|
Bản dịch này thuộc quyền sở hữu của
THƯ VIỆN PHÁP LUẬT. Mọi hành vi sao chép, đăng tải lại mà không có sự đồng ý của
THƯ VIỆN PHÁP LUẬT là vi phạm pháp luật về Sở hữu trí tuệ.
THƯ VIỆN PHÁP LUẬT has the copyright on this translation. Copying or reposting it without the consent of
THƯ VIỆN PHÁP LUẬT is a violation against the Law on Intellectual Property.
X
CÁC NỘI DUNG ĐƯỢC SỬA ĐỔI, HƯỚNG DẪN
Các nội dung của VB này được VB khác thay đổi, hướng dẫn sẽ được làm nổi bật bằng
các màu sắc:
: Sửa đổi, thay thế,
hủy bỏ
Click vào phần bôi vàng để xem chi tiết.
|
|
|
Đang tải văn bản...
Quyết định 55/QĐ-ĐTĐL 2019 Quy trình Lập lịch huy động vận hành thời gian thực
Số hiệu:
|
55/QĐ-ĐTĐL
|
|
Loại văn bản:
|
Quyết định
|
Nơi ban hành:
|
Cục Điều tiết điện lực
|
|
Người ký:
|
Nguyễn Anh Tuấn
|
Ngày ban hành:
|
14/06/2019
|
|
Ngày hiệu lực:
|
Đã biết
|
Ngày công báo:
|
Đang cập nhật
|
|
Số công báo:
|
Đang cập nhật
|
|
Tình trạng:
|
Đã biết
|
BỘ CÔNG THƯƠNG
CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
--------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
Số: 55 /QĐ-ĐTĐL
|
Hà Nội, ngày 14
tháng 6 năm 2019
|
QUYẾT ĐỊNH
BAN
HÀNH QUY TRÌNH LẬP LỊCH HUY ĐỘNG VÀ VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC
CỤC TRƯỞNG CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
Căn cứ Quyết định số 3771/QĐ-BCT ngày 02
tháng 10 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định chức năng, nhiệm vụ,
quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực;
Căn cứ Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15
tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán
buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện;
Theo đề nghị của Trưởng phòng Thị trường
điện,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban hành kèm theo Quyết định này Quy trình Lập lịch huy động
và vận hành thời gian thực hướng dẫn thực hiện Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày
15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường
bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
Điều 2. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký.
Điều 3. Chánh Văn phòng Cục, các Trưởng phòng, Giám đốc Trung tâm
Nghiên cứu phát triển thị trường điện lực và Đào tạo thuộc Cục Điều tiết điện
lực, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Giám đốc các đơn vị điện lực và đơn
vị có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
Nơi nhận:
-
Bộ trưởng (để b/c);
- Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng (để b/c);
- Như Điều 3;
- Lưu: VT, PC, TTĐ.
|
CỤC
TRƯỞNG
Nguyễn
Anh Tuấn
|
QUY TRÌNH
LẬP LỊCH HUY ĐỘNG VÀ VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC
(Ban hành kèm theo Quyết định số 55/QĐ-ĐTĐL ngày 14 tháng 6 năm 2019
của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực)
Chương I
QUY ĐỊNH
CHUNG
Quy trình này quy định
về trình
tự, phương pháp và trách nhiệm của các đơn vị trong việc lập lịch
huy động tổ máy ngày tới, chu kỳ giao dịch tới, vận hành thời gian thực trong
thị trường điện.
Quy trình này áp dụng đối với các đơn vị tham gia thị
trường điện sau đây:
1. Đơn vị
mua buôn điện.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Trong Quy trình này, các thuật ngữ dưới
đây được hiểu như sau:
1. AGC
(viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống
thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện
nhằm duy trì tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo
nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát điện.
2. Bản
chào giá là bản chào bán điện năng lên thị trường điện của mỗi tổ máy, được
đơn vị chào giá nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu
bản chào giá quy định tại Quy trình này.
3. Bản
chào giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, chu
kỳ giao dịch tới.
4. Bản chào
giá mặc định là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp
không nhận được bản chào giá hợp lệ của Đơn vị phát điện.
5. Can
thiệp vào thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận
hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại Điều 46 Quy trình này.
6. Công
suất công bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ
máy phát điện được đơn vị chào giá hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện và Đơn vị phát điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố
theo lịch vận hành thị trường điện.
7. Công
suất điều độ là mức công suất của tổ máy phát điện được
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ
giao dịch.
8. Công
suất huy động chu kỳ giao dịch tới là mức
công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho chu kỳ
giao dịch đầu tiên trong lịch huy động chu kỳ giao dịch tới.
9. Công suất huy động ngày tới là mức
công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao dịch
trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.
10. Dịch
vụ phụ trợ là các dịch vụ điều chỉnh tần số, dự phòng khởi động nhanh, vận
hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi động
đen.
11. Dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số bao gồm các dịch vụ điều tần và
dịch vụ dự phòng quay.
12. Đơn
vị chào giá là các đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá
trong thị trường điện, bao gồm các Đơn vị phát điện hoặc các nhà máy điện được
đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện
bậc thang.
13. Đơn
vị mua buôn điện là đơn vị điện lực có chức năng mua buôn điện
trên thị trường điện giao ngay (tại các điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện
và lưới phân phối điện và tại các điểm giao nhận với các nhà máy điện trên lưới
phân phối). Trong giai đoạn đầu vận hành thị trường điện, đơn vị mua buôn điện
bao gồm 05 Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Tổng công ty
Điện lực miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí
Minh).
14. Đơn
vị mua điện là đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện với vai trò là bên
mua điện, bao gồm đơn vị mua buôn điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Công ty Mua
bán điện –
đơn vị được
Tập đoàn Điện lực Việt Nam ủy quyền thực hiện chức năng mua điện).
15. Đơn
vị nhập khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản
lý các hợp đồng nhập khẩu điện, trong đó các điểm giao nhận nhập khẩu trên lưới
điện truyền tải có đấu nối hoặc không đấu nối vào hệ thống điện quốc gia theo quy
định.
16. Đơn vị
phát điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường
điện và ký hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với đơn vị mua điện.
17. Đơn vị
phát điện gián tiếp giao dịch là Đơn vị
phát điện có nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện và
không áp dụng cơ chế thanh toán trên thị trường điện.
18. Đơn
vị phát điện trực tiếp giao dịch là Đơn vị phát điện có nhà
máy điện được chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
19. Đơn
vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép
hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận
hành lưới điện truyền tải quốc gia.
20. Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị
chỉ huy điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ
thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.
21. Đơn vị xuất
khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng xuất
khẩu điện với điểm giao nhận xuất khẩu trên lưới điện truyền tải thuộc hệ thống
điện quốc gia theo quy định.
22. Giá
sàn bản chào là mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được
phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.
23. Giá
trần bản chào là mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được
phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.
24. Giá
trị nước là mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ
thủy điện khi được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong
tương lai, tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.
25. Hệ
thống thông tin thị trường điện là hệ thống các trang thiết
bị và cơ sở dữ liệu phục vụ quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quản lý.
26. Hợp
đồng mua bán điện là hợp đồng mua bán điện ký kết
giữa đơn vị mua điện với đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ
Công Thương ban hành.
27. Lập
lịch có ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động
các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.
28. Lập
lịch không ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động
các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
29. Lịch huy
động chu kỳ giao dịch tới là lịch huy động dự kiến của các
tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và các
chu kỳ giao dịch trong 03 giờ liền kề sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện tính toán, công bố.
30. Lịch huy
động ngày tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp
dịch vụ phụ trợ cho các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
31. Mô
hình mô phỏng thị trường điện là hệ thống các phần mềm
mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và tính giá điện năng thị trường được
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
32. Mô
hình tính toán giá trị nước là hệ thống các phần mềm tối ưu
thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm,
tháng và tuần.
33. Mức nước giới hạn là mức nước thượng lưu thấp
nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong
tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy
định tại Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn
do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
34. Mức nước
tối ưu là mức nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi
tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt
hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố.
35. Năm
N là năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm
dương lịch.
36. Ngày
D là ngày giao dịch hiện tại.
37. Nhà máy
điện BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh
- Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm
quyền.
38. Nhà máy
thủy điện chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thủy điện trong
danh mục nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội,
quốc phòng, an ninh do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc thuộc danh mục nhà
máy điện phối hợp vận hành với nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng
về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Bộ Công Thương phê duyệt.
