|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 21/2024/TT-BCT
|
Hà Nội, ngày 10
tháng 10 năm 2024
|
THÔNG TƯ
QUY
ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH
Căn cứ Luật
Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa
đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Đầu tư
công; Luật Đầu tư theo phương thức đối tác công tư; Luật Đầu tư; Luật Nhà ở;
Luật Đấu thầu; Luật Điện lực; Luật Doanh nghiệp; Luật Thuế tiêu thụ đặc biệt;
Luật Thi hành án dân sự ngày 11 tháng 01 năm 2022; Luật Giá ngày 19 tháng 6 năm 2023;
Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của
Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công
Thương; Nghị định số 105/2024/NĐ-CP ngày 01
tháng 8 năm 2024 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của
Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công
Thương và Nghị định số 26/2018/NĐ-CP ngày 28 tháng 02 năm 2018 của Chính phủ về
điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của
Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện
lực;
Căn cứ Quyết định số 63/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ
tướng Chính phủ quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để
hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết
điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư
quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
Chương I
QUY ĐỊNH
CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh
Thông tư này quy định về vận hành thị trường
bán buôn điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) bao gồm các quy
định chính sau đây: đăng ký tham gia thị trường điện; lập kế hoạch vận hành thị
trường điện; cơ chế chào giá; cơ chế lập lịch huy động; đo đếm điện năng trong
thị trường điện; xác định giá thị trường và tính toán thanh toán; công bố thông
tin; giám sát vận hành thị trường điện; và trách nhiệm của các đơn vị tham gia
thị trường điện.
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
Thông tư 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 (Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường
điện Quốc gia - NSMO).
4. Đơn vị truyền tải
điện.
5. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam.
Điều 3. Giải thích từ
ngữ
Trong Thông tư 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. Bao tiêu là
nghĩa vụ thực hiện của Đơn vị mua điện với Đơn vị phát điện về yêu cầu cam kết
mua tối thiểu sản lượng điện trong các Hợp đồng mua bán điện hoặc các thỏa
thuận bổ sung của đơn vị mua điện với đơn vị phát điện BOT hoặc khối lượng
nhiên liệu trong Hợp đồng mua bán nhiên liệu cho phát điện được cơ quan nhà
nước có thẩm quyền cho phép chuyển ngang sang Hợp đồng mua bán điện.
3. Bản chào giá là
bản chào bán điện năng lên thị trường điện của từng 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 Thông tư này.
4. 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.
5. Bản chào 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.
6. Bảng kê thanh
toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch và các đơn vị mua điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
7. Can thiệp 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 khoản 1 Điều 63 Thông tư này.
8. Chương trình
tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn là phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn
để tính toán lịch lên xuống 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 tới và tính toán lập biểu đồ ngày tới của các nhà máy điện
gián tiếp tham gia thị trường điện.
9. Chu kỳ thanh
toán là chu kỳ lập chứng từ, hoá đơn cho các khoản giao dịch trên thị
trường điện trong khoảng thời gian 01 tháng, tính từ ngày 01 hàng tháng.
10. Công suất công
bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được đơn vị chào
giá, nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường công bố 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.
11. 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.
12. 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.
13. 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.
14. Công suất phát
ổn định thấp nhất là công suất phát tối thiểu (Pmin) của một tổ máy của nhà
máy điện được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, thống nhất và quy định
trong hợp đồng mua bán điện.
15. Công suất phát
tăng thêm là phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất
được sắp xếp trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
16. Cổng thông tin
điện tử thị trường điện là cổng thông tin điện tử có chức năng công bố
thông tin vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
17. Dịch vụ phụ
trợ là các dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, khởi động nhanh, dự phòng vận
hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi
động đen.
18. Điện năng phát
tăng thêm là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện được huy động tương
ứng với công suất phát tăng thêm.
19. Đơn vị chào
giá là đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm 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.
20. 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).
21. 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.
22. 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.
23. 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 được quy định tại Chương VIII Thông tư này.
24. Đơn vị phát
điện ký hợp đồng trực tiếp là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện
tham gia thị trường điện và ký Hợp đồng mua bán điện giữa các nhà máy điện này
với đơn vị mua buôn điện.
25. Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá,
lập lịch huy động theo bản chào giá và tính toán thanh toán theo quy định tại Chương
VIII Thông tư này.
26. Đơn vị quản lý
số liệu đo đếm điện năng là đơn vị quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử
lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ thị trường điện, bao gồm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải
điện, đơn vị mua buôn điện theo phạm vi quản lý số liệu đo đếm của đơn vị.
27. 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.
28. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị thực hiện chức năng điều độ
hệ thống điện quốc gia và điều hành giao dịch thị trường điện.
29. 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.
30. FTP (File
Transfer Protocol) là giao thức và công cụ truyền tập tin được sử dụng
trong truyền, nhận các thông tin, tập tin giữa các đơn vị tham gia thị trường.
31. Giá công suất
thị trường là mức giá tính toán cho mỗi chu kỳ giao dịch và áp dụng để tính
toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
32. 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.
33. Giá điện năng
thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao
dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng trong thị trường điện.
34. Giá thị trường
điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường
của mỗi chu kỳ giao dịch.
35. 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.
36. Giá trần thị
trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất, được xác định cho
từng năm.
37. Giá trị cắt
giảm phụ tải là thông số sử dụng trong mô hình tính toán, đặc trưng cho giá
trị hàm phạt khi mô hình tính toán đưa ra kết quả có cắt giảm phụ tải do thiếu
nguồn.
38. 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.
39. Hệ số suy giảm
hiệu suất là chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian
vận hành.
40. Hệ số tải
trung bình năm là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 năm và
tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm.
41. Hệ số tải
trung bình tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 tháng
và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải tháng.
42. 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.
43. Hệ thống công
nghệ thông tin thị trường điện là hệ thống trang thiết bị bao gồm hệ thống
thông tin thị trường điện, hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm điện năng và chữ
ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo
quy định tại Thông tư này.
44. Hồ sơ xác nhận
sự kiện tháng là hồ sơ được lập theo quy định tại Điều 6 Phụ
lục IV Thông tư này về Quy trình phối hợp đối soát số liệu thanh toán giữa Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua
điện.
45. 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.
46. Kỹ sư Điều
hành giao dịch thị trường điện là người trực tiếp tham gia hoạt động quản
lý và điều phối các giao dịch mua bán điện và dịch vụ phụ trợ trên thị trường
điện cạnh tranh.
47. Khối phụ tải là
thông số sử dụng trong mô hình tính toán giá trị nước, được xác định từ một cặp
giá trị: khoảng thời gian (giờ) và phụ tải (MWh). Trong tính toán giá trị nước,
phụ tải một tuần bao gồm tối thiểu 05 (năm) khối phụ tải.
48. 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.
49. 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.
50. 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 07 chu kỳ giao dịch
tiếp theo sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán,
công bố.
51. 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.
52. Lịch tính giá
điện năng thị trường là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện lập sau ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho
từng chu kỳ giao dịch.
53. 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.
54. 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.
55. Mực nước giới
hạn là mực 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 về thực hiện đánh giá an
ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn tại Quy định hệ thống điện truyền tải
do Bộ Công Thương ban hành.
56. Mực nước tối
ưu là mực 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, công bố.
57. Năm N là
năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
58. Ngày D là
ngày giao dịch hiện tại.
59. Ngày điển hình
là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện theo
quy định tại Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ
tải điện do Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của
ngày làm việc, ngày cuối tuần (thứ Bảy, Chủ nhật), ngày lễ (nếu có) cho năm,
tháng và tuần.
60. Ngày giao dịch
là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến
24h00 hàng ngày.
61. 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 chủ đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm
quyền.
62. Nhà máy điện
mới tốt nhất là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện
bình quân tính toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được
thoả thuận căn cứ theo khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công
Thương ban hành. Nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng
trong tính toán giá công suất thị trường.
63. 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 và 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.
64. Nhà máy điện
được phân bổ hợp đồng là nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn
Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện theo quy định tại khoản 2 Điều 40 Thông tư này.
65. 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 từ 02 ngày trở lên.
66. 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.
67. 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.
68. 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 30MW 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 60MW (đáp ứng điều kiện áp dụng quy định về biểu
giá chi phí tránh được do Bộ Công Thương ban hành).
69. Phụ tải hệ
thống điện miền là tổng sản lượng điện năng tiêu thụ của toàn hệ thống điện
miền có tính đến điện năng xuất khẩu và tổn thất trên lưới điện truyền tải, tổn
thất trên lưới điện phân phối thuộc miền.
70. Phụ tải hệ
thống điện quốc gia là tổng phụ tải hệ thống điện các miền và tổn thất trên
các đường dây liên kết miền.
71. Phụ tải hệ
thống phục vụ tính toán thanh toán 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.
72. Sản lượng đo
đếm là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí giao nhận
điện.
73. Sản lượng kế
hoạch năm là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động
trong năm tới.
74. Sản lượng kế
hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động
các tháng trong năm.
75. 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.
76. Tài khoản
người dùng là tên truy cập của người dùng, của đơn vị thành viên sử dụng để
truy cập vào Cổng thông tin điện tử thị trường điện.
77. Tháng M là
tháng hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
78. Thành viên
tham gia thị trường điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch
hoặc cung cấp dịch vụ trên thị trường điện theo quy định tại Điều
2 Thông tư này.
79. 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.
80. 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.
81. Thông tin thị
trường là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị
trường điện.
82. Thời điểm chấm
dứt chào giá ngày tới 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 được quy định tại Điều 46 trong Thông tư này. Trong thị trường điện, thời điểm
chấm dứt chào giá cho ngày D là 11h30 của ngày D-1.
83. 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.
84. Tổng số giờ
tính toán hệ số tải năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã
vào vận hành thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ
thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào
vận hành thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế
hoạch đã được phê duyệt trong năm N.
85. Tổng số giờ
tính toán hệ số tải tháng là tổng số giờ của tháng M đối với các tổ máy đã
vào vận hành thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ
thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa
vào vận hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch
đã được phê duyệt trong tháng M.
86. 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.
87. Trang thông
tin điện tử thị trường điện là trang thông tin điện tử có chức năng công bố
thông tin vận hành thị trường điện.
88. Tuần T là
tuần hiện tại vận hành thị trường điện.
89. Quá giới hạn
nhiên liệu khí là trường hợp khi tổng công suất của dải giá chào đầu tiên
và có giá chào bằng nhau trong bản chào của các tổ máy tuabin khí chào giá
trong lập lịch ngày tới hoặc chu kỳ tới cộng với công suất ổn định thấp nhất
của các tổ máy nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện được lập lịch
huy động lớn hơn giới hạn tổng công suất của các nhà máy này được tính toán quy
đổi từ giới hạn khí. Quá giới hạn nhiên liệu khí là trường hợp được áp dụng
trong công tác lập lịch huy động, không sử dụng để điều chỉnh sản lượng hợp
đồng của các nhà máy điện.
90. Vị trí đo đếm là
vị trí đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận
phục vụ thanh toán thị trường điện tuân thủ theo Quy định đo đếm điện năng
trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên
quan.
91. Xác suất ngừng
máy sự cố là xác suất bất khả dụng do nguyên nhân sự cố của một tổ máy,
được tính bằng tỉ lệ phần trăm (%) giữa số chu kỳ ngừng máy sự cố trên tổng của
số chu kỳ khả dụng và số chu kỳ ngừng máy sự cố.
Chương
II
ĐĂNG
KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 4. Trách nhiệm
tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện
1. Nhà máy điện có
giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, có công suất đặt lớn hơn
30 MW đấu nối vào hệ thống điện quốc gia; các nhà máy thủy điện có công suất từ
10 MW trở lên khi hết hạn hợp đồng mua bán điện theo chi phí tránh được (bao
gồm cả bậc thang); các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy
điện hết hạn hợp đồng theo các cơ chế giá khuyến khích, ưu đãi của nhà nước có
công suất từ 10 MW trở lên; nhà máy điện BOT hết hợp đồng và chuyển giao về
Việt Nam; các nhà máy điện năng lượng tái tạo theo quy định tại Nghị định số 80/2024/NĐ-CP
ngày 03 tháng 7 năm 2024 của Chính phủ quy định về cơ chế mua bán điện trực
tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn
qua lưới điện quốc gia bắt buộc tham gia thị trường điện. Các đơn vị phát điện
sở hữu các nhà máy điện trên có trách nhiệm hoàn thành thủ tục đăng ký và trực
tiếp tham gia thị trường điện, trừ các nhà máy điện được quy định tại khoản 3 Điều
này.
2. Nhà máy điện có
công suất đặt đến 30 MW đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên (trừ
các trường hợp quy định tại điểm a, điểm c, điểm đ, điểm e khoản 3 Điều này),
nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện có công suất đặt
từ 10 MW trở lên, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần
sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia được quyền lựa chọn trực tiếp tham
gia thị trường điện. Trường hợp lựa chọn trực tiếp tham gia thị trường điện,
nhà máy điện có trách nhiệm:
a) Chuẩn bị cơ sở hạ
tầng theo quy định tại khoản 5 Điều này;
b) Hoàn thiện và nộp
hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại khoản 1
Điều 7 Thông tư này;
c) Tuân thủ các yêu
cầu đối với đơn vị phát điện tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông
tư này và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan.
3. Các nhà máy điện
gián tiếp tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Nhà máy điện BOT
còn hiệu lực hợp đồng;
b) Nhà máy điện sử
dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện (trừ trường hợp quy định tại khoản
2 Điều này);
c) Nhà máy nhiệt điện
có các ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để đảm bảo lợi ích
quốc gia và được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép gián tiếp tham gia thị
trường điện;
d) Nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp chỉ bán một phần hoặc không bán sản lượng điện lên hệ thống
điện quốc gia (trừ trường hợp quy định tại khoản 2 Điều này);
đ) Các nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu;
e) Các nguồn điện
nhập khẩu;
g) Nhà máy cung cấp
dịch vụ phụ trợ phải phát và khởi động nhanh theo danh sách công bố hàng năm;
h) Các nhà máy vận
hành theo cơ chế chi phí tránh được còn hiệu lực hợp đồng.
4. Trước ngày 01
tháng 11 năm N, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
lập và báo cáo Cục Điều tiết điện lực danh sách các đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch, các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện
trong thị trường điện trong năm N+1 để công bố cho các thành viên tham gia thị
trường điện.
5. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư,
hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường
điện (bao gồm: Hệ thống chào giá, hệ thống quản lý lệnh điều độ, hệ thống hỗ
trợ thanh toán thị trường điện, hệ thống mạng kết nối thông tin nội bộ thị
trường điện), hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm điện năng và chữ ký số đáp
ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo quy định.
Điều 5. Trách nhiệm
tham gia thị trường điện đối với đơn vị mua buôn điện
1. Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm đăng ký tham gia thị trường điện trong trường hợp mua điện
tại các vị trí đo đếm thuộc phạm vi thị trường bán buôn điện quy định tại Điều 69 Thông tư này.
2. Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào
hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống đo đếm điện năng, hệ thống thu
thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý
và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác
theo quy định.
Điều 6. Thời điểm
tham gia thị trường điện
1. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện từ:
a) Ngày đầu tiên của
tháng M nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận trước ngày
20 tháng M-1;
b) Ngày đầu tiên của
tháng M+1 nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận từ ngày
20 đến ngày cuối cùng của tháng M-1.
2. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện khi hết hạn hợp đồng theo các cơ chế khuyến khích, ưu đãi
của nhà nước (bao gồm cả các nhà máy điện BOT chuyển giao về Việt Nam) có trách
nhiệm tham gia thị trường điện từ:
a) Ngày đầu tiên của
tháng M nếu ngày ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định phương pháp xác
định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành trước ngày
20 tháng M-1;
b) Ngày đầu tiên của
tháng M+1 nếu ngày ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định phương pháp xác
định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành từ ngày 20
đến ngày cuối cùng của tháng M-1.
3. Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện từ ngày thực hiện giao nhận, mua
điện từ lưới điện truyền tải.
Điều 7. Đăng ký tham
gia thị trường điện đối với Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua
buôn điện
1. Đối với Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch
a) Đơn vị phát điện
tham gia thị trường điện khi đáp ứng đủ các yêu cầu sau:
- Giấy phép hoạt động
điện lực trong lĩnh vực phát điện còn hiệu lực;
- Hoàn thành nghiệm
thu đưa vào vận hành các hệ thống theo quy định tại khoản 5 Điều
4 Thông tư này;
- Hoàn thành ký kết
hợp đồng mua bán điện và văn bản công nhận ngày vận hành thương mại của nhà máy
điện;
- Thỏa thuận thống
nhất về đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (trong
trường hợp Đơn vị phát điện là đại diện cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang).
b) Trước 07 ngày làm
việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này, Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi 01 bộ
hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện cho từng nhà máy điện về Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các
đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của Đơn vị phát điện.
2. Đối với Đơn vị mua
buôn điện
a) Đơn vị mua buôn
điện tham gia thị trường điện khi đáp ứng các yêu cầu sau:
- Giấy phép hoạt động
điện lực còn hiệu lực;
- Đáp ứng các quy
định về đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm ranh giới giao nhận của đơn vị
theo quy định;
- Hoàn thành nghiệm
thu đưa vào vận hành hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo
đếm ranh giới trong phạm vi quản lý của đơn vị, hệ thống mạng kết nối thông tin
nội bộ thị trường điện và chữ ký số.
b) Trước 07 ngày làm
việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều 6 Thông tư này, Đơn vị mua buôn điện có
trách nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện về Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các
đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của Đơn vị mua buôn
điện.
Điều 8. Kiểm tra hồ
sơ đăng ký tham gia thị trường điện
1. Trong thời hạn 02
ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ của hồ sơ đăng ký tham gia
thị trường điện và yêu cầu đơn vị đăng ký bổ sung, hoàn thiện hồ sơ nếu hồ sơ
chưa đáp ứng theo quy định tại Điều 7 Thông tư này.
2. Trong thời hạn 03
ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ, đánh giá khả năng chính
thức tham gia thị trường điện của đơn vị.
3. Trường hợp đơn vị
đăng ký tham gia thị trường điện đã đáp ứng đầy đủ các điều kiện tham gia thị
trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lực có trách
nhiệm thông báo cho đơn vị đăng ký và công bố trên trang thông tin điện tử thị
trường điện ít nhất 24 giờ trước thời điểm đơn vị này chính thức tham gia thị
trường điện.
Điều 9. Thông tin
thành viên tham gia thị trường điện
1. Thành viên tham
gia thị trường điện có trách nhiệm đăng ký các thông tin chung về đơn vị cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố các yêu cầu
chi tiết về thông tin đăng ký tham gia thị trường áp dụng cho từng loại hình
thành viên tham gia thị trường điện.
3. Đăng ký công tơ đo
đếm và điểm đấu nối
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện thiết lập và duy trì thông tin đăng ký của các
công tơ và các điểm đấu nối thuộc phạm vi giao dịch trong thị trường điện;
b) Đối với từng công
tơ đo đếm, thông tin đăng ký phải thể hiện rõ đơn vị chịu tránh nhiệm quản lý,
vận hành công tơ, đơn vị chịu trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm từ công tơ;
c) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phối hợp với thành viên tham gia thị trường điện
có liên quan thực hiện xác nhận các điểm đấu nối và công tơ đo đếm tại điểm đấu
nối của từng thành viên tham gia thị trường điện;
d) Trường hợp có thay
đổi về sở hữu hoặc trách nhiệm đối với điểm đấu nối, thành viên tham gia thị
trường điện có liên quan phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ, cập nhật thông tin đăng
ký của tất cả thành viên tham gia thị trường điện.
5. Trường hợp có thay
đổi về thông tin đăng ký, thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm
thông báo với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các thay đổi này.
6. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật và công bố các thông tin
đăng ký tham gia thị trường của các thành viên tham gia thị trường điện, bao
gồm cả các thay đổi; lưu trữ đầy đủ các thông tin, dữ liệu quá khứ.
7. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực khi
có đăng ký tham gia thị trường điện hoặc khi có thay đổi liên quan đến việc
tham gia của thành viên tham gia thị trường điện, bao gồm: Tình hình đăng ký
tham gia và kết quả thẩm định hồ sơ đăng ký tham gia của các đơn vị thành viên
mới, các thay đổi về thông tin đăng ký hoặc ngừng tham gia thị trường điện của
các thành viên tham gia thị trường điện.
Điều
10. Chấm dứt tham gia thị trường điện
1. Các trường hợp
chấm dứt tham gia thị trường điện
a) Nhà máy điện chấm
dứt tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:
- Theo đề nghị của
đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện trong trường hợp nhà máy điện ngừng vận
hành hoàn toàn hoặc nhà máy điện không duy trì và không có khả năng khôi phục
lại công suất đặt theo thông tin đăng ký tham gia thị trường điện trong thời
hạn 01 năm;
- Giấy phép hoạt động
điện lực trong lĩnh vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi hoặc hết hiệu
lực.
b) Đơn vị mua buôn
điện không tiếp tục mua điện tại các điểm giao nhận thuộc phạm vi thị trường
điện hoặc Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn, bán lẻ điện bị
thu hồi hoặc hết hiệu lực.
2. Trường hợp giấy
phép hoạt động điện lực bị thu hồi, thời điểm ngừng tham gia thị trường điện
của đơn vị phát điện hoặc đơn vị mua buôn điện được tính từ thời điểm giấy phép
hoạt động điện lực bị thu hồi theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền. Trong
các trường hợp còn lại, trong thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn
chấm dứt tham gia thị trường điện, thành viên tham gia thị trường điện có trách
nhiệm gửi văn bản đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hệ
thống điện và thị trường điện.
3. Trong thời hạn 10
ngày tính từ ngày nhận được văn bản thông báo đề nghị chấm dứt tham gia thị
trường điện của thành viên tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét, quyết định và thông báo cho Cục
Điều tiết điện lực để giám sát thực hiện.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ hồ sơ, thông báo trên
trang thông tin điện tử thị trường điện về việc chấm dứt tham gia thị trường
điện của đơn vị thành viên tham gia thị trường điện.
Điều
11. Xử lý vấn đề huy động nhà máy phát điện chưa trực tiếp tham gia thị trường
điện
1. Đối với nhà máy
điện đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực và phải tham gia thị trường điện
theo quy định tại Điều 4 Thông tư này nhưng đơn vị phát
điện sở hữu nhà máy điện này không hoàn thành đăng ký tham gia thị trường điện,
các nhà máy điện không có Hợp đồng mua bán điện, các nhà máy điện có Hợp đồng
mua bán điện nhưng chưa có giá điện hoặc giá điện hết hiệu lực, các tổ máy điện
chưa có thỏa thuận ngày vận hành thương mại, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện không huy động tổ máy điện này phát điện lên lưới điện quốc
gia, trừ trường hợp sau:
a) Xảy ra tình trạng
hệ thống điện mất cân bằng cung cầu hoặc để đảm bảo an ninh cung cấp điện;
b) Đảm bảo yêu cầu về
nhu cầu nước hạ du theo quy định của quy trình vận hành liên hồ chứa, quy trình
vận hành đơn hồ hoặc theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (đối với
các nhà máy thủy điện);
c) Chống xả tràn (đối
với các nhà máy thủy điện).
2. Đối với các nhà
máy điện đã vận hành thương mại, đang trong quá trình đăng ký tham gia thị
trường điện hoặc chờ đến thời điểm tham gia thị trường điện: huy động như nhà
máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện.
3. Trong trường hợp
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động theo quy định
tại khoản 1, khoản 2 Điều này, đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện được thanh
toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện hoặc thỏa thuận giữa hai bên được
cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
Chương
III
NGUYÊN
TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
12. Ngày giao dịch, chu kỳ giao dịch, chu kỳ điều độ, nguyên tắc vận hành
1. Ngày giao dịch
được tính từ thời điểm 00h00 đến 24h00 của ngày dương lịch.
2. Chu kỳ giao dịch
là 30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi 30 phút 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 nhỏ hơn 30 phút.
3. Chu kỳ điều độ là
30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi 30 phút 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 nhỏ hơn 30 phút đồng bộ với việc giảm chu kỳ giao dịch tại khoản
2 Điều này.
4. Trong quá trình
tham gia thị trường điện, các đơn vị có trách nhiệm thực hiện theo đúng các quy
định, tuân thủ lệnh điều độ, hướng dẫn của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện để đảm bảo vận hành thị trường điện ổn định, cạnh tranh hiệu quả,
vận hành hệ thống điện an toàn, tin cậy.
