Thị trường điện bán buôn: Cách thức điện năng được mua, bán và định giá trước khi đến tay bạn

Thị trường điện bán buôn: Cách thức điện năng được mua, bán và định giá trước khi đến tay bạn

Định nghĩa về thị trường điện bán buôn
Thị trường điện bán buôn là thị trường hàng hóa nơi các đơn vị phát điện bán điện cho các công ty điện lực, nhà bán lẻ năng lượng và các khách hàng công nghiệp lớn trước khi điện năng đến tay người tiêu dùng cuối cùng. Không giống như hầu hết các loại hàng hóa khác, điện năng không thể lưu trữ ở quy mô lớn một cách kinh tế, điều này có nghĩa là cung và cầu phải được cân bằng trong thời gian thực — và các cơ chế định giá thị trường phản ánh sự ràng buộc đặc thù này. Giá điện bán buôn được thiết lập thông qua các phiên đấu giá thanh toán mỗi 5 phút hoặc tối đa 24 giờ trước khi giao hàng, tùy thuộc vào cấu trúc của thị trường. Tại Hoa Kỳ, khoảng hai phần ba phụ tải điện được phục vụ bởi các khu vực vận hành thị trường bán buôn có tổ chức, được quản lý bởi Ủy ban Điều tiết Năng lượng Liên bang (FERC).

Mục lục

  1. Thị trường điện bán buôn là gì?
  2. Cách xác định giá điện bán buôn: Thứ tự ưu tiên (Merit Order)
  3. Thị trường ngày tới và thời gian thực: Hai lớp thị trường
  4. Định giá biên theo vị trí (LMP) và tắc nghẽn lưới điện
  5. Thị trường công suất: Trả phí cho sự sẵn sàng, không chỉ sản lượng
  6. Dịch vụ phụ trợ: Dịch vụ khẩn cấp cho lưới điện
  7. ISO và RTO: Ai vận hành thị trường bán buôn?
  8. Cách giá bán buôn tác động đến hóa đơn của bạn
  9. Các câu hỏi thường gặp
  10. Những điểm chính cần nhớ

Thị trường điện bán buôn là gì?

Khoảng một phần ba hóa đơn tiền điện của bạn được quyết định bởi một thị trường hàng hóa mà có lẽ bạn chưa từng nghe đến — thị trường điện bán buôn. Hai phần ba còn lại bao gồm phí truyền tải, cơ sở hạ tầng phân phối tại địa phương và các chi phí chính sách của nhà nước. Dưới đây là cách phần thị trường hàng hóa này thực sự vận hành.

Điện được sản xuất tại các nhà máy điện — lò phản ứng hạt nhân, tuabin khí tự nhiên, nhà máy nhiệt điện than, trang trại điện gió, mảng năng lượng mặt trời — và được truyền tải qua các đường dây cao áp đến các trung tâm dân cư. Trước khi điện năng đó đến tay người tiêu dùng, nó phải đi qua thị trường bán buôn: nơi các đơn vị phát điện bán điện số lượng lớn và các công ty điện lực hoặc nhà bán lẻ năng lượng mua lại.

Điện là một loại hàng hóa có đặc tính bất thường: không thể lưu trữ ở quy mô lớn. Không giống như dầu trong bể chứa hay lúa mì trong kho, các electron được tạo ra tại nhà máy điện phải được tiêu thụ gần như đồng thời với quá trình sản xuất. Cung và cầu phải cân bằng trong thời gian thực — đến từng giây. Nếu không, tần số lưới điện sẽ lệch khỏi mức 60 Hz (ở Bắc Mỹ) hoặc 50 Hz (ở châu Âu), và các hệ thống sẽ tự ngắt. Quản lý sự cân bằng này là thách thức vận hành cốt lõi của các thị trường điện bán buôn.