39. Nhóm
nhà máy thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện,
trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thuỷ điện bậc thang trên chiếm
toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thuỷ điện bậc thang dưới và
giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn
01 tuần.
40. Nguồn
khí PM3 là nguồn khí thiên nhiên được lấy từ mỏ PM3-CAA
và lô 46 Cái Nước cung cấp cho Cụm nhà
máy điện Cà Mau.
41. Nguồn khí
Nam Côn Sơn là nguồn khí thiên nhiên được lấy từ bể khí Nam
Côn Sơn, cung cấp cho các nhà máy điện tuabin
khí khu vực Đông Nam Bộ (Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.1 mở rộng, BOT - Phú
Mỹ 2.2, BOT - Phú Mỹ 3, Phú Mỹ 4, Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch
2, Bà Rịa).
42. Nguồn khí
Cửu Long là nguồn khí đồng hành được lấy từ bể khí Cửu Long, cung cấp cho các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ
2.1, Phú Mỹ 2.1 mở rộng và Phú Mỹ 4.
43. Nút
giao dịch là vị trí được sử dụng để xác định sản lượng điện năng giao nhận
cho các giao dịch mua bán điện trên thị trường điện giao ngay trong thị trường
điện.
44. Phần
mềm lập lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới
và chu kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát điện
trong thị trường điện.
45. Phần mềm
tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn là phần mềm
để tính toán lịch lên xuống các tổ máy nhiệt điện và biểu đồ
huy động của các tổ máy được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận
hành thị trường điện tuần và tính
toán lập biểu đồ của các nhà máy điện ngoài thị trường điện.
46. Phụ tải hệ
thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về
đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ
giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có
tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng
30 MW không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy
điện bậc thang trên cùng một dòng sông thuộc một Đơn vị phát điện có tổng công
suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 60 MW (đáp ứng tiêu chuẩn áp dụng biểu giá chi phí
tránh được).
47. PV Gas là Tổng công ty khí Việt Nam.
48. Suất hao
nhiệt là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản
xuất ra một đơn vị điện năng.
49. Tháng
M là tháng hiện tại vận hành thị trường điện,
được tính theo tháng dương lịch.
50. Thị trường điện giao ngay là thị
trường thực hiện lập lịch huy động, tính toán giá thị trường theo bản chào và
thanh toán theo từng chu kỳ giao dịch trong ngày cho các giao dịch mua bán điện
năng giữa các đơn vị phát điện và các đơn vị mua điện.
51. Thiếu
công suất là tình huống khi tổng công suất công bố của tất cả các Đơn vị
phát điện nhỏ hơn nhu cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.
52. Thông
tin bảo mật là các thông tin mật theo quy định của pháp
luật hoặc theo thỏa thuận giữa các bên.
53. Thông
tin thị trường là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến
các hoạt động của thị trường điện.
54. Thời
điểm chấm dứt chào giá là thời điểm mà sau đó các Đơn vị
phát điện không được phép thay đổi bản chào giá ngày tới, trừ các trường hợp đặc
biệt được quy định trong Quy trình này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt
chào giá ngày D là 11h30 của ngày D-1.
55. Thứ
tự huy động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản
chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.
56. Thừa công
suất là tình huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của
các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và công suất dự kiến huy động của các
nhà máy điện thuộc các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện công bố tại một
miền hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ
tải miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo.
57. Tổ máy khởi
động chậm là tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hoà lưới trong
thời gian nhỏ hơn 30 phút.
58. Tuần T là
tuần hiện tại vận hành thị trường điện.
Các đơn vị có trách nhiệm công bố và cung cấp thông tin theo quy
định tại Quy trình Quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị
trường điện do Cục Điều tiết Điện lực ban hành theo thứ tự ưu tiên sau đây:
1. Trang
thông tin điện tử thị trường điện.
2. Thư điện
tử từ địa chỉ do các đơn vị đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
3. Fax theo
số fax do các đơn vị đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Giao dịch
trực tiếp qua đường điện thoại có ghi âm hoặc nộp trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
Các đơn vị phát điện chỉ thực hiện
công bố và cung cấp thông tin qua phương tiện quy định tại Khoản 2, Khoản 3 và Khoản
4 Điều này khi các đơn vị phát điện thông báo và nhận được sự chấp thuận của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
1. Ngày giao
dịch được tính từ thời điểm 00h00 đến 24h00 của ngày dương lịch.
2. Chu kỳ
giao dịch là 60 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi giờ trong ngày giao dịch.
Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Cục Điều tiết điện lực xem xét
giảm chu kỳ giao dịch xuống 30 phút.
3. Chu kỳ điều
độ là 60 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi giờ trong ngày giao dịch. Khi
các điều kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Cục Điều tiết điện lực xem xét giảm
chu kỳ điều độ xuống 30 phút đồng bộ với việc giảm chu kỳ giao dịch tại Khoản 2
Điều này.
1. Giá chào của các tổ máy phát điện trên thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến giá trần
bản chào.
2. Đối với tổ
máy nhiệt điện:
a) Mức giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng
năm, điều chỉnh hàng tháng.
b) Giá sàn của tổ máy nhiệt điện là 01 đồng/kWh.
3. Đối với tổ
máy thủy điện:
a) Giá trần bản chào của các tổ máy thuỷ điện được
thực hiện theo quy định tại Điều 7 Quy trình này;
b) Giá sàn bản chào của tổ máy thuỷ điện là 0 đồng/kWh.
1. Giá trần
bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định
căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà máy, cụ thể như sau:
a) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:
- Giá trị nước của nhà máy thủy điện;
- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện
tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.
b) Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm công bố giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt
điện tháng tới cho các nhà máy thuỷ điện cùng thời gian biểu công bố giá trần bản
chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.
2. Giá trần
bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được
xác định như sau:
a) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:
- Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường;
- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện
tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.
b) Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới
hạn tuần thì giá trần bản chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần tiếp
theo bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ
thống điện. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục
áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này từ thứ
Ba tuần kế tiếp. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm công bố giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống
điện;
c) Trường hợp nhà máy thuỷ điện đặt tại miền có dự phòng điện năng
thấp hơn 5% được công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện
trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện
Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành thì giá trần bản
chào của nhà máy thủy điện trong miền này của tuần đánh giá bằng chi phí biến đổi
của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi dự phòng điện
năng của miền bằng hoặc cao hơn 5%, nhà máy điện trong miền này tiếp tục áp dụng
giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
3. Hàng tuần,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán giá trần bản chào các tổ máy thủy điện của nhà máy
thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần tham gia thị trường điện
theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này;
b) Công bố kết quả tính toán giá trần bản chào của từng tổ máy thủy
điện của nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần tham gia
thị trường điện áp dụng cho tuần tới và các thông số đầu vào phục vụ tính toán
bao gồm: Giá trị nước, giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống
điện, giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham
gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.
4. Nhà máy
thủy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm:
a) Chào giá tuân thủ các quy định về giá trần bản chào và giá sàn
bản chào;
b) Đáp ứng các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ
du và các ràng buộc về thủy văn khác.
Bản chào giá mặc định được
xác định như sau:
1. Đối với các nhà máy nhiệt điện, bản chào giá mặc định là bản chào
giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp
với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản chào giá mặc định là bản chào
giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào
giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm
xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương
ứng với các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 28 hàng tháng.
2. Đối với
các nhà máy thủy điện:
a) Đối với các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02
ngày, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Đơn vị phát điện
có trách nhiệm cập nhật bản chào giá sửa đổi cho phù hợp với tình hình thực tế
để đáp ứng yêu cầu hệ thống điện;
b) Đối với nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày
trở lên và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, bản chào giá mặc định như sau:
- Áp dụng mức giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu
về lưu lượng cấp nước hạ du;
- Áp dụng mức giá trần bản chào của tổ máy quy định tại Điều 7 Quy
trình này cho phần sản lượng còn lại.
c) Bản chào của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức
nước giới hạn được đơn vị chào giá thực hiện theo nguyên tắc sau:
- Chào giá sàn cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp
nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền;
- Chào giá trần cho phần sản lượng còn lại;
- Giá trần bản chào áp dụng cho nhà máy thủy điện vi phạm mức nước
giới hạn 02 tuần bằng giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống
điện.
Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng
cho tuần tới của các tổ máy thủy điện và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện trước 15h00 ngày thứ Bảy hàng tuần. Trong trường hợp Đơn vị
chào giá không gửi bản chào giá mặc định hoặc bản chào mặc định không đúng quy
định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng
bản chào giá mặc định theo nguyên tắc quy định tại Điểm này cho tổ máy để sử dụng
làm bản chào giá lập lịch.