Điều
13. Nút giao dịch mua bán điện
1. Nút giao dịch mua
bán điện của từng thành viên tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Đối với đơn vị
phát điện, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại điểm giao nhận điện của
nhà máy điện thuộc sở hữu của đơn vị với hệ thống điện quốc gia;
b) Đối với đơn vị mua
buôn điện, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại:
- Điểm giao nhận giữa
lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện của đơn vị mua điện;
- Điểm giao nhận (nếu
có) giữa các nhà máy điện tham gia thị trường điện và lưới phân phối điện của
đơn vị mua điện;
- Điểm giao nhận trên
lưới phân phối với đơn vị mua điện khác tham gia thị trường điện.
2. Đơn vị phát điện,
đơn vị mua điện phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện nút giao dịch của đơn vị trong quá trình đăng ký tham gia thị trường điện.
Trường hợp có thay đổi về các nút giao dịch hiện có, bổ sung các nút giao dịch
mới, đơn vị phát điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm thông báo thông tin này
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 phối hợp với đơn vị liên quan
trong việc lập, quản lý và công bố danh mục các nút giao dịch tương ứng với
từng thành viên tham gia thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan
trong việc lập và quản lý danh mục công tơ đo đếm cho từng nút giao dịch để xác
định sản lượng điện năng giao dịch trong thị trường tại nút giao dịch đó trong
từng chu kỳ giao dịch.
Điều
14. Giới hạn giá chào
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) Giá trần bản chào
của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng và được
tính toán căn cứ trên các yếu tố sau:
- Suất hao nhiệt của
tổ máy phát điện;
- Hệ số suy giảm hiệu
suất theo thời gian vận hành của tổ máy phát điện;
- Giá nhiên liệu;
- Giá biến đổi theo
hợp đồng mua bán điện.
b) Giá sàn bản chào
của tổ máy nhiệt điện là 0 đồng/kWh.
3. Đối với tổ máy
thuỷ điện
a) Giá trần bản chào
của tổ máy thuỷ điện được quy định tại Điều 42 Thông tư này;
b) Giá sàn bản chào
của tổ máy thuỷ điện là 0 đồng/kWh.
Điều
15. Giá thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
1. Giá điện năng thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sau thời điểm vận hành căn
cứ trên phương pháp lập lịch không ràng buộc;
b) Không vượt quá giá
trần thị trường điện.
2. Giá công suất thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán trong quá trình lập kế
hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng;
b) Tính toán trên
nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí biến đổi và
chi phí cố định.
3. Giá thị trường
điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện được tính bằng tổng của 02 thành phần
sau:
a) Giá điện năng thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện;
b) Giá công suất thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện.
Điều
16. Xác định sản lượng hợp đồng
1. Quy định chung
a) Đơn vị phát điện
và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất và quy định trong hợp
đồng mua bán điện về sản lượng hợp đồng hoặc tỷ lệ sản lượng điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng trong khung quy định tại điểm b khoản này để xác định
sản lượng hợp đồng năm (hoặc từng năm trong chu kỳ nhiều năm). Căn cứ sản lượng
hợp đồng năm đã thống nhất trong hợp đồng mua bán điện, Đơn vị phát điện và Đơn
vị mua điện tính toán và thống nhất về việc phân bổ sản lượng hợp đồng vào từng
tháng trong năm.
Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất thông tin sản lượng hợp đồng năm,
tháng, thực hiện thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
về các nội dung đã thống nhất thông qua văn bản để Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện thực hiện phân bổ sản lượng hợp đồng vào từng chu kỳ
giao dịch. Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện chỉ thống nhất được
tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng thì thực hiện thông báo
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện tính toán,
phân bổ sản lượng hợp đồng theo quy định tại Thông tư này.
b) Tỷ lệ sản lượng
điện năng thanh toán theo giá hợp đồng không cao hơn 100% và không thấp hơn
60%;
c) Đối với nhà máy
điện có ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu và có văn bản của cơ quan quản lý nhà
nước có thẩm quyền cho phép chuyển ngang các quy định bao tiêu nhiên liệu của
nhà máy điện trong hợp đồng cung cấp nhiên liệu sang hợp đồng mua bán điện: Đơn
vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện để tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng. Trong đó
sản lượng hợp đồng năm không thấp hơn sản lượng điện năng tương ứng với lượng
bao tiêu nhiên liệu năm của nhà máy điện và có xét đến khả dụng của nhà máy
điện trong năm.
2. Đối với nhà máy
điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
a) Trường hợp Đơn vị
phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thỏa thuận thống nhất về sản lượng hợp
đồng năm, tháng, hai bên có trách nhiệm gửi thông tin cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng vào từng chu
kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 38 Thông tư này;
b) Trường hợp Đơn vị
phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thỏa thuận được tỷ lệ điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng và chưa thỏa thuận được sản lượng hợp đồng năm; hoặc
không thỏa thuận, thống nhất được về sản lượng hợp đồng năm, tháng và theo quy
định tại khoản 5 Điều này:
- Đối với nhà máy
nhiệt điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính
toán sản lượng hợp đồng tối thiểu năm N+1 và phân bổ sản lượng hợp đồng tối
thiểu vào các tháng trong năm N+1 theo quy định tại Điều 28 Thông
tư này và thực hiện tính toán sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện
theo quy định tại Khoản 1 Điều 38 Thông tư này, đồng thời
phân bổ vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Khoản 3 Điều
38 Thông tư này;
- Đối với nhà máy
thủy điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán sản lượng hợp đồng tháng theo quy định tại Khoản 2 Điều 38
Thông tư này và sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 38 Thông tư này.
3. Đối với nhà máy
điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, được phân bổ cho Đơn vị mua
buôn điện và nhà máy điện đã ký hợp đồng với đơn vị mua buôn điện
a) Trường hợp các đơn
vị thỏa thuận thống nhất về sản lượng hợp đồng năm, tháng, gửi thông tin cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán phân bổ sản lượng
hợp đồng vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Điều 40 Thông
tư này;
b) Trường hợp các đơn
vị thỏa thuận được tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng và chưa thỏa
thuận được sản lượng hợp đồng năm; hoặc không thỏa thuận, thống nhất được về
sản lượng hợp đồng năm, tháng và theo quy định tại khoản 5 Điều này: Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán sản lượng hợp đồng
tối thiểu năm, sản lượng hợp đồng tối thiểu tháng, sản lượng hợp đồng tháng
theo quy định tại Điều 28, Điều 29, và Điều 38 Thông tư này,
đồng thời phân bổ vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Điều
40 Thông tư này.
4. Đối với nhà máy
điện mới (vận hành thương mại sau thời điểm Thông tư này có hiệu lực)
a) Trước ngày vận
hành thương mại dự kiến của nhà máy điện 90 ngày, Đơn vị phát điện và Đơn vị
mua điện có trách nhiệm thoả thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện về
tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng hợp đồng
năm, tháng theo quy định tại điểm a khoản 1 Điều này;
b) Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện không thống nhất về sản lượng hợp đồng của các
tháng còn lại trong năm: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực
hiện tính toán theo quy định tại khoản 1 hoặc khoản 2 Điều 38 Thông
tư này;
c) Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch: Trừ trường hợp có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện
và Đơn vị mua điện, sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong lập kế
hoạch vận hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào
các chu kỳ giao dịch trong tháng theo quy định tại khoản 3 Điều
38 và Điều 40 Thông tư này.
5. Đối với nhà máy
điện đã ký hợp đồng nhưng không thống nhất được tỷ lệ sản lượng điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng hợp đồng năm N+1 với Tập đoàn Điện lực
Việt Nam hoặc Đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này để cung
cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 15 tháng 11
năm N:
a) Đơn vị phát điện,
Đơn vị mua điện có trách nhiệm đề xuất tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp
đồng và sản lượng hợp đồng báo cáo Cục Điều tiết điện lực và cung cấp cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 20 tháng 11 hàng năm;
b) Căn cứ báo cáo của
Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm đề xuất các phương án tỷ lệ sản lượng thanh toán
theo giá hợp đồng trong năm tới theo quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này và
báo cáo Cục Điều tiết điện lực;
c) Trường hợp các bên
vẫn không thống nhất tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng
hoặc sản lượng hợp đồng năm, tháng: Trước ngày 10 tháng 12 năm N, căn cứ kết
quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tại điểm b khoản
này, Bộ Công Thương công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng năm
N+1 để các bên thực hiện trong giai đoạn chưa thống nhất:
- Tỷ lệ sản lượng
thanh toán theo giá hợp đồng do Bộ Công Thương công bố trong khung quy định tại
điểm b khoản 1 Điều này;
- Căn cứ tỷ lệ sản
lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Bộ Công Thương công bố, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng hợp đồng
tối thiểu năm và tối thiểu tháng theo quy định tại Điều 28 Thông
tư này và sản lượng hợp đồng tháng theo quy định tại khoản
1, khoản 2 Điều 38 Thông tư này và thông báo cho Đơn vị phát điện và Đơn vị
mua điện để thực hiện theo các quy định vận hành thị trường điện tại Thông tư
này.
đ) Trong giai đoạn áp
dụng tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng theo công bố của Bộ Công
Thương, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện tiếp tục thỏa thuận về sản lượng
hợp đồng các tháng còn lại trong năm. Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua
điện đạt được thỏa thuận về sản lượng hợp đồng các tháng còn lại trong năm thì
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán và
công bố. Tại thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán và công bố sản lượng điện hợp đồng mà Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện
vẫn không đạt được thỏa thuận về sản lượng hợp đồng thì các đơn vị thực hiện theo
sản lượng điện hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đã
tính toán và công bố.
6. Điều chỉnh sản
lượng hợp đồng:
a) Điều chỉnh sản
lượng hợp đồng tháng:
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận thống nhất về sản lượng hợp đồng tháng,
hoặc các nội dung về điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng (các trường hợp điều
chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh) trước tháng vận hành: Việc điều chỉnh sản lượng
hợp đồng tháng được thực hiện theo quy định tại hợp đồng mua bán điện, không thuộc
phạm vi áp dụng của Thông tư này. Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất để
phục vụ công tác vận hành thị trường điện;
- Trường hợp sản
lượng hợp đồng tháng của các nhà máy nhiệt điện do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều
38 Thông tư này và không có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị
mua điện về điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng: Việc điều chỉnh sản lượng hợp
đồng được thực hiện theo các nguyên tắc quy định tại Điều 37 Thông
tư này.
b) Điều chỉnh sản
lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch:
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận thống nhất về nguyên tắc điều chỉnh sản
lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch (các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều
chỉnh) trước thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán và công bố sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch: Việc điều chỉnh sản
lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực hiện theo thỏa thuận giữa hai bên.
Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện về các nội dung đã thống nhất để phục vụ công tác vận hành thị
trường điện;
- Trường hợp sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán theo quy định tại Điều 39 và Điều 40 Thông
tư này và không có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện
về điều chỉnh sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch: Việc điều chỉnh sản lượng
hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực hiện theo các nguyên tắc quy định tại Điều 39 Thông tư này.
Điều
17. Nguyên tắc huy động nguồn điện khi xảy ra quá tải, thừa nguồn
1. Nguyên tắc huy
động các nguồn điện phải đảm bảo các ràng buộc kỹ thuật để đảm bảo hệ thống điện
vận hành liên tục, tin cậy và an toàn; bao gồm các yếu tố:
a) Yêu cầu kỹ thuật
của hệ thống điện như xử lý quá tải các thiết bị điện, đảm bảo chế độ điện áp,
đảm bảo ổn định lưới điện, đáp ứng nhu cầu phụ tải đỉnh;
b) Yêu cầu kỹ thuật
của hệ thống cung cấp nhiên liệu sơ cấp;
c) Yêu cầu bao tiêu
của các nhà máy điện;
d) Yêu cầu cấp nước
hạ du hoặc ràng buộc mức nước quy định trong quy trình liên hồ chứa.
2. Điều kiện áp dụng:
a) Trong công tác lập
kế hoạch vận hành: khi tổng lượng công suất phát ổn định thấp nhất hoặc công
suất cần duy trì để đảm bảo các ràng buộc kỹ thuật của các tổ máy nhiệt điện
nối lưới, công suất dự báo các nguồn năng lượng tái tạo, công suất các hồ chứa
thủy điện đang xả hoặc đáp ứng nhu cầu cấp nước hạ du tại một miền, khu vực
hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải miền cộng với giới
hạn truyền tải liên kết miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo;
b) Trong công tác lập
lịch: khi tổng lượng công suất các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch, công
suất dự báo các nguồn năng lượng tái tạo và tổng công suất các nhà máy trực
tiếp tham gia thị trường điện (bao gồm phần công suất chào giá sàn của các nhà
máy thủy điện, công suất phát ổn định thấp nhất hoặc công suất cần duy trì để
đảm bảo các ràng buộc kỹ thuật của các tổ máy nhiệt điện nối lưới) tại một
miền, khu vực hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải miền
cộng với giới hạn truyền tải liên kết miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo.
3. Trường hợp khi
công tác vận hành hệ thống điện thỏa mãn điều kiện áp dụng tại Khoản 2 Điều này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện ngừng/giảm
huy động các nhà máy, tổ máy phát điện theo thứ tự sau:
a) Giảm công suất
phát của các tổ máy nhiệt điện có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng/giảm các nhà
máy thủy điện và các nhà máy điện năng lượng tái tạo có điều khoản thỏa thuận
ngừng/giảm trước các nhà máy điện khác (áp dụng theo điều kiện được quy định
trong thỏa thuận đấu nối hoặc Hợp đồng mua bán điện);
c) Ngừng/giảm các nhà
máy thủy điện chưa xả theo tỷ lệ dung tích còn lại so với dung tích hữu ích từ
thấp đến cao;
d) Ngừng các tổ máy
khởi động chậm theo thứ tự: (i) Các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện; (ii) Theo
giá chào tổ máy (chỉ áp dụng cho khung lập lịch ngày tới, chu kỳ tới); (iii)
Theo chi phí biến đổi 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;
đ) Giảm các nhà máy
điện năng lượng tái tạo còn khả năng tích trữ;
e) Giảm các nguồn
năng lượng tái tạo không theo cơ chế giá FIT (trừ các nhà máy điện thuộc Điểm
i, khoản 3, Điều này);
g) Giảm một phần hoặc
toàn bộ nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời nối lưới theo cơ chế giá FIT
(trừ các nhà máy điện thuộc Điểm i, khoản 3, Điều này); hệ thống điện mặt trời
mái nhà nối lưới trung áp theo cơ chế giá FIT (chỉ áp dụng cho khung tính toán
lập kế hoạch năm, tháng, tuần); các nhà máy thủy điện được huy động theo cơ chế
chi phí tránh được (trừ các nhà máy điện đang xả thuộc Điểm h, khoản 3, Điều này);
h) Giảm các nhà máy
thủy điện trực tiếp tham gia thị trường điện đang xả chào giá sàn và các nhà
máy thủy điện gián tiếp tham gia thị trường điện đang xả;
i) Giảm một phần (tổ
máy, tua-bin gió, line mặt trời/gió) hoặc toàn bộ nhà máy điện đang trong quá
trình thí nghiệm trước khi được công nhận ngày vận hành thương mại.
4. Đối với các nhà
máy, tổ máy trong cùng một điểm tại khoản 3 Điều này, thực hiện phân bổ đều
công suất theo tỷ lệ công suất (định mức/khả dụng/công bố và được lựa chọn),
không xét tiêu chí giá.
Chương
IV
KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục
1. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI
Điều
18. Kế hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường
điện năm tới, bao gồm các nội dung sau:
a) Lựa chọn Nhà máy
điện mới tốt nhất;
b) Tính toán giá công
suất thị trường;
c) Tính toán giá trị
nước và mực nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;
d) Tính toán giới hạn
giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;
đ) Xác định các phương
án giá trần thị trường điện;
e) Tính toán sản
lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng tối thiểu năm và phân bổ sản lượng hợp đồng
tối thiểu năm vào các tháng trong năm đối với các nhà máy nhiệt điện chưa thỏa
thuận, thống nhất về sản lượng hợp đồng năm, tháng.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị
trường điện để tính toán các nội dung quy định tại khoản 1 Điều này. Thông số
đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường điện của các tổ máy nhiệt điện là chi
phí biến đổi của tổ máy được xác định tại khoản 3 Điều này, các đặc tính thuỷ
văn, đặc tính kỹ thuật của nhà máy thuỷ điện, các ràng buộc theo quy định về
lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải theo Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, ràng buộc đảm bảo bao tiêu và các ràng
buộc về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.
3. Chi phí biến đổi
của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:
a) Trường hợp xác
định được giá trị suất hao nhiệt theo hợp đồng mua bán điện, chi phí biến đổi
của tổ máy xác định như sau:
Trong đó:
VCb: Chi
phí biến đổi của tổ máy (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện
(đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo
biến động khác của nhà máy điện (đồng/kWh).
- Thành phần giá biến
đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện
được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của
nhiên liệu chính của tổ máy phát điện quy định trong trong hợp đồng mua bán
điện (kg/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kcal/kWh);
: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả
giá vận chuyển nhiên liệu chính (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg).
- Thành phần giá biến
đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện được
xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của
nhiên liệu phụ theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện trên cơ sở thông số
của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ bao gồm cả
cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).
- Suất hao nhiệt bình
quân của nhiên liệu (chính, phụ) do đơn vị mua điện cung cấp và được hiệu 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 điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu
suất. Trong trường hợp hợp đồng mua bán điện chỉ có đường đặc tính suất hao tại
các mức tải thì suất hao nhiệt của 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 suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện thì xác định
bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện
và công suất đặt và cùng nhà chế tạo. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiên liệu hoặc suất hao
nhiệt của nhà máy điện chuẩn;
- Hệ số suy giảm hiệu
suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong
hợp đồng mua bán điện do đơn vị mua điện cung cấp.
Trường hợp không có
số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy
giảm hiệu suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
- Thành phần giá biến
đổi khác của nhà máy điện 
(đồng/kWh) được xác định theo quy định tại
hợp đồng mua bán điện.
b) Trường hợp không
có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện đã ký, chi phí biến đổi của tổ
máy được xác định bằng giá biến đổi năm N (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu
chính) trong hợp đồng mua bán điện có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá
biến đổi của năm N. Đối với nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện, giá
biến đổi năm được tính theo nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện có công
nghệ phát điện và công suất đặt tương đương;
c) Căn cứ để xác định
các thành phần giá và chi phí được sử dụng trong tính toán giá biến đổi hoặc
chi phí biến đổi năm N như sau:
- Giá nhiên liệu áp
dụng cho năm N được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
- Giá nhiên liệu áp
dụng cho năm N theo quy định tại hợp đồng mua bán điện, hợp đồng mua bán nhiên
liệu. Trường hợp giá nhiên liệu phụ thuộc vào kế hoạch cung cấp nhiên liệu và/hoặc
các chỉ số giá nhiên liệu, Đơn vị phát điện, đơn vị cung ứng nhiên liệu có
trách nhiệm cung cấp cho bên Mua điện kế hoạch cung cấp nhiên liệu và/hoặc các
chỉ số giá nhiên liệu để xem xét trong quá trình xác định giá nhiên liệu dự
kiến năm N;
- Giá nhiên liệu căn
cứ theo hồ sơ thanh toán tiền điện của 03 tháng gần nhất trước thời điểm cung
cấp số liệu lập kế hoạch năm N và có xét đến các yếu tố ảnh hưởng đến giá nhiên
liệu của năm N. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh
toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán
chưa tính đủ giá nhiên liệu theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng
giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của
hợp đồng mua bán nhiên liệu.
- Trường hợp chi phí
biến đổi, suất hao nhiên liệu theo quy định trong hợp đồng mua bán điện được
xác định tại nhiều mức tải, áp dụng mức tải 85% của nhà máy điện để tính toán
giá biến đổi, chi phí biến đổi dự kiến năm N.
4. Trước ngày 25
tháng 10 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm lấy ý kiến Tập đoàn Điện lực Việt Nam, đơn vị phát điện, đơn vị mua buôn
điện về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới.
5. Các đơn vị được
lấy ý kiến có trách nhiệm gửi ý kiến về kế hoạch vận hành thị trường điện năm
tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 05 tháng 11
hằng năm. Trên cơ sở ý kiến của các đơn vị, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện hoàn thiện tính toán và trình Cục Điều tiết điện lực kế hoạch vận
hành thị trường điện năm tới (bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và
thuyết minh tính toán) trước ngày 15 tháng 11 hằng năm để báo cáo Bộ Công
Thương xem xét, phê duyệt.
Điều
19. Phân loại nhà máy thuỷ điện
1. Các nhà máy thuỷ
điện trong thị trường điện được phân loại cụ thể như sau:
a) Nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu;
b) Nhóm nhà máy thuỷ
điện bậc thang;
c) Nhà máy thuỷ điện
có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên;
d) Nhà máy thuỷ điện
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
Đối với nhà máy thủy
điện sử dụng nước từ hồ chứa thủy lợi để phát điện và có các yêu cầu đặc biệt
của cơ quan nhà nước có thẩm quyền thì Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm
báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định hình thức tham gia thị trường điện
của nhà máy điện trong năm đó.
2. Hàng năm, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại, cập nhật
danh sách nhà máy thuỷ điện quy định tại khoản 1 Điều này.
Điều
20. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế
hoạch vận hành năm tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập
kế hoạch vận hành năm tới bao gồm:
a) Tổng nhu cầu phụ
tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và
từng tháng trong năm;
b) Biểu đồ phụ tải
các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia các
tháng trong năm;
c) Công suất cực đại,
cực tiểu của phụ tải hệ thống điện quốc gia trong từng tháng.
2. Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm dự báo phụ tải năm tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành.
Điều
21. Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới
1. Các loại hình dịch
vụ phụ trợ cho vận hành hệ thống điện trong thị trường điện bao gồm:
a) Điều khiển tần số
thứ cấp;
b) Khởi động nhanh;
c) Điều chỉnh điện
áp;
d) Khởi động đen;
đ) Dự phòng vận hành
phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ
phụ trợ theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành.
Điều
22. Phân loại nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị
trường để xác định hệ số tải trung bình năm của các nhà máy phát điện.
2. Căn cứ hệ số tải
trung bình năm từ kết quả mô phỏng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm phân loại các nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh
thành 03 nhóm sau:
a) Nhóm nhà máy chạy
nền: Bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc
bằng 60%;
b) Nhóm nhà máy chạy
lưng: Bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và
nhỏ hơn 60%;
c) Nhóm nhà máy chạy
đỉnh: Bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc
bằng 25%.
Điều
23. Xác định giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
1. Trường hợp xác
định được giá trị suất hao nhiệt
a) Giá trần bản chào
giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ptr : Giá trần bản chào
của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
KDC: Hệ số
điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại nhà máy nhiệt điện. Đối với nhà máy
nhiệt điện chạy nền KDC = 0%; nhà máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; nhà máy nhiệt
điện chạy đỉnh KDC =
20%;
PNLC: Giá
nhiên liệu chính (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) của tổ máy nhiệt
điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);
PNLP: Giá
nhiên liệu phụ của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);
Pbdkhac:
Giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác được xác định theo hợp đồng mua bán
điện (đồng/kWh);
HRC: Suất
hao nhiệt của nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh;
kCal/kWh hoặc kg/kWh);
HRP: Suất
hao nhiệt của nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh;
kCal/kWh hoặc kg/kWh).
b) Đối với nhà máy
nhiệt điện than, giá than (bao gồm cả giá vận chuyển than) năm N là giá than
xác định theo hợp đồng mua bán nhiên liệu năm N của nhà máy. Trường hợp không
có hợp đồng mua nhiên liệu năm N tại thời điểm lập kế hoạch năm, giá than năm N
được xác định là giá than theo hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất
trước thời điểm lập kế hoạch năm N. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch năm N
chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần
nhất, có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn
tại cảng xếp hàng cộng với chi phí vận chuyển (quốc tế, nội địa) và thuế phí
theo quy định của hợp đồng mua nhiên liệu năm N-1;
c) Các thông số về
giá nhiên liệu của tổ máy nhiệt điện được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều 18 Thông tư này;
d) Giá nhiên liệu
chính do đơn vị mua điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện trước ngày 01 tháng 9 năm N-1.