Bối cảnh bãi bỏ quy định: Cấu trúc thị trường điện bán buôn hiện đại của Hoa Kỳ hình thành từ việc bãi bỏ quy định liên bang trong những năm 1990. Trước khi bãi bỏ quy định, các công ty điện lực là những đơn vị độc quyền theo chiều dọc — họ sở hữu cả phát điện, truyền tải và phân phối trong một khu vực dịch vụ duy nhất và bán điện với mức giá được quy định. Lệnh số 888 của FERC (1996) yêu cầu các công ty điện lực mở đường dây truyền tải của họ cho đối thủ cạnh tranh. Lệnh số 2000 của FERC (1999) khuyến khích thành lập các Tổ chức Truyền tải Khu vực (RTO) để quản lý lưới điện độc lập với các đơn vị phát điện. Hai lệnh này đã tạo ra khung pháp lý cho các thị trường bán buôn cạnh tranh.

Cách xác định giá điện bán buôn: Thứ tự ưu tiên (Merit Order)

Thứ tự ưu tiên (merit order) là cơ chế xác định nhà máy điện nào được vận hành và mức giá điện được chốt trên thị trường bán buôn.

Đây là logic cốt lõi: mỗi nhà máy điện đều có chi phí biên ngắn hạn (SRMC) — chi phí để sản xuất thêm một megawatt giờ (MWh) điện với giả định nhà máy đã được xây dựng và đang hoạt động. Chi phí này chủ yếu là chi phí nhiên liệu. Một trang trại điện mặt trời hoặc điện gió có SRMC gần bằng 0 (không tốn nhiên liệu). SRMC của nhà máy hạt nhân chủ yếu là chi phí nhiên liệu uranium và nhân công vận hành — thấp nhưng không bằng 0. SRMC của nhà máy khí tự nhiên (loại chạy nền cao điểm) chủ yếu là chi phí khí đốt — tương đối cao.

Đơn vị điều hành lưới điện (ISO hoặc RTO) thu thập các giá chào từ tất cả các đơn vị phát điện trong khu vực. Các đơn vị phát điện gửi mức giá thấp nhất mà họ sẵn sàng cung cấp điện. Sau đó, đơn vị điều hành lưới điện xếp các giá chào này từ thấp đến cao — danh sách này chính là thứ tự ưu tiên (merit order).

Thứ tự ưu tiên trong thực tế:

Thứ hạng Loại nhà máy SRMC điển hình Tại sao chào giá thấp?
1 Điện gió và điện mặt trời ~$0/MWh Không tốn chi phí nhiên liệu; chào giá bằng hoặc gần bằng 0
2 Hạt nhân $10–20/MWh Chi phí nhiên liệu thấp; được thiết kế chạy liên tục
3 Than (phụ tải nền) $20–40/MWh Nhiên liệu rẻ; được thiết kế vận hành liên tục
4 Khí hỗn hợp (CCGT) $30–70/MWh Chi phí nhiên liệu khí vừa phải
5 Khí chu trình đơn (chạy đỉnh) $60–150+/MWh Sử dụng nhiều khí trên mỗi MWh; chỉ chạy khi nhu cầu đỉnh

Đơn vị điều hành lưới điện chấp nhận các giá chào bắt đầu từ mức rẻ nhất cho đến khi đáp ứng đủ nhu cầu. Giá chào cuối cùng (đắt nhất) được chấp nhận sẽ thiết lập mức giá thanh toán — đây gọi là giá thanh toán thống nhất hoặc giá thanh toán thị trường (MCP). Mọi đơn vị phát điện có giá chào được chấp nhận đều nhận được cùng mức giá này, bất kể giá chào của họ là bao nhiêu.

Đây chính là cơ chế khiến sự kiện thời tiết lạnh tại Texas vào tháng 2 năm 2021 trở nên vô cùng đắt đỏ: nhu cầu cực cao (do nhu cầu sưởi ấm trong tuần lạnh kỷ lục), và phần lớn công suất phát điện đã ngừng hoạt động hoặc bị hạn chế do nhiệt độ quá thấp. Giá thanh toán đã chạm mức trần của thị trường ERCOT là $9,000/MWh — mức tối đa cho phép — trong thời gian dài. Người tiêu dùng và nhà cung cấp bán lẻ chịu giá thị trường thời gian thực đã phải đối mặt với hóa đơn tiền điện cao gấp nhiều lần so với mức bình thường.

