các đơn chào giá từ phụ tải được chuyển đổi
thành hai nhóm:
oNhóm thứ nhất gồm tất cả các phần chi phí/công suất
từ các đơn chào giá của tải ((LKk,j, LQk,j), k = 1,…,H,
j = 1,…,Sk). Tất cả các hệ số trong nhóm này được lấy trực
tiếp từ đơn chào giá của phụ tải.
2.2.2. Thị trường điều chỉnh phụ tải tại Singapore [13]
Thị trường bán buôn hiện tại của Singapore là thị trường
thời gian thực (spot market) gồm các phiên chào giá với chu
kỳ nửa giờ. Trong mỗi phiên chào giá, các công ty phát điện
sẽ phát điện dựa trên nhu cầu phụ tải được dự báo và mức
độ sẵn sàng để tham gia vào thị trường trong các phiên kế
tiếp. Các phiên giao dịch giữa các bên tham gia gồm các
công ty phát điện và phụ tải sẽ được điều khiển bởi mô hình
thị trường thanh toán bù trừ (market clearing model-MCM).
Mô hình MCM dựa trên công suất của các tổ máy và khả
năng bù trừ thị trường bằng việc cung cấp cho các bên tham
gia (i) lịch trình điều độ tương ứng với chi phí điện ít nhất
(lịch trình điều độ tối ưu) và (ii) giá thị trường thanh toán bù
trừ (marker clearing price-MCP).
oNhóm thứ hai chỉ bao gồm một phần với chi phí PL và
công suất (PL,TNC). Đây là đơn chào giá được thực hiện để
tham gia quá trình bù trừ thị trường.
Tương tự kế hoạch điều độ cho các tổ máy, kế hoạch
phụ tải được phía phụ tải thực hiện với nội dung về công
suất kế hoạch mà phụ tải cần. Biến số l0 là lượng công suất
của phần không cắt giảm trong chương trình. Kế hoạch
phụ tải được thể hiện bằng vector
với
l l ,l ,...,l
0
H
1
, H là số đơn giá phụ tải. Ngoài
, k 1,...,H
lk lk,1,...,l
k
k,S
Nghiên cứu của Zhou và các cộng sự [13] đề xuất mô
hình MCM-DR áp dụng chương trình DR có xét đến sự chào
giá từ phía phụ tải. Trong chương trình DR này, chuỗi các
phần chi phí/công suất xác định lượng công suất mà người
tiêu dùng sẵn sàng để cắt giảm tương ứng với một mức giá.
Phần chi phí/công suất này của phía phụ tải được chào giá
với mức giảm dần (hình 4). Giá chào được yêu cầu cần cao
hơn giá sàn. Mức giá sàn đưa ra gấp 1,5 lần giá theo hợp
ra, các biến số lk và l lần lượt là tổng công suất trong kế
hoạch phụ tải trong một đơn chào giá và tổng công suất
phụ tải được xếp lịch nói chung.
Công suất bị cắt giảm của từng đơn giá được tính theo
công thức:
k
s
(3)
LC min LQMAX , LQ l ,k 1,...,H
k,j
k
k
k
j1
40
P-ISSN 1859-3585 E-ISSN 2615-9619 SCIENCE - TECHNOLOGY
H
thiểu là 0,1MW và đưa ra mức phạt cho phụ tải không tuân
thủ cắt giảm khi đã được xếp lịch.
Khi phụ tải cắt giảm công suất ( LC 0 ) phụ tải
k
k1
H
Năm 2019, EMA thực hiện đánh giá hiệu quả triển khai
được nhận tiền đền bù, đổi lại
LC 0 tức là phụ tải
k
và tìm các phương án cải thiện chương trinh DR [12]. EMA
đang tham khảo ý kiến về các giải pháp chống lợi dụng cơ
chế và thu hút thêm phụ tải tham gia bằng cách hạ giá sàn
tự đặt. Cơ chế bảo vệ sẽ ngẫu nhiên hoạt động bằng cách
loại bỏ một phụ tải tham gia chương trình DR khỏi quy
trình điều độ (cụ thể ở bước Look-ahead Run), sau đó phụ
tải sẽ bị giám sát để xem liệu họ vẫn cắt giảm sản lượng
dưới điều kiện hoạt động bình thường. Tần suất hoạt động
của cơ chế dự kiến thay đổi theo mức giá mua điện của phụ
tải trong chương trình DR. Trong quá trình thử nghiệm, giá
cơ sở được giảm xuống bằng với giá BVP. Cơ chế này giúp
phát hiện hành vi lợi dụng chương trình từ bên phụ tải.
k1
không tiến hành cắt giảm công suất, do vậy không được
nhận tiền đền bù. Tuy vậy, LCk được tính trên phần công
suất bị cắt giảm được điều độ, trong khi tiền đền bù được
tính theo phần công suất cắt giảm thực tế.