2. Trường hợp không
có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện hoặc không có nhà máy
điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:
a) Giá trần bản chào
giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ptr : Giá trần bản chào
của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
KDC : Hệ số điều chỉnh
giá trần theo kết quả phân loại nhà máy nhiệt điện. Đối với nhà máy nhiệt điện
chạy nền KDC = 0%; nhà máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; nhà máy nhiệt
điện chạy đỉnh KDC = 20%;
: Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận
chuyển nhiên liệu chính) cho năm N theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện
(đồng/kWh).
b) Giá biến đổi (bao
gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) dùng để tính giá trần bản chào là giá
biến đổi dự kiến cho năm N do đơn vị mua điện cung cấp 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 công bố số liệu đầu vào và kết quả
tính toán giá trần bàn chào của các tổ máy nhiệt điện.
Điều
24. Xác định giá trần thị trường điện áp dụng cho các đơn vị phát điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần
thị trường điện, ít nhất là 03 phương án.
2. Giá trần thị
trường điện cho năm N không cao hơn 115% giá trần bản chào cao nhất trong các
tổ máy nhiệt điện trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
Điều
25. Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất
1. Nhà máy điện mới
tốt nhất cho năm N là nhà máy điện tham gia thị trường điện đáp ứng đủ các tiêu
chí sau:
a) Bắt đầu vận hành
phát điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1 trừ trường hợp quy định tại khoản
3 Điều này;
b) Là nhà máy điện
chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại khoản 2 Điều 22 Thông
tư này;
c) Sử dụng công nghệ
nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;
d) Có chi phí phát
điện toàn phần trung bình thấp nhất cho 01 kWh.
2. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại điểm
a và điểm c khoản 1 Điều này và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của
các nhà máy điện này hoặc số liệu đã thỏa thuận thống nhất với đơn vị phát điện
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện
mới tốt nhất. Các số liệu cung cấp bao gồm:
a) Giá biến đổi cho
năm N;
b) Giá cố định năm N
được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện áp dụng cho thanh toán trong năm N;
c) Sản lượng điện
năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng.
3. Trong trường hợp
có ít hơn 03 nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, điểm b
và điểm c khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bổ
sung danh sách các nhà máy mới đã lựa chọn cho năm N-1 để đảm bảo số lượng
không ít hơn 03 nhà máy và yêu cầu bên mua điện cập nhật, cung cấp lại các số
liệu quy định tại khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới tốt
nhất cho năm N.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện toàn phần
trung bình cho nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại điểm a, điểm b và
điểm c khoản 1 Điều này theo công thức sau:
PTPTB : Giá phát điện toàn
phần trung bình trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá cố định cho năm N theo hợp
đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp
đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng thỏa thuận
để tính giá hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng điện năng dự kiến
trong năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo
phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
5. Danh sách các nhà
máy điện mới tốt nhất được sắp xếp theo thứ tự giá phát điện toàn phần trung
bình từ thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy
điện có giá phát điện toàn phần trung bình thấp nhất từ kết quả tính toán theo
quy định tại khoản 4 Điều này.
Điều
26. Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường
1. Đảm bảo cho Nhà
máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường
điện.
2. Giá công suất thị
trường tỷ lệ với phụ tải dự báo của hệ thống điện quốc gia cho chu kỳ giao
dịch.
Điều
27. Trình tự xác định giá công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường
theo trình tự sau:
1. Xác định chi phí
thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất
a) Xác định doanh thu
dự kiến trên thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N theo công
thức sau:
Trong đó:
RTTĐ:
Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất
trong năm N (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i
trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong năm N;
SMPi: Giá
điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô
hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch không ràng buộc (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo
đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định
từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
b) Xác định tổng chi
phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
TCBNE: Chi
phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
PBNE: Giá
phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác
định tại khoản 4 Điều 25 Thông tư này (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo
đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định
từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
i: Chu kỳ giao dịch i
trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong năm N.
c) Chi phí thiếu hụt
năm của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định theo công thức sau:
AS
= TCBNE - RTTD
Trong đó:
AS: Chi phí thiếu hụt
năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
TCBNE:
Tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định
tại điểm b khoản này (đồng);
RTTD:
Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất
trong năm N xác định tại điểm a khoản này (đồng).
d) Trong trường hợp
tính toán chi phí thiếu hụt năm có giá trị âm với phương án giá trần thị trường
điện thấp nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điều
tiết điện lực để lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo trong danh sách
các nhà máy điện mới quy định tại Điều 25 Thông tư này và
tính toán lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị trường điện
để xác định giá trần thị trường điện cho hợp lý.
2. Xác định chi phí
thiếu hụt tháng
Chi phí thiếu hụt
tháng của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí
thiếu hụt năm vào các tháng trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
M: Tháng M trong năm
N;
MS: Chi phí thiếu hụt
tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
AS: Chi phí thiếu hụt
năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
: Công suất phụ tải đỉnh trong
tháng M (MW).
3. Xác định giá công
suất thị trường cho chu kỳ giao dịch
a) Xác định công suất
khả dụng trung bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
: Công suất khả dụng trung bình
trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong năm N;
i: Chu kỳ giao dịch
trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động;
: Công suất huy động dự kiến của
Nhà máy điện mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô
phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị
trí đo đếm (kW).
b) Xác định giá công
suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:
Trong đó:
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong tháng t;
i: Chu kỳ giao dịch i
trong tháng t;
CANi : Giá công suất thị
trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Công suất khả dụng trung bình
trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
MSM : Chi
phí thiếu hụt tháng M của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
: Phụ tải hệ thống dự báo của chu
kỳ giao dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng M (MW);
∆T: Độ dài thời gian
của 01 chu kỳ giao dịch (phút).
Điều
28. Xác định sản lượng hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng cho nhà máy
nhiệt điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1. Xác định sản lượng
hợp đồng tối thiểu năm
Tính toán tổng sản
lượng hợp đồng tối thiểu năm của nhà máy nhiệt điện theo công thức sau:
Trong đó:
Qctt :
Tổng sản lượng hợp đồng tối thiểu năm N (kWh);
GO : Sản lượng bình
quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định tại hợp đồng mua bán điện (kWh);
a : Hệ số hiệu chỉnh
sản lượng năm do Bộ Công Thương công bố;
α : Tỷ lệ sản lượng
thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).
2. Xác định sản lượng
hợp đồng tối thiểu tháng
Sản lượng hợp đồng
tối thiểu tháng của nhà máy nhiệt điện được xác định trong quá trình lập kế
hoạch vận hành năm tới, cụ thể như sau:
a) Sử dụng mô hình mô
phỏng thị trường được quy định tại Khoản 2 Điều 18 Thông tư này
theo phương pháp lập lịch có ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng
của nhà máy điện;
b) Xác định sản lượng
hợp đồng tối thiểu tháng theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tối thiểu
tháng M của nhà máy điện (kWh);
Qctt :
Tổng sản lượng hợp đồng tối thiểu năm của nhà máy điện (kWh);
: Tổng sản lượng dự kiến trong
tháng M của các nhà máy nhiệt điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới
được Bộ Công Thương phê duyệt (kWh).
Trường hợp sản lượng
khả dụng tháng của nhà máy điện không đảm bảo sản lượng hợp đồng tối thiểu
tháng thì sản lượng hợp đồng tối thiểu tháng đó được điều chỉnh bằng sản lượng
khả dụng tháng đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm phân bổ phần sản lượng chênh lệch vào các tháng còn lại trong năm đảm bảo
tổng sản lượng hợp đồng tối thiểu năm không đổi.
3. Xác định sản lượng
hợp đồng tối thiểu năm, tháng với nhà máy nhiệt điện mới tham gia vận hành thị
trường điện giữa năm vận hành
Sản lượng hợp đồng
tối thiểu năm, tối thiểu tháng đối với nhà máy điện mới tham gia thị trường
điện giữa năm vận hành được xác định theo nguyên tắc quy định tại khoản 1 và khoản
2 Điều này khi đầy đủ thông tin theo hợp đồng mua bán điện.
Điều
29. Xác định sản lượng hợp đồng tối thiểu năm, tháng cho nhà máy nhiệt điện có
hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy nhiệt điện có hợp đồng
mua bán điện với Tập đoàn điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn
điện
1. Sản lượng hợp đồng
tối thiểu năm, tối thiểu tháng của nhà máy điện được tính toán theo phương pháp
quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều 28 Thông tư này.
2. Sản lượng hợp đồng
tối thiểu tháng của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn
điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn điện lực Việt Nam và
được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện
theo tỷ lệ với phụ tải dự báo của đơn vị mua buôn điện theo công thức sau:
Trong đó:
(l): Sản lượng hợp đồng tối
thiểu tháng M của nhà máy điện với đơn vị mua buôn điện l (kWh);
: Tổng sản lượng hợp đồng tối
thiểu tháng M của nhà máy điện (kWh);
(l) : Sản lượng điện năng
giao nhận đầu nguồn dự báo trong tháng M của đơn vị mua buôn điện l (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện.
3. Trước ngày 10
tháng 11 hàng năm, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm cập nhật và cung cấp số
liệu phụ tải dự báo năm tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện để phục vụ công tác tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng cho đơn vị mua
buôn điện.
Điều
30. Trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng tối thiểu năm và tháng
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán sản
lượng hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng của nhà máy nhiệt điện theo quy
định tại Điều 28 và Điều 29 Thông tư này;
b) Công bố trên cổng
thông tin điện tử thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả
tính toán sản lượng hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng cho các đơn vị mua
điện và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra trước ngày 15
tháng 11 hàng năm.
2. Đối với các nhà
máy điện có hợp đồng mua bán điện đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn
vị phát điện sở hữu nhà máy điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm kiểm tra và
phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai
lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng
trước ngày 25 tháng 11 hàng năm.
3. Đối với nhà máy
điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, đơn vị phát điện và đơn
vị mua buôn điện có trách nhiệm kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản
lượng hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm.
Tổng sản lượng hợp
đồng tối thiểu tháng của nhà máy điện đã xác nhận giữa các bên được phân bổ cho
các đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Điều 40 Thông tư này.
Điều
31. Công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới
1. Sau khi kế hoạch
vận hành thị trường điện năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 18 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có tránh nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện
các thông tin về các số liệu đầu vào và các kết quả lập kế hoạch vận hành thị
trường điện năm tới cho các thành viên tham gia thị trường điện.
2. Các thông tin về
kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được công bố bao gồm:
a) Các kết quả tính
toán kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm:
- Giá điện năng thị
trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và đơn vị
mua buôn điện;
- Kết quả lựa chọn
Nhà máy điện mới tốt nhất;
- Giá công suất thị
trường từng chu kỳ giao dịch;
- Mức trần của giá
điện năng thị trường;
- Phân loại nhà máy
nhiệt điện;
- Sản lượng hợp đồng
tối thiểu năm và sản lượng hợp đồng tối thiểu phân bổ vào các tháng của các nhà
máy nhiệt điện;
- Tỷ lệ điện năng mua
theo giá thị trường điện giao ngay trong từng tháng của năm tới áp dụng cho các
đơn vị mua buôn điện từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định
theo quy định tại khoản 2 Điều 90 Thông tư này.
b) Các thông số đầu
vào phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:
- Phụ tải dự báo từng
miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia trong từng chu kỳ giao
dịch;
- Các số liệu thủy
văn và các ràng buộc vận hành của các hồ chứa thủy điện được dùng để tính toán
mô phỏng thị trường điện;
- Tiến độ đưa nhà máy
điện mới vào vận hành;
- Các thông số kỹ
thuật và các ràng buộc vận hành về lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ xuất, nhập
khẩu điện dự kiến;
- Lịch bảo dưỡng, sửa
chữa năm của nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn;
- Phụ tải dự báo của
các đơn vị mua buôn điện trong từng chu kỳ giao dịch;
- Các ràng buộc huy
động của các nhà máy điện BOT, các nhà máy điện có ràng buộc huy động sản lượng
tối thiểu hoặc các ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu của các nhà máy điện có văn
bản của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền cho phép chuyển ngang các quy
định bao tiêu nhiên liệu của nhà máy điện trong hợp đồng cung cấp nhiên liệu
sang hợp đồng mua bán điện;
- Các ràng buộc huy
động nguồn nhằm đảm bảo an ninh cung cấp điện, cấu hình nguồn tối thiểu đảm bảo
vận hành an toàn lưới điện truyền tải.
3. Thông tin về kế
hoạch vận hành thị trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch sở hữu nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này
(trừ Tập đoàn Điện lực Việt Nam), bao gồm:
a) Tổng sản lượng
phát điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện cho từng
tháng;
b) Giá trị nước của
nhà máy thủy điện;
c) Số liệu về giá
biến đổi của nhà máy nhiệt điện được dùng trong tính toán mô phỏng.
Mục
2. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI
Điều
32. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế
hoạch vận hành tháng tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập
kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:
a) Tổng nhu cầu phụ
tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và
từng chu kỳ giao dịch trong tháng;
b) Biểu đồ phụ tải
các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia
trong tháng.
2. Trước ngày 20 hàng
tháng, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm dự báo phụ tải từng chu kỳ giao dịch
của tháng tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục
vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới.
Điều
33. Tính toán giá trị nước
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các
tuần trong tháng tới. Kết quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế
hoạch vận hành tháng tới bao gồm:
1. Sản lượng dự kiến
của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.
2. Giá trị nước của
nhà máy thuỷ điện trong nhóm thủy điện bậc thang.
3. Giá trị nước của
các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên.
4. Mực nước tối ưu
từng tuần trong tháng của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày
trở lên.
Điều
34. Phân loại nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị
trường để xác định hệ số tải trung bình tháng của các nhà máy phát điện trong
tháng tới.
2. Căn cứ hệ số tải
trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm phân loại các nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy
đỉnh trong tháng tới thành 03 nhóm sau:
a) Nhóm nhà máy chạy
nền bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc
bằng 70%;
b) Nhóm nhà máy chạy
lưng bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và
nhỏ hơn 70%;
c) Nhóm nhà máy chạy
đỉnh bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hoặc
bằng 25%.
Điều
35. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh
giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy
định tại Điều 23 Thông tư này, trong đó có cập nhật các yếu
tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của tháng M theo phương pháp được thỏa thuận
trong hợp đồng mua bán điện và căn cứ theo:
a) Giá nhiên liệu tháng
tới và các tháng tiếp theo được xác như sau:
- Giá nhiên liệu
trong tính toán số liệu lập kế hoạch vận hành tháng tới (M+1) được xác định
trên cơ sở:
+ Giá nhiên liệu áp
dụng cho tháng tới được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
+ Giá nhiên liệu áp
dụng cho tháng tới theo quy định tại hợp đồng mua bán điện, hợp đồng mua bán
nhiên liệu. Trường hợp giá nhiên liệu phụ thuộc vào kế hoạch mua nhiên liệu và
(hoặc) các chỉ số giá nhiên liệu, Đơn vị phát điện, đơn vị cung ứng nhiên liệu
có trách nhiệm cung cấp cho bên Mua điện kế hoạch cung cấp nhiên liệu và (hoặc)
các chỉ số giá nhiên liệu để xem xét trong quá trình xác định giá nhiên liệu dự
kiến tháng tới và các tháng tiếp theo.
+ Giá nhiên liệu theo
hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm cung cấp số liệu
lập kế hoạch tháng tới.
- Giá nhiên liệu
trong tính toán số liệu lập kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong năm
(tháng M+2 đến hết năm) được xác định trên cơ sở:
+ Trường hợp có số
liệu dự báo giá nhiên liệu tháng M+2 đến hết năm do cơ quan có thẩm quyền hoặc
đơn vị tư vấn dự báo có uy tín ban hành, giá nhiên liệu của các nhà máy điện
được tính toán theo các số liệu dự báo và theo quy định của hợp đồng mua bán
nhiên liệu.
+ Trường hợp không có
số liệu giá nhiên liệu dự báo, sử dụng giá nhiên liệu trong tính toán số liệu
lập kế hoạch vận hành tháng tới.
+ Khối lượng các loại
nhiên liệu được tính toán theo kế hoạch cung cấp nhiên liệu tháng M+2 đến hết
năm do Đơn vị phát điện, đơn vị cung cấp nhiên liệu cung cấp cập nhật gần nhất.
b) Đơn vị mua điện có
trách nhiệm cung cấp và cập nhật các thay đổi về giá biến đổi (đã bao gồm giá
vận chuyển nhiên liệu chính) trong tháng tới và các tháng còn lại trong năm của
các nhà máy nhiệt điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Kết quả phân loại
nhà máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 34 Thông
tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố số liệu đầu vào và kết quả
giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.
Điều
36. Dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện trong tháng tới theo quy định tại Quy
định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố danh sách các
tổ máy phát điện đủ điều kiện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong
tháng tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành.
Điều
37. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1. Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy điện được điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa
của nhà máy trong tháng M+1 bị thay đổi so với kế hoạch vận hành đã được sử
dụng để tính toán sản lượng hợp đồng do:
a) Yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện
không phải do các nguyên nhân của nhà máy;
b) Yêu cầu của cơ
quan nhà nước có thẩm quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện thống nhất căn cứ vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng hợp đồng
tháng trong trường hợp quy định tại khoản 1 Điều này theo nguyên tắc sau: Dịch
chuyển giữa các tháng phần sản lượng hợp đồng tháng tương ứng với thời gian sửa
chữa bị dịch chuyển, đảm bảo tổng sản lượng hợp đồng các tháng có điều chỉnh là
không đổi theo hướng dẫn về Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường
điện tại Phụ lục III Thông tư này về Quy trình tính
toán thanh toán trong thị trường điện.
3. Trường hợp sản
lượng khả dụng tháng M+1 được duyệt của nhà máy điện không đảm bảo sản lượng
hợp đồng tháng thì sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh bằng sản lượng khả
dụng tháng đó. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện thông tin về kế hoạch cung cấp nhiên liệu (có xác
nhận của đơn vị cung cấp nhiên liệu) cho nhà máy nhiệt điện trong tháng tới
trước ngày 20 tháng M để làm cơ sở tính toán lập kế hoạch vận hành tháng tới và
xem xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng trong trường hợp này (nếu cần thiết).
4. Trong trường hợp
có biến động lớn (thay đổi trên 20%) về giá nhiên liệu đầu vào hoặc xảy ra các
sự kiện bất khả kháng (bão, lũ, động đất,…) làm ảnh hưởng đến việc vận hành
bình thường của hệ thống điện (sa thải phụ tải hoặc mất một lượng lớn phụ tải,
mất hoặc ảnh hưởng đến khả năng truyền tải điện năng giữa các vùng, ảnh hưởng
đến việc vận hành bình thường của một số lượng lớn các nhà máy điện, thực hiện
xả tràn các hồ chứa thủy điện theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền),
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số
liệu, tính toán lại kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong quý, báo cáo Cục Điều
tiết điện lực xem xét để thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng.
Điều
38. Xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng tháng
tới và sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch cho các nhà máy điện ký hợp
đồng trực tiếp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong tháng tới theo các bước
sau:
1. Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy nhiệt điện than được xác định hằng quý, sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy tuabin khí được xác định 06 tháng một lần, cụ thể như sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà
máy điện (kWh);
: Sản lượng kế hoạch tháng của các
nhà máy nhiệt điện than theo phương thức vận hành hệ thống điện cập nhật tháng
đầu tiên của mỗi quý (tháng 01, 4, 7 và 10) hoặc của nhà máy tuabin khí theo
phương thức vận hành hệ thống điện tháng 01 và tháng 7 và được quy đổi về điểm
giao nhận (kWh);
QcttM:
Sản lượng hợp đồng tháng tối thiểu của nhà máy điện (kWh) được xác định theo
quy định tại Khoản 2 Điều 28 Thông tư này.
α : Tỷ lệ sản lượng
điện năng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).
2. Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết từ 02 ngày trở lên được xác định
như sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà
máy điện (kWh);
: Sản lượng kế hoạch theo phương
thức vận hành hệ thống điện cập nhật tháng tới của nhà máy điện và được quy đổi
về điểm giao nhận (kWh);
α : Tỷ lệ sản lượng
điện năng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).
3. Sử dụng mô hình mô
phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch trong
tháng của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc để xác định sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ
trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng dự kiến phát của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo
phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy
điện được xác định theo quy định tại Điều 28, Điều 37 Thông tư
này và khoản 1, khoản 2 Điều này (kWh).
4. Trường hợp sản
lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát
lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được
điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện. Sản lượng phát lớn
nhất của nhà máy trong chu kỳ giao dịch tương ứng với sản lượng trong một chu
kỳ giao dịch tính theo công suất công bố trong bản chào mặc định tháng tới do
đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo
quy định tại Điều 50 Thông tư này.
5. Trường hợp sản
lượng hợp đồng của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn 0 MWh và
nhỏ hơn sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó
được điều chỉnh bằng sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất
của nhà máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện được xác
định bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy của nhà máy điện được
lập lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.
Trường hợp sản lượng
hợp đồng của nhà máy thủy điện nhỏ hơn sản lượng tương ứng với công suất phát
ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng sản lượng tương ứng
với công suất phát ổn định thấp nhất.
6. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch
do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng theo quy định tại khoản 4 và khoản 5 Điều
này vào các chu kỳ giao dịch khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng
hợp đồng tháng không đổi.
7. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố qua Cổng thông tin điện tử
thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản
lượng hợp đồng sơ bộ trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch ít nhất 05 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M. Đơn vị mua điện
và đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện hoàn thành kiểm tra các sai lệch trong kết quả tính toán sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch trong tháng tới ít nhất 03 ngày trước ngày
cuối cùng của tháng M. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch
chính thức trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch ít nhất 03 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M.
8. Đơn vị mua điện và
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp
đồng tháng được điều chỉnh theo Điều 39 Thông tư này và sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
39. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1. Các trường hợp điều
chỉnh sản lượng hợp đồng của các nhà máy nhiệt điện
a) Trường hợp sự cố
ngừng lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy
hoặc sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch (lịch sửa chữa chưa được đưa vào tính
sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch) của nhà máy điện;
b) Trường hợp lò hơi
của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc tổ máy của nhà máy điện kéo dài
thời gian sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch;
c) Trường hợp có công
bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí theo quy định tại khoản 7 Điều 53 Thông tư này.
d) Trường hợp nhà máy
nhiệt điện than xảy ra tình trạng thiếu nhiên liệu dẫn đến tổng sản lượng điện
năng tương ứng với mức công suất công bố trong các bản chào chu kỳ tới của nhà
máy điện thấp hơn tổng sản lượng hợp đồng của nhà máy trong ngày vận hành.
đ) Trường hợp nhà máy
nhiệt điện có thời gian khởi động tổ máy tính từ lúc bắt đầu khởi động đến thời
điểm hoà lưới lớn hơn 02 giờ so với thời gian khởi động theo quy định tại hợp
đồng mua bán điện.
2. Trong trường hợp
có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại điểm a khoản 1 Điều này, thực
hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch nguyên tắc sau:
a) Trường hợp thời
gian sự cố nhỏ hơn hoặc bằng 72 giờ: Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng của nhà
máy điện này;
b) Trường hợp thời
gian sự cố lớn hơn 72 giờ
- Trong giai đoạn từ
thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch kết thúc giai đoạn 72 giờ: Giữ nguyên sản
lượng hợp đồng đã phân bổ cho nhà máy điện;
- Trong giai đoạn từ
chu kỳ giao dịch đầu tiên sau khi kết thúc giai đoạn 72 giờ đến khi tổ máy khắc
phục sự cố và khả dụng:
+ Trường hợp sản
lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng
nhà máy trong giai đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện;
+ Trường hợp sản
lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản
lượng hợp đồng nhà máy điện trong giai đoạn này: Không điều chỉnh sản lượng hợp
đồng nhà máy điện.
c) Trường hợp tổ máy
phát điện được phê duyệt lịch sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch thì trong các
chu kỳ tổ máy sửa chữa ngoài kế hoạch áp dụng nguyên tắc điều chỉnh như sau:
+ Trường hợp sản
lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng
nhà máy trong giai đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện;
+ Trường hợp sản
lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản
lượng hợp đồng nhà máy điện trong giai đoạn này: Không điều chỉnh sản lượng hợp
đồng nhà máy điện.
3. Trong trường hợp
có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại điểm b khoản 1 Điều này, thực
hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng của chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc sau:
Trong các chu kỳ kéo
dài sửa chữa, nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của
nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp
đồng tại các chu kỳ đó bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà
máy điện.
4. Trường hợp quy
định tại điểm c, điểm d và điểm đ khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản
lượng hợp đồng của nhà máy tuabin khí và nhà máy nhiệt điện than trong các chu
kỳ giao dịch theo nguyên tắc nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm
giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản
lượng hợp đồng tại các chu kỳ đó bằng sản lượng thực tế tại điểm giao nhận của
nhà máy điện.
5. Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện xác nhận các sự kiện quy định tại khoản 1 Điều này và gửi
cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở điều
chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện. Đối với trường
hợp xác nhận sự cố lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi:
a) Trường hợp có đủ
dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều
khiển tương đương khác cho sự kiện này: Thực hiện xác nhận sự kiện căn cứ theo
các dữ liệu này;
b) Trường hợp không
có dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều
khiển tương đương khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu
khác cho từng trường hợp cụ thể theo hướng dẫn về Quy trình tính toán thanh
toán trong thị trường điện tại Phụ lục III Thông
tư này để thực hiện xác nhận sự kiện.
6. Đơn vị mua điện và
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng
hợp đồng tháng của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại khoản 1, khoản
2 và khoản 3 Điều này.
Điều
40. Xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho đơn vị mua buôn điện
1. Đối với các nhà
máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện:
a) Xác định sản lượng
hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện như sau:
- Thực hiện xác định
sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại khoản
1 Điều 38 Thông tư này;
- Xác định và điều
chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo khoản 3 Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
b) Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch của đơn vị mua buôn điện với nhà máy điện có hợp đồng mua
bán điện với đơn vị mua buôn điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của đơn vị
mua buôn điện l với nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy
điện g trong chu kỳ giao dịch i được xác định và điều chỉnh theo quy định tại điểm
a khoản này (kWh);
: Sản lượng điện năng giao nhận
đầu nguồn dự báo của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện.
2. Đối với nhà máy
điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho đơn
vị mua buôn điện
a) Xác định sản lượng
hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện với Tập đoàn Điện lực
Việt Nam như sau:
- Thực hiện điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại khoản 1 Điều 38 Thông tư này;
- Xác định và điều
chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo khoản 3 Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
b) Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn
điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo trình tự như sau:
- Xác định sản lượng
hợp đồng tháng phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện
theo công thức sau:
Trong đó:
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện;
Qc(l,M):
Sản lượng hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua
buôn điện l (kWh);
(g) : Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy điện g với Tập đoàn Điện lực Việt Nam được xác định trong kế
hoạch vận hành thị trường điện tháng theo quy định tại Điều 38 Thông
tư này (kWh);
Qptdkl(l,M):
Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong tháng M (kWh).
- Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn
điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong tháng;
Qc(l,i):
Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt
Nam cho đơn vị mua buôn điện l (kWh);
Qc(l,M):
Sản lượng hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua
buôn điện l (kWh);
Qptdk(l,i):
Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i
(kWh).
Mục
3. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH TUẦN TỚI
Điều
41. Giá trị nước tuần tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu phụ tải dự báo,
thuỷ văn và các số liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại
giá trị nước cho tuần tới và công bố các kết quả sau:
a) Giá thị trường
điện dự kiến từng chu kỳ tuần tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và các đơn
vị mua điện;
b) Giá trị nước và
sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu;
c) Giá trị nước của
các nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết
từ 02 ngày trở lên;
d) Sản lượng dự kiến
từng chu kỳ giao dịch của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02
ngày;
đ) Mực nước giới hạn
tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết từ 02 ngày trở lên theo
quy định về thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn tại
Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
42. Giá trần bản chào của nhà máy thuỷ điện
1. Trừ trường hợp quy
định tại khoản 3 Điều này, giá trần bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết từ 02 ngày trở lên được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà
máy đó được công bố theo quy định tại Điều 41
Thông
tư này,
cụ thể như sau:
a) Giá trần bản chào
bằng giá trị lớn nhất của:
- 120% 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 trong trường hợp đặc biệt
a) Giá trần bản chào
của nhà máy thủy điện trong các trường hợp quy định tại điểm b và điểm c Khoản này
được xác định theo công thức sau:
Ptr = 1,2 × max (Pgtn ; PDOmax)
Trong đó:
Ptr: Giá
trần bản chào của nhà máy thủy điện áp dụng trong các trường hợp đặc biệt (đ/kWh);
Pgtn: Giá trị
nước của nhà máy thủy điện (đ/kWh);
PDOmax:
Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện
(đ/kWh).
b) Trường hợp hồ chứa
của nhà máy thuỷ điện thấp hơn mực nước giới hạn tuần đầu tiên: Giá trần bản
chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần kế tiếp được xác định theo quy
định tại điểm a khoản này. Khi đã đảm bảo không thấp hơn mực 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 chi phí biến đổi 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
định về thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn tại
Thông tư về quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành: Giá
trần bản chào của nhà máy thủy điện trong miền này của tuần đánh giá được xác
định theo quy định tại điểm a khoản này. 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.
4. 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 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
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, chi phí biến đổi 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.
5. Nhà máy thủy điện
trực tiếp 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.
Điều
43. Dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tuần tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện trong tuần tới theo quy định tại Quy
định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn, lập và công bố danh sách
các tổ máy phát điện dự kiến dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp cho tuần tới. Tổ
máy phát điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ điều khiển tần số
thứ cấp theo yêu cầu của 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 lập kế hoạch vận hành tuần tới đảm
bảo ràng buộc về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.
Chương
V
VẬN
HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục
1. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI
Điều
44. Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới
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 (hoặc dự báo) trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà
máy điện tại khoản 3 Điều 4 Thông tư này, nguồn điện mặt
trời mái nhà và các nhà máy điện không trực tiếp chào giá trên thị trường điện,
trong đó có xét đến các ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu, sản lượng điện của
các nhà máy điện BOT do Tập đoàn Điện lực Việt Nam cung cấp cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện, các ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu của các
nhà máy điện có văn bản của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền cho phép
chuyển ngang các quy định bao tiêu nhiên liệu của nhà máy điện trong hợp đồng
cung cấp nhiên liệu sang hợp đồng mua bán điện.
3. Công suất huy động
dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà máy điện trong
quá trình thí nghiệm để công nhận ngày vận hành thương mại.
4. Công suất huy động
dự kiến (hoặc dự báo) trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà
máy điện tại Điều 11 Thông tư này.
5. Tổng sản lượng khí
dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn khí.
6. 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.
7. 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.
8. Nhu cầu dịch vụ dự
phòng điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch
của ngày tới.
9. Các ràng buộc kỹ
thuật trong vận hành nguồn điện, lưới điện.
10. Các biện pháp can
thiệp của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh
hệ thống điện.
11. Các điều chỉnh,
can thiệp bản chào giá của đơn vị phát điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện thực hiện theo quy định.
Điều
45. Bản chào giá
1. Bản chào giá tuân
thủ các nguyên tắc sau:
a) Gồm 10 cặp giá
chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày
D;
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;
- Tình trạng nhiên
liệu của nhà máy nhiệt điện.
- Tình trạng xả tràn
của hồ chứa thủy điện.
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 về thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và
ngắn hạn tại 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 phải
được phê duyệt), sự cố kỹ thuật bất khả kháng hoặc bị suy giảm công suất do mực
nước thấp đối với các nhà máy thủy điện. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công
suất công bố khi giảm công suất khả dụng. Trong trường hợp cập nhật bản chào
khởi động của tổ máy nhiệt điện, công suất công bố tương ứng với khả dụng trong
trường hợp vận hành bình thường;
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 và dừng máy được 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 từ 02 ngày trở lên thì dải công
suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố, trường hợp mực nước của hồ
chứa thủy điện đã xuống mực nước chết nhà máy được phép điều chỉnh công suất
công bố bằng 0 MW;
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 thấp hơn mực nước giới hạn, nhà máy thủy
điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn tuần và tỷ lệ dự phòng điện năng
miền của tuần nhỏ hơn 5%; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới
hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu (cận dưới) của Quy trình vận hành liên hồ
chứa:
- Chào giá sàn cho
sản lượng tương ứng với giá trị nhỏ hơn giữa yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ
du theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và Quy trình vận hành liên
hồ hoặc đơn hồ chứa;
- Chào giá trần cho phần
sản lượng còn lại. Giá trần bản chào áp dụng tương tự như nhà máy thủy điện 02
tuần liên tiếp thấp hơn mực nước giới hạn tuần..
c) Bản chào của nhà
máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn tuần và thấp hơn mức nước
tối thiểu (cận dưới) của Quy trình vận hành liên hồ chứa được đơn vị chào giá
thực hiện theo nguyên tắc sau:
- Chào giá sàn cho
sản lượng tương ứng với giá trị nhỏ hơn giữa yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ
du theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và Quy trình vận hành liên
hồ hoặc đơn hồ chứa;
- Chào giá trần cho phần
sản lượng còn lại.
- Giá trần bản chào
áp dụng:
Trong đó:
: mực nước tối thiểu (cận dưới)
của hồ chứa nhà máy thuỷ điện i theo Quy trình vận hành liên hồ chứa (đơn vị
m);
: mực nước hồ chứa tại thời điểm
24h ngày chủ nhật của hồ chứa nhà máy thuỷ điện i (đơn vị m).
d) Bản chào của tổ
máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy: Công suất chào được thấp
hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất, mức công suất bằng nhau cho cả 10 cặp
giá chào;
đ) Bản chào giá của
nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện:
- Giá chào bằng 0
đồng/kWh cho toàn bộ công suất chào;
- Công suất chào bằng
công suất dự báo của nhà máy điện. Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi công bố
công suất dự báo của nhà máy điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và tuân thủ theo quy định về
dự báo công suất, điện năng phát của các nguồn điện năng lượng tái tạo tại Quy
trình dự báo công suất, điện năng phát của các nguồn điện năng lượng tái tạo.
- Căn cứ số liệu công
suất dự báo do đơn vị phát điện cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm so sánh, đối chiếu với giá trị công suất dự báo từ
các nguồn dự báo độc lập khác và thực hiện lập lịch huy động các nhà máy điện
bình đẳng với các nguồn tự điều khiển phát công suất tác dụng được quy định tại
Thông tư quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia và đảm bảo tuân thủ
theo quy định tại Quy định về hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối
do Bộ Công Thương ban hành. Trường hợp xảy ra quá tải, thừa công suất thực hiện
huy động theo thứ tự quy định tại Điều 17 Thông tư này.
Điều
46. Sửa đổi bản chào giá
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 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 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 mực nước hồ chứa về đến mực 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:
- Nhà máy thủy điện
phải hoãn hoặc lùi lịch sửa chữa theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện hoặc kết thúc sửa chữa sớm so với kế hoạch đã được duyệt,
đưa tổ máy vào dự phòng khác thời gian so với dự kiến;
- Yêu cầu cấp nước hạ
du hoặc lệnh vận hành hồ chứa của cơ quan nhà nước có thẩm quyền được xác định
bằng văn bản tại thời điểm sau 11h30 ngày D-1 (thời điểm kết thúc chào giá cho
ngày D theo quy định tại khoản 1 Điều 48 Thông tư này);
- Các nhà máy thủy
điện phải thực hiện xả điều tiết (không bao gồm xả dòng chảy môi trường) hoặc
mực nước hồ của nhà máy thủy điện thấp hơn mực nước quy định tại quy trình vận
hành hồ chứa hoặc đến ngưỡng xả tràn;
- 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;
- Nhà máy thủy điện
không đáp ứng được yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D do không được huy động
đủ các bản chào với giá sàn trong các chu kỳ trước đó để cấp nước hạ du;
- Mực nước hồ chứa ở
dưới mực nước chết và không có khả năng vận hành tổ máy.
e) Các nhà máy điện
sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện trực tiếp tham gia thị trường
điện: được cập nhật công suất theo công suất dự báo được lựa chọn của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Nguyên tắc sửa đổi
bản chào giá
a) Đối với các trường
hợp quy định tại điểm a, điểm b và 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 không đảm bảo 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 (không) 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 45 Thông tư 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.
Điều
47. Chào giá nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang
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 khoản 3 Điều 14 Thông
tư 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. 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.
4. Trong trường hợp
không thống nhất được đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc
thang đề xuất tự chào giá, các đơn vị phát điện thực hiện chào giá độc lập.
5. 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
tại Điều 19 Thông tư này.
6. 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 theo quy định tại khoản 2 Điều 41 Thông tư này;
b) Khi sản lượng công
bố của nhà máy thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại
Điều 58 Thông tư 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.
Điều
48. Nộp bản 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 nộp bản chào giá bằng thư điện tử vào địa chỉ do Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện quy định.
Điều
49. Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá
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 48 Thông tư 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.
Điều
50. Bản chào giá lập lịch
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 48 Thông tư 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.
3. Bản chào giá mặc
định của các nhà máy điện được xác định như sau:
a) Đối với 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. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với
trạng thái vận hành thực tế của tổ máy đồng thời Đơn vị chào giá không nộp bộ
bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới hoặc bộ bản chào mặc định áp dụng cho
tháng tới không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy bản chào giá
mặc định sẽ được xây dựng dựa trên công suất khả dụng và giá trần bản chào của
tổ máy tại thời điểm áp dụng. 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;
b) Đối với nhà máy
thuỷ điện 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 42 Thông tư này
cho sản lượng còn lại.
c) Đối với nhà máy
thủy điện thấp hơn mực nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp, nhà máy thủy
điện có 01 tuần liên tiếp thấp hơn mức nước giới hạn, chưa thấp hơn mức nước
tối thiểu (cận trên) của Quy trình vận hành liên hồ chứa và tỷ lệ dự phòng điện
năng miền của tuần nhỏ hơn 5%; nhà máy thủy điện có 01 tuần liên tiếp thấp hơn
mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu (cận trên) của Quy trình vận
hành liên hồ chứa: Giá chào và sản lượng chào trong bản chào mặc định của nhà
máy điện này theo quy định tại điểm a, điểm b, và điểm c khoản 2
Điều 45 Thông tư này.
Điều
51. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới
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. Mô phỏng huy động
các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp dưới dạng bản chào giá
quy đổi trong đó: (i) Nếu tổ máy được huy động theo kết quả đã được công bố tại
khoản 2 Điều 44, mô phỏng bằng giá sàn cho phần công suất
phát ổn định thấp nhất và giá biến đổi cho phần công suất khả dụng còn lại;
(ii) Nếu tổ máy không được lập lịch theo kết quả đã được công bố tại khoản 2 Điều 44 thì mô phỏng bằng giá biến đổi cho toàn bộ
công suất khả dụng. Các nhà máy điện không chào giá trực tiếp còn lại sử dụng
công suất huy động dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 2 Điều 44 Thông tư này.
4. Sản lượng công bố
được điều chỉnh phù hợp với điều kiện vận hành thực tế của nhà máy điện và hệ
thống điện của các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy
định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và
các nhà máy thủy điện nhỏ có hồ điều tiết dưới 02 ngày tham gia chào giá trên
thị trường điện.
5. Công suất dự báo
ngày tới nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện.
6. Sản lượng điện
năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 66 và Điều 67 Thông
tư này.
7. Công suất các tổ
máy của các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
8. Yêu cầu về công
suất dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp.
9. Thông tin về khả
năng cung cấp dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy.
10. 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.
11. Lịch thí nghiệm
tổ máy phát điện.
12. 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.
13. 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.
14. Các ràng buộc về
bao tiêu nhiên liệu hoặc bao tiêu sản lượng điện của các nhà máy điện BOT do
Tập đoàn Điện lực Việt Nam cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
15. Các ràng buộc về
bao tiêu của nhà máy điện.
Điều
52. Lập lịch huy động ngày tới
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 khiển tần số thứ cấp của tổ máy phát điện.
3. Lập lịch huy động
trong trường hợp quá tải, thừa nguồn: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán theo nguyên tắc huy động nguồn điện khi
xảy ra quá tải, thừa nguồn quy định tại Điều 17 Thông tư này
Điều
53. Công bố lịch huy động ngày tới
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 huy động cho dịch vụ dự phòng điều khiển tần số
thứ cấp 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 áp dụng cho các đơn vị
phát điện và đơn vị mua buôn điện.
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.
4. Thông tin về cảnh
báo thiếu công suất trong ngày tới (nếu có)
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
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 điều khiển tần số thứ cấp
a) Nhu cầu công suất
cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện;
b) Danh sách các tổ
máy cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;
c) Công suất cho dịch
vụ điều khiển tần số thứ cấp của tổ máy phát điện trong danh sách tại điểm b khoản
này.
7. Thông tin dự kiến
về tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện của
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trong các chu kỳ giao dịch tới. Tình trạng
thiếu nguồn nhiên liệu khí cung cấp cho các nhà máy điện khí là khi tổng sản
lượng điện dự kiến của nhà máy điện tương ứng với lượng khí được phân bổ thấp
hơn tổng sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này.
Điều
54. Hoà lưới tổ máy phát điện
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 giá của tổ máy và gửi cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điều
46 Thông tư này.
Điều
55. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất
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
58 Thông tư 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.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm khởi động thêm các tổ máy khởi
động chậm, các tổ máy cung cấp dịch vụ phụ.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố thông tin lên cổng thông
tin thị trường điện công suất và thời gian dự kiến thiếu.
Điều
56. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất cho dịch vụ điều khiển
tần số thứ cấp
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 điều khiển tần số thứ cấp trừ trường hợp thiếu công suất cho dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp.
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 nhà máy
điện gián tiếp tham gia thị trường điện quy định tại Điều 44 Thông
tư này để đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.
Mục
2. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CHU KỲ GIAO DỊCH TỚI
Điều
57. Số liệu lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
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 điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho chu kỳ
giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo.
2. Kế hoạch hòa lưới,
ngừng máy 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 cho chu kỳ giao dịch tới.
4. Công suất công bố
theo lịch huy động ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên
thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố
theo quy định tại Điều 53 Thông tư này.
5. Mô phỏng huy động
các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp dưới dạng bản chào giá
quy đổi trong đó: (i) Nếu tổ máy được huy động theo kết quả đã được công bố tại
Điều 53, mô phỏng bằng giá sàn cho phần công suất phát ổn
định thấp nhất và giá biến đổi cho phần công suất khả dụng còn lại; (ii) Nếu tổ
máy không được lập lịch theo kết quả đã được công bố tại Điều
53 thì mô phỏng bằng giá biến đổi cho toàn bộ công suất khả dụng. Các nhà máy
điện không chào giá trực tiếp còn lại sử dụng công suất công bố theo lịch huy
động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo
quy định tại Điều 53 Thông tư này.
6. Công suất dự báo
cho chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ tiếp theo của các nhà máy điện sử dụng
năng lượng tái tạo không phải thủy điện, các nhà máy vận hành theo cơ chế chi
phí tránh được.
7. Nhu cầu công suất
dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện và khả năng cung cấp dịch
vụ điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ này.
8. 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.
9. Danh sách cập nhật
các tổ máy cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.
10. 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.
11. Các ràng buộc
khác về an ninh hệ thống.
12. Lịch bảo dưỡng,
sửa chữa, thí nghiệm tổ máy phát điện, được Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện phê duyệt.
13. Sản lượng điện
nhập khẩu.
14. Các ràng buộc về
bao tiêu nhiên liệu hoặc bao tiêu sản lượng điện của các nhà máy điện BOT do
Tập đoàn Điện lực Việt Nam cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
15. Các ràng buộc về
bao tiêu của nhà máy điện.
Điều
58. Điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện
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 của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và
các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy
trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành cho chu kỳ giao
dịch tới đã được công bố theo quy định tại khoản 1 Điều 53 Thông
tư này.
1. Sản lượng của nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu cho chu kỳ giao dịch tới được điều chỉnh
trong các trường hợp sau:
a) Có biến động bất
thường về thuỷ văn, dự báo năng lượng tái tạo, phụ tải;
b) Có cảnh báo thiếu
công suất theo lịch huy động ngày tới;
c) Có văn bản 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;
d) Xảy ra tình trạng
thừa công suất/thiếu công suất khi tính toán lập lịch chu kỳ tới.
2. Phạm vi điều chỉnh
sản lượng công bố 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 ±25% 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 dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.
3. Đối với các nhà
máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy trình điều
độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, nguồn điện mặt trời mái
nhà: Sản lượng công bố được điều chỉnh phù hợp với điều kiện vận hành thực tế
của nhà máy điện và hệ thống điện.
Điều
59. 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:
- Sử dụng bản chào
tăng công suất của các tổ máy;
- Các nhà máy nhiệt
điện gián tiếp tham gia thị trường điện theo giá biến đổi;
- Các tổ máy cung cấp
dịch vụ dự phòng khởi động nhanh theo lịch huy động ngày tới;
- Các nhà máy thủy
điện gián tiếp tham gia thị trường điện theo tỷ lệ dung tích còn lại so với
dung tích hữu ích từ cao đến thấp;
- Các tổ máy cung cấp
dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
- Giảm công suất dịch
vụ điều khiển tần số thứ cấp 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 quá tải, thừa nguồn: 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 nguyên tắc quy định tại Điều 52 Thông tư 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 điều khiển tần số thứ cấp.
5. Lập lịch huy động
chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất dịch vụ điều khiển tần số
thứ cấp.
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 điều khiển tần số thứ cấp 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 53 Thông tư này cho các nhà máy điện gián tiếp tham
gia thị trường điện để đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.
Điều
60. Công bố lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
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 07 chu kỳ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 59 Thông
tư 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 58 Thông tư này.
6. Các thông tin về
việc điều chỉnh công suất huy động của nhà máy điện gián tiếp tham gia thị
trường điện (nếu có).
7. Lịch sa thải phụ
tải dự kiến (nếu có).
8. Thông tin về cung
cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp
a) Nhu cầu công suất
cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện;
b) Danh sách các tổ
máy phát điện được lựa chọn để cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;
c) Công suất cho dịch
vụ điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy phát điện trong danh sách tại điểm
b Khoản này.
9. Các ràng buộc kỹ
thuật nguồn điện, lưới điện trong chu kỳ tới
Mục
3. VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC
Điều
61. Điều độ hệ thống điện thời gian thực
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 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
điều khiển tần số thứ cấp 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 mực 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 theo quy định tại khoản 2 Điều 41 Thông
tư này.
Điều
62. Xử lý trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện thấp hơn mực nước giới
hạn tuần
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo nhà máy điện thấp hơn mực
nước giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các
ngày tiếp theo để đảm bảo không thấp hơn mực nước giới hạn tuần tiếp theo.
2. Trong trường hợp
hồ chứa của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp thấp hơn mực nước giới hạn
tuần; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn tuần và tỷ lệ dự
phòng điện năng miền của tuần nhỏ hơn 5%; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn
mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu (cận dưới) của Quy trình vận
hành liên hồ chứa 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 thủy điện này căn cứ
theo bản chào mặc định quy định tại điểm b, điểm c khoản 2 Điều
45 Thông tư này để đưa mực nước của hồ chứa về mực nước giới hạn tuần.
3. Khi đã đảm bảo
không thấp hơn mực 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 thấp hơn
mực nước giới hạn hồ chứa tuần đầu tiên, nhà máy thấp hơn mực nước giới hạn
tuần thứ hai;
b) Mực nước hồ chứa
của nhà máy đã về mực nước giới hạn tuần, nhà máy được chào giá.
Điều
63. Can thiệp thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được can thiệp thị trường điện trong các trường
hợp sau:
a) Hệ thống đang vận
hành trong chế độ khẩn cấp được quy định trong 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 tại thời điểm bắt đầu chu kỳ giao dịch.
2. Trong trường hợp
can thiệp 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 dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;
c) Đáp ứng được yêu
cầu về chất lượng điện áp.
d) Đảm bảo cấu hình
nguồn tối thiểu để đảm bảo ổn định và quán tính hệ thống điện.
3. Công bố thông tin
về can thiệp thị trường điện
a) Khi can thiệp 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 thị trường điện.
b) Trong thời hạn 24
giờ từ khi kết thúc can thiệp 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 thị trường điện;
- Các chu kỳ giao
dịch can thiệp thị trường điện;
- Các biện pháp do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để can thiệp thị
trường điện.
Điều
64. Tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay
1. Thị trường điện
giao ngay tạm ngừng 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 tạm ngừng thị trường điện giao ngay
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;
- Hệ thống điện vận
hành trong trường hợp mất cân bằng cung cầu (tổng công suất khả dụng của các
nhà máy điện trong hệ thống điện nhỏ hơn phụ tải dự báo và Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải thực hiện các biện pháp tiết giảm cung cấp
điện để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống) trong vòng 48 chu kỳ liên tục.
- Không đảm bảo vận
hành thị trường điện an toàn, liên tục.
c) Các trường hợp
khác theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.
2. Bộ Công Thương có
trách nhiệm xem xét, quyết định tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao
ngay 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 tạm ngừng thị trường điện giao ngay của Bộ
Công Thương.