1. Sản lượng điện năng xuất khẩu trong lập lịch huy động được tính như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán
dự báo phụ tải hệ thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch
tới.
2. Sản lượng
điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động được tính như nguồn phải phát với
biểu đồ đã được công bố trước trong lập lịch huy động ngày
tới và chu kỳ giao dịch tới.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm
phối hợp với đơn vị cấp khí và vận hành hệ thống khí để đảm bảo cung cấp khí
cho phát điện theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
1. Ưu tiên
huy động cao nhất khả năng phát điện của Cụm nhà máy điện Cà Mau
nhằm sử dụng tối ưu tài nguyên khí của quốc gia với lượng khí được
cung cấp từ nguồn khí PM3-CAA có tính đến điều kiện kinh tế – kỹ
thuật của hệ thống cung cấp khí, hệ thống điện quốc gia và tình
hình thuỷ văn (theo Chỉ thị số 05/CT-BCT ngày 30 tháng 01 năm 2019 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương).
2. Lịch huy
động của Cụm nhà máy điện Cà Mau được tính toán trong bài toán tối ưu chung của toàn
hệ thống, theo điều kiện thực tế của khả năng cấp khí, điều kiện thực tế của nhu cầu phụ tải điện, điều kiện vận hành của
hệ thống điện quốc gia sau khi huy động các nhà máy thủy điện.
1. Nguồn khí
Cửu Long được ưu tiên sử dụng trước nguồn khí Nam Côn Sơn để sử dụng hết lượng
khí đồng hành.
2. Đảm bảo cung cấp khí Nam Côn Sơn cho các Nhà máy điện BOT Phú Mỹ 2.2
và Phú Mỹ 3 theo cam kết của hợp đồng mua bán điện tương ứng.
3. Tính toán
việc sử dụng khí của các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện
căn cứ theo lịch huy động được lập theo bản chào giá của các Đơn vị phát điện
trên cơ sở sử dụng tối ưu nguồn khí theo quy định tại Điều 21 Quy trình này.
1. Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số phải đảm bảo
yêu cầu kỹ thuật của các tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần theo quy định tại Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Việc lựa chọn tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần và dự phòng quay được
thực hiện theo thứ tự ưu tiên như sau:
a) Đảm bảo các ràng buộc vận hành của hệ thống điện quốc gia và hệ
thống điện miền;
b) Tốc độ tăng giảm tải;
c) Đảm bảo tối ưu chi phí mua điện;
d) Đảm bảo tối ưu sử dụng nước.
1. Xác định
nhu cầu công suất dự phòng điều tần thứ cấp tự động cho từng chu kỳ giao dịch i
theo quy định tại Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ.
2. Xác định
danh sách các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số theo nguyên tắc
quy định tại Điều 13 bao gồm các tổ máy gián tiếp tham gia thị trường điện và
trực tiếp tham gia thị trường điện (nếu có);
3. Sử dụng phần
mềm lập lịch huy động, lập lịch có ràng buộc để tính toán biểu đồ huy động Lập
lịch huy động các tổ máy đảm bảo các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện và nhu cầu công
suất dự phòng điều tần thứ cấp tự động.
4. Tính toán tổng công suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy
gián tiếp tham gia thị trường điện chu kỳ giao dịch
i trong danh sách tại Khoản 2 Điều này căn cứ trên công suất công bố
và kết quả huy động tại Khoản 3 Điều này, theo công
thức sau:
Trong đó:
G: tổ máy G trong danh sách các tổ
máy tham gia gián tiếp thị trường điện tại Khoản 2 Điều này;
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
N: Tổng số tổ máy tham gia gián
tiếp thị trường điện trong danh sách tại Khoản 2 Điều này;
: Tổng
công
suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy gián tiếp tham gia thị trường điện
chu kỳ giao dịch i (MW);
: Công suất
công bố của tổ máy G tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ i (MW);
: Kết quả
công suất theo lịch huy động chu kỳ giao dịch tới được xác định tại Khoản 3 Điều
này của tổ máy G tại đầu cực máy phát điện cho chu kỳ i (MW).
5. Lượng
công suất của tổ máy gián tiếp tham gia thị trường điện cung cấp dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số được xác định theo công thức:
Trong đó:
G: Tổ máy G trong danh sách các tổ
máy tham gia gián tiếp thị trường điện tại Khoản 2 Điều này;
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
N: Tổng số tổ máy tham gia gián
tiếp thị trường điện trong danh sách tại Khoản 2 Điều này;
:
Công suất dự phòng điều chỉnh tần số công bố của tổ máy G tại đầu cực máy phát
điện trong chu kỳ i (MW);
: Tổng
công
suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy gián tiếp tham gia thị trường điện
chu kỳ giao dịch i (MW);
: Công suất
công bố của tổ máy G tại đầu cực máy phát điện
trong chu kỳ i (MW);
: Kết quả
công suất theo lịch huy động chu kỳ giao dịch tới được xác định tại Khoản 3 Điều
này của tổ máy G tại đầu cực máy phát điện cho chu kỳ i (MW);
: Nhu cầu
công suất dự phòng điều tần thứ cấp tự động cho chu kỳ giao dịch i, MW.
6. Tính
toán tổng lượng công suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy trực tiếp tham
gia thị trường điện chu kỳ giao dịch i theo công thức:
Trong đó:
T: Tổ máy T trong danh sách các tổ
máy tham gia trực tiếp thị trường điện tại Khoản 2 Điều này;
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
M: Tổng số tổ máy tham gia trực
tiếp thị trường điện trong danh sách tại Khoản 2 Điều này;
: Tổng
công
suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy gián tiếp tham gia thị trường điện
chu kỳ giao dịch i (MW);
: Nhu cầu
công suất dự phòng điều tần thứ cấp tự động cho chu kỳ giao dịch i, MW;
: Công suất
công bố của tổ máy T tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ i (MW);
: Kết quả
công suất theo lịch huy động chu kỳ giao dịch tới được xác định tại Khoản 3 Điều
này của tổ máy T tại đầu cực máy phát điện cho chu kỳ i (MW);
: Tổng công
suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy trực tiếp tham gia thị trường điện
chu kỳ giao dịch i (MW).
7. Lượng
công suất của tổ máy trực tiếp tham gia thị trường điện cung cấp dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số được xác định theo công thức:
Trong đó:
T: Tổ máy T trong danh sách các tổ
máy tham gia trực tiếp thị trường điện tại Khoản 2 Điều này;
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
M: Tổng số tổ máy tham gia trực
tiếp thị trường điện trong danh sách tại Khoản 2 Điều này;
: Công suất
công bố của tổ máy T tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ i (MW);
: Kết quả
công suất theo lịch huy động chu kỳ giao dịch tới được xác định tại Khoản 3 Điều
này của tổ máy T tại đầu cực máy phát điện
cho chu kỳ i (MW);
: Tổng
công suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy trực tiếp tham gia thị trường
điện chu kỳ giao dịch i (MW);
:
Công suất dự phòng điều chỉnh tần số công bố của tổ máy T tại đầu cực máy phát
điện trong chu kỳ i (MW).
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử
dụng phần mềm lập lịch huy động để tính toán lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới.
2. Hàm mục tiêu của phần mềm lập lịch huy động là tối thiểu hoá chi
phí mua điện qua thị trường từ các
tổ máy phát điện và các chi phí phạt vi phạm ràng buộc cho từng
chu kỳ tính toán từng giờ.
3. Phần mềm
lập lịch huy động mô phỏng hệ thống điện với các ràng buộc
trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện.
Số liệu đầu vào của phần mềm lập
lịch huy động bao gồm:
1. Phụ tải hệ
thống điện miền.
2. Giới hạn
trên hệ thống đường dây liên kết miền.
3. Trạng
thái của các tổ máy phát điện.
4. Bản chào
của các tổ máy phát điện.
5. Các ràng
buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện.
6. Các thông
số đầu vào khác.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử
dụng phần mềm lập lịch huy động, lập lịch có ràng buộc để tính toán biểu đồ huy
động, lịch ngừng, khởi động các tổ máy.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử
dụng phần mềm lập lịch huy động, lập lịch không ràng buộc để tính toán giá điện
năng thị trường, công suất thanh toán và thứ tự huy động tổ máy.
Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác định biểu đồ ngày D của các nhà máy gián tiếp tham gia
thị trường căn cứ theo các số liệu sau:
1. Dự báo phụ
tải hệ thống điện miền theo quy định tại Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải điện
hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Biểu đồ
điện năng xuất khẩu, nhập khẩu.