LCQk
Nâng
công suất
LREF LC
k
k
LREFkpre
Với tình hình chênh lệch giá USEP và BVP ngày càng lớn,
EMA nhận thấy giá sàn mua điện của chương trình DR ở
mức 1,5 lần giá BVP không có tính thu hút thêm các phụ tải
tham gia chương trình. Trong năm 2020, EMA sẽ thử
nghiệm giảm giá cơ sở xuống còn 1,3 lần giá BVP ở giai
đoạn một và 1,1 lần giá BVP ở giai đoạn hai.
Giảm
công suất
LREFk
1
2
h
Kết thúc
Bắt đầu
(điều độ)
2.3. Nhật Bản
Lưới điện Nhật bản có một đặc điểm đặc biệt là không
kết nối với bất kỳ quốc gia láng giềng nào khác và được
truyền tải bằng hệ thống xoay chiều và một chiều kết hợp.
Bên cạnh đó, các khu vực được vận hành với hai tần số khác
nhau: tần số 50Hz trên hệ thống điện từ miền Trung đến
cực Bắc Nhật Bản và tần số 60Hz trên hệ thống điện từ
miền Trung đến cực Nam Nhật Bản, kết nối với nhau thông
qua 3 trạm biến tần với tổng công suất 1200 MW [16-18].
Hình 5. Tính toán lượng phụ tải cắt giảm trong một phiên điều độ [13]
Hình 5 thể hiện quá trình tính toán lượng phụ tải cắt
giảm (LC) cho một phiên điều độ của mô hình MCM-DR.
2.2.3. Hiện trạng của chương trình điều chỉnh phụ tải
và định hướng của chính phủ Singapore
Khách hàng có thể tham gia chương trình DR ở hai thị
trường:
Năm 2012, chính phủ Nhật Bản thực hiện lộ trình cải
cách ngành điện gồm ba giai đoạn [22, 23]. Đến năm 2016,
hệ thống điện Nhật Bản chia thành 3 mảng lớn gồm phát
điện; truyền tải, phân phối điện và bán lẻ điện với nhiều
đơn vị tham gia ở mỗi mảng. Toàn bộ hoạt động trên thị
trường điện bán buôn do Sàn giao dịch điện lực Nhật Bản
(JPEX) vận hành [22, 23].
Thị trường bán buôn: có hai đặc trưng. Thứ nhất, sự
tham gia của bên phụ tải vào quá trình đấu giá năng lượng
và tự đặt ra giá cơ sở (baseline), tối thiểu bằng 1,5 lần giá
BVP. Thứ hai, cơ chế chia sẻ thặng dư tiêu dùng: bên cung
cấp phụ tải sau khi hoàn thành nghĩa vụ giảm phụ tải được
nhận 1/3 thặng dư tiêu dùng, là tích của phần phụ tải được
cắt giảm và phần giá điện bán buôn giảm do tiến hành
chương trình DR [14].
2.3.1. Các mốc thực hiện DR
Để giảm thiểu việc cắt điện sau sự cố hạt nhân năm
2011, trong giai đoạn 2011 - 2015, chính phủ Nhật Bản đã
ban hành nhiều chính sách để giảm thiểu nhu cầu sử dụng
điện của khách hàng. Theo đó khi khách hàng công nghiệp
bắt buộc phải giảm 15% mức sử dụng điện trong giờ cao
điểm. Kết quả của những nỗ lực trên là phụ tải đỉnh của
mùa hè các năm đó giảm đi đáng kể [19].