Tại sao khí tự nhiên thường xuyên quyết định giá: Tại hầu hết các thị trường bán buôn ở Bắc Mỹ và châu Âu, phát điện bằng khí tự nhiên thường là nhà máy “biên” (đơn vị cuối cùng được chấp nhận, quyết định giá) vì các nhà máy khí có tính linh hoạt cao (có thể tăng giảm công suất nhanh) và thường có đủ số lượng để cân bằng thị trường ở hầu hết các mức nhu cầu. Điều này có nghĩa là giá điện bán buôn có mối tương quan chặt chẽ với giá khí tự nhiên — đặc biệt là ở các thị trường sử dụng nhiều khí như PJM và ERCOT. Khi giá khí tăng vọt (như trong mùa đông 2021–2022 tại châu Âu sau khi Nga tiến hành chiến dịch tại Ukraine), giá điện bán buôn cũng tăng vọt tương ứng.

Thị trường ngày tới và thời gian thực: Hai lớp thị trường

Các thị trường điện bán buôn hoạt động trong hai khung thời gian nối tiếp nhau, cùng nhau xử lý những bất định trong việc dự báo nhu cầu và sản xuất.

Thị trường ngày tới (DAM)

Thị trường ngày tới là một phiên đấu giá được thực hiện vào ngày trước khi giao hàng. Các đơn vị vận hành lưới điện công bố dự báo nhu cầu cho mỗi giờ của ngày hôm sau. Các đơn vị phát điện và đơn vị cung cấp phụ tải gửi giá chào mua và bán. Đơn vị vận hành lưới điện thực hiện thanh toán thị trường và công bố giá ngày tới cho mỗi giờ.

Những người tham gia khớp lệnh trong thị trường ngày tới có trách nhiệm tài chính theo lịch trình đó và bị cố định ở mức giá ngày tới — ngay cả khi điều kiện thực tế khác đi.

Thị trường ngày tới cung cấp:
– Sự chắc chắn về giá cho hầu hết người tham gia (họ biết trước chi phí/doanh thu 24 giờ)
– Thông tin quy hoạch lưới điện (đơn vị vận hành biết khoảng bao nhiêu điện sẽ được phát vào ngày mai)
– Phòng ngừa rủi ro đối với biến động giá thời gian thực

Tại các thị trường vận hành tốt, khoảng 80–90% lượng điện được cam kết và định giá trong thị trường ngày tới.

Thị trường thời gian thực (RTM)

Thị trường thời gian thực xử lý các sai lệch so với lịch trình ngày tới — nhu cầu thực tế luôn khác so với dự báo, và các nhà máy điện có thể không cung cấp đủ sản lượng theo lịch trình do sự cố thiết bị.

Giá thời gian thực được chốt mỗi 5 phút tại hầu hết các thị trường Hoa Kỳ. Cơ chế thanh toán cũng giống như ngày tới (thứ tự ưu tiên) nhưng sử dụng điều kiện nhu cầu và khả năng đáp ứng thực tế tại thời điểm đó.

Giá thời gian thực biến động mạnh hơn giá ngày tới — đôi khi rất kịch tính. Một đợt nắng nóng bất ngờ vào mùa hè, một nhà máy lớn bị ngắt điện, hoặc sự thiếu hụt sản lượng điện gió có thể khiến giá thời gian thực tăng vọt so với giá ngày tới chỉ trong vài phút.

Mối quan hệ giữa hai thị trường: Hầu hết những người tham gia thị trường phòng ngừa rủi ro thời gian thực bằng cách giao dịch trên thị trường ngày tới. Một đơn vị phát điện bán điện vào thị trường ngày tới với giá $50/MWh sẽ được bảo vệ nếu giá thời gian thực giảm xuống $20/MWh (họ vẫn nhận được $50). Một đơn vị cung cấp phụ tải mua ngày tới với giá $50 được bảo vệ nếu giá thời gian thực tăng lên $200/MWh. Sự chênh lệch giữa ngày tới và thời gian thực là “rủi ro cơ sở” mà những người tham gia sành sỏi quản lý rất tích cực.