4. Vận hành hệ thống
điện trong thời gian tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay
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 ràng
buộc về bao tiêu;
- 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.
Điều
65. Khôi phục thị trường điện giao ngay
1. Thị trường điện
giao ngay được khôi phục vận hành khi đảm bảo các điều kiện sau:
a) Các nguyên nhân
dẫn đến tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay 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
giao ngay.
2. Bộ Công Thương có
trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện giao ngay 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 giao ngay của Bộ
Công Thương.
Mục
4. XUẤT KHẨU, NHẬP KHẨU ĐIỆN TRONG VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
66. Xử lý điện năng xuất khẩu trong lập lịch huy động
1. Trước 10h00 ngày
D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
sản lượng điện năng xuất khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Sản lượng điện
năng xuất khẩu 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.
Điều
67. Xử lý điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động
1. Trước 10h00 ngày
D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
sản lượng điện năng nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
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 ngày tới.
Điều
68. Thanh toán cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu
Lượng điện năng nhập
khẩu hoặc xuất khẩu được thanh toán theo hợp đồng nhập khẩu hoặc xuất khẩu được
ký kết giữa các bên.
Chương
VI
ĐO
ĐẾM ĐIỆN NĂNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
69. Vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện
1. Trong thị trường
bán buôn điện, vị trí đo đếm ranh giới để xác định phạm vi mua bán buôn điện mà
tại các vị trí đó phải có hệ thống đo đếm điện năng chính và dự phòng để đo đếm
chính xác sản lượng điện năng mua - bán, giao - nhận giữa các đơn vị.
2. Vị trí đo đếm ranh
giới trong thị trường bán buôn điện được định danh riêng trong cơ sở dữ liệu
của hệ thống quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định thống nhất áp dụng
cho các thành viên trên thị trường, bao gồm:
a) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện truyền tải;
b) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận nhập khẩu điện, xuất khẩu điện với lưới điện truyền tải hoặc
lưới điện phân phối;
c) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận điện giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối;
d) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện phân phối;
đ) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận trên lưới điện phân phối giữa các đơn vị mua buôn điện.
Điều
70. Hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo
đếm
1. Hệ thống đo đếm
điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phải
được thiết kế phù hợp với vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn
điện quy định tại Điều 69 Thông tư này.
2. Các yêu cầu chi tiết
về: Cấu hình tối thiểu, đặc tính kỹ thuật, đồng bộ thời gian, niêm phong kẹp
chì và bảo mật, vận hành và bảo dưỡng, nghiệm thu, xử lý sự cố hệ thống đo đếm,
kiểm định và kiểm toán được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ
thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Trách nhiệm thỏa
thuận vị trí đo đếm điện năng và thiết kế hệ thống đo đếm điện năng, trách
nhiệm đầu tư hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ
số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ
thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
71. Trách nhiệm thu thập, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thu thập đầy đủ các số
liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy định tại khoản 2 Điều 69 Thông tư này (đối với các vị trí đo đếm ranh
giới giữa nhà máy điện với lưới phân phối điện, thực hiện theo quy định tại khoản
5 Điều này). Số liệu đo đếm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
thu thập và công bố là số liệu ưu tiên sử dụng cho mục đích tính toán, thanh
toán trong thị trường điện.
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi về kho dữ liệu đo đếm dùng
chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam các số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm
ranh giới giao nhận quy định tại điểm a, b, d khoản 2 Điều 69
và điểm a khoản 5 Điều này.
2. Trừ các vị trí đo
đếm giao nhận với các nhà máy điện, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thu
thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản lý và gửi về kho dữ liệu đo
đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
3. Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản lý bao
gồm cả việc cung cấp số liệu điện mặt trời mái nhà và gửi về kho dữ liệu đo đếm
dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện.
4. Các nhà máy điện
trực tiếp tham gia thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thu thập số liệu đo
đếm trong phạm vi quản lý và gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện để sử dụng làm nguồn số liệu dự phòng, so sánh đối chiếu với bộ số liệu do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập trực tiếp và phục vụ
xác nhận số liệu đo đếm chính thức sử dụng cho mục đích tính toán, thanh toán
trong thị trường điện.
5. Các nhà máy điện
còn lại (nhà máy điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh)
a) Nhà máy điện sử
dụng năng lượng tái tạo ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu đo đếm
trực tiếp;
b) Nhà máy thủy điện
nhỏ: Đơn vị mua buôn thu thập số liệu đo đếm từ nhà máy điện theo phạm vi quản
lý và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
c) Các nhà máy điện
gián tiếp còn lại theo quy định tại khoản 4 Điều 4 và các nhà máy điện nước
ngoài có hợp đồng Mua Bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu đo đếm trực
tiếp.
6. Khi thay đổi vị
trí đo đếm ranh giới giao nhận hoặc phương thức giao nhận điện năng đo đếm ranh
giới trong phạm vi quản lý, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị
mua điện có trách nhiệm kịp thời thông báo, cập nhật về thay đổi cho các bên
liên quan phục vụ công tác thu thập và truyền số liệu đo đếm điện năng về Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
7. Trước 16h00 ngày 1
hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
công bố chỉ số công tơ đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy
định tại khoản 2 Điều 69 và điểm a khoản 5 Điều này.
Điều
72. Lưu trữ số liệu đo đếm
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện và các đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện
cạnh tranh theo quy định tại Điều 2 Thông tư này có trách
nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời hạn ít
nhất là 05 năm.
Điều
73. Phương thức, trình tự thu thập số liệu đo đếm
1. Việc đọc và gửi số
liệu của các công tơ về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải
tiến hành hàng ngày, thực hiện theo hai phương thức song song và độc lập với
nhau, cụ thể bao gồm:
a) Phương thức 1: Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện đồng bộ thời gian và thu
thập số liệu đo đếm trực tiếp tới các công tơ đo đếm ranh giới của thị trường
điện bán buôn theo quy định tại Điều 71 Thông tư này;
b) Phương thức 2: Đơn
vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập
số liệu đo đếm của các công tơ đo đếm trong phạm vi quản lý. Các số liệu do đơn
vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thu thập được gửi về kho dữ liệu đo
đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
2. Trình tự thu thập
số liệu đo đếm được thực hiện theo thời gian biểu như sau:
a) Từ 00h15 đến 16h00
ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện,
đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập số liệu đo
đếm ngày D thuộc phạm vi quản lý;
b) Trước 24h00 ngày
D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố số liệu đo đếm
phục vụ công tác kiểm tra số liệu đo đếm;
c) Trước 12h00 ngày
D+4, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thực hiện kiểm
tra, đối chiếu số liệu đo đếm, phát hiện các phát sinh, sự kiện dẫn đến chênh
lệch sản lượng gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ý kiến phản
hồi xác nhận về đối soát số liệu đo đếm. Sau thời điểm này, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện không tiếp nhận phản hồi về phát sinh liên quan
đến số liệu đo đếm của ngày D. Trường hợp không có phản hồi từ các đơn vị trên
trang thông tin điện tử thị trường điện trước 12h00 ngày D+4 thì được coi là
các đơn vị đã xác nhận đồng ý và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện không có trách nhiệm xử lý những ý kiến phản hồi phát sinh;
d) Trước 12h00 ngày
D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với các đơn vị
liên quan thực hiện kiểm tra, xác thực, xử lý sai lệch, ước tính số liệu đo
đếm;
đ) Trước 16h00 ngày
D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán
và công bố số liệu đo đếm điện năng và phụ tải chính thức ngày D lên trang
thông tin điện tử thị trường điện;
e) Trước 12h00 ngày
D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
lại số liệu đo đếm điện năng và phụ tải chính thức ngày D khi có các phát hiện
bất thường, sai khác số liệu sau ngày D+5;
g) Trước ngày làm
việc thứ 08 sau khi kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm công bố biên bản chốt sản lượng chênh lệch
trong chu kỳ thanh toán.
3. Yêu cầu về thu
thập số liệu đo đếm
a) Các số liệu đo đếm
được thu thập hàng ngày về đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng bao gồm các
giá trị điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát của từng
chu kỳ 30 phút trong ngày từ các công tơ đo đếm chính và dự phòng;
b) Số liệu đo đếm
được chia sẻ công khai sau 24 giờ ngày D+1 (được cập nhật đầy đủ theo quá trình
kiểm tra, xác định và ước tính số liệu) để các đơn vị mua điện và đơn vị bán
điện có quyền truy cập và kiểm tra đầy đủ trong phạm vi mua bán điện của đơn vị
mình;
c) Quy định về định
dạng số liệu, phương thức quy đổi số liệu, quy trình kiểm tra, xác định và ước
tính số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong
hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các quy trình hướng dẫn thực hiện.
Điều
74. Kiểm tra số liệu đo đếm
1. Đơn vị quản lý số
liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm kiểm tra số liệu đo đếm thu thập được tại
trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đảm bảo tính chính xác và
hợp lệ của các số liệu đo đếm.
2. Việc kiểm tra đối
chiếu số liệu đo đếm được thực hiện theo các nguyên tắc sau:
a) Số liệu đo đếm của
hệ thống đo đếm dự phòng được sử dụng để đối chiếu so sánh với số liệu của hệ
thống đo đếm chính (sau khi đã quy đổi về cùng một vị trí) làm căn cứ khẳng
định hệ thống đo đếm chính vận hành đảm bảo chính xác và tin cậy với sai số
không lớn hơn 1%;
b) Số liệu của công
tơ đo đếm do Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng đọc và gửi về
đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng phải được đối chiếu, so sánh với số
liệu do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng đọc trực tiếp để làm căn cứ xác
định tính tin cậy và chính xác của số liệu đo đếm;
c) Số liệu sản lượng
điện năng thu thập hàng ngày từ hệ thống đo đếm chính và dự phòng phải được
công bố và được các bên liên quan kiểm tra, xác nhận làm căn cứ để tính toán
thanh toán.
3. Trường hợp phát
hiện số liệu đo đếm có bất thường hoặc không chính xác, đơn vị quản lý số liệu
đo đếm điện năng thực hiện thu thập lại (hoặc yêu cầu Đơn vị quản lý vận hành
hệ thống đo đếm thu thập lại) và thực hiện lại các bước kiểm tra số liệu đo đếm
theo quy định tại khoản 2 Điều này.
4. Trường hợp không
thể thu thập được số liệu đo đếm hoặc kết quả kiểm tra, đối chiếu số liệu đo
đếm phát hiện có sự chênh lệch giữa số liệu công tơ với số liệu trong máy tính
đặt tại chỗ hoặc số liệu trong cơ sở số liệu đo đếm, đơn vị quản lý số liệu đo
đếm điện năng chủ trì, phối hợp với các đơn vị liên quan để điều tra nguyên
nhân để xử lý, ước tính bù trừ các sai lệch (nếu có) theo quy định tại Quy định
đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
5. Trường hợp không
thống nhất về số liệu đo đếm được công bố, các đơn vị có quyền yêu cầu bảo lưu,
kiểm toán bất thường hoặc thực hiện thủ tục khiếu nại với cơ quan có thẩm
quyền.
Điều
75. Tính toán sản lượng điện năng đo đếm trong thị trường bán buôn điện
1. Số liệu đo đếm
điện năng của đơn vị phát điện được xác định theo công thức giao nhận điện năng
của đơn vị phát điện và được quy định trong phương thức giao nhận điện năng.
2. Số liệu đo đếm
điện năng của đơn vị mua buôn điện trong một chu kỳ giao dịch được xác định như
sau:
a) Bằng tổng các
thành phần sau:
- Sản lượng nhận trên
lưới điện truyền tải;
- Tổng sản lượng nhận
từ các đơn vị mua buôn điện khác;
- Tổng sản lượng nhận
từ các nguồn điện nối lưới điện phân phối;
- Tổng sản lượng từ
các nguồn nhập khẩu nối lưới điện phân phối.
b) Trừ đi các thành phần
sau:
- Tổng sản lượng giao
lên lưới điện truyền tải;
- Tổng sản lượng giao
đến các đơn vị mua buôn điện khác.
Điều
76. Ước tính số liệu đo đếm
1. Trường hợp không
thể thu thập được số liệu đo đếm chính xác của ngày D theo quy định tại Điều 73, Điều 74 và Điều 75 Thông tư này cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện thực hiện ước tính số liệu đo đếm theo quy
định tại Quy trình thu thập, xử lý, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường
điện hướng dẫn thực hiện Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện
do Bộ Công Thương ban hành.
2. Sau khi thực hiện
việc ước tính số liệu đo đếm điện năng, các đơn vị liên quan phải có biện pháp
thu thập lại, xác định số liệu đo đếm chính xác làm cơ sở cho việc truy thu,
thoái hoàn cho các chu kỳ áp dụng ước tính số liệu đo đếm điện năng.
3. Trường hợp không
thể xác định số liệu đo đếm chính xác, số liệu đo đếm ước tính được sử dụng làm
căn cứ chính thức cho thanh toán tiền điện giữa các đơn vị.
Điều
77. Xác nhận sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công tơ
Áp dụng chữ ký số để
xác nhận số liệu đo đếm bao gồm:
1. Tổng sản lượng
điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện.
2. Sản lượng điện
năng mua trên thị trường điện.
3. Sản lượng chênh
lệch giữa chỉ số sản lượng chốt tháng và tổng sản lượng theo từng chu kỳ giao
dịch trong tháng.
4. Tổng sản lượng thu
thập theo từng chu kỳ giao dịch trong tháng.
Chương
VII
TÍNH
TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY
Mục
1. TÍNH TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN ÁP DỤNG CHO CÁC ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN
Điều
78. Xác định giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện
1. Sau ngày giao dịch
D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch
tính giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình
tự sau:
a) Tính toán phụ tải
hệ thống trong chu kỳ giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng đo đếm về phía đầu
cực các tổ máy phát điện;
b) Thực hiện lập lịch
tính giá điện năng thị trường theo phương pháp lập lịch không ràng buộc theo
trình tự như sau:
- Sắp xếp cố định dưới
phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của các
nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện và các nhà máy điện trực tiếp
tham gia thị trường điện nhưng tách ra ngoài thị trường điện trong chu kỳ giao
dịch;
- Sắp xếp các dải
công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch. Sản lượng thực tế các nhà máy điện năng lượng tái tạo trực tiếp tham gia
thị trường điện quy đổi về đầu cực được xác định sau ngày vận hành theo số liệu
đo đếm thực tế.
2. Giá điện năng thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện bằng giá chào của dải công suất cuối cùng
được xếp lịch để đáp ứng mức phụ tải hệ thống trong lịch tính giá điện năng thị
trường. Trong trường hợp giá chào của dải công suất cuối cùng trong lịch tính
giá điện năng thị trường cao hơn giá trần thị trường điện, giá điện năng thị
trường được tính bằng giá trần thị trường điện.
Điều
79. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện
Giá thị trường điện
toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch được xác định
theo công thức sau:
FMP(i)
= SMP(i) + CAN(i)
Trong đó:
FMP(i): Giá thị
trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định
theo quy định tại Điều 78 Thông tư này (đồng/kWh);
CAN (i): Giá công
suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác
định theo quy định tại Điều 27 Thông tư này (đồng/kWh).
Điều
80. Xác định giá điện năng thị trường khi can thiệp thị trường điện
Trong trường hợp có
phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện theo quy định tại Điều
63 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không
thực hiện tính toán giá điện năng thị trường cho khoảng thời gian thị trường
điện bị can thiệp.
Mục
2. GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
Điều
81. Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện
Giá điện năng thị
trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính
toán như sau:
1. Tính toán hệ số
quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Trong đó:
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i;
QG(i):
Tổng sản lượng điện năng trong chu kỳ giao dịch i của các nhà máy điện nối lưới
truyền tải, các nguồn nhập khẩu điện, các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân
phối điện có tham gia thị trường hoặc ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (kWh);
QL(i): Tổng
sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của các đơn vị mua điện trong chu kỳ
giao dịch i, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (có đơn vị xuất
khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện
đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua
bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).
2. Tính toán giá điện
năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện
CSMP(i)
= k(i) × SMP(i)
Trong đó:
CSMP(i): Giá điện
năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán
theo quy định tại Điều 78 Thông tư này (đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định
tại khoản 1 Điều này.
Điều
82. Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện
Giá công suất thị
trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán
như sau:
CCAN(i)
= k(i) × CAN(i)
Trong đó:
CCAN(i): Giá công
suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CAN(i): Giá công suất
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán
theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 27 Thông tư này (đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định
tại khoản 1 Điều 81 Thông tư này.
Điều
83. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện
Giá thị trường điện
toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác
định theo công thức sau:
CFMP(i)
= CSMP(i) + CCAN(i)
Trong đó:
CFMP(i): Giá thị
trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
CSMP(i): Giá điện
năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CCAN(i): Giá công
suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
Điều
84. Công bố thông tin về giá thị trường điện giao ngay
1. Trước 9h00 ngày
D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần
áp dụng cho đơn vị phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước 16h00 ngày
D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần
dự kiến áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong ngày
D.
3. Trước 16h00 ngày
D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần
chính thức áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong
ngày D.
Chương
VIII
THANH
TOÁN
Mục
1. THANH TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN TRỰC TIẾP GIAO DỊCH
Điều
85. Sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường
điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phần sản lượng điện
năng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị
trường điện, bao gồm:
a) Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn
giá trần thị trường điện (Qbp);
b) Sản lượng điện
năng phát tăng thêm (Qcon);
c) Sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) áp dụng
cho các nhà máy điện không phải điện gió và điện mặt trời;
d) Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).
2. Sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Xác định sản lượng
huy động theo lệnh điều độ
Sản lượng huy động
theo lệnh điều độ là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo lệnh
điều độ huy động tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,
căn cứ vào công suất theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát
điện. Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i;
J: Số lần thay đổi lệnh
điều độ trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ
giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ
thay đổi công suất của tổ máy phát điện (phút);
: Thời điểm tổ máy đạt được mức
công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại
thời điểm 
(phút);
ΔT: Độ dài thời gian
của một chu kỳ giao dịch (phút);
Qddi : Sản lượng huy động
theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát điện xác định cho chu kỳ giao dịch
i (MWh);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
(MW);
: Công suất tổ máy đạt được tại thời
điểm 
(MW).
Khoảng thời gian từ
thời điểm lệnh điều độ công suất 
đến thời điểm mà tổ máy phát điện đạt
được công suất được
xác định như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải
của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Tốc độ tăng giảm tải
của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng giảm
tải được quy định trong hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hợp đồng mua bán điện
không có tốc độ tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có sai
khác với thực tế, đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này theo
kết quả thí nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết bổ
sung phụ lục hợp đồng về đặc tính kỹ thuật này với các đơn vị mua điện để làm
căn cứ thanh toán;
b) Thực hiện quy đổi
sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qddij) tính toán theo
quy định tại điểm a khoản này về vị trí đo đếm;
c) Tính toán chênh lệch
giữa sản lượng điện năng đo đếm và sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều
độ theo công thức sau:
ΔQi=Qmqi - Qddi
Trong đó:
ΔQi : Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch
i (kWh);
Qmqi : Sản lượng điện năng
đo đếm của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện trong chu kỳ
giao dịch i (kWh);
Qddi : Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i
được tính toán theo quy định tại điểm a khoản này (kWh).
Trường hợp không có lệnh
điều độ trong chu kỳ giao dịch i, Qdd được xác định theo công thức:
Trong đó:
Qddi : Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i
(kWh);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
(MW);
ΔT: Độ dài thời gian
của một chu kỳ giao dịch (phút).
d) Tính toán sản lượng
điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của tổ máy phát điện theo nguyên tắc
sau:
- Tính toán mức sai lệch
cho phép theo công thức sau:
+ Đối với tổ máy phát
điện có công suất đặt dưới 100 MW:
+ Đối với tổ máy phát
điện có công suất đặt từ 100 MW trở lên:
Trong đó:
Ɛ: Mức sai lệch cho
phép đối với tổ máy phát điện theo từng chu kỳ giao dịch (kWh);
Qddi : Sản lượng điện
năng huy động theo lệnh điều độ tại đầu cực của tổ máy phát điện (kWh);
ΔT: Độ dài thời gian
của một chu kỳ giao dịch (phút).
- Tính toán sản lượng
điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của tổ máy
phát điện theo công thức sau:
+ Trường hợp |ΔQi |≤
Ɛ: Qdui = 0
+ Trường hợp |ΔQi
|> Ɛ: Qdui = Qmqi - kqd x Qddi
Trong đó:
Qdui : Sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của
tổ máy phát điện (kWh);
Qmqi : Sản lượng điện
năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qddi : Sản lượng huy động
theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
kqd : Hệ số
quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm.
- Tính toán sản lượng
điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của nhà máy
điện theo công thức sau:
Trong đó:
Qdui: Sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của
nhà máy điện (kWh);
Qdui,g: Sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của
tổ máy phát điện g của nhà máy điện (kWh);
G: Tổng số tổ máy phát
điện của nhà máy điện.
đ) Trường hợp tổ máy
hoặc lò hơi của nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng
máy (không phải do sự cố) thì không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác
so với lệnh điều độ trong giai đoạn này. Trường hợp tổ máy hoặc lò hơi này có
ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng đến công suất phát của tổ máy khác của nhà
máy điện, không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của
các tổ máy bị ảnh hưởng này;
e) Công tơ đo đếm đầu
cực tổ máy và công tơ lắp tại các vị trí đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được
ưu tiên sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của tổ máy phát điện để
so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý lệnh điều độ.
3.
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá
chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như
sau:
a) Xác định tổ máy có
giá chào cao hơn giá trần thị trường điện được xếp lịch tính giá thị trường cho
chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b) Tính toán sản lượng
điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại điểm a khoản
này theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i;
j: Vị trí đo đếm thứ
j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
: Sản lượng điện năng thanh toán
theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng đo đếm tại vị
trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng ứng với lượng
công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị trường điện trong chu kỳ
giao dịch i của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo
đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng ứng với lượng
công suất có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được xếp trong lịch
tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm
j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai
khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy đấu nối vào vị trí
đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c) Tính toán sản lượng
điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
j: Vị trí đo đếm thứ
j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
J: Tổng số các vị trí
đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường điện và được
xếp lịch tính giá thị trường;
Qbpi: Sản
lượng điện năng thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i (kWh);
: Sản lượng điện năng thanh toán
theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
4. Sản lượng điện
năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo
trình tự sau:
a) Tính toán sản lượng
điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy theo
công thức sau:
Trường hợp Qdu >
0:
Trường hợp Qdu ≤ 0:
Trong đó:
: Sản lượng đo đếm thanh toán của
tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai
khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện quy đổi về
đầu cực tổ máy (kWh);
: Sản lượng điện năng tương ứng với
mức công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng tương ứng với
công suất điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch, được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
J: Số lần thay đổi lệnh
điều độ do ràng buộc trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ
giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ
thay đổi công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc (phút). Trường hợp tại thời
điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn mức công suất được xếp
trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch 
thì 
được xác định là thời điểm tổ máy đạt công suất
;
: Thời điểm tổ máy đạt được mức
công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại
thời điểm 
(phút).
Trường hợp tại thời điểm này công suất của tổ máy phát điện thấp hơn công suất
của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao
dịch i thì được xác định là thời điểm
tổ máy đạt mức công suất ;
ΔT: Độ dài thời gian
của một chu kỳ giao dịch (phút);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
. Trường hợp công suất này
nhỏ hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong
chu kỳ giao dịch thì
công suất này được tính bằng công suất (MW);
: Công suất tổ máy đạt được tại thời
điểm 
(MW);
: Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh
điều độ 
công suất 
đến thời điểm 
mà tổ máy phát điện đạt
được công suất được
xác định như sau:
a: Tốc độ tăng giảm tải
của tổ máy phát điện đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Đối với trường hợp tổ
máy phát điện tham gia cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ
giao dịch thông qua hệ thống AGC, trong trường hợp không xác định được số liệu
về các mức công suất theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện, mức sản lượng này được tính bằng sản lượng điện năng đo đếm của tổ
máy phát điện trong chu kỳ giao dịch quy đổi về đầu cực tổ máy.
Trường hợp tổ máy nhiệt
điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố)
thì sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu kỳ
giao dịch bằng 0.
c) Tính toán sản lượng
điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo công thức
sau:
Trong đó:
: Tổng sản lượng phát tăng thêm của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
g: Tổ máy phát tăng
thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
k: Hệ số quy đổi sản
lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm;
: Sản lượng phát tăng thêm của tổ
máy g trong chu kỳ giao dịch i tại đầu cực tổ máy tính toán theo quy định tại Điểm
a Khoản này (kWh).
d) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố nguyên nhân phát sinh sản
lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện do ràng buộc hệ thống điện.