Dịch vụ thứ cấp: phụ tải tham gia thị trường dịch vụ thứ
cấp thông qua chương trình phụ tải gián đoạn (Interruptible
load). Phần phụ tải được cắt giảm sẽ thay thế cho dự phòng
quay. Khi được xếp lịch cung cấp dịch vụ thứ cấp, phần phụ
tải cắt giảm được trả theo giá dự trữ dự phòng được cập nhật
mỗi 30 phút, như một đơn vị phát điện.
Ở thị trường bán buôn, số lượng phụ tải tham gia chương
trình DR vẫn còn rất hạn chế. Hệ thống điện của Singapore
có biên dự trữ lớn, dẫn đến tần suất kích hoạt chương trình
DR còn ít, lợi ích kinh tế chưa nhiều. Trong năm 2018, chỉ có
2,35% khoảng thời đủ điều kiện để kích hoạt chương trình
[15]. Ở thị trường dịch vụ thứ cấp, hiện có bảy đơn vị tham
gia với tổng công suất phụ tải ngắt được là 27,5MW. Vào
năm 2018, EMA tiến hành hai thay đổi: cho phép liên kết phụ
tải để khách hàng đạt mức yêu cầu phụ tải ngắt được tối
Bảng 3. Nhu cầu phụ tải đỉnh tại khu vực dịch vụ TEPCO [20]
Ngày
2010 (23/7)
59,99
(100%)
35,7
2011 (18/8)
49,22
2012 (30/8)
50,78
-15,4%
35,6
Phụ tải đỉnh (GW)
Mức giảm
Nhiệt độ cao (oC)
-18%
36,1
Trước khi chính thức vận hành thị trường Negawatt vào
năm 2017 thì Nhật Bản đã triển khai một số dự án với các
đề mục DR báo trước 10 phút/ 1 giờ/ 1 ngày [7].
41
Website: https://tapchikhcn.haui.edu.vn Vol. 57 - No. 3 (June 2021) ● Journal of SCIENCE & TECHNOLOGY
KHOA HỌC
CÔNG NGHỆ
P-ISSN 1859-3585 E-ISSN 2615-9619
Tháng 12/2016, METI đưa ra hướng dẫn cho chương
Nghiên cứu [22] sử dụng dữ liệu từ thí nghiệm thực địa
trình DR đê
̉
̣
ch giữa các đơn vị để đánh giá sự ảnh hưởng của DR lên lượng điện tiêu thụ
n truyền của người dùng. Dự án này được thực hiện ở Kyoto, Nhật
̀u khiển các thiết bị tiêu thụ năng lượng Bản từ 23/7 tới 28/9/2012. Hội đồng này gồm các cơ quan
tham gia vào chương trình DR và các tiêu chuâ
thông cho phép điê
thông minh.
̉
địa phương, các công ty năng lượng tư nhân, các trường
đại học, và nhiều tổ chức nghiên cứu khác với mục đích là
xây dựng được một hệ thống năng lượng cho cộng đồng
thống minh cho các khu vực trên. Những bên tham gia
trong thí nghiệm này gồm có các hộ gia đình và các căn hộ
trong thành phố Kyoto.
Tháng 4/2017 METI chính thức vận hành thị trường
Negawatt đê mua bán điện năng tiết kiệm được từ các hệ
thống phát điện mặt trời áp mái ở các khu dân cư. Thị
trường này hoạt động như môt trung gian trong việc giúp
khách hàng thương mại và công nghiệp giảm thiểu tiêu
thụ năng lượng theo yêu cầu của các công ty điện [19]. Các
đơn vị điều phối được thanh toán cho phần nhu cầu cắt
giảm này và chi trả cho các khách hàng tham gia theo
lượng điện năng mà họ đã cắt giảm.
Những bên tham gia thí nghiệm này được lựa chọn qua
bốn bước. Đầu tiên, một cuộc khảo sát được thực hiện trên
40710 hộ gia đình trong khu vực. Qua các bước tự nguyện
tham gia ứng tuyển vào chương trình và đánh giá hồ sơ lọc
ra được 691 hộ và được phân chia ngẫu nhiên làm bốn
nhóm, với nhóm A gồm 153 hộ là nhóm không được áp
dụng các giải pháp của chương trình DR. Nhóm B, nhóm C
và nhóm D là những nhóm được áp dụng giải pháp của
chương trình DR với số lượng hộ tham gia lần lượt là 154,
192, 192. Mặc dù nhóm C và D được chia vào các thí
nghiệm ở mùa đông, hai nhóm này vẫn được phân tích
tương tự như ở thí nghiệm vào mùa hè.