3. Biểu đồ
các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện.
4. Biểu đồ
phụ tải riêng của các nhà máy điện thuộc khu công
nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia.
5. Biểu đồ của
các nhà máy điện có công suất đặt từ 30MW trở xuống.
6. Giới hạn
công suất chạy khí của nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí.
7. Sản lượng
huy động của các nhà máy thủy điện căn cứ theo tình hình thủy văn, mức nước hồ
chứa hiện tại, mức nước hồ chứa dự kiến theo kế hoạch huy động tuần tới.
8. Giá hợp đồng mua bán điện
của các nhà máy nhiệt điện:
a) Tổng giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện và giá công suất
(CAN) lớn nhất trong ngày tới, áp dụng cho các nhà máy nhiệt điện trực tiếp chào
giá;
b) Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện, áp dụng cho các nhà
máy không trực tiếp chào giá và thanh toán chi phí cố định hàng tháng;
c) Tổng giá biến đổi và giá cố định theo hợp đồng mua bán điện, áp
dụng cho các nhà máy nhiệt điện không trực tiếp chào giá còn lại.
Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác định, tính toán và công bố các thông tin sau:
1. Biểu đồ dự
báo phụ tải ngày D của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung,
Nam.
2. Công suất
huy động dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà máy điện
gián tiếp tham gia thị trường điện.
3. Tổng sản
lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn
khí.
4. Công suất
huy động dự kiến của các nguồn điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng
chu kỳ giao dịch của ngày D.
5. Các kết
quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ
thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
6. Công suất
huy động dự kiến của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
7. Nhu cầu dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới được công bố từ kế hoạch vận hành tuần tới.
Số liệu đầu vào cho việc tính toán tối ưu nguồn khí trong công tác
lập lịch huy động ngày tới bao gồm:
1. Dự kiến
phụ tải hệ thống điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện và các đơn vị liên quan có trách nhiệm dự báo phụ tải hệ thống
điện theo quy định tại Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực
ban hành.
2. Kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa các nhà máy điện: Là kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của các nhà máy
điện đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt theo quy
định tại Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện
trong hệ thống điện truyền tải do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
3. Trạng
thái của các tổ máy phát điện: Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện cập nhật từ trạng thái vận hành hiện tại, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của
các nhà máy và thông tin cập nhật được cung cấp từ các Đơn vị phát điện.
4. Khả năng
cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy điện: Do PV Gas cung cấp theo biểu mẫu tại Phụ lục 4 Quy trình này.
5. Suất hao
nhiệt của tổ máy nhiệt điện (HR) được xác định bằng suất hao nhiệt được thống
nhất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và được điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất.
Trường hợp suất hao nhiệt
trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không phải điều chỉnh
theo hệ số suy giảm hiệu suất.
Trường hợp
trong hợp đồng hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng chỉ có đường đặc tính suất hao tại
các mức tải thì suất hao nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng
với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định
trong hợp đồng mua bán điện.
Trường hợp tổ máy nhiệt điện
không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng
mua bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được xác định bằng suất hao
nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
tính toán suất tiêu hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn.
6. Giới hạn
khả năng truyền tải của các đường dây liên kết hệ thống điện giữa các miền: Căn cứ theo kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần
tới và được cập nhật theo kế hoạch sửa chữa lưới điện
đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt theo quy định
tại Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện
và nhà máy điện trong hệ thống điện truyền tải do Cục Điều tiết
điện lực ban hành.
7. Các ràng buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện.
8. Trạng thái nối lưới của
các tổ máy tuabin khí được xác định theo dữ liệu vận hành quá khứ hoặc từ kết
quả tính toán chế độ hệ thống điện (nếu có).
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện phải tính toán giới hạn công suất từng chu
kỳ cho cụm các nhà máy tuabin khí bị giới hạn sản lượng bởi khí theo trình tự
sau:
a) Xác định trạng thái nối lưới của các tổ máy tuabin khí trong từng
chu kỳ giao dịch của ngày D từ dữ liệu
vận hành quá khứ hoặc từ kết quả tính toán chế độ hệ thống điện (nếu có);
b) Tính toán nhu cầu tiêu thụ khí lớn nhất của từng tổ máy trong
ngày D từ trạng thái nối lưới trong ngày D và suất hao nhiệt của các tổ máy xác
định tại Điều 20 Quy trình này;
c) Dự kiến lượng khí phân bổ cho từng tổ máy được tính toán như
sau:
Trong đó:
Vipb: Là tổng lượng khí được phân bổ cho tổ
máy điện i (triệu m3);
Vimax: Là nhu cầu tiêu thụ khí lớn nhất của tổ máy điện
i (triệu m3);
Vimin: Là nhu cầu tiêu thụ khí nhỏ nhất của tổ máy điện
i (triệu m3);
Vmax: Là lượng khí cấp lớn nhất của ngày D cấp cho các
tổ máy điện (triệu m3).
d) Tính toán giới hạn sản lượng điện ngày lớn nhất của từng tổ máy
tương ứng với lượng khí được phân bổ cho từng tổ máy và suất hao nhiệt của tổ
máy;
đ) Giới hạn sản lượng điện ngày của từng tổ máy và các giới hạn
khác để hạn chế các nguy cơ quá tải trên lưới được đưa vào phần mềm tối ưu thủy
nhiệt điện ngắn hạn để tính toán đưa ra biểu đồ huy động từng chu kỳ của các tổ
máy tuabin khí;
e) Tính toán giới hạn công suất từng chu kỳ giao dịch ngày D của cụm
các nhà máy chạy khí sử dụng chung nguồn khí từ kết quả tính toán biểu đồ huy động
của các tổ máy tuabin khí như sau:
-
Giới hạn công suất từng chu kỳ giao dịch ngày D của
cụm nhà máy điện sử dụng nguồn khí PM3 được tính bằng tổng công suất từng giờ của
các tổ máy thuộc Nhà máy điện Cà Mau 1 và
Nhà máy điện Cà Mau 2;
-
Giới hạn công suất từng chu kỳ giao dịch ngày D của
cụm nhà máy điện sử dụng nguồn khí Nam Côn Sơn và Cửu Long được tính bằng tổng
công suất từng giờ của các tổ máy tuabin khí sử dụng nguồn khí Nam Côn Sơn và Cửu
Long.
2. Trong trường hợp bình thường giới hạn công suất từng
chu kỳ giao dịch của cụm các nhà máy tuabin khí bị giới hạn sản lượng bởi khí
được tính toán theo trình tự tính toán tại Khoản 1 Điều này.
3. Trường hợp có giới hạn khí
từng chu kỳ giao dịch theo yêu cầu của PV Gas cho từng cụm nhà máy điện cụ thể,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật giới hạn
khí từng chu kỳ giao dịch này như một ràng buộc trong việc tính toán lập biểu đồ
của các nhà máy điện ngoài thị trường điện cũng như tính toán lập lịch huy động
ngày tới của các tổ máy trong thị trường điện. Đơn vị
phát điện có trách nhiệm phối hợp cung cấp thông tin xác nhận về tình trạng thiếu
nguồn nhiên liệu khí cung cấp cho nhà máy điện tuabin khí.
1. Bản chào giá tuân thủ các nguyên tắc sau:
a) Gồm 05 cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho
từng chu kỳ giao dịch của ngày D. Khi đáp ứng đủ các điều kiện cần thiết, Cục Điều
tiết điện lực xem xét tăng số cặp giá chào, công suất lên 10 cặp, đồng bộ với
việc giảm chu kỳ giao dịch xuống còn 30 phút theo quy định;
b) Công suất trong bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát
điện;
c) Công suất chào của dải chào sau không được thấp hơn công suất của
dải chào liền trước. Bước chào tối thiểu là 03 MW;
d) Có các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:
-
Công suất công bố của tổ máy cho ngày D;
-
Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy;
-
Tốc độ tăng và giảm công suất tối đa
của tổ máy;
-
Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy.
đ) Công suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp
hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo quy định tại Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn
hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất
(việc dừng máy sửa chữa đột xuất này phải được phê duyệt) hoặc sự cố kỹ thuật bất
khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi giảm công suất
khả dụng;
e) Trong điều kiện bình thường dải công suất chào đầu tiên trong bản
chào giá của các tổ máy nhiệt điện phải bằng công suất phát ổn định thấp nhất của
tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố. Đối với các
nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hòa lưới và dừng máy được phép cập nhật bản chào giá cho chu kỳ giao dịch tới
với công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất;
g) Nhà máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong
từng chu kỳ giao dịch bằng 0 MW. Đối với nhà máy thủy điện
có khả năng điều tiết trên 02 ngày thì dải công
suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố;
h) Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là
0,1;
i) Giá chào trong khoảng từ giá sàn đến giá trần của tổ máy và
không giảm theo chiều tăng của công suất chào.