5.
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
Trường hợp sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương ( Qdui > 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi - Qdui
Trường hợp sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (Qdui < 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi
Trong đó:
Qsmpi : Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i (kWh);
Qmqi : Sản lượng điện năng
đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbpi : Sản lượng điện được
thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có
giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (kWh);
Qconi : Sản lượng điện năng
phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui : Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch
i (kWh).
Điều
86. Điều chỉnh sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị
trường điện
1. Sản lượng điện
năng phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp
sau:
a) Trường hợp trong
chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc bằng
sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó 
;
b) Trường hợp trong
chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản lượng
điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện 
đồng thời sản lượng điện năng thanh toán theo
giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp đồng trong chu
kỳ giao dịch đó 
.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành
phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ
giao dịch quy định tại Khoản 1 Điều 85 Thông tư này căn cứ
các thành phần sản lượng sau:
a) Sản lượng điện hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện 
được xác định theo quy định tại Điều 38 Thông tư này;
b) Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản
5 Điều 85 Thông tư này;
c) Sản lượng điện
năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (Qmqi).
3. Nguyên tắc điều chỉnh
a) Trong trường hợp
quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi)
và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy có giá chào cao
hơn giá trần thị trường điện (Qbpi) được điều chỉnh trong chu kỳ
giao dịch này bằng 0 (không) (Qconi = 0; Qbpi = 0);
b) Trường hợp quy định
tại Điểm b Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị
trường điện được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản
lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định về Quy trình
tính toán thanh toán trong thị trường điện tại Phụ lục
III Thông tư này.
Điều
87. Thanh toán điện năng thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh
toán điện năng thị trường của nhà máy điện không sử dụng năng lượng tái tạo
trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Rg
= Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu
Trong đó:
Rg: Tổng các khoản
thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu
kỳ thanh toán (đồng);
Rbp: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có
giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rcon: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều
độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).
2. Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện
trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Rsmpi
= Qsmpi x SMPi
Trong đó:
Rsmpi : Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện
của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi : Giá điện năng thị
trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
Qsmpi : Sản lượng điện năng
được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu
kỳ thanh toán (kWh).
b) Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rsmp : Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện
trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rsmpi : Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện
của chu kỳ giao dịch i (đồng).
3.
Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà
máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh
toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rbpi : Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i (đồng);
j: Dải chào thứ j
trong bản chào giá của tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá
trần thị trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
J: Tổng số dải chào
trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường
điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
: Giá chào tương ứng với dải chào j
trong bản chào của tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Mức giá chào cao nhất trong các
dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt
điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng thanh toán
theo công suất được chào với mức giá 
trong bản chào của nhà máy nhiệt điện được
huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
Qbpi : Sản lượng điện năng
có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ
giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh).
b) Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rbp : Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh
toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i
trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
Rbpi : Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i (đồng).
4.
Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong
chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rconi : Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng
thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm của tổ
máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
: Giá chào cao nhất tương ứng với
dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
Đối với nhà máy thuỷ điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì
lấy bằng giá trần thị trường điện.
b) Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcon: Khoản thanh
toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh
điều độ;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm
theo lệnh điều độ;
Rconi : Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
c) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố nguyên nhân phát sinh sản
lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện do ràng buộc hệ thống điện.
5. Trường hợp nhà máy
thuỷ điện được huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn
giá trần thị trường điện hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn
giá trần thị trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát
tương ứng trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.
6.
Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động
theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch.
a) Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
- Trường hợp sản lượng
điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
Rdui : Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch
i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng
thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm so với lệnh
điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pbmini : Giá chào thấp nhất
của tất cả các tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
- Trường hợp sản lượng
điện năng phát giảm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
Rdui : Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch
i (đồng);
g: Tổ máy phát giảm
so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát giảm so với lệnh điều
độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
SMPi : Giá điện năng thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Pbpi,max :
Giá điện năng của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
b) Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rdu: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh
toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với
lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai
khác so với lệnh điều độ;
Rdui: Khoản
thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo
lệnh độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
7.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản
thanh toán điện năng thị trường của nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo
trong chu kỳ thanh toán theo công thức:
Trong đó:
Rg: Khoản thanh toán
điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng) cho nhà máy điện sử dụng
năng lượng tái tạo;
Rsmpi: Khoản
thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của
nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi : Giá điện năng thị
trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
Qmqi : Sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện (kWh).
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Điều
88. Khoản thanh toán theo giá công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị
trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Rcan(i) = CAN (i)
x Qmq(i)
Trong đó:
Rcan(i): Khoản thanh
toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất
thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qmq(i): Sản lượng điện
năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
2. Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcan: Khoản thanh
toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ
i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
Rcani : Khoản thanh toán
công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều
89. Khoản thanh toán sai khác trong hợp đồng mua bán điện
Căn cứ giá điện năng
thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện công bố, đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện và gửi cho đơn vị mua điện theo quy định tại Điều 104 Thông tư này trong chu kỳ thanh toán theo trình tự
sau:
1. Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Rc
(i) = [Pc - FMP(i)] x Qc(i)
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua
bán điện (đồng/kWh);
FMP(i): Giá thị trường
toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán
sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Mục
2. THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA ĐIỆN
Điều
90. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn
vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch
1. Sản lượng giao nhận
đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i được xác định
theo quy định tại khoản 2 Điều 75 Thông tư này.
2. Sản lượng điện
năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được
xác định như sau:
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố tỷ lệ mua điện
từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện tương ứng của các nhà máy
điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ
cho đơn vị mua buôn điện:
Trong đó:
X1: Tỷ lệ
điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ
các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng;
Qc(g,M): Sản
lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điều 38 Thông tư này (kWh);
Qptdk(l,M):
Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo tháng M do đơn vị mua buôn điện
l cung cấp phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới (kWh);
G: Tổng số nhà máy điện
có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn
vị mua buôn điện;
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện.
b) Sản lượng điện
năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn
vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
Qm1(l,i)
= X1 x Q(l,i)
Trong đó:
Qm1(l,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp
đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
X1: Tỷ lệ
điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ
các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán và công bố theo quy định tại điểm a khoản này;
Q(l,i): Sản lượng điện
năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i,
được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh).
c) Sản lượng điện
năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch
i từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp được xác định theo công
thức sau:
Qm2(l,
g, i) = X2
(g, i) ×
Q(l, i)
Trong đó:
Qm2(l,g,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
Q(l,i): Sản lượng
giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i,
được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);
X2(g,i): Tỷ
lệ sản lượng điện năng được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
Qmq(g,i):
Sản lượng điện năng giao tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i trực tiếp
tham gia thị trường điện của nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp
với đơn vị mua buôn điện (kWh);
Q(l,i): Sản lượng điện
năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i,
được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện;
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại
khoản 1 Điều 81 Thông tư này.
d) Tổng sản lượng điện
năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ
giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Qm(l,i): Tổng
sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm1(l,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp
đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm2(l,g,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
G: Tổng số nhà máy điện
ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện.
3.
Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị
mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:
a) Khoản chi phí mua
điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ
giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ được xác định theo công thức sau:
Cm1(l,i)
= CFMP(i) × Qm1(l,i)
Trong đó:
Cm1(l,i): Khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
CFMP(i): Giá thị trường
điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i, (đồng/kWh);
Qm1(l,i):
Tổng sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được tính
toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này (kWh).
b) Khoản chi phí mua
điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ
giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện
được xác định theo công thức sau:
Cm2(l,g,i)
= CFMP(i) × Qm2(l,g,i)
Trong đó:
g: Nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i):
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn
điện l trong chu kỳ giao dịch i cho nhà máy điện g (đồng);
CFMP(i): Giá thị trường
điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qm2(l,g,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại điểm c khoản
2 Điều này (kWh).
c) Tổng chi phí mua
điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch
được xác định theo công thức sau:
Trong đó: Cm(l,i):
Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Cm1(l,i): Khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện
có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i):
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn
điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g (đồng).
Điều
91. Tính toán khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị
mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán
Khoản chi phí mua điện
theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán
được xác định như sau:
1. Khoản chi phí mua
điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu
kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo
công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
TCm1(l,M):
Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
Cm1(l,i): Khoản
chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, xác định tại điểm a khoản 3 Điều 90 Thông tư này (đồng).
2. Khoản chi phí mua
điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh
toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện được
xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
g: Nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M): Khoản
chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với
Đơn vị mua buôn điện (đồng);
Cm2 (l,g,i): Tổng khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị
mua buôn điện (đồng);
UpliftM(g): Thành phần
hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho Đơn vị mua buôn điện của
nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán trên cơ sở các số liệu do Đơn vị phát điện cung cấp sau
tháng vận hành theo công thức:
Trong đó:
g: Nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán M;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán M;
L: Tổng số Đơn vị mua
buôn điện;
Rg (M): Tổng các khoản
thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g
theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều
87 Thông tư này (đồng);
Rgcan(M):
Tổng doanh thu theo giá công suất trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g
theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều
88 Thông tư này (đồng);
Cm2(l,g,i):
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn
điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định tại điểm b khoản 3 Điều 90 Thông tư này (đồng);
Qm2 (l,g,i): Sản lượng điện
năng mua theo giá thị trường của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch
i từ nhà máy điện g được xác định theo quy định tại điểm c khoản
2 Điều 90 Thông tư này (kWh).
3. Tổng các khoản chi
phí mua điện của đơn vị mua buôn điện theo thị trường điện giao ngay trong chu
kỳ thanh toán được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
TC(l,M): Tổng các khoản
chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện l theo thị trường điện giao ngay
trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
TCm1(l,M):
Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, được
xác định tại khoản 1 Điều này (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện
có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M):
Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
l trong chu kỳ thanh toán M từ nhà máy điện g được xác định tại khoản 2 Điều này
(đồng).
Điều
92. Tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện của đơn vị
mua buôn điện
Bên bán điện có trách
nhiệm tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện trong chu
kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua
bán điện (đồng/kWh);
FMPi: Giá
thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán sai khác trong
chu kỳ thanh toán M (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Mục
3. THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC
Điều
93. Thanh toán cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp
Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho đơn vị
phát điện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, bao gồm:
1. Đối với phần sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số
trong chu kỳ giao dịch: Tính toán thanh toán theo quy định tại Điều
87 và Điều 88 Thông tư này.
2. Khoản thanh toán
theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp
cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, cụ thể như sau:
Rđt(i)
= CAN(i) × Qđt(i)
Trong đó:
Rđt(i): Khoản
thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất
cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qđt(i): Sản
lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp
của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i đã quy đổi về vị trí đo đếm (kWh) và được
xác định theo công thức sau:
Qđt = Max{Min ([Qcb - Qmq], Qđtcb),
0}
Trong đó:
Qđtcb: Sản
lượng tương ứng với công suất cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp công bố
cho chu kỳ giao dịch tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ
giao dịch i (kWh);
Qcb: Sản
lượng tương ứng với công suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ
máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmq: Sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Trường hợp trong chu
kỳ giao dịch thực tế, tổ máy không tham gia dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp
hoặc tổ máy bị sự cố thì sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch
vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ đó bằng không (Qđt = 0);
Điều
94. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát
để đảm bảo an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen
Đơn vị cung cấp dịch
vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ
thống điện (bao gồm vận hành phải phát thường xuyên và nhà máy tuabin khí vận
hành chu trình đơn hoặc thiếu nhiên liệu chính phải sử dụng một phần hoặc toàn
bộ nhiên liệu phụ theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện),
dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo hợp đồng cung
cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
95. Thanh toán cho nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
Các khoản thanh cho
nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trực tiếp giao dịch trên thị
trường điện được tính toán như sau:
1. Các khoản thanh
toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại khoản
2 và khoản 6 Điều 87 và Điều 88 Thông tư này.
2. Khoản thanh toán
sai khác theo hợp đồng mua bán điện
a) Sản lượng hợp đồng
mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này được tính toán theo
công thức sau:
Qc(i)
= Qhc(i)× α
Trong đó:
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng điện
năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02
ngày do Bộ Công Thương quy định.
Qhc(i): Sản lượng điện
hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp Qdu(i)>
0, Qhc(i) = Qm(i) - Qdu(i);
- Trường hợp Qdu(i) ≤
0, Qhc(i) = Qm(i).
Qm(i): Sản lượng điện
năng tại vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdu(i): Sản lượng điện
năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
b) Khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán căn cứ theo sản lượng
hợp đồng theo quy định tại điểm a khoản này và theo công thức quy định tại Điều 89 Thông tư này.
Điều
96. Thanh toán cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo trực tiếp tham gia thị
trường điện
1. Nhà máy điện năng
lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp lựa chọn bán điện trên thị
trường điện giao ngay, thanh toán áp dụng theo quy định tại Nghị định số 80/2024/NĐ-CP ngày 03 tháng 7 năm 2024 của Chính
phủ.
2. Nhà máy điện năng
lượng tái tạo không tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp nhưng lựa chọn trực
tiếp tham gia thị trường điện, thanh toán các thành phần:
a) Các khoản thanh
toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại Khoản
7 Điều 87 và Điều 88 Thông tư này.
b) Khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác:
Sản lượng hợp đồng
mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này được tính toán theo
công thức sau:
Qc(i)
= Qmq(i)× α
Trong đó:
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng điện
năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy năng lượng tái tạo do Bộ Công
Thương quy định.
Qmq(i): Sản lượng điện
năng tại vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
c) Khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán căn cứ theo sản lượng
hợp đồng theo quy định tại Điểm a Khoản này và theo công thức quy định tại Điều 89 Thông tư này.
Điều
97. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt
Nam
1. Trường hợp sản lượng
đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo
quy định tại khoản 2 Điều 75 Thông tư này có sai khác so với
tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều 75 Thông tư này,
phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo quy định hợp đồng mua bán điện
đã ký giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện.
2. Tổ máy nhiệt điện
bị buộc phải ngừng hoặc phải ngừng một lò hơi để giảm công suất theo quy định tại
khoản 3 Điều 59 Thông tư này được thanh toán chi phí khởi
động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam
và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị
mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.
3. Trường hợp nhà máy
có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường
điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên
lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng
mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam tương ứng với cấu hình tổ máy và loại
nhiên liệu sử dụng.
4. Trường hợp tổ máy
đã có kế hoạch ngừng máy được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu
cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ
thống điện, thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong khoảng
thời gian phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian
này được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
5. Trường hợp nhà máy
điện có tổ máy phát điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy
điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo hợp đồng mua
bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
6. Trường hợp nhà máy
điện có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới
điện mua từ nước ngoài, căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện
năm tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị
trường điện trong năm tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như
sau:
a) Nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ
nước ngoài thì tách toàn bộ nhà máy điện này tham gia gián tiếp thị trường điện
trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được
thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực
Việt Nam;
b) Trừ trường hợp quy
định tại điểm a khoản này, trường hợp trong năm vận hành nhà máy điện có tổ máy
phát điện đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát
điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ đấu nối vào lưới
điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua
bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam.
7. Trường hợp tổ máy
thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống, toàn bộ sản lượng phát của nhà
máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo quy định tại hợp đồng
mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
8. Trường hợp nhà máy
điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này
ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các
chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện
lực Việt Nam. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự
kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia
thị trường điện.
Điều
98. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua
buôn điện
1. Các khoản thanh
toán khác cho nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện bao gồm:
a) Phần sản lượng
chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm
điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 2 Điều 75 Thông tư
này với tổng sản lượng điện năng đo đếm các chu kỳ giao dịch trong tháng do
đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều 75 Thông tư này, được thanh toán theo thỏa thuận
tại hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện;
b) Tổ máy nhiệt điện
bị buộc phải ngừng hoặc phải ngừng một lò hơi để giảm công suất theo quy định tại
khoản 3 Điều 59 Thông tư này được thanh toán chi phí khởi
động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn điện và đơn
vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua
điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động;
c) Trường hợp nhà máy
có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường
điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên
lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại các hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện tương ứng với cấu hình tổ máy và loại
nhiên liệu sử dụng;
d) Trường hợp nhà máy
điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này
ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các
chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua
buôn điện. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến
tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia thị
trường điện;
e) Các khoản thuế,
phí thanh toán cho nhà máy điện có hợp đồng trực tiếp với các đơn vị mua buôn
điện trong chu kỳ thanh toán M (thuế tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí
bảo vệ môi trường đối với nước thải công nghiệp, tiền thuê đất, các khoản thuế
phí khác nếu có).
2. Các khoản thanh
toán khác quy định tại khoản 1 Điều này được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện
theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong chu kỳ thanh toán do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và được xác định theo công thức
sau:
Trong đó:
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện;
Rkh(l,g,M):
Khoản thanh toán khác phân bổ cho đơn vị mua buôn điện l từ nhà máy điện g ký hợp
đồng mua bán điện trực tiếp trong chu kỳ thanh toán M được thỏa thuận tại hợp đồng
mua bán điện ký giữa hai bên (đồng);
Rkh(g,M):
Tổng các khoản thanh toán khác quy định tại khoản 1 Điều này của các nhà máy điện
g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ
thanh toán M (đồng);
Q(l,M): Sản lượng điện
năng giao nhận của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh).
Điều
99. Thanh toán khi can thiệp thị trường điện
Trường hợp có phát
sinh tình huống can thiệp thị trường điện được quy định tại Điều
63 Thông tư này, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát
điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên quan
để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.
Điều
100. Thanh toán khi tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay
Trong thời gian tạm
ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay, đơn vị mua điện có trách nhiệm
thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng
mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
xác nhận sự kiện liên quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh
toán gửi đơn vị mua điện.
Mục
4. TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN
Điều
101. Số liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện
Trước 9h00 ngày D+2,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và
cung cấp cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính
toán thanh toán cho từng nhà máy điện.
Điều
102. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch
1. Trước 16h00 ngày
D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi
cho các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao
dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo Biểu mẫu 13 tại Phụ lục VI Thông tư này.
2. Trước 16h00 ngày
D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi cho các đơn vị
mua điện bảng kê thanh toán thị trường điện giao ngay của ngày D qua trang
thông tin điện tử thị trường điện theo Biểu mẫu
13 tại Phụ lục VI Thông tư này.
3. Trước 12h00 ngày
D+6, đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và đơn vị mua điện có trách nhiệm xác
nhận bảng kê thanh toán thị trường điện theo quy định trên trang thông tin điện
tử thị trường điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).
4. Trước 16h00 ngày
D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi
cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện
hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo Biểu mẫu 13 tại Phụ lục VI Thông tư này. Đơn vị
phát điện có trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục
vụ công tác thanh toán cho chu kỳ thanh toán.
Điều
103. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh toán
cho các ngày giao dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên
bản tổng hợp sản lượng điện năng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng
cung cấp.
2. Trong thời hạn 10
ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố:
a) Biên bản chốt sản
lượng chênh lệch giữa tổng sản lượng trong từng chu kỳ giao dịch và sản lượng
chốt cho chu kỳ thanh toán;
b) Tổng sản lượng điện
năng giao nhận đầu nguồn của từng đơn vị mua buôn điện và tỷ trọng sản lượng điện
năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện tính toán theo quy định tại khoản 2 Điều 98 Thông tư này.
3. Trong thời hạn 13
ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê
thanh toán thị trường điện của chu kỳ thanh toán cho đơn vị mua điện và đơn vị
phát điện.
4. Bảng kê thanh toán
thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo các Biểu mẫu 13 và Biểu mẫu
14 tại Phụ lục VI Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản
lượng điện năng.
5. Hình thức xác nhận
bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện: Đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận, phát hành bảng kê
thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện. Trong trường
hợp chữ ký số bị sự cố, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện
và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp và xác nhận lại sau khi sự cố
được khắc phục.
Điều
104. Hồ sơ thanh toán
1. Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán thị trường điện cho đơn vị
mua điện căn cứ trên bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.
2. Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán hợp đồng sai khác cho đơn vị
mua điện theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua điện
và đơn vị phát điện.
3. Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch lập và gửi hóa đơn thanh toán cho đơn vị mua điện theo thỏa
thuận tại Hợp đồng mua bán điện. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh
toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng sai khác trong chu kỳ thanh toán.
Điều
105. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ và các khoản thanh
toán khác
Đơn vị phát điện có
trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ và các khoản thanh toán khác
theo hợp đồng đã ký kết giữa đơn vị phát điện và đơn vị mua điện.
Điều
106. Hiệu chỉnh hóa đơn
1. Trong trường hợp
hóa đơn có sai sót, đơn vị phát điện hoặc đơn vị mua điện có quyền đề nghị xử
lý theo các quy định có liên quan trong thời hạn 01 tháng tính từ ngày phát
hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản
thanh toán hiệu chỉnh.
2. Đơn vị phát điện
có trách nhiệm bổ sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh
toán tiếp theo.
Điều
107. Thanh toán
1. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hoá đơn của đơn vị phát điện, thời hạn
thanh toán căn cứ theo quy định tại hợp đồng mua bán điện ký kết giữa hai bên.
2. Đơn vị phát điện
và đơn vị mua điện có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị
trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định có liên quan.
3. Đến ngày 20 hàng
tháng, trường hợp đơn vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường
điện mà nguyên nhân không phải từ đơn vị phát điện, đơn vị phát điện có quyền
lập, gửi hồ sơ tạm và hóa đơn thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá
điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký. Sau khi bảng kê thanh toán thị trường
điện được phát hành, phần chênh lệch giữa giá trị tạm thanh toán và giá trị
quyết toán được bù trừ vào tháng kế tiếp.
4. Trường hợp bên mua
điện chậm thanh toán khi đến hạn thanh toán, áp dụng tính lãi cho khoản tiền
điện chậm trả theo mức lãi suất do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán
điện đã ký kết.
Điều
108. Xử lý các sai sót trong thanh toán
Trường hợp có thanh
toán thừa hoặc thiếu so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này
theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ
trợ đã ký kết.
Điều
109. Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị
mua buôn điện
Thanh toán hợp đồng
mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn bao gồm:
1. Khoản thanh toán
thị trường điện giao ngay giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn
điện đối với các nhà máy điện phân bổ hợp đồng được quy định tại khoản 1 Điều 91 Thông tư này.
2. Khoản thanh toán
sai khác theo hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị
mua buôn điện đối với các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng tính toán theo quy
định tại Điều 92 Thông tư này.
3. Khoản thanh toán
theo giá bán buôn điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị mua buôn điện
đối với phần sản lượng giao nhận đầu nguồn còn lại sau khi đã trừ phần sản
lượng thanh toán theo quy định tại Điều 90, điểm c điểm d khoản
1 Điều 98, Điều 99 và Điều 100 Thông tư này.
4. Các khoản thanh
toán khác theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.
Chương
IX
HỆ
THỐNG CÔNG NGHỆ THÔNG TIN PHỤC VỤ VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
110. Phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Các phần mềm cho
hoạt động của thị trường điện bao gồm:
a) Phần mềm mô phỏng
thị trường;
b) Phần mềm tính toán
giá trị nước;
c) Phần mềm lập lịch
huy động;
d) Phần mềm phục vụ
tính toán thanh toán;
đ) Các phần mềm khác
phục vụ hoạt động thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phát triển và vận hành các phần
mềm phục vụ thị trường điện.
Điều
111. Yêu cầu đối với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Đảm bảo tính chính
xác, độ tin cậy, tính bảo mật và đáp ứng được các tiêu chuẩn do Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện xây dựng.
2. Có đầy đủ các
hướng dẫn kỹ thuật, quy trình vận hành kèm theo.
Điều
112. Xây dựng và phát triển các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Các phần mềm cho
hoạt động thị trường điện phải được xây dựng, phát triển để hỗ trợ thực hiện
các tính toán và giao dịch được quy định tại Thông tư này và các quy trình vận
hành của thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
a) Xây dựng các tiêu
chuẩn đối với các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện;
b) Thẩm định, kiểm
tra khả năng đáp ứng của phần mềm đối với các tiêu chuẩn quy định tại điểm a khoản
này trước khi áp dụng;
c) Công bố danh sách,
các thuật toán và quy trình sử dụng các phần mềm cho hoạt động của thị trường
điện.