Kể từ khi thị trường đi vào vận hành, hằng năm một
cuộc đấu giá được tổ chức tiến hành đấu thầu cho công
suất DR. Các công ty điện sau đó sẽ trả tiền điện hàng năm
khoảng từ 3000 - 5000 yên (25 - 42Eur) mỗi kW cho các đơn
vị điều phối như là các trung gian giúp khách hàng tiêu thụ
giảm phụ tải của mình khi được yêu cầu. Mỗi đơn vị điều
phối sử dụng một phần thanh toán này để trả cho khách
hàng sử dụng cuối cùng và công ty điện năng vì doanh thu
của họ bị suy giảm do giảm mức tiêu thụ điện [16].
Yên/kWh
Thị trường đóng một vai trò quan trọng trong việc bảo
đảm tính ổn định của lưới điện. Phiên đấu thầu đầu tiên
năm 2017 về điều chỉnh phụ tải điện thu về khoảng 1GW
công suất cắt giảm từ các khách hàng thương mại và công
nghiệp. Các công ty điện năng tham gia thị trường
Negawatt buộc phải đấu thầu và mua ít nhất 20MW công
suất cắt giảm.
105
85
CPP
65
45
2.3.2. Chương trình điều chỉnh phụ tải tại Nhật Bản
Chương trình DR của Nhật Bản được áp dụng theo hai
dạng chính đến nay đã được nghiên cứu: một dạng dựa
trên giá (price-based DR) như giá theo thời gian sử dụng
(ToU) hoặc giá giờ cao điểm critical peak pricing (CPP);
dạng thứ hai là chi trả khoản tiền khuyến khích (IP). Đối
với giải pháp TOU, giá sẽ thay đổi trong ngày (năm) để đạt
được lượng phụ tải cần cắt giảm tại một thời điểm định
trước [21]. TOU thường có 2 tới 3 mức giá trong một ngày.
Sự thay đổi phía phụ tải có thể được xem là một yếu tố để
thay đổi mức giá trong ngày theo hai cách. Hoặc là hệ
thống sẽ thông báo tới khách hàng giá điện ở một mức
công suất tiêu thụ nhất định tại những thời điểm sắp tới
và sau đó khách hàng sẽ tự thay đổi lượng điện sử dụng
của họ, hoặc các thiết bị sử dụng điện sẽ tự động phản
ứng theo một chương trình lập trình tự động trước. CPP
về cơ bản khá giống với TOU, ngoại trừ việc các công ty
phát điện có thể kêu gọi các sự kiện chạm đỉnh trong thời
gian giá thị trường bán buôn cao hoặc trong các tình
huống khẩn cấp [21]. Một sự kiện chạm đỉnh kéo dài
trong một số giờ nhất định, trong đó giá điện tăng đáng
kể để bù trừ cho những phụ tải đã cắt giảm. Khi sự kiện
chạm đỉnh xảy ra, thời gian và giới hạn tăng của giá có thể
được xác định trước hoặc xác định dựa trên lượng phụ tải
cần cắt giảm cho sự kiện đó.
TOU
Time of the Day
16 24
Hình 6. Giá của các giải pháp của chương trình DR [22]
25
13
Hình 6 thể hiện mức giá DR cho các nhóm được áp dụng
hai giải pháp TOU và CPP. Ở đây, giá sàn cho các hộ dân
được tính ở mức là 25 yên/kWh. Với nhóm C và nhóm D, giải
pháp TOU được áp dụng trong khoảng thời gian từ 13:00
đến 16:59 vào các ngày trong tuần và thêm vào 20 yên/kWh
so với mức giá cơ bản (25 yên/kWh). Giải pháp CPP có ba
mức: mức thứ nhất thêm 40 yên/kWh, mức thứ hai thêm 60
yên/kWh và mức thứ ba thêm 80 yên/kWh so với mức giá của
giải pháp TOU. Như vậy, ta có bốn giải pháp được đưa ra là
TOU, CPP40, CPP60 và CPP80. Những sự thay đổi giá này
được thông báo trước đến các hộ tiêu thụ.