Định giá biên theo vị trí (LMP) và tắc nghẽn lưới điện

Hầu hết các thị trường bán buôn tại Hoa Kỳ sử dụng Định giá biên theo vị trí (LMP) — một hệ thống trong đó giá điện thay đổi tùy theo vị trí trên lưới điện, thay vì đồng nhất trên toàn bộ khu vực.

Điều này nghe có vẻ kỹ thuật nhưng logic rất đơn giản: giá điện không chỉ phản ánh chi phí sản xuất mà còn cả chi phí truyền tải điện năng đến nơi cần thiết thông qua mạng lưới truyền tải.

Tại sao giá thay đổi theo vị trí: Lưới truyền tải có giới hạn vật lý. Một đường dây 500 kV chỉ có thể truyền tải một số lượng megawatt nhất định. Khi nhu cầu vượt quá công suất của đường dây, đơn vị vận hành lưới điện phải đối mặt với tình trạng tắc nghẽn — họ không thể đơn giản là truyền điện từ nhà máy rẻ nhất đến tất cả các địa điểm.

Khi đường dây truyền tải bị tắc nghẽn, đơn vị vận hành phải:
1. Giảm sản lượng từ các máy phát rẻ tiền ở phía “quá tải” của điểm tắc nghẽn
2. Tăng sản lượng từ các máy phát đắt hơn ở phía “nhẹ tải” (phía nhu cầu)

Điều này làm tăng giá thực tế tại địa điểm bị hạn chế. LMP ghi nhận chi phí này một cách rõ ràng: LMP tại bất kỳ nút nào trên lưới điện là tổng của ba thành phần:

LMP = Thành phần năng lượng + Thành phần tắc nghẽn + Thành phần tổn thất

Ý nghĩa thực tế: Một dự án năng lượng tái tạo ở vị trí xa xôi — một trang trại điện gió ở miền tây Kansas, một trang trại điện mặt trời ở vùng nông thôn New Mexico — có thể đối mặt với mức LMP thấp hơn đáng kể so với trung bình hệ thống nếu đường truyền tải giữa nó và các trung tâm tiêu thụ bị tắc nghẽn kéo dài. Các nhà đầu tư mô hình hóa kinh tế của các dự án như vậy phải tính đến LMP dự kiến tại vị trí của dự án (giá tại thanh cái), không phải mức trung bình khu vực.

Khung LMP cũng tạo ra Quyền truyền tải tài chính (FTRs) — các công cụ tài chính giúp phòng ngừa chi phí tắc nghẽn. Những người tham gia đối mặt với rủi ro tắc nghẽn (các đơn vị cung cấp phụ tải ở phía bị hạn chế của nút thắt) có thể mua FTR để cố định thành phần tắc nghẽn trong LMP của họ.

Thị trường công suất: Trả phí cho sự sẵn sàng, không chỉ sản lượng

Một thị trường chỉ dựa trên năng lượng (energy-only) — nơi các máy phát chỉ được trả tiền khi họ sản xuất điện — tạo ra một vấn đề nổi tiếng: nó có thể không cung cấp đủ động lực để các đơn vị phát điện đầu tư và duy trì công suất dự phòng cần thiết cho độ tin cậy trong các thời kỳ nhu cầu đỉnh điểm cực đoan.

Vấn đề thiếu hụt kinh phí: Một nhà máy khí chạy đỉnh có thể kiếm được phần lớn doanh thu chỉ trong vài trăm giờ mỗi năm (trong các đợt cao điểm mùa hè). Nếu mức trần giá thị trường năng lượng quá thấp, hoặc nếu có quá ít giờ cao điểm để tạo ra đủ doanh thu, các đơn vị vận hành nhà máy chạy đỉnh có thể đóng cửa nhà máy của họ — để lại lưới điện với công suất dự phòng không đầy đủ.

Giải pháp tại hầu hết các thị trường Hoa Kỳ: Thị trường công suất, tách biệt với thị trường năng lượng, trả phí cho các máy phát dựa trên tính sẵn sàng của họ — cam kết sẵn sàng sản xuất — thay vì sản lượng thực tế.