2. Bản chào giá trong những trường hợp đặc biệt:
a) Bản chào của nhà máy có
hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được quy định như sau:
-
Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho các dải công suất chào;
-
Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch.
Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được
nộp bản chào giá sửa đổi tăng công suất theo tình hình thuỷ văn thực tế của nhà
máy;
-
Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá chu kỳ
giao dịch tới sửa đổi công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.
b) Bản chào của nhà máy thủy
điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn được đơn vị chào giá thực
hiện theo nguyên tắc sau:
- Chào giá sàn cho sản lượng
tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có
thẩm quyền;
- Chào giá trần cho phần sản
lượng còn lại;
- Giá trần bản chào áp dụng
cho nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn 02 tuần bằng giá của tổ máy nhiệt
điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
c) Bản chào của tổ máy nhiệt
điện trong quá trình khởi động hòa lưới và dừng máy:
- Công suất chào được thấp
hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất;
- Giá chào bằng giá sàn bản
chào của tổ máy nhiệt điện cho toàn bộ dải công suất từ 0 MW đến công suất phát
ổn định thấp nhất.
d) Đối với tổ máy thủy điện
phải đảm bảo cung cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền và đã
được tính xét đến khi xác định sản lượng hợp đồng cho chu kỳ giao dịch trong kế
hoạch vận hành tháng tới hoặc tuần tới: Đơn vị phát điện có trách nhiệm chào mức
giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ
du đã được xét đến khi tính toán sản lượng hợp đồng trong kế hoạch vận hành
tháng tới hoặc tuần tới.
1. Các trường
hợp được sửa đổi bản chào giá
Bản chào giá sửa đổi của Đơn vị chào giá được áp dụng trong
các trường hợp sau đây:
a) Tổ máy nhiệt điện đang trong quá trình khởi động, hòa lưới hoặc
ngừng máy: Đơn vị chào giá cho tổ máy nhiệt điện được sửa đổi tăng hoặc giảm
công suất và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện này;
b) Tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm theo yêu cầu của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện: Đơn vị chào giá được sửa đổi tăng công suất
công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện này;
c) Tổ máy phát điện bị sự
cố gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng; hoặc sửa chữa tổ máy ngoài kế
hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt theo quy
định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành: Đơn vị
chào giá được sửa đổi giảm công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy
phát điện này;
d) Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày: Đơn vị
chào giá được nộp bản chào giá sửa đổi phù hợp với tình hình vận hành thực tế
(trong trường hợp nước về hồ nhiều dẫn đến phải xả hoặc mức nước hồ chứa về đến
mức nước chết);
đ) Nhà máy thủy điện có hồ
chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên, đơn vị chào giá được sửa đổi bản chào giá
trong các trường hợp sau:
- Yêu cầu
cấp nước hạ du trong ngày D của nhà máy thủy điện theo quy định tại quy trình
vận hành hồ chứa (hoặc liên hồ chứa) hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm
quyền được xác định tại thời điểm sau 11h30 ngày D-1 (thời
điểm kết thúc chào giá cho ngày D);
- Mức nước hồ của nhà máy
thủy điện vi phạm mức nước quy định tại quy trình vận hành hồ chứa hoặc đến
ngưỡng xả tràn do lưu lượng nước thực tế về hồ chứa trong ngày D cao nhiều hơn
so với dự báo;
- Nhà máy thủy điện không
đáp ứng được yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D theo yêu cầu của cơ quan có
thẩm quyền do tổ máy của nhà máy điện bị sự cố trong ngày D.
2. Nguyên tắc
sửa đổi bản chào giá
a) Đối với các trường hợp
quy định tại Điểm a, Điểm b, Điểm c Khoản 1 Điều này:
- Bản chào giá sửa đổi
không được thay đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá đó;
- Trong trường hợp quy
định tại Điểm a Khoản 1 Điều này: Toàn bộ các dải công suất chào trong bản chào
giá sửa đổi của tổ máy nhiệt điện phải bằng nhau và bằng công suất dự kiến phát
trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy;
- Trong trường hợp quy
định tại Điểm b Khoản 1 Điều này: Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi công
suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho chu kỳ giao
dịch tới trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào. Bản chào giá sửa
đổi tăng công suất cho các chu kỳ vận hành sớm trong ngày D của tổ máy nhiệt
điện hòa lưới sớm là bản chào giá hợp lệ của chu kỳ gần nhất có công suất công
bố lớn hơn 0 MW của tổ máy này.
b) Đối với các trường hợp
quy định tại Điểm đ Khoản 1 Điều này:
- Đơn vị
phát điện chỉ được thay đổi mức công suất trong các dải chào của bản chào giá
ngày tới;
- Đơn vị phát điện gửi cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (thông qua hệ thống công nghệ
thông tin phục vụ vận hành thị trường điện) bản chào giá sửa đổi cho các chu kỳ
giao dịch còn lại của ngày D, đồng thời nêu rõ lý do và các thông tin, số liệu
cần thiết làm căn cứ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xem
xét chấp thuận việc sử dụng bản chào giá sửa đổi;
- Bản chào giá sửa đổi
phải tuân thủ các quy định tại Điều 22 Quy trình này.
3. Đơn vị
chào giá được sửa đổi và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao
dịch còn lại trong ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
ít nhất 30 phút trước chu kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá.
4. Sau khi
nhận được bản chào giá sửa đổi của đơn vị chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện căn cứ tình hình thực tế của hệ thống điện thực hiện kiểm
tra, xác nhận tính hợp lệ của bản chào giá sửa đổi:
a) Trường hợp bản chào giá
sửa đổi không hợp lệ: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm thông báo lý do cho đơn vị phát điện;
b) Trường hợp bản chào giá
hợp lệ:
- Đối với các bản chào giá
sửa đổi tăng công suất (trừ trường hợp quy định tại Điểm d và Điểm đ Khoản 1 Điều
này): Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng
bản chào giá sửa đổi này trong vận hành thị trường điện khi lịch công bố ngày
tới, chu kỳ giao dịch tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các trường hợp
cần thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện;
- Đối với các trường hợp
còn lại: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử
dụng bản chào giá sửa đổi này trong quá trình vận hành thị trường điện.
1. Nhóm nhà
máy thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả
nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào theo quy định tại Điều 7 Quy trình này.
2. Các nhà
máy điện trong nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống
nhất chỉ định đơn vị đại diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà
máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa
thuận giữa các nhà máy điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
3. Trong trường
hợp không đăng ký đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc
thang, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
biểu đồ huy động cho các nhà máy thuộc nhóm này căn cứ theo kết quả tính toán
giá trị nước của nhóm.
4. Đơn vị đại
diện chào giá có trách nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả
các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
5. Trong trường
hợp nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang đề xuất tự chào
giá, căn cứ theo đề xuất của nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc
thang và các ràng buộc tối ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện lực
xem xét, quyết định việc chào giá của nhà máy thuỷ điện này.
6. Giá trị
nước của nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang là giá trị nước của hồ thuỷ điện lớn
nhất trong bậc thang đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm xác định hồ thuỷ điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà
máy thuỷ điện bậc thang cùng với việc phân loại các nhà máy thuỷ điện theo quy
định.
7. Trong trường
hợp nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
công bố sản lượng phát từng chu kỳ giao dịch trong tuần tới của từng nhà máy điện
trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang;
b) Khi sản lượng công bố của nhà máy thủy điện đa mục tiêu trong
nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều 31 Quy trình này, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng công bố của
các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo nhà máy điện vi
phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào
trong các ngày tiếp theo để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp
theo.
2. Trong trường
hợp hồ chứa của nhà máy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn tuần
thì bắt đầu từ 00h00 thứ Ba tuần tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện lập lịch huy động nhà máy điện này căn cứ theo bản chào mặc định
quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 22 Quy trình này để đưa mực nước của hồ chứa về
mức nước giới hạn tuần.
3. Khi đã đảm
bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy thuỷ điện tiếp tục chào giá
vào tuần tiếp theo.