Điều
113. Kiểm toán phần mềm
1. Các phần mềm phục
vụ thị trường phải được kiểm toán trong các trường hợp sau:
a) Trước khi thị
trường điện chính thức vận hành;
b) Trước khi đưa phần
mềm mới vào sử dụng;
c) Sau khi hiệu
chỉnh, nâng cấp có ảnh hưởng đến việc tính toán;
d) Kiểm toán định kỳ.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập
có năng lực để thực hiện kiểm toán, báo cáo Cục Điều tiết điện lực trước khi
thực hiện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả kiểm toán cho các
thành viên tham gia thị trường điện.
Điều
114. Cấu trúc hệ thống thông tin thị trường điện
Hệ thống thông tin thị
trường điện bao gồm các thành phần cơ bản sau:
1. Hệ thống phần cứng
và phần mềm phục vụ quản lý, trao đổi và bảo mật thông tin thị trường điện.
2. Hệ thống cơ sở dữ
liệu và lưu trữ.
3. Cổng thông tin
điện tử phục vụ thị trường điện, bao gồm cả trang thông tin điện tử nội bộ và
trang thông tin điện tử công cộng.
Điều
115. Quản lý và vận hành hệ thống thông tin thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm quản lý và vận hành Hệ thống thông
tin thị trường điện.
2. Các thành viên
tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư các trang thiết bị trong phạm vi
quản lý đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện quy định, đảm bảo việc kết nối với Hệ thống thông tin thị trường
điện.
3. Đơn vị quản lý số
liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm phát triển, quản lý và vận hành mạng đường
truyền kết nối giữa Hệ thống thông tin thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện với các thiết bị của các thành viên tham gia thị
trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện chỉ được vận hành hoặc thay đổi Hệ thống thông
tin thị trường điện hiện có sau khi đã nghiệm thu hoàn chỉnh và được Cục Điều tiết
điện lực thông qua.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trang bị thiết bị dự phòng cho hệ
thống thông tin thị trường điện để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố
thông tin thị trường trong trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính
bị sự cố hoặc không thể vận hành.
6. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý hệ thống bảo mật
thông tin đảm bảo an toàn, bảo mật các thông tin thị trường điện.
Điều
116. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện
1. Đơn vị phát điện,
đơn vị mua buôn điện, Đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện và đơn vị
quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện các thông tin, số liệu phục vụ tính toán phân bổ
sản lượng hợp đồng, dự báo phụ tải năm, lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy
động và tính toán thanh toán theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin
điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp và công bố thông tin, số
liệu và các báo cáo vận hành thị trường điện cho các thành viên tham gia thị
trường điện theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ
thống thông tin thị trường điện.
3. Mức độ phân quyền
truy cập thông tin được xác định theo chức năng của các đơn vị và được quy định
trong Quy trình quản lý, vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị
trường điện tại Phụ lục V Thông tư này.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố công khai trên trang thông
tin điện tử công cộng các thông tin sau:
a) Thông tin về các
thành viên tham gia thị trường điện;
b) Dữ liệu về phụ tải
của từng miền và hệ thống;
c) Số liệu công suất
phát của từng loại hình công nghệ phát điện và toàn hệ thống điện;
d) Số liệu thống kê
về giá thị trường;
đ) Các thông tin khác
được quy định trong Quy trình, quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều
hành thị trường điện tại Phụ lục V Thông tư này.
Điều
117. Trách nhiệm đảm bảo tính chính xác của thông tin thị trường điện
1. Thành viên tham
gia thị trường có trách nhiệm đảm bảo tính chính xác và đầy đủ của thông tin
thị trường điện tại thời điểm cung cấp.
2. Trường hợp phát
hiện các thông tin đã cung cấp, công bố không chính xác và đầy đủ, thành viên
tham gia thị trường có trách nhiệm cải chính và cung cấp lại thông tin chính
xác cho đơn vị có liên quan.
Điều
118. Bảo mật thông tin thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện không được tiết lộ các thông tin do thành viên
tham gia thị trường điện cung cấp, bao gồm:
a) Thông tin về hợp
đồng mua bán điện;
b) Bản chào giá của
đơn vị phát điện trước khi kết thúc ngày giao dịch;
c) Các thông tin khác
ngoài thẩm quyền.
2. Thành viên tham
gia thị trường điện không được tiết lộ các thông tin ngoài phạm vi được phân quyền
cung cấp và công bố.
Điều
119. Các trường hợp miễn trừ bảo mật thông tin
1. Cung cấp thông tin
theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực hoặc cơ quan có thẩm quyền theo quy
định của pháp luật.
2. Các thông tin tự
tổng hợp, phân tích từ các thông tin công bố trên thị trường điện, không phải
do các thành viên tham gia thị trường điện khác cung cấp sai quy định tại Điều 118 Thông tư này.
Điều
120. Lưu trữ thông tin thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu lại toàn bộ hoạt động trao đổi
thông tin được thực hiện qua Hệ thống thông tin thị trường điện. Thời hạn lưu
trữ thông tin ít nhất là 05 năm.
Chương
X
GIÁM
SÁT VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
121. Trách nhiệm thực hiện giám sát thị trường điện
1. Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm thực hiện giám sát thường xuyên, định kỳ công tác vận hành
thị trường điện thông qua tổng hợp, đánh giá kết quả vận hành căn cứ trên các
dữ liệu thu thập và kiểm tra thực tế tại các thành viên tham gia thị trường
điện. Nội dung giám sát thị trường điện bao gồm:
a) Kết quả vận hành
thị trường điện;
b) Đánh giá tuân thủ
quy định thị trường điện của các đơn vị thành viên tham gia thị trường điện.
2. Thành viên tham
gia thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Cục Điều tiết điện lực trong giám
sát thị trường điện; phát hiện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực các vấn đề
phát sinh, các hành vi có dấu hiệu vi phạm trong quá trình vận hành thị trường
điện.
Điều
122. Công bố thông tin vận hành thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm định kỳ công bố thông tin vận hành
thị trường điện theo quy định trong Quy trình quản lý, vận hành hệ thống thông
tin thị trường điện tại Phụ lục V Thông tư này
với thời gian biểu cụ thể như sau:
1. Trước 15h00 hàng
ngày, công bố báo cáo vận hành thị trường điện ngày hôm trước.
2. Trước 16h00 thứ Ba
hàng tuần, công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.
3. Trước ngày 20 hàng
tháng, công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng trước.
4. Trước ngày 31
tháng 01 hàng năm, công bố báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.
Điều
123. Cung cấp dữ liệu phục vụ giám sát vận hành thị trường điện
1. Cung cấp dữ liệu
phục vụ giám sát vận hành thị trường điện
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp cho Cục Điều tiết điện
lực các thông tin, dữ liệu về vận hành thị trường điện, bao gồm:
- Các số liệu, kết
quả tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng, tuần;
- Các số liệu, kết
quả vận hành thị trường điện ngày tới, chu kỳ tới, thời gian thực và tính toán
thanh toán;
- Các thông tin, số
liệu cần thiết khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị
trường điện.
b) Thành viên tham
gia thị trường điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin, số liệu liên quan
đến hoạt động của đơn vị đó trên thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết
điện lực để giám sát thị trường điện.
2. Phương thức cung
cấp số liệu
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp thông tin cho Cục Điều tiết
điện lực theo các phương thức sau:
- Tự động đồng bộ hóa
trực tuyến giữa Cơ sở dữ liệu thị trường điện tại Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện với Cơ sở dữ liệu giám sát thị trường điện tại Cục Điều tiết
điện lực. Danh mục các thông tin, dữ liệu thị trường điện đồng bộ hóa do Cục Điều
tiết điện lực quy định;
- Trường hợp chưa áp
dụng được phương thức cung cấp dữ liệu theo quy định tại điểm a khoản này, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi các file số liệu thị
trường điện theo định dạng, biểu mẫu và theo thời gian biểu do Cục Điều tiết
điện lực quy định.
b) Thành viên tham
gia thị trường điện cung cấp thông tin, dữ liệu dưới dạng văn bản hoặc file số
liệu theo biểu mẫu khi Cục Điều tiết điện lực yêu cầu.
3. Đảm bảo chất lượng
dữ liệu
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung
cấp cho Cục Điều tiết điện lực bao gồm các báo cáo hàng ngày, báo cáo hàng tuần
và nội dung của cơ sở dữ liệu thị trường điện;
b) Thành viên tham
gia thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều
tiết điện lực phục vụ điều tra và có xác nhận đảm bảo chính xác của đơn vị cấp
dữ liệu.
Điều
124. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện
1. Chế độ báo cáo vận
hành thị trường điện hàng tháng của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện
a) Tên báo cáo: Báo
cáo vận hành thị trường điện tháng M;
b) Nội dung báo cáo:
Theo Biểu mẫu 01 tại Phụ lục VI Thông tư này;
c) Đối tượng báo cáo:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Cơ quan nhận báo
cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương thức gửi
báo cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;
e) Thời hạn gửi báo
cáo: Trước ngày 20 tháng M+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện tháng M;
g) Tần suất gửi báo
cáo: Hàng tháng.
2. Chế độ báo cáo vận
hành thị trường điện năm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
a) Tên báo cáo: Báo
cáo vận hành thị trường điện năm N;
b) Nội dung báo cáo:
Theo Biểu mẫu 02 tại Phụ lục VI Thông tư này;
c) Đối tượng báo cáo:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Cơ quan nhận báo
cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương thức gửi
báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương
thức sau:
- Gửi qua hệ thống
thư điện tử;
- Gửi qua dịch vụ bưu
chính.
e) Thời hạn gửi báo
cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm
N.
g) Tần suất gửi báo
cáo: Hàng năm.
3. Chế độ báo cáo vận
hành thị trường điện năm của Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
a) Tên báo cáo: Báo
cáo vận hành thị trường điện năm N;
b) Nội dung báo cáo:
Theo Biểu mẫu 03 tại Phụ lục VI Thông tư này;
c) Đối tượng báo cáo:
Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;
d) Cơ quan nhận báo
cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương thức gửi
báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương
thức sau:
- Gửi qua hệ thống
thư điện tử;
- Gửi qua dịch vụ bưu
chính.
e) Thời hạn gửi báo
cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm
N;
g) Tần suất gửi báo
cáo: Hàng năm.
4. Chế độ báo cáo vận
hành thị trường điện năm của Đơn vị mua điện
a) Tên báo cáo: Báo
cáo vận hành thị trường điện năm N;
b) Nội dung báo cáo:
Theo Biểu mẫu 04 tại Phụ lục VI Thông tư này;
c) Đối tượng báo cáo:
Các đơn vị mua điện tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
d) Cơ quan nhận báo
cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương thức gửi
báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương
thức sau:
- Gửi qua hệ thống
thư điện tử;
- Gửi qua dịch vụ bưu
chính.
e) Thời hạn gửi báo
cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm
N;
g) Tần suất gửi báo
cáo: Hàng năm.
5. Báo cáo đột xuất
a) Báo cáo đột xuất
khi phát sinh can thiệp thị trường điện
- Tên báo cáo: Báo
cáo về tình hình can thiệp thị trường điện.
- Nội dung báo cáo
phát sinh can thiệp thị trường điện: Báo cáo chi tiết về sự kiện can thiệp thị
trường điện (thời gian, nguyên nhân phát sinh, các biện pháp can thiệp, đánh
giá ảnh hưởng…);
- Đối tượng báo cáo:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
- Cơ quan nhận báo
cáo: Cục Điều tiết điện lực;
- Phương thức gửi báo
cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;
- Thời hạn gửi báo
cáo: 24 giờ kể từ thời điểm can thiệp thị trường điện.
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách
nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết
điện lực.
Điều
125. Kiểm toán số liệu và tuân thủ thị trường điện
1. Kiểm toán định kỳ
Trước ngày 31 tháng 3
hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ
chức thực hiện và hoàn thành việc kiểm toán số liệu và tuân thủ thị trường điện
của năm trước. Nội dung kiểm toán hàng năm về số liệu, quá trình thực hiện tính
toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong thị trường điện
bao gồm:
a) Số liệu cho tính
toán trong thị trường điện;
b) Các bước thực hiện
tính toán;
c) Kết quả tính toán;
d) Tuân thủ của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự quy định tại Thông
tư này.
2. Kiểm toán đột xuất
Cục Điều tiết điện
lực có quyền yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức
thực hiện kiểm toán đột xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể
trong các trường hợp sau:
a) Khi phát hiện dấu
hiệu bất thường trong vận hành thị trường điện;
b) Theo đề nghị bằng
văn bản của thành viên tham gia thị trường điện trong đó nêu rõ nội dung và lý
do hợp lý để yêu cầu kiểm toán đột xuất.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập
đủ năng lực thực hiện các nội dung kiểm toán thị trường điện trình Cục Điều tiết
điện lực thông qua.
4. Đơn vị thành viên
tham gia thị trường điện có trách nhiệm hợp tác trong quá trình thực hiện kiểm
toán thị trường điện.
5. Chi phí kiểm toán
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện chi trả trong các trường hợp kiểm toán quy định
tại khoản 1 và điểm a khoản 2 Điều này;
b) Đơn vị đề nghị
kiểm toán chi trả trong trường hợp kiểm toán quy định tại điểm b khoản 2 Điều này.
6. Trong thời hạn 10
ngày tính từ ngày nhận được báo cáo kiểm toán do đơn vị kiểm toán gửi, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi báo cáo kiểm toán
cho Cục Điều tiết điện lực và các đơn vị liên quan.
Chương
XI
TỔ
CHỨC THỰC HIỆN
Điều
126. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực
1. Phổ biến, kiểm tra
và giám sát việc thực hiện Thông tư này.
2. Ban hành hoặc
trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn thực hiện hợp đồng mua bán điện mẫu
đối với hợp đồng mua bán điện đã ký kết hoặc đang trong quá trình thực hiện đàm
phán trước ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.
3. Ban hành hoặc
trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn các nội dung mới phát sinh, vướng
mắc trong quá trình thực hiện.
Điều
127. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
1. Đầu tư, xây dựng,
lắp đặt và nâng cấp Hệ thống thông tin thị trường điện và các phần mềm phục vụ
thị trường điện phù hợp với yêu cầu quy định tại Thông tư này.
2. Ban hành quy định
về tiêu chuẩn, chế độ công tác của chức danh “Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường
điện” của đơn vị đáp ứng yêu cầu vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
Thực hiện đào tạo, kiểm tra và công nhận chức danh này để tham gia công tác vận
hành thị trường điện.
3. Hướng dẫn các
thành viên tham gia thị trường điện về trình tự, thủ tục đăng ký tham gia thị
trường điện theo quy định tại Thông tư này và nâng cấp Trang thông tin điện tử
thị trường điện để các đơn vị phát điện nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường
điện theo hình thức trực tuyến.
4. Chịu trách nhiệm
về tổng hợp các thông tin do các đơn vị cung cấp để đưa vào mô hình mô phỏng
thị trường điện, kết quả tính toán đầu ra và các thông tin công bố trên công
thông tin điện tử phụ thị trường điện theo quy định của Thông tư này.
Điều
128. Quy định nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Kỹ sư Điều hành giao dịch
thị trường điện
1. Nhiệm vụ
a) Dự báo phụ tải
phục vụ lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao
dịch tiếp theo sau đó tuân thủ theo các quy định về vận hành hệ thống điện và điều
hành giao dịch thị trường điện;
b) Lập lịch huy động
nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó tuân
thủ theo các quy định về vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị
trường điện;
c) Thực hiện ấn định,
dự báo nhu cầu sử dụng khí cho phát điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao
dịch tiếp theo sau đó;
d) Tính toán, đánh
giá công suất khả dụng nguồn hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền và phối
hợp với Điều độ viên quốc gia thực hiện các giải pháp nhằm đảm bảo cân bằng
cung cầu, an ninh hệ thống điện quốc gia;
đ) Giải đáp các thắc
mắc của các đơn vị liên quan đến công tác điều hành giao dịch thị trường điện,
công tác lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao
dịch tiếp theo sau đó;
e) Phối hợp xử lý các
sự cố, bất thường liên quan đến hệ thống hạ tầng công nghệ thông tin phục vụ
công tác điều hành giao dịch thị trường điện, công tác lập lịch huy động nguồn
điện trong hệ thống;
g) Khai thác, sử dụng
các phần mềm, cơ sở dữ liệu trong hệ thống công nghệ thông tin phục vụ vận hành
hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện;
h) Công bố thông tin
huy động chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó trên
trang thông tin điện tử hệ thống điện và thị trường điện theo đúng quy định;
i) Kiểm tra, rà soát
hoạt động của thị trường, cảnh báo các đơn vị nhằm đảm bảo tuân thủ các quy
định trong quá trình điều hành giao dịch thị trường điện;
k) Chuẩn bị số liệu,
tài liệu phục vụ giải quyết các tranh chấp, khiếu nại của các đơn vị trong công
tác điều hành thị trường điện, công tác lập lịch huy động nguồn điện trong hệ
thống điện;
l) Phân tích và báo
cáo giám sát thị trường và thông tin các bên liên quan;
m) Tham gia xây dựng
các quy trình, quy định liên quan trong vận hành hệ thống điện và thị trường
điện;
n) Các nhiệm vụ khác
do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định.
2. Trách nhiệm
a) Đảm bảo công tác
vận hành hệ thống điện an toàn, tin cậy, kinh tế, công tác điều hành giao dịch
thị trường điện công bằng, minh bạch, tuân thủ các quy định về vận hành hệ
thống điện và thị trường điện do Cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành;
b) Lập lịch huy động
nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó đảm bảo
hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh
tế.
3. Quyền hạn
a) Yêu cầu Điều độ
viên miền, các Đơn vị quản lý vận hành và các đơn vị có liên quan cung cấp các
thông tin phục vụ công tác vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị
trường điện, cụ thể như sau:
- Thông tin về chế độ vận hành nhà máy điện,
hồ chứa thủy điện và các thông tin khác đối với các nguồn điện thuộc quyền điều
khiển, quyền kiểm tra của cấp điều độ quốc gia;
- Thông tin về tình hình cung cấp, tiêu thụ
nhiên liệu sơ cấp của các nguồn điện thuộc quyền điều khiển, quyền kiểm tra của
cấp điều độ quốc gia;
- Số liệu dự báo phụ tải và phụ tải thực tế
của các Tổng công ty Điện lực, công ty Điện lực, các nguồn nhập khẩu điện;
- Nhận thông báo hoặc cung cấp trước thông
tin về chế độ vận hành của thiết bị điện làm thay đổi, ảnh hưởng đến chế độ vận
hành nguồn điện thuộc quyền điều khiển Cấp điều độ quốc gia;
- Các thông tin khác phục vụ công tác điều
hành giao dịch thị trường điện, lập lịch huy động nguồn điện.
b) Phối hợp với điều độ viên quốc gia cập
nhật các thông tin vận hành trong thời gian thực phục vụ công tác lập lịch huy
động nguồn điện;
c) Xin ý kiến lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia
để giải quyết những vấn đề không thuộc thẩm quyền;
d) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ quốc
gia thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện quốc gia có sự cố hoặc khi
nhận thấy phương thức vận hành hệ thống hiện tại chưa phù hợp;
đ) Công bố các thông tin liên quan đến điều
hành giao dịch thị trường điện theo quy định.
Điều 129. Trách nhiệm
của các đơn vị liên quan
1. Thành viên tham gia thị trường điện có
trách nhiệm hoàn thiện các trang thiết bị thông tin phù hợp với Hệ thống thông
tin thị trường điện theo quy định tại Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện tham gia thị trường điện
có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành áp
dụng cho thị trường điện.
Điều 130. Hiệu lực
thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày
25 tháng 11 năm 2024.
2. Thông tư này thay thế 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 Công Thương quy định phương pháp xác định giá
phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Thông tư số 24/2019/TT-BCT ngày 14 tháng 11 năm 2019 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của 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, có hiệu lực kể từ
ngày 01 tháng 01 năm 2020.
3. Thông tư này bãi bỏ Điều 1
và khoản 3 Điều 10 Thông tư số 12/2024/TT-BCT ngày 01 tháng 8 năm 2024 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về sửa đổi, bổ sung một số thông tư của Bộ
trưởng Bộ Công Thương liên quan đến điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia và
thị trường điện.
4. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh
vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ
sung, sửa đổi cho phù hợp./.
|
Nơi nhận:
-
Văn phòng Tổng Bí thư;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm sát Nhân dân Tối cao, Tòa án Nhân dân Tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Bộ trưởng và các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Website Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Các Tập đoàn: Điện lực Việt Nam, Dầu khí Quốc gia Việt Nam; Công nghiệp
Than-Khoáng sản Việt Nam;
- Các Tổng công ty Phát điện;
- Các Tổng công ty Điện lực;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.
|
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Trương Thanh Hoài
|
PHỤ LỤC I
QUY
TRÌNH LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 21/2024/TT-BCT ngày 10 tháng 10 năm 2024 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh)
Chương I
CÁC
QUY ĐỊNH CHUNG VÀ SỐ LIỆU ĐẦU VÀO PHỤC VỤ LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 1. Hệ thống
chương trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện
Hệ thống chương trình lập kế hoạch vận hành
thị trường điện năm, tháng và tuần tới là một hoặc nhiều phần mềm có các chức
năng sau:
1. Tính toán giá trị nước theo quy định tại Điều 18 Phụ lục này.
2. Mô phỏng thị trường điện theo quy định tại
Điều 17 Phụ lục này.
3. Phân loại tổ máy, tính toán giá trần bản
chào của các tổ máy nhiệt điện.
4. Lựa chọn giá trần thị trường điện.
5. Tính toán lựa chọn nhà máy điện mới tốt
nhất.
6. Tính toán giá công suất thị trường.
7. Tính toán sản lượng hợp đồng tối thiểu
năm, sản lượng hợp đồng tối thiểu tháng, sản lượng hợp đồng tháng và sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch.
8. Tính toán giá phát điện bình quân.
9. Tính toán tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn.
10. Các chức năng cần thiết khác.
Điều 2. Số liệu đầu
vào
Số liệu đầu vào được sử dụng tính toán lập kế
hoạch vận hành thị trường điện và tính toán giá trị nước bao gồm:
1. Phụ tải hệ thống điện.
2. Thông số thủy văn.
3. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa.
4. Thông số nhà máy thủy điện.
5. Thông số nhà máy nhiệt điện.
6. Nhiên liệu.
7. Giới hạn truyền tải.
8. Tiến độ công trình mới.
9. Kế hoạch xuất, nhập khẩu điện.
10. Dịch vụ phụ trợ.
11. Các số liệu hợp
đồng mua bán điện bao gồm yêu cầu về bao tiêu (nếu có).
12. Phương thức giao
nhận điện năng.
13. Các số liệu chung
của thị trường.
Điều
3. 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 về dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc
gia tại Thông tư về Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành.
Điều
4. Thủy văn
1. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tất
cả chuỗi số liệu thống kê lưu lượng nước về hồ thủy điện từng tuần trong quá
khứ của các nhà máy thủy điện dự kiến vận hành trong các chu kỳ tính toán lập
kế hoạch theo quy định tại Biểu mẫu 05 tại Phụ lục
VI Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy thủy điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện chuỗi số liệu thống kê lưu lượng nước về hồ thủy điện
trong quá khứ theo yêu cầu của 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 cập nhật các yêu cầu về ràng buộc
mực nước, lưu lượng chạy máy tối thiểu, lưu lượng xả không qua chạy máy phải
đảm bảo trong các giai đoạn vận hành của các hồ chứa thủy điện theo các quy
trình vận hành liên hồ chứa, quy trình vận hành hồ chứa được cấp có thẩm quyền
phê duyệt.
4. Căn cứ chuỗi số
liệu thống kê do các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán chuỗi lưu lượng nước về theo các phương
pháp quy định tại khoản 5, khoản 6, và khoản 7 Điều này.
5. Số liệu thủy văn
được sử dụng trong việc tính toán lập kế hoạch năm bao gồm:
a) Bộ số liệu các năm
trong quá khứ bao gồm lưu lượng nước về trung bình từng tuần của từng hồ thủy
điện;
b) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về trung bình từng tuần trong năm tới theo phương án tần suất 65%
làm cơ sở và các phương án tần suất khác để so sánh, kiểm tra theo yêu cầu của
Cục Điều tiết điện lực.
c) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về của Trung tâm Khí tượng thủy văn Quốc gia (nếu có).
6. Số liệu thủy văn
được sử dụng trong việc tính toán lập kế hoạch tháng bao gồm:
a) Bộ số liệu các năm
trong quá khứ bao gồm lưu lượng nước về trung bình từng tuần của từng hồ thủy
điện;
b) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về trung bình từng tuần trong 52 tuần tới bắt đầu từ tuần đầu tiên
của tháng tới theo các phương án tần suất 65% làm cơ sở và các phương án tần
suất khác để so sánh, kiểm tra.
c) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về của Trung tâm Khí tượng thủy văn Quốc gia (nếu có).