Tại thị trường công suất:
– Các đơn vị vận hành lưới điện xác định khu vực cần bao nhiêu công suất (theo MW) từ 3–4 năm trước để đảm bảo độ tin cậy
– Các đơn vị phát điện và nguồn ứng phó nhu cầu chào giá để cung cấp công suất đó
– Một phiên đấu giá công suất được thực hiện, và các nguồn được chấp nhận sẽ nhận được khoản thanh toán công suất (tính theo $/MW-năm)
– Các đơn vị nhận thanh toán công suất có nghĩa vụ phải sẵn sàng trong các thời kỳ nhu cầu cao

Các thị trường công suất lớn tại Hoa Kỳ:

Thị trường Khu vực Đơn vị vận hành
RPM (Mô hình định giá độ tin cậy) PJM (Trung Đại Tây Dương, Trung Tây) PJM Interconnection
ICAP (Công suất lắp đặt) New England ISO-NE
ICAP New York NYISO
Không áp dụng ERCOT (Texas) ERCOT (thị trường chỉ dựa trên năng lượng)
Không áp dụng MISO (Trung Tây, Nam) MISO (đang chuyển sang thị trường công suất)

Mô hình chỉ dựa trên năng lượng của ERCOT (Texas) dựa vào việc cho phép giá năng lượng tăng vọt lên mức rất cao trong thời gian khan hiếm — về lý thuyết là tạo động lực cho đầu tư đầy đủ. Cơn bão mùa đông tháng 2 năm 2021 là một bài kiểm tra áp lực cho mô hình này: giá đã được chốt ở mức $9,000/MWh nhưng vẫn không thể ngăn chặn tình trạng mất điện diện rộng vì vấn đề nằm ở khả năng phát điện trong điều kiện cực lạnh chứ không phải do thiếu hụt công suất dự phòng theo đúng nghĩa.

Dịch vụ phụ trợ: Dịch vụ khẩn cấp cho lưới điện

Ngay cả với một thị trường năng lượng vận hành tốt và công suất đầy đủ, đơn vị vận hành lưới điện vẫn cần các dịch vụ bổ sung để duy trì độ tin cậy theo từng giây. Đây là các dịch vụ phụ trợ — được trả phí tách biệt với năng lượng.

Các loại dịch vụ phụ trợ chính:

Điều tần (Frequency regulation): Lưới điện phải duy trì tần số 60 Hz (Bắc Mỹ) hoặc 50 Hz (châu Âu). Tần số giảm khi nhu cầu vượt cung và tăng khi cung vượt cầu. Các đơn vị vận hành lưới điện thu mua dịch vụ điều tần từ các nhà máy điện (và ngày càng nhiều từ pin lưu trữ) có thể điều chỉnh công suất tăng hoặc giảm trong vài giây để phản hồi các tín hiệu điều khiển tự động. Các đơn vị cung cấp dịch vụ điều tần được trả phí đặt chỗ cộng với phí thực hiện.

Dự phòng quay (Spinning reserve): Các máy phát đang trực tuyến, đồng bộ với lưới điện và có khả năng tăng công suất trong vòng 10–15 phút. Nếu một máy phát lớn đột ngột ngắt điện, đơn vị vận hành lưới điện cần công suất thay thế ngay lập tức. Các đơn vị cung cấp dự phòng quay được trả phí để giữ công suất sẵn sàng ngay cả khi họ không bao giờ phải sử dụng đến.

Dự phòng không quay (operating reserve): Các máy phát có thể khởi động trực tuyến trong vòng 30 phút. Ít giá trị hơn dự phòng quay vì chúng không thể phản hồi nhanh bằng.

Hỗ trợ điện áp (công suất phản kháng): Lưới điện cũng cần điện áp được duy trì trong các phạm vi chấp nhận được. Một số nhà máy điện cung cấp công suất phản kháng — một loại điện năng hỗ trợ mức điện áp — như một dịch vụ phụ trợ.