4. Trước
10h00 thứ Hai hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm thông báo về việc lập lịch huy động từ thứ Ba cho đơn vị phát điện
và đơn vị mua điện trong các trường hợp sau:
a) Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa
tuần đầu tiên, nhà máy vi phạm mức nước tuần thứ hai;
b) Mức nước hồ chứa của nhà máy
đã về mức nước giới hạn tuần, nhà máy được chào giá.
1. Trước
11h30 ngày D-1, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
2. Các đơn vị
chào giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường điện. Trong trường
hợp do sự cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường điện, đơn vị chào
giá có trách nhiệm thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện về các phương thức khác cho việc nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Bằng thư điện tử vào địa chỉ do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện quy định;
b) Bằng fax theo số fax do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện cung cấp;
c) Nộp bản chào trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
1. Trước
11h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo
quy định tại Điều 26 Quy trình này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản
chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.
2. Trong trường
hợp bản chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm thông báo cho đơn vị chào giá và yêu cầu nộp lại bản chào giá lần
cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá.
3. Sau khi
nhận được thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về bản
chào giá không hợp lệ, đơn vị chào giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại bản
chào giá trước thời điểm chấm dứt chào giá.
1. Sau thời điểm
chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định
tại Điều 26 Quy trình này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản
chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.
2. Trong trường
hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào
giá hoặc bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện được sử
dụng bản chào giá mặc định của đơn vị
phát điện đó làm bản chào giá lập lịch.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử
dụng các số liệu để lập lịch huy động ngày tới sau đây:
1. Biểu đồ
phụ tải ngày của toàn hệ thống điện quốc gia và từng
miền Bắc, Trung, Nam.
2. Các bản
chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá.
3. Công suất
huy động dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của các nhà máy điện
quy định tại Điều 18 Quy trình này.
4. Sản lượng
điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 9 Quy trình này.
5. Công suất
các tổ máy của các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
6. Yêu cầu về
công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
7. Thông tin
về khả năng cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy.
8. Lịch bảo
dưỡng sửa chữa lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt.
9. Lịch thí
nghiệm tổ máy phát điện.
10. Các kết
quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ
thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
11. Thông tin
cập nhật về độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ
thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.
12. Các ràng
buộc nhiên liệu khí xác định từ các đường giới hạn công suất được tính toán
theo quy định tại Điều 21 Quy trình này.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
lập lịch huy động ngày tới. Lịch huy động ngày tới bao gồm:
1. Lịch huy
động không ràng buộc, bao gồm:
a) Giá điện năng thị trường dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới;
b) Thứ tự huy động các tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch
của ngày tới.
2. Lịch huy động
ràng buộc, bao gồm:
a) Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch
của ngày tới, giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới;
b) Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối lưới dự kiến của từng tổ
máy trong ngày tới;
c) Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây dự kiến của hệ thống điện
trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
d) Các thông tin cảnh báo (nếu có);
đ) Lượng công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ
máy phát điện.
3. Lập lịch
huy động ngày tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán giảm công suất dần về công suất phát ổn định thấp nhất hoặc ngừng
và thay đổi thời gian khởi động lại các tổ máy
trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc
sau:
a) Giảm công
suất phát của các tổ máy phát điện có chi phí biến
đổi theo thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng
các tổ máy khởi động chậm có chi phí biến đổi theo thứ
tự từ cao đến thấp;
trường hợp các tổ máy khởi động chậm có cùng chi phí biến đổi, ngừng tổ máy theo
thứ tự chi phí khởi động từ thấp đến cao;
c) Khi khởi động lại
theo thứ tự các tổ máy khởi động chậm có chi phí
biển đổi theo thứ tự từ thấp đến cao;
d) Tính toán thời gian
ngừng các tổ máy để đáp ứng yêu cầu
của hệ thống, hạn chế việc vận hành lên, xuống các tổ máy nhiều lần;
đảm bảo khai thác tối ưu hồ chứa thủy điện.
Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách tổ máy theo thứ
tự huy động để giảm công suất và ngừng máy trong trường hợp thừa nguồn theo
nguyên tắc quy định tại Khoản này.
4. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định công suất cho dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện theo các bước tại Điều
14 Quy trình này cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
1. Xác định
tổng lượng khí cấp ngày tới cho sản xuất điện của cụm khí ( – triệu m3) theo
thông báo của PVGas.
2. Xác định
tổng lượng khí tiêu thụ của các nhà máy điện tuabin gián tiếp tham gia thị trường
điện trong cụm khí (– triệu m3).
3. Xác định
tổng lượng khí tiêu thụ của các nhà máy điện tuabin trực tiếp tham gia thị trường
điện ứng với sản lượng điện hợp đồng của từng nhà máy ( – triệu m3).
4. Xác định
tổng lượng khí tiêu thụ của các nhà máy điện tuabin trực tiếp tham gia thị trường
điện ứng với sản lượng dự kiến của các nhà máy theo kết quả lập lịch huy động
ngày tới không sử dụng ràng buộc giới hạn tổng công suất các nhà máy tuabin khí
thuộc cụm khí ( – triệu m3).
5. Hệ thống
được coi là thiếu nguồn nhiên liệu khí khi thỏa mãn các điều kiện sau:
a)
b)
6. Số liệu phục vụ tính toán
quy đổi sản lượng điện và sản lượng khí của các tổ máy tuabin khí do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật theo số liệu thực tế.
Trước 15h00 hàng ngày, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán kế hoạch
vận hành lưới điện truyền tải ngày tới theo
trình tự sau:
1. Tính toán cân bằng công suất hệ thống điện quốc gia tại các thời điểm
cao điểm và thấp điểm trong ngày tương ứng với kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện tại các thời điểm đó.
2. Xây dựng cơ sở dữ liệu cho tính toán các chế độ vận hành lưới điện
tại thời điểm cao điểm và thấp điểm trong ngày căn cứ kết quả dự báo phụ tải,
cân bằng công suất và cấu hình lưới điện của hệ thống điện.
3. Tính toán chế độ vận hành bình thường của lưới điện tại các thời điểm
cao điểm và thấp điểm trong ngày; cảnh báo các phần tử của lưới điện (đường dây
hoặc máy biến áp) mang tải cao theo quy định tại Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành; đánh giá khả năng đáp ứng
nhu cầu phụ tải điện của lưới điện quốc gia, vùng, miền.
4. Tính toán chế độ vận hành lưới điện khi sự cố một phần tử bất kỳ
nguy hiểm trong hệ thống điện (chế độ N-1) tại các thời điểm cao điểm và thấp điểm
trong ngày. Cảnh báo các phần tử của lưới điện (đường dây hoặc máy biến áp) có
khả năng xảy ra sự cố nguy hiểm.
5. Tính toán các chế độ vận hành đặc biệt khác (nếu cần).
6. Đề xuất các giải pháp để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn, tin cậy.
Trước 16h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong lịch huy động ngày tới, cụ thể
như sau:
1. Công suất huy động dự kiến bao gồm cả công suất điều tần và dự
phòng quay của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên từng
miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.
2. Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới.
3. Danh sách các tổ máy dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất
trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới (nếu có).
4. Thông tin về cảnh báo thiếu công suất trong ngày tới (nếu có), bao
gồm:
a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thiếu công suất;
b) Lượng công suất thiếu;
c) Các ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.
5. Thông tin về cảnh báo thừa công suất (nếu có) trong ngày tới, bao
gồm:
a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thừa công suất;
b) Các tổ máy dự kiến sẽ dừng phát điện.
6. Thông tin về việc cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
a) Nhu cầu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ
thống điện;
b) Danh sách các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy
phát điện trong danh sách quy định tại Điểm b Khoản này;
d) Thông tin cảnh báo tình trạng thiếu công suất cho dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số (nếu có).
7. Thông tin
dự kiến về tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu khí ngày tới được xác định theo
nguyên tắc tại Điều 31 Quy trình này.
8. Đường giới
hạn công suất dự kiến từng chu kỳ giao dịch ngày D của
cụm các nhà máy điện tuabin khí bị giới hạn sản lượng bởi khí.
1. Đối với tổ máy khởi động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn
bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện công bố. Trường hợp thời gian khởi động của
tổ máy lớn hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện có trách nhiệm hoà lưới tổ máy này căn
cứ trên kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện công bố.
2. Đối với tổ máy không phải là
khởi động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ
máy này theo lịch huy động chu kỳ giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện công bố.