2.3.3. Kết quả chương trình điều chỉnh phụ tải và định
hướng của chính phủ Nhật Bản
Kết quả chi tiết được trình bày ở tài liệu tham khảo [22].
Tổng kết lại, kết quả của các mô hình ước lượng sự ảnh
hưởng của giá tham chiếu chương trình DR lên lượng tiêu
thụ điện của khách hàng được rút ra như sau:
Giải pháp TOU giảm lượng tiêu thụ xuống trung bình
4,7%, trong khi CPP80 giảm lượng tiêu thụ xuống 14%.
42
P-ISSN 1859-3585 E-ISSN 2615-9619 SCIENCE - TECHNOLOGY
Điều này chứng tỏ mức giá khuyến khích đưa ra kích thích
người tiêu thụ điện điều chỉnh phụ tải hiệu quả.
[4]. KEPCO. Overview of Korea’s Electric Power Industry.
[5]. U.S EIA, 2017. Country Analysis Brief: South Korea. U.S Energy Inf. Adm.,
no. July, pp. 1–20.
[6]. W. Ko, H. Vettikalladi, S. H. Song, H. J. Choi, 2020. Implementation of a
demand-side management solution for South Korea’s demand response program.
Appl. Sci., vol. 10, no. 5, 2020, doi: 10.3390/app10051751.
[7]. GSGF, 2016. Demand Response Status and Initiatives Around The World.
Glob. Smart Grid Fed. Rep.
[8]. J. Lee, S. Yoo, J. Kim, D. Song, H. Jeong, 2016. Improvements to the
customer baseline load (CBL) using standard energy consumption considering
energy efficiency and demand response. Energy, vol. 144, pp. 1052–1063, 2doi:
10.1016/j.energy.2017.12.044.
[9]. KEPCO, 2020. The Korea Electric Power Statistics in 2019.
[10]. J. Chae, S. K. Joo, 2017. Demand response resource allocation method
using mean-variance portfolio theory for load aggregators in the Korean demand
response market. Energies, vol. 10, no. 7, doi: 10.3390/en10070879.
[11]. Open Electricity Market. What is Open Electricity Market (OEM).
[12]. Energy Market Authority, 2019. Review Of The Demand Response
Programme Information And Consultation Paper.
[13]. S. Zhou, Z. Shu, Y. Gao, H. B. Gooi, S. Chen, K. Tan, 2017. Demand
response program in Singapore’s wholesale electricity market. Electr. Power Syst.
Res., vol. 142, pp. 279–289, doi: 10.1016/j.epsr.2016.09.022.
[14]. T. Brown, S. Newell, D. Oates, K. Spees, 2015. International Review of
Demand Response Mechanisms. Aemc, no. October, p. 83.
[15]. T. Brown, S. Newell, D. Oates, K. Spees, 2019. International Review of
Demand Response Mechanisms in Wholesale Markets. Australian Energy Market
Commission.
[16]. M. Jensterle, M. Venjakob, 2019. Smart power grids and integration of
renewables in Japan. Current activities concerning smart grids implementation,
energy system digitisation and integration of renewables. Berlin: adelphi.
[17]. H. Tachikawa, 2019. Electric Power Industry in Japan. J. Illum. Eng.
Inst. Japan (Shomei Gakkai Shi), vol. 14, no. 9, pp. 381–403, doi:
10.2150/jieij1917.14.9_381.
Bên cạnh đó, yêu cầu tiết kiệm năng lượng (đối với
nhóm B) giảm 4%. Như vậy, người áp dụng chương trình
DR không chỉ nhận được khuyến khích về giá, mà sự thoải
mái cũng tăng lên do số lần bị yêu cầu tiết kiệm điện được
giảm xuống.
Với tầm nhìn mà Bộ Kinh tế, Thương mại và Công nghiệp
đã trình bày trong Sáng kiến Đổi mới Mở và Bền vững
(Sustainable Open Innovation Initiative), điều chỉnh phụ tải
điện và các công nghệ thông minh khác có thể được tích
hợp vào trong các nhà máy điện ảo (VPP) tương lai. Trong
bối cảnh này, khách hàng tiêu thụ có thể được xem như là
một nguồn lực không chỉ về nhu cầu cắt giảm khi thiếu điện
mà còn về khả năng cấp và lưu trữ năng lượng cho toàn
cộng đồng. Để hình thành một nhà máy điện ảo cần tập hợp
các nguồn năng lượng phân tán, bao gồm cả bên cung và
bên cầu. EnergyPool, mô
báo đạt được thỏa thuận cho DR hợp tác với lưới điện của hai
công ty điên lưc Tokyo và Kansai [16].
3. KÊT LUÂN
̣t môi giới trung gian VPP, đã thông
̣
̣
́
̣
Điều chỉnh phụ tải có thể tạo ra lợi nhuận khi tham gia
vào thị trường điện, bằng cách giảm nhu cầu ở phí phụ tải,
hoặc phía cung bằng cách “bán lại” lượng điện đáng lẽ ra đã
được tiêu thụ. Ngoài ra lợi ích của nó cũng đến từ các dịch vụ
phụ trợ và việc đấu thầu lượng công suất cắt giảm hàng
năm. Các nhà môi giới được phép thay mặt cho các đơn vị
phụ tải để tham gia vào quá trình điều chỉnh bằng cách ký
hợp đồng trực tiếp với phụ tải hoặc cung cấp các dịch vụ với
nhà bán lẻ. Bên cạnh đó, cơ chế đấu thầu khả năng cung cáp
công suất cắt giảm mang lại một nguồn thu lớn cho các
nguồn DR ở các thị trường và nó là cơ chế quan trọng nhất
trong lộ trình tích hợp DR vào thị trường bán buôn.
[18]. P. SPORN, 2020. The Electric Power Industry in Japan. Vistas Electr.
Power, pp. 253–334, doi: 10.1016/b978-1-4832-8396-8.50008-0.
[19]. H. Lee, 2017. The Lesson From Demand Response in Japan. People Int.
J. Soc. Sci., vol. 3, no. 1, pp. 26–38, doi: 10.20319/pijss.2017.31.2638.
[20]. T. Hiroshi, 2013. How Japan Overcame the Power Crisis.
[21]. P. Du, N. Lu, H. Zhong, 2019. Demand Response in Smart Grids.
[22]. F. Mizutani, T. Tanaka, E. Nakamura, 2018. The effect of demand
response on electricity consumption under the existence of the reference price
effect: Evidence from a dynamic pricing experiment in Japan. Electr. J., vol. 31, no.
1, pp. 16–22, doi: 10.1016/j.tej.2018.01.004.
Từ kinh nghiệm vận hành thị trường điều chỉnh phụ tải
các nước kể trên, có thể thấy rằng việc liên lạc hai chiều
giữa người vận hành và các bên cung cấp DR là rất quan
trọng. Từ những thông tin thu thập được, hệ thống sẽ xác
định được tải cơ sở của nguồn DR và đưa ra các hình thức
thanh toán khuyến khích phù hợp. Để tích hợp DR vào thị
trường điện cần phải xem xét nhiều khía cạnh như độ tin
cậy, kinh tế và dung lượng nguồn cung. Thị trường điện
Việt Nam có thể tìm thấy các cơ chế tương thích và phù
hợp với các đặc điểm của hệ thống để có thể triển khai một
cách hiệu quả.
AUTHORS INFORMATION
Nguyen Duc Tuyen1, Do Van Long1, Tran Quoc Ngu1, Le Viet Thinh1,
Dang Hoang Anh1, Duong Manh Cuong2
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]. US Department of Energy, 2006. Benefits of Demand Response in
Electricity Markets and Recommendations for Achieving Them.
1School of Electrical Engineering, Hanoi University of Science and Technology
2Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ)
[2]. M. H. Albadi, E. F. El-Saadany, 2007. Demand response in electricity
markets: An overview. 2007 IEEE Power Eng. Soc. Gen. Meet. PES, pp. 1–5, doi:
10.1109/PES.2007.385728.
[3]. Navigant, 2017. Demand Response Discussion Paper: Utilization Payments.
43
Website: https://tapchikhcn.haui.edu.vn Vol. 57 - No. 3 (June 2021) ● Journal of SCIENCE & TECHNOLOGY
8 trang
20/04/2022
3080
Bạn đang xem tài liệu "Tổng quan về điều chỉnh phụ tải qua kinh nghiệm vận hành thị trường điện của một số quốc gia", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- tong_quan_ve_dieu_chinh_phu_tai_qua_kinh_nghiem_van_hanh_thi.pdf