Ứng phó nhu cầu (Demand response): Các khách hàng công nghiệp lớn đồng ý cắt giảm sử dụng điện theo yêu cầu từ đơn vị vận hành lưới điện. Họ được trả tiền vì đồng ý giảm phụ tải khi cần thiết, về cơ bản hoạt động như một “nhà máy điện ảo” làm giảm nhu cầu thay vì tăng cung. Các nhà máy luyện nhôm, nhà máy xử lý nước và các cơ sở sản xuất lớn là những đối tượng tham gia ứng phó nhu cầu điển hình.

Dịch vụ phụ trợ tạo thêm nguồn thu nhập cho các nhà máy điện có khả năng linh hoạt — đặc biệt là các nhà máy khí chạy đỉnh, thủy điện và ngày càng nhiều là các hệ thống pin quy mô lớn. Đối với các đơn vị vận hành lưới điện, việc thu mua các dịch vụ phụ trợ đầy đủ là một bài tập quản lý độ tin cậy diễn ra song song với thị trường năng lượng và công suất.

ISO và RTO: Ai vận hành thị trường bán buôn?

Tại các khu vực có thị trường bán buôn cạnh tranh, thị trường được vận hành bởi một Đơn vị vận hành hệ thống độc lập (ISO) hoặc Tổ chức truyền tải khu vực (RTO). Đây là các tổ chức phi lợi nhuận vận hành lưới truyền tải và điều hành thị trường bán buôn mà không sở hữu bất kỳ tài sản phát điện hoặc truyền tải nào.

Các ISO và RTO chính tại Hoa Kỳ:

Đơn vị vận hành Khu vực Các tiểu bang bao phủ Phụ tải ước tính
PJM Interconnection Trung Đại Tây Dương và Trung Tây DC, DE, IL, IN, KY, MD, MI, NJ, NC, OH, PA, TN, VA, WV ~900 TWh/năm
MISO Trung Tây và Nam 15 bang + Manitoba ~700 TWh/năm
CAISO California Chủ yếu là California ~280 TWh/năm
SPP Trung tâm Hoa Kỳ 14 bang ~280 TWh/năm
ERCOT Texas Hầu hết Texas ~400 TWh/năm
ISO-NE New England 6 bang New England ~125 TWh/năm
NYISO New York Bang New York ~165 TWh/năm

Khoảng hai phần ba phụ tải điện của Hoa Kỳ nằm trong các khu vực của RTO/ISO. Một phần ba còn lại — các phần của Đông Nam, Tây Bắc Thái Bình Dương và các khu vực khác — vẫn được phục vụ bởi các công ty điện lực tích hợp theo chiều dọc hoạt động dưới các cấu trúc giá được nhà nước quy định, không có thị trường bán buôn có tổ chức theo cùng nghĩa như trên.

FERC quản lý các ISO và RTO theo Đạo luật Năng lượng Liên bang, thiết lập các quy tắc cho thiết kế thị trường, tính minh bạch về biểu giá và không phân biệt đối xử. Các ủy ban tiện ích công cộng của tiểu bang quản lý hoạt động bán lẻ điện — mối liên kết giữa giá bán buôn và mức giá người tiêu dùng thực tế phải trả.

Cách giá bán buôn tác động đến hóa đơn của bạn

Giá điện bán buôn chiếm khoảng một phần ba hóa đơn tiền điện sinh hoạt điển hình. Phần còn lại bao gồm cơ sở hạ tầng vật lý và chi phí quản lý điều tiết.

Cấu trúc hóa đơn tiền điện sinh hoạt điển hình tại Hoa Kỳ:

Thành phần Tỷ trọng ước tính Nội dung chi phí
Năng lượng (bán buôn) ~30–35% Chi phí hàng hóa điện thực tế
Truyền tải ~10–15% Đường dây cao áp chuyển điện từ máy phát đến nơi phân phối
Phân phối ~25–35% Dây dẫn địa phương, máy biến áp và hạ tầng cung cấp điện đến nhà
Lợi ích hệ thống / chính sách ~15–25% Các chương trình của tiểu bang: trợ cấp năng lượng tái tạo, hỗ trợ người thu nhập thấp, chương trình tiết kiệm điện

Dữ liệu của ISO New England nhất quán cho thấy năng lượng bán buôn chiếm khoảng một phần ba hóa đơn bán lẻ đối với khách hàng sinh hoạt — mặc dù con số này thay đổi tùy theo tiểu bang và công ty điện lực.