3. Trong quá trình hòa lưới của các tổ máy nhiệt điện, Đơn vị phát điện
có trách nhiệm cập nhật công suất từng chu kỳ giao dịch vào bản chào tổ máy và gửi cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện 30 phút trước chu kỳ giao dịch để phục vụ vận hành và tính toán thanh
toán.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sửa đổi công
suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại
Khoản 2 Điều 41 Quy trình này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử
dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động chu
kỳ giao dịch tới và tính giá thị trường điện.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập
lịch huy động đảm bảo yêu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp
thiếu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản
chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động ngày tới.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi
công suất công bố của các nguồn tham gia gián tiếp thị trường điện theo quy định tại Điều 19 Quy trình này để đảm bảo yêu cầu dự phòng điều
chỉnh tần số.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử
dụng các số liệu để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới sau đây:
1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam dự
báo cho chu kỳ giao dịch tới và 03 giờ tiếp theo.
2. Kế hoạch hòa lưới của các tổ máy khởi động chậm theo lịch huy động
ngày tới đã được công bố.
3. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá có cập nhật các
bản chào chu kỳ giao dịch tới (có cập nhật các bản chào chu
kỳ tới của các tổ máy khởi động chậm trong quá trình hoà lưới, bản chào chu kỳ
giao dịch tới của các tổ máy trong quá trình ngừng tổ máy do sự cố hoặc giảm
công suất do sự cố kỹ thuật bất khả kháng, bản chào chu kỳ
giao dịch tới của các tổ máy công bố tăng công suất trong trường
hợp hệ thống điện thiếu nguồn). Các đơn vị được phép cập nhật bản chào chu kỳ
giao dịch tới tối thiểu 30 phút trước chu kỳ giao dịch.
4. Công suất công bố theo lịch huy động ngày tới của các nhà máy điện
gián tiếp tham gia thị trường điện do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định tại Điều 29 Quy
trình này.
5. Đối với
các nhà máy sử dụng năng lượng tái tạo, các nhà máy vận hành theo cơ chế chi
phí tránh được thì công suất được cập nhật theo công suất công bố chu kỳ giao dịch
tới của đơn vị.
6. Nhu cầu công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống
điện và khả năng cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy
phát điện cung cấp dịch vụ này.
7. Công suất dự phòng khởi động nhanh và vận hành phải phát để đảm bảo
an ninh hệ thống điện cho chu kỳ giao dịch tới.
8. Danh sách cập nhật các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh
tần số.
9. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ
thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các Đơn vị phát điện cung cấp.
10. Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
11. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
12. Sản lượng điện nhập khẩu.
1. Trước khi lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng giờ của nhà máy
thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố trong theo
quy định tại Khoản 2 Điều 38 Quy trình này trong các trường
hợp sau:
a) Có biến động bất thường về thuỷ văn;
b) Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy động ngày tới;
c) Có quyết định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều
tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống
lũ, tưới tiêu.
2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược
đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này là ±5% của tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ điện
chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất dành cho điều tần và dự phòng quay.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh giới hạn công suất chạy khí nhà máy điện hoặc cụm nhà máy
điện bị giới hạn sản lượng do khí (nếu có).
2. Điều chỉnh giới hạn công suất các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm
nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí thực hiện theo quy
định tại Điều 40 Quy trình này.
1. Đường giới
hạn công suất từng chu kỳ giao dịch ngày D của cụm nhà máy điện sử dụng chung
nguồn khí được sử dụng để tính
toán lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong các chu
kỳ tương ứng.
2. Trường hợp
có yêu cầu thay đổi lưu lượng cấp khí từ PV Gas, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện được phép thay đổi đường giới hạn công suất cho các chu kỳ
giao dịch tiếp theo trên nguyên tắc hạn chế tối đa việc thay đổi tổng lượng khí
ngày, các sai lệch nếu có sẽ được điều chỉnh vào ngày D+1 nhưng không vượt quá
khả năng cấp khí ngày D+1.
3. Trường hợp
có yêu cầu huy động thêm hoặc bớt các tổ máy tuabin khí so với phương thức huy
động ngày tới để đáp ứng nhu cầu hệ thống hoặc khi có tổ máy tuabin khí bị sự cố,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép thay đổi đường giới
hạn công suất cho các chu kỳ giao dịch tiếp theo trên nguyên tắc
hạn chế tối đa việc thay đổi tổng lượng khí ngày, các sai lệch nếu có sẽ được điều
chỉnh vào ngày D+1.
4. Trình tự
thực hiện khi có yêu cầu thay đổi lưu lượng cấp khí từ PV Gas như sau:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông báo với PV
Gas về dự kiến nhu cầu tiêu thụ khí trong các chu kỳ giao dịch tiếp theo, hai
bên phối hợp để đưa ra lưu lượng thay đổi trong chu kỳ giao dịch tới và các chu
kỳ tiếp theo phù hợp với đặc điểm hệ thống điện quốc gia và khả năng cung cấp
khí của hệ thống khí;
b) Từ lưu lượng cấp khí thay đổi và suất hao nhiệt trung bình của cụm
các nhà máy điện sử dụng khí, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán được lượng công suất thay đổi tương đương;
c) Căn cứ theo giới hạn công suất từng chu kỳ giao dịch ngày
D và lượng công suất thay đổi tương đương, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán giới hạn công suất cập nhật cho chu kỳ giao dịch tới và
03 giờ tiếp theo;
d) Giá trị giới hạn công suất cập nhật này được sử dụng như một ràng
buộc trong phần mềm lập lịch huy động để tính toán lập lịch huy động
chu kỳ giao dịch tới.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động chu kỳ
giao dịch tới cho các tổ máy phát điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc
và phương pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Lập lịch
huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động
các tổ máy theo thứ tự sau:
-
Theo bản chào giá lập lịch;
-
Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
-
Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh theo lịch huy động ngày tới;
-
Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
-
Công suất dự phòng quay;
-
Giảm công suất dự phòng điều tần xuống mức thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác
định lượng công suất dự kiến cần sa thải để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
3. Lập lịch huy động chu kỳ giao
dịch tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng
phát điện;
b) Giảm tối thiểu công suất phát
của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay;
c) Giảm dần công suất phát của
các tổ máy theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập theo quy định
tại Điều 30 Quy trình này;
d) Dừng các tổ máy khởi động chậm
theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập theo quy định tại Điều
30 Quy trình này.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động cho chu kỳ giao dịch tới đảm
bảo ràng buộc về nhu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm xác định công suất cho dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số của các tổ máy phát điện theo nguyên tắc tại Điều 14 Quy trình này
cho chu kỳ giao dịch tới.
6. Lập lịch huy động chu
kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh
tần số
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp thiếu công suất;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào
giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;
c) Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện được thay đổi công suất công bố theo quy định tại Điều 31 Quy
trình này cho các tổ máy tham gia gián tiếp thị trường điện để đảm bảo yêu cầu
dự phòng điều chỉnh tần số.
Trong tính toán chu kỳ giao dịch
tới, khi có điều chỉnh mức giới hạn khí giờ so với phương án giới hạn khí ngày
đã công bố từ ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố
lại đường giới hạn công suất từng giờ được sử dụng trong tính toán lập lịch huy
động chu kỳ giao dịch tới lên Trang thông tin điện tử thị trường điện theo quy
định tại Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị
trường điện và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban
hành.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
công bố lịch huy động chu kỳ giao dịch tới 10 phút trước chu kỳ giao dịch, bao
gồm các nội dung sau:
1. Phụ tải dự
báo chu kỳ giao dịch tới của toàn hệ thống điện quốc gia và các miền Bắc,
Trung, Nam.
2. Lịch huy
động các tổ máy phát điện, giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong chu kỳ giao
dịch tới và 03 giờ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 41 Quy trình này.
3. Giá thị
trường dự kiến từng chu kỳ của ngày tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn
vị mua buôn điện.
4. Các biện
pháp xử lý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp
thiếu hoặc thừa công suất.
5. Các thông
tin về việc điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu theo quy định tại Điều 38 Quy trình này.
6. Lịch sa
thải phụ tải dự kiến (nếu có).
7. Thông tin
về cung cấp dự phòng điều chỉnh tần số:
a) Nhu cầu công suất cho dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện;
b) Danh sách các tổ máy phát điện
được lựa chọn để cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Công suất cho dịch vụ dự phòng
điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện trong danh sách quy định tại Điểm b Khoản
này.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện
trong thời gian thực căn cứ lịch huy động chu kỳ giao dịch tới đã được công bố
và tuân thủ quy định về vận hành hệ thống điện thời gian thực theo quy định tại
Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Trong trường hợp
cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp để đảm
bảo yêu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ
thống điện (trừ trường hợp bất khả kháng).