7. Số liệu thủy văn
được sử dụng trong việc tính toán lập kế hoạch tuần bao gồm:
a) Bộ số liệu các năm
trong quá khứ bao gồm lưu lượng nước về trung bình từng tuần của từng hồ thủy
điện;
b) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về trung bình từng tuần trong 52 tuần tới theo các phương án tần
suất 65% làm cơ sở và các phương án tần suất khác;
c) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về các hồ thủy điện trong tuần tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện;
d) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về của Trung tâm Khí tượng thủy văn Quốc gia (nếu có).
Điều
5. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện và các đơn vị liên quan có trách nhiệm lập kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện cho các tổ máy phát điện, đường dây
truyền tải điện và các thiết bị kết nối liên quan theo quy định về lập kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia tại
Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối và Quy định
quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
6. Thông số nhà máy thủy điện
1. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy thủy điện đang vận hành có trách nhiệm cung cấp các thông số kỹ
thuật của nhà máy đã được quy định trong hợp đồng mua bán điện và đặc tính hồ
chứa cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Biểu mẫu 06 tại Phụ lục VI Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện BOT phối hợp với Đơn vị mua điện (ký hợp đồng mua bán điện
với đơn vị phát điện) cung cấp các thông số của nhà máy cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện theo quy định tại Biểu mẫu
06 tại Phụ lục VI Thông tư này .
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định mực nước dự kiến của các
hồ thủy điện tại thời điểm bắt đầu chu kỳ tính toán lập kế hoạch vận hành thị
trường điện.
4. Mô phỏng thủy điện
sử dụng trong tính toán giá trị nước
a) Các thông số thủy
điện:
- Số tổ máy của nhà
máy;
- Công suất nhà máy
(MW);
- Khả năng điều tiết
của hồ thủy điện (có hồ chứa điều tiết lớn hơn một tuần hay chạy theo lưu lượng
nước về);
- Dung tích tối
thiểu, tối đa (triệu m3);
- Lưu lượng chạy máy
tối thiểu (m3/s);
- Lưu lượng chạy máy
tối đa (m3/s);
- Lưu lượng nước ra
tối đa (m3/s);
- Khả năng điều tiết
xả của hồ chứa theo dạng có điều tiết hay tự tràn;
- Mực nước đầu chu kỳ
tính toán lập kế hoạch (m);
- Cấu hình hệ thống
hồ thủy điện bao gồm đường xả, đường chạy máy, đường tổn thất;
- Xác suất sự cố FOR
(%): Là tỷ lệ giữa sản lượng thiếu hụt do ngừng sự cố dự kiến so với tổng sản
lượng tối đa của cả năm;
- Xác suất ngừng máy
tổng hợp (bao gồm cả ngừng máy có kế hoạch và xác suất ngừng máy do sự cố) COR
(%): Là tỷ lệ giữa sản lượng thiếu hụt do ngừng sự cố dự kiến và ngừng máy có
kế hoạch so với tổng sản lượng tối đa của cả năm;
- Chi phí vận hành và
bảo dưỡng biến đổi (VNĐ/MWh);
- Hiệu suất của tua
bin, máy phát (p.u);
- Khả năng điều tiết
của hồ chứa chạy theo lưu lượng nước về (p.u);
- Dung tích hữu ích
của hồ chứa chạy theo lưu lượng nước về (triệu m3);
- Quan hệ giữa dung
tích và hệ số suất hao: Thể hiện đường đặc tính giữa quan hệ của thể tích hồ
(triệu m3) và hệ số suất hao của nhà máy (MW/m3/s);
- Quan hệ giữa diện
tích và thể tích: Thể hiện đường đặc tính giữa quan hệ của diện tích hồ (km2)
và thể tích hồ (triệu m3);
- Quan hệ giữa dung
tích và cột nước: Thể hiện đường đặc tính giữa quan hệ của thể tích hồ (triệu m3)
và cột nước (m);
- Quan hệ giữa lượng
nước tổn thất và thể tích hồ: Thể hiện đặc tính quan hệ giữa lượng nước tổn
thất (m3/s) với thể tích hồ (triệu m3);
- Quan hệ giữa mực
nước hạ lưu và lưu lượng nước ra: Thể hiện đường quan hệ giữa mực nước hạ lưu
(m) tương ứng với tổng lưu lượng nước ra (m3/s);
- Quan hệ giữa lưu
lượng nước về và lưu lượng chạy máy: Thể hiện đường đặc tính không giảm trong
quan hệ giữa lưu lượng nước về (m3/s) với lưu lượng nước chạy máy (m3/s).
Đường đặc tính này được áp dụng cho các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
dưới một tuần trong hệ thống thủy điện bậc thang khi phải điều tiết lưu lượng
nước chạy máy theo lưu lượng nước về;
- Khả năng cung cấp
dự phòng quay của nhà máy, tổ máy (%).
b) Các yêu cầu vận
hành hồ chứa:
- Dung tích cảnh báo
từng tuần (triệu m3);
- Dung tích phòng lũ
từng tuần (triệu m3);
- Giới hạn lưu lượng
nước ra tối thiểu từng tuần (m3/s);
- Giới hạn lưu lượng
nước ra tối đa từng tuần (m3/s);
- Lưu lượng nước yêu
cầu hạ du theo quy định (m3/s).
5. Mô phỏng thủy điện
sử dụng trong tính toán mô phỏng thị trường
a) Các thông số tổ
máy
- Tên nhà máy, tổ
máy;
- Tốc độ tăng tải
theo từng dải công suất phát (MW/giờ);
- Tốc độ giảm tải
theo từng dải công suất phát (MW/giờ);
- Công suất tối thiểu
của tổ máy từng giờ (MW);
- Công suất tối đa
của tổ máy từng giờ (MW);
- Khả năng cung cấp
dự phòng quay tối đa từng giờ (MW);
- Trạng thái huy động
của tổ máy từng giờ (nối lưới hay không nối lưới);
- Vùng cấm của tổ máy
(MW).
b) Các số liệu về giá
- Dải công suất (MW)
và giá tương ứng (VNĐ);
- Dải công suất dự
phòng quay (MW) và giá tương ứng (VNĐ);
6. Mô phỏng thủy điện
sử dụng trong tính toán chương trình tối ưu
a) Các thông số hồ
thủy điện, tuabin
- Mực nước dâng bình
thường, mực nước chết (m);
- Cột nước tối đa,
cột nước tính toán, cột nước tối thiểu của tuabin (m);
- Mực nước hạ lưu
(m);
- Mực nước đầu chu kỳ
tính toán lập kế hoạch (m);
- Mực nước cuối chu
kỳ tính toán lập kế hoạch (m);
- Thứ tự huy động các
tổ máy thủy điện trong nhà máy;
- Lưu lượng nước về
hồ từng giờ (m3/s).
b) Mô phỏng cấu hình
hệ thống thủy điện
- Đường nước chạy
máy, xả;
- Thời gian dòng chảy
từ hồ trên tới hồ dưới (giờ);
- Dòng chảy tối
thiểu, tối đa (m3/s);
- Khả năng tối đa
thay đổi dòng chảy (m3/s).
c) Các đường đặc tính
của hồ thủy điện, tuabin
- Đặc tính quan hệ
giữa công suất, cột nước và lưu lượng chạy máy: Là đường cong mô tả lượng công
suất phát của nhà máy thủy điện (MW) khi sử dụng một lượng nước chạy máy (m3/s)
ứng với cột nước tính toán, cột nước tối đa và cột nước tối thiểu;
- Đặc tính quan hệ
giữa công suất, cột nước: Là đường cong mô tả lượng công suất phát tối đa và
tối thiểu của tổ máy thủy điện (MW) khi thay đổi cột nước (m);
- Đặc tính quan hệ
giữa mực nước hạ lưu và lưu lượng chạy máy: Là đường cong mô tả sự thay đổi của
mực nước hạ lưu (m) khi thay đổi lưu lượng nước chạy máy (m3/s);
- Đặc tính quan hệ
giữa thể tích hồ và mực nước thượng lưu: Là đường cong mô tả sự thay đổi của
thể tích hồ (triệu m3) với sự thay đổi của mực nước thượng lưu (m).
d) Các giới hạn
- Giới hạn lưu lượng
nước chạy máy từng giờ: Tối thiểu và tối đa (m3/s);
- Giới hạn mực nước
thượng lưu từng giờ: Tối thiểu và tối đa (m3/s);
- Giới hạn lưu lượng
nước ra từng giờ: Tối thiểu và tối đa (m3/s).
Điều
7. Thông số nhà máy nhiệt điện
1. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy nhiệt điện có trách nhiệm cung cấp các thông số kỹ thuật của nhà
máy đã được quy định trong hợp đồng mua bán điện cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện theo mẫu tại Biểu mẫu 07 tại
Phụ lục VI Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện BOT phối hợp với Đơn vị mua điện (ký hợp đồng mua bán điện
với đơn vị phát điện) cung cấp các thông số của nhà máy cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện theo mẫu tại Biểu mẫu
07 tại Phụ lục VI Thông tư này.
3. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
số liệu theo quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều 23 Thông tư
này và các số liệu về chi phí khởi động theo mẫu tại Biểu mẫu 07 tại Phụ lục VI Thông tư này để phục
vụ công tác tính toán mô phỏng thị trường điện và tính toán giá trần bản chào
của tổ máy nhiệt điện.
4. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy nhiệt điện có trách nhiệm cung cấp suất hao nhiệt thô cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu tại Biểu mẫu 07 tại Phụ lục VI Thông tư này phục vụ
mô phỏng giới hạn nhiên liệu trong mô phỏng thị trường điện. Trường hợp không
có số liệu suất hao nhiệt thô do Đơn vị phát điện cung cấp, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện sử dụng suất hao nhiệt thô trung bình theo số
liệu tiêu thụ nhiên liệu khí năm N-1 phục vụ mô phỏng giới hạn nhiên liệu khí
trong mô phỏng thị trường điện.
5. Mô phỏng nhiệt
điện sử dụng trong tính toán giá trị nước
a) Các thông số nhiệt
điện:
- Số tổ máy;
- Công suất tối thiểu
(MW);
- Công suất tối đa
(MW);
- Xác suất sự cố FOR
(%): Là tỷ lệ giữa sản lượng thiếu hụt do ngừng sự cố dự kiến so với tổng sản
lượng tối đa của cả năm;
- Xác suất ngừng máy
tổng hợp (bao gồm cả ngừng máy có kế hoạch và xác suất ngừng máy do sự cố) COR
(%): Là tỷ lệ giữa sản lượng thiếu hụt do ngừng sự cố dự kiến và ngừng máy có
kế hoạch so với tổng sản lượng tối đa của cả năm;
- Chi phí vận hành và
bảo dưỡng biến đổi (VNĐ/MWh);
- Loại hình nhà máy:
Nhà máy tiêu chuẩn, nhà máy phải chạy;
- Chi phí khởi động
(VNĐ);
- Chi phí vận chuyển
nhiên liệu (VNĐ/đơn vị nhiên liệu);
- Đường cong và bảng
suất hao nhiệt của tổ máy: Bao gồm 03 điểm cho từng block phụ tải thể hiện quan
hệ giữa suất tiêu hao nhiên liệu (đơn vị nhiên liệu/MWh) với công suất tổ máy
(%);
b) Các nhiên liệu sử
dụng:
- Nhiên liệu chính và
các nhiên liệu thay thế (khí, dầu);
- Các thông số tương
ứng của nhà máy khi sử dụng nhiên liệu thay thế: Chi phí vận hành bảo dưỡng
biến đổi (VNĐ/MWh), chi phí vận chuyển nhiên liệu (VNĐ/đơn vị nhiên liệu), công
suất tối đa (MW), suất tiêu hao nhiên liệu tương ứng.
c) Các ràng buộc vận
hành nhà máy:
- Giới hạn công suất
tối thiểu cụm nhà máy (MW);
- Khả năng cung cấp
dự phòng quay của nhà máy, tổ máy (%);
- Trạng thái vận hành
của nhóm nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp.
6. Mô phỏng nhiệt
điện sử dụng trong tính toán mô phỏng thị trường
a) Các thông số tổ
máy
- Tên nhà máy, tổ
máy;
- Tốc độ tăng tải
theo từng dải công suất phát (MW/giờ);
- Tốc độ giảm tải
theo từng dải công suất phát (MW/giờ);
- Công suất tối thiểu
của tổ máy từng giờ (MW);
- Công suất tối đa
của tổ máy từng giờ (MW);
- Khả năng cung cấp
dự phòng quay tối đa từng chu kỳ (MW);
- Vùng cấm của tổ máy
(MW).
b) Các số liệu về
giá:
- Dải công suất (MW)
và giá tương ứng (VNĐ);
- Dải công suất dự
phòng quay (MW) và giá tương ứng (VNĐ).
7. Mô phỏng nhiệt
điện sử dụng trong tính toán chương trình tối ưu
- Thời gian khởi động
nóng, lạnh, ấm;
- Thời gian ngừng để
tính khởi động nóng, ấm, lạnh;
- Chi phí khởi động nóng,
lạnh, ấm;
- Thời gian chạy máy
tối thiểu (giờ);
- Thời gian ngừng máy
tối thiểu (giờ);
- Số lần khởi động
tối đa (lần);
- Sản lượng phát tối
đa (MWh);
- Tốc độ tăng tải,
giảm tải khi khởi động hoặc ngừng máy, tốc độ thay đổi công suất (MW/giờ);
- Công suất tối
thiểu, tối đa của tổ máy (MW);
- Trạng thái huy động
của tổ máy (huy động theo kinh tế hoặc vận hành phải phát);
- Bản chào giá của tổ
máy.
Điều
8. Nhiên liệu
1. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
số liệu về giá nhiên liệu của các nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện theo
nguyên tắc tại Điều 18, Điều 35 Thông tư này theo mẫu tại Biểu mẫu 08 tại Phụ lục VI Thông tư này. Đơn vị
phát điện, đơn vị cung ứng nhiên liệu có trách nhiệm phối hợp để xác định và
cung cấp cho Đơn vị mua điện các số liệu phục vụ xác định giá nhiên liệu trong
lập kế hoạch vận hành tháng tới, năm tới.
2. Trước ngày 20 hàng
tháng, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy nhiệt điện có trách nhiệm cung cấp cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông tin về kế hoạch cung cấp
nhiên liệu trong các tháng tiếp theo để làm cơ sở tính toán lập kế hoạch vận
hành tháng tới và xem xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng theo quy định tại khoản 5 Điều 37 Phụ lục này.
3. Căn cứ các số liệu
được Đơn vị mua điện cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm cập nhật các số liệu về giới hạn cung cấp khí và kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa các hệ thống cung cấp khí theo mẫu tại Biểu mẫu 08 tại Phụ lục VI Thông tư này.
4. Số liệu mô phỏng
nhiên liệu
a) Nhiên liệu
- Mã nhiên liệu;
- Tên nhiên liệu
(dầu, khí, than…);
- Đơn vị nhiên liệu
(tấn, m3, GJ, BTU…);
- Giá nhiên liệu (VNĐ/đơn
vị nhiên liệu).
b) Các ràng buộc sử
dụng nhiên liệu
- Giá nhiên liệu dự
báo từng tuần cho năm tới (VNĐ/đơn vị nhiên liệu);
- Giới hạn nhiên liệu
tối đa từng giờ cho từng tuần trong năm tới (đơn vị nhiên liệu/giờ);
- Giới hạn tổng lượng
nhiên liệu từng tuần trong năm tới (ngàn đơn vị nhiên liệu/tuần).
Điều
9. Giới hạn truyền tải
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định giới hạn truyền tải, đặc
tính tổn thất truyền tải của các đường dây truyền tải liên kết hệ thống điện
miền phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện.
Điều
10. Tiến độ công trình mới
1. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện:
a) Số liệu về tiến độ
các nhà máy mới dự kiến vận hành trong các chu kỳ tính toán lập kế hoạch vận
hành thị trường điện theo mẫu tại khoản 3 Điều này và Biểu mẫu 09 tại Phụ lục VI Thông tư này;
b) Thông số kỹ thuật
của các nhà máy điện mới dự kiến vận hành trong các chu kỳ tính toán lập kế
hoạch vận hành thị trường điện theo mẫu tại Biểu mẫu
06 và Biểu mẫu 07 tại Phụ lục VI Thông tư
này.
2. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm cung cấp số liệu về tiến độ và thông số kỹ thuật các đường
dây mới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu tại khoản
4 Điều này và Biểu mẫu 09 tại Phụ lục VI Thông
tư này.
3. Số liệu tiến độ
nhà máy điện mới được sử dụng trong tính toán lập kế hoạch bao gồm:
a) Tên nhà máy, tổ
máy;
b) Chủ sở hữu;
c) Công suất đặt tổ
máy (MW);
d) Thời gian dự kiến
đưa vào thử nghiệm theo cập nhật mới nhất;
đ) Thời gian dự kiến
đưa vào vận hành tin cậy theo cập nhật mới nhất;
e) Thời gian dự kiến
đưa vào vận hành theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia và các văn bản sửa
đổi, bổ sung đang có hiệu lực;
f) Thời gian dự kiến
đưa vào vận hành thương mại theo cập nhật mới nhất.
4. Số liệu tiến độ
đường dây liên kết miền mới được sử dụng trong tính toán lập kế hoạch bao gồm:
a) Tên đường dây liên
kết;
b) Khả năng tải của
đường dây (MW);
c) Thời gian dự kiến
đưa vào thử nghiệm theo cập nhật mới nhất;
d) Thời gian dự kiến
đưa vào vận hành tin cậy theo cập nhật mới nhất;
đ) Thời gian dự kiến
đưa vào vận hành theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia và các văn bản sửa
đổi, bổ sung đang có hiệu lực.
Điều
11. Kế hoạch xuất, nhập khẩu điện
1. Số liệu sử dụng
trong lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới:
a) Số liệu dự báo xuất,
nhập khẩu điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại;
b) Biểu đồ xuất, nhập
khẩu điện ngày điển hình tại các điểm đấu nối.
2. Số liệu dùng trong
việc lập kế hoạch vận hành thị trường điện tuần tới:
a) Số liệu dự báo
xuất, nhập khẩu điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại;
b) Biểu đồ xuất nhập
khẩu điện ngày điển hình tại các điểm đấu nối.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị mua điện (ký
hợp đồng xuất, nhập khẩu điện) tính toán và công bố các số liệu về xuất, nhập
khẩu điện.
Điều
12. Dịch vụ phụ trợ
1. Các loại hình dịch
vụ phụ trợ cho vận hành hệ thống điện trong thị trường điện bao gồm:
a) Điều khiển tần số
thứ cấp;
b) Khởi động nhanh;
c) Điều chỉnh điện
áp;
d) Khởi động đen;
đ) Dự phòng vận hành
phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ
phụ trợ theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành.
Điều
13. Số liệu hợp đồng mua bán điện
1. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
số liệu trong hợp đồng mua bán điện về giá điện (bao gồm thành phần giá cố
định, giá biến đổi có xét đến các ảnh hưởng trong năm tới, tháng tới), số liệu
yêu cầu về bao tiêu và sản lượng điện của các đơn vị phát điện theo mẫu tại Biểu mẫu 10 tại Phụ lục VI Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện
và Đơn vị mua điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng, hệ số
hiệu chỉnh sản lượng năm, sản lượng hợp đồng năm, sản lượng hợp đồng tháng, các
nội dung thỏa thuận điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường hợp các
đơn vị này đã thỏa thuận và thống nhất trong hợp đồng mua bán điện.
3. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy BOT theo mẫu tại Biểu mẫu 10 tại Phụ lục VI Thông tư này.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập số liệu về chi phí vận
hành và giá điện của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu được Tập đoàn
Điện lực Việt Nam tính toán xác định hàng năm theo quy định tại Quy định phương
pháp, trình tự xác định chi phí hàng năm và giá điện của nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu do Bộ Công Thương ban hành.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập các thông tin về chi phí
mua điện từ các nhà máy điện BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
và các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ để tính toán giá phát điện bình
quân năm tới.
6. Số liệu hợp đồng
mua bán điện được sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm bao gồm:
a) Thành phần giá
biến đổi trong giá hợp đồng mua bán điện năm N (đồng/kWh);
b) Thành phần giá cố
định trong giá hợp đồng mua bán điện năm N (đồng/kWh);
c) Sản lượng điện
năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng năm N (kWh);
d) Sản lượng điện
năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua
bán điện (kWh). Trường hợp chưa thỏa thuận được sản lượng điện năng phát bình
quân nhiều năm thì sử dụng số liệu sản lượng điện hợp đồng áp dụng cho năm N;
đ) Giá hợp đồng mua
bán điện của các nhà máy điện;
e) Hệ số quy đổi đo
đếm điện năng đầu cực máy phát và điểm giao nhận;
g) Yêu cầu về bao
tiêu trong hợp đồng mua bán điện (nếu có).
Điều
14. Phương thức giao nhận điện năng
Đơn vị mua điện có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
phương thức giao nhận điện năng theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng
trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
15. Số liệu chung của thị trường điện
1. Các số liệu chung
của thị trường điện bao gồm các thông số hàm phạt, các thông số thiết lập trong
các chương trình tính toán sử dụng trong lập kế hoạch vận hành thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các số liệu chung của thị
trường để thực hiện tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện và báo cáo
Cục Điều tiết điện lực, bao gồm:
a) Giá trị cắt giảm
phụ tải (đồng/kWh).
b) Giá trị phạt khi
vi phạm ràng buộc xả nước (đồng/m3).
c) Giá trị phạt khi
vi phạm ràng buộc lưu lượng nước ra tối thiểu, tối đa (đồng/m3).
d) Giá trị phạt khi
vi phạm giới hạn truyền tải (đồng/kWh).
đ) Giá trị phạt khi
vi phạm công suất tổ máy (ngàn đồng/MW).
e) Giá trị phạt khi
vi phạm vùng cấm tổ máy (ngàn đồng/MW).
f) Giá trị phạt khi
vi phạm tốc độ tăng giảm tải (ngàn đồng/MW × giờ).
g) Giá trị phạt khi
vi phạm dự phòng quay (đồng/kWh).
h) Giá trị phạt khi
vi phạm ràng buộc chung (đồng/kWh).
i) Tỷ lệ khấu hao
hằng năm (%).
k) Tỷ giá giữa đồng
đô la Mỹ và đồng Việt Nam.
l) Các số liệu cần
thiết khác.
3. Trong trường hợp
cần thay đổi các số liệu chung của thị trường điện để đảm bảo các mục tiêu vận
hành thị trường điện, đảm bảo an ninh hệ thống và trong các trường hợp đặc biệt
khác, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định các số liệu mới
phù hợp, báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
Điều
16. Xử lý trong các trường hợp không có đầy đủ số liệu
1. Trong trường hợp
các đơn vị tham gia thị trường điện cạnh tranh cung cấp số liệu không đầy đủ
hoặc không chính xác, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền
yêu cầu các đơn vị cung cấp lại số liệu. Các đơn vị tham gia thị trường điện có
trách nhiệm cập nhật và cung cấp các số liệu chính xác theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Trong trường hợp
các đơn vị không tuân thủ các yêu cầu về cung cấp số liệu hoặc cung cấp không
đảm bảo kịp thời và chính xác theo quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm thu thập, tính toán các số liệu tối ưu nhất để
thay thế cho các số liệu đầu vào còn thiếu hoặc không chính xác. Số liệu tự thu
thập, tính toán phải được nêu trong hồ sơ trình Cục Điều tiết điện lực về kế
hoạch vận hành thị trường điện.
Điều
17. Mô hình mô phỏng thị trường điện
1. Quy định chung về
tính toán mô phỏng thị trường
a) Công tác tính toán
mô phỏng thị trường được thực hiện theo các chu kỳ tính toán được quy định tại Chương
II, Chương III, Chương IV Phụ lục này.
b) Công tác tính toán
mô phỏng thị trường điện được tiến hành bằng Mô hình mô phỏng thị trường điện
đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật quy định tại khoản 2 Điều này.
c) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập, chuẩn bị số liệu đầu vào
cần thiết, tiến hành tính toán mô phỏng, xuất kết quả và kiểm tra kết quả thu
được.
d) Khi có điều chỉnh,
sửa đổi liên quan đến thuật toán, Mô hình mô phỏng thị trường phải được kiểm
toán và công bố theo quy định tại Điều 113 Thông tư này.
2. Các yêu cầu về mô
hình mô phỏng thị trường điện
Mô hình mô phỏng thị
trường điện phải đáp ứng