Cách thức kết nối từ bán buôn đến bán lẻ:

Tại các tiểu bang quản lý theo công ty điện lực tích hợp, một công ty điện lực mua (hoặc tự sản xuất) điện bán buôn và bán theo giá bán lẻ do ủy ban tiện ích công cộng tiểu bang ấn định. Các đợt điều chỉnh giá diễn ra không thường xuyên — đôi khi cách nhau nhiều năm — vì vậy những thay đổi giá bán buôn ngắn hạn không xuất hiện ngay lập tức trên hóa đơn khách hàng.

Tại các tiểu bang đã bãi bỏ quy định bán lẻ (Texas, Illinois, Ohio, các phần của vùng Đông Bắc), người tiêu dùng có thể chọn nhà cung cấp điện. Những người ký hợp đồng giá cố định được bảo vệ khỏi các cú sốc giá bán buôn ngắn hạn. Những người sử dụng hợp đồng giá biến đổi hoặc chỉ số (nơi giá bán lẻ theo sát giá bán buôn) sẽ chịu rủi ro biến động. Đây là lý do tại sao một số khách hàng sinh hoạt ở Texas nhận được hóa đơn tiền điện từ $5,000–17,000 trong cuộc khủng hoảng tháng 2 năm 2021 — họ đang ở trong các hợp đồng biến đổi chịu ảnh hưởng của mức giá thời gian thực $9,000/MWh.

Các câu hỏi thường gặp

Tại sao chúng ta không lưu trữ điện dư thừa và sử dụng khi giá cao?

Chúng ta đang ngày càng làm được điều đó, nhưng ở quy mô hạn chế. Các hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) có thể lưu trữ điện trong nhiều giờ, và các hồ chứa thủy điện tích năng có thể lưu trữ năng lượng trong nhiều ngày. Nhưng tổng công suất lưu trữ được lắp đặt trên toàn cầu chỉ là một phần nhỏ so với nhu cầu tức thời — quá nhỏ để làm phẳng đường cong nhu cầu một cách đáng kể. Lưu trữ đang phát triển nhanh chóng (đặc biệt là pin quy mô lớn ở Hoa Kỳ và châu Âu), nhưng yêu cầu cân bằng thời gian thực của lưới điện vẫn sẽ là ràng buộc cơ bản trong nhiều thập kỷ.

Tại sao điện gió đôi khi có giá điện âm?

Các nhà máy điện gió thường chào giá âm trên thị trường thời gian thực vì họ có chi phí nhiên liệu bằng 0 và, tại Hoa Kỳ, nhận được Tín dụng Thuế Sản xuất (PTC) trị giá khoảng $26–28/MWh cho mỗi MWh được sản xuất. Họ sẽ tiếp tục sản xuất (và nhận tín dụng thuế) ngay cả khi giá thị trường là âm, miễn là giá không thấp hơn giá trị của tín dụng thuế. Đây là lý do tại sao các thị trường có nhiều điện gió như ERCOT và MISO thường xuyên thấy giá thời gian thực âm vào các giờ ban đêm khi gió thổi mạnh và nhu cầu thấp.

Sự khác biệt giữa công ty điện lực và ISO là gì?

Một công ty điện lực sở hữu tài sản phát điện, truyền tải và/hoặc phân phối và phục vụ khách hàng bán lẻ. Một ISO/RTO không sở hữu bất kỳ tài sản nào — nó là đơn vị điều hành thị trường và điều phối lưới điện. Trong các thị trường cạnh tranh, một ISO điều phối hàng trăm nhà máy điện và công ty điện lực, điều hành các phiên đấu giá và đảm bảo hệ thống duy trì sự cân bằng, mà không có bất kỳ lợi ích tài chính nào trong kết quả. Sự độc lập này chính là điều cho phép thị trường cạnh tranh vận hành — không có bên tham gia nào kiểm soát được thị trường.

Giá khí tự nhiên ảnh hưởng đến hóa đơn tiền điện của tôi như thế nào?

Tại hầu hết các thị trường Hoa Kỳ, phát điện bằng khí tự nhiên là nguồn nhiên liệu biên quyết định giá — nghĩa là các nhà máy khí thiết lập giá điện bán buôn cho phần lớn thời gian. Khi giá khí tự nhiên Henry Hub tăng, giá điện bán buôn sẽ theo sau, và cuối cùng giá bán lẻ sẽ phản ánh điều này thông qua các đợt điều chỉnh giá của công ty điện lực hoặc điều chỉnh hợp đồng giá biến đổi. Đây là lý do tại sao giá điện châu Âu năm 2022 — khi nguồn cung khí đốt của Nga bị cắt giảm — đã đạt mức phi thường: đà tăng giá khí đốt đã trực tiếp chuyển thành đà tăng giá điện thông qua cơ chế thứ tự ưu tiên.

Cá nhân hoặc công ty có thể phòng ngừa rủi ro giá điện không?

Có. Các khách hàng công nghiệp lớn (nhà máy, trung tâm dữ liệu, nhà máy luyện nhôm) thường phòng ngừa rủi ro thông qua Thỏa thuận mua bán điện (PPA) — hợp đồng dài hạn với các đơn vị phát điện tái tạo giúp cố định giá điện. Các công ty điện lực phòng ngừa rủi ro thông qua mua bán kỳ hạn trên thị trường bán buôn. Các nhà bán lẻ tại các tiểu bang đã bãi bỏ quy định cung cấp hợp đồng bán lẻ giá cố định, chuyển chi phí phòng ngừa rủi ro cho người tiêu dùng để đổi lấy sự chắc chắn về giá. Độ phức tạp của việc phòng ngừa rủi ro điện năng rất cao vì giá thay đổi theo địa điểm, thời gian trong ngày và mùa cùng một lúc.

Những điểm chính cần nhớ

Related Reading

To deepen your understanding of the topics covered in this article, explore these related guides: how carbon costs feed directly into wholesale power prices, the cap-and-trade programme that prices CO2 in European power markets and the fuel that still sets the marginal generation cost in many grids.

Understanding Commodities
Understanding Commodities

Understanding Commodities là trang web giáo dục miễn phí, trung lập, giải thích cách thức vận hành của thị trường hàng hóa toàn cầu dành cho các nhà nhập khẩu, xuất khẩu, doanh nghiệp nông nghiệp và nhà sản xuất. Mỗi bài hướng dẫn đều được viết từ góc độ kinh doanh, không phải từ sàn giao dịch. Không môi giới. Không mục đích ẩn ý. Không biệt ngữ.

Continue Reading

More guides from Understanding Commodities

Arabica và Robusta: Sự khác biệt chính cho chuyên gia thương mại

Định nghĩa về Arabica và Robusta Arabica (Coffea arabica) và Robusta (Coffea canephora) là hai loài cà phê chủ đạo...

Read article →

Chuỗi cung ứng than là gì? Các giai đoạn, phương thức vận tải và các bên chủ chốt

Chuỗi cung ứng than là gì? Từ khai thác, cảng xuất khẩu đến người dùng cuối — giải thích về...

Read article →

Dầu đậu nành và dầu cọ: So sánh, thị trường và chênh lệch giá

So sánh dầu đậu nành và dầu cọ: hồ sơ dinh dưỡng, thị phần toàn cầu, sàn giao dịch, cơ...

Read article →

Choose language

EnglishDeutschFrançaisNederlandsEspañolPolskiItalianoPortuguêsPortuguês (BR)TürkçeΕλληνικάRomânăMagyarУкраїнськаРусскийLietuviškaiLatviešuEestiSvenskaNorskSuomi中文العربيةTiếng ViệtAfrikaansIndonesia한국어Melayu日本語हिन्दीไทยTagalogاردوবাংলা