2. Đơn vị
phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
3. Đơn vị
phát điện sở hữu nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức
nước giới hạn tuần của nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán, công bố.
1. Trong vận
hành thời gian thực, khi có yêu cầu giảm khí để đảm bảo an toàn hệ thống cấp
khí từ PV Gas, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ theo lưu
lượng cần giảm và suất tiêu hao nhiệt trung bình của cụm các nhà máy sử dụng
khí để tính toán lượng công suất suy giảm tương đương, từ đó giảm công suất các
tổ máy tuabin khí theo thứ tự huy động căn cứ vào bản chào giá của các tổ máy
trong thị trường và theo các quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh
tranh.
2. Trong
tính toán chu kỳ giao dịch tới tại các chu kỳ tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật yêu cầu giảm khí từ PV Gas để
tính toán giới hạn công suất cập nhật tương tự tại Điều 40 Quy trình này.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp vào thị trường điện trong
các trường hợp sau:
a) Hệ thống đang vận hành trong chế độ khẩn cấp theo quy định tại Quy
định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
b) Không thể đưa ra lịch huy động chu kỳ giao dịch tới 10 phút trước thời điểm bắt đầu chu kỳ giao dịch.
2. Trong trường
hợp can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm huy động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ tự ưu
tiên sau:
a) Đảm bảo cân bằng được công suất phát và phụ tải;
b) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều tần;
c) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng quay;
d) Đáp ứng được yêu cầu về chất lượng điện áp.
3. Công bố
thông tin về can thiệp vào thị trường điện
a) Khi can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phải công bố các nội dung sau:
-
Các lý do phải can thiệp thị trường điện;
-
Các chu kỳ giao dịch dự kiến can thiệp vào thị trường điện.
b) Trong thời hạn 24 giờ từ khi kết thúc can thiệp vào thị trường
điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các
nội dung sau:
-
Các lý do phải can thiệp vào thị trường điện;
-
Các chu kỳ giao dịch can thiệp vào thị trường điện;
-
Các biện pháp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để
can thiệp vào thị trường điện.
1. Thị trường
điện dừng vận hành khi xảy ra một trong các trường hợp sau:
a) Do các tình huống khẩn cấp về thiên tai hoặc bảo vệ an ninh quốc
phòng;
b) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề nghị dừng
thị trường điện theo một trong các trường hợp sau:
-
Hệ thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Quy định
hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
-
Không đảm bảo việc vận hành thị trường điện an toàn, liên tục.
c) Các trường hợp khác theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.
2. Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường
hợp quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành
viên tham gia thị trường điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết
điện lực và của cơ quan có thẩm quyền.
4. Vận hành
hệ thống điện trong thời gian dừng thị trường điện
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
điều độ, vận hành hệ thống điện theo các nguyên tắc sau:
-
Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho
toàn hệ thống thấp nhất;
-
Đảm bảo thực hiện các thoả thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập
khẩu điện, hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua
bán điện có cam kết sản lượng của các nhà máy điện khác;
-
Đảm bảo thực hiện các yêu cầu về cấp nước hạ du đối với các nhà máy thủy điện;
b) Đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên
quan khác có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
1. Thị trường điện được khôi phục vận hành khi đảm bảo các điều kiện
sau:
a) Các nguyên nhân dẫn
đến việc dừng thị trường điện đã được khắc phục;
b) Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục
thị trường điện và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định khôi phục
thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
Quyết định 55/QĐ-ĐTĐL năm 2019 về Quy trình Lập lịch huy động và vận hành thời gian thực do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành
Văn bản này chưa cập nhật nội dung Tiếng Anh
Quyết định 55/QĐ-ĐTĐL ngày 14/06/2019 về Quy trình Lập lịch huy động và vận hành thời gian thực do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành
2.100
|
NỘI DUNG SỬA ĐỔI, HƯỚNG DẪN
Văn bản bị thay thế
Văn bản thay thế
Chú thích
Chú thích:
Rà chuột vào nội dụng văn bản để sử dụng.
<Nội dung> = Nội dung hai
văn bản đều có;
<Nội dung> =
Nội dung văn bản cũ có, văn bản mới không có;
<Nội dung> = Nội dung văn
bản cũ không có, văn bản mới có;
<Nội dung> = Nội dung được sửa đổi, bổ
sung.
Click trái để xem cụ thể từng nội dung cần so sánh
và cố định bảng so sánh.
Click phải để xem những nội dung sửa đổi, bổ sung.
Double click để xem tất cả nội dung không có thay
thế tương ứng.
Tắt so sánh [X] để
trở về trạng thái rà chuột ban đầu.
FILE ĐƯỢC ĐÍNH KÈM THEO VĂN BẢN
FILE ATTACHED TO DOCUMENT
|
|
|
Địa chỉ:
|
17 Nguyễn Gia Thiều, P. Võ Thị Sáu, Q.3, TP.HCM
|
Điện thoại:
|
(028) 3930 3279 (06 lines)
|
E-mail:
|
info@ThuVienPhapLuat.vn
|
Mã số thuế:
|
0315459414
|
|
|
TP. HCM, ngày 31/05/2021
Thưa Quý khách,
Đúng 14 tháng trước, ngày 31/3/2020, THƯ VIỆN PHÁP LUẬT đã bật Thông báo này, và nay 31/5/2021 xin bật lại.
Hơn 1 năm qua, dù nhiều khó khăn, chúng ta cũng đã đánh thắng Covid 19 trong 3 trận đầu. Trận 4 này, với chỉ đạo quyết liệt của Chính phủ, chắc chắn chúng ta lại thắng.
Là sản phẩm online, nên 250 nhân sự chúng tôi vừa làm việc tại trụ sở, vừa làm việc từ xa qua Internet ngay từ đầu tháng 5/2021.
Sứ mệnh của THƯ VIỆN PHÁP LUẬT là:
sử dụng công nghệ cao để tổ chức lại hệ thống văn bản pháp luật,
và kết nối cộng đồng Dân Luật Việt Nam,
nhằm:
Giúp công chúng “…loại rủi ro pháp lý, nắm cơ hội làm giàu…”,
và cùng công chúng xây dựng, thụ hưởng một xã hội pháp quyền trong tương lai gần;
Chúng tôi cam kết dịch vụ sẽ được cung ứng bình thường trong mọi tình huống.
THÔNG BÁO
về Lưu trữ, Sử dụng Thông tin Khách hàng
Kính gửi: Quý Thành viên,
Nghị định 13/2023/NĐ-CP về Bảo vệ dữ liệu cá nhân (hiệu lực từ ngày 01/07/2023) yêu cầu xác nhận sự đồng ý của thành viên khi thu thập, lưu trữ, sử dụng thông tin mà quý khách đã cung cấp trong quá trình đăng ký, sử dụng sản phẩm, dịch vụ của THƯ VIỆN PHÁP LUẬT.
Quý Thành viên xác nhận giúp THƯ VIỆN PHÁP LUẬT được tiếp tục lưu trữ, sử dụng những thông tin mà Quý Thành viên đã, đang và sẽ cung cấp khi tiếp tục sử dụng dịch vụ.
Thực hiện Nghị định 13/2023/NĐ-CP, chúng tôi cập nhật Quy chế và Thỏa thuận Bảo về Dữ liệu cá nhân bên dưới.
Trân trọng cảm ơn Quý Thành viên.
Tôi đã đọc và đồng ý Quy chế và Thỏa thuận Bảo vệ Dữ liệu cá nhân
Tiếp tục sử dụng
Cảm ơn đã dùng ThuVienPhapLuat.vn
- Bạn vừa bị Đăng xuất khỏi Tài khoản .
-
Hiện tại có đủ người dùng cùng lúc,
nên khi người thứ vào thì bạn bị Đăng xuất.
- Có phải do Tài khoản của bạn bị lộ mật khẩu
nên nhiều người khác vào dùng?
- Hỗ trợ: (028) 3930.3279 _ 0906.229966
- Xin lỗi Quý khách vì sự bất tiện này!
Tài khoản hiện đã đủ người
dùng cùng thời điểm.
Quý khách Đăng nhập vào thì sẽ
có 1 người khác bị Đăng xuất.
Tài khoản của Quý Khách đẵ đăng nhập quá nhiều lần trên nhiều thiết bị khác nhau, Quý Khách có thể vào đây để xem chi tiết lịch sử đăng nhập
Có thể tài khoản của bạn đã bị rò rỉ mật khẩu và mất bảo mật, xin vui lòng đổi mật khẩu tại đây để tiếp tục sử dụng
|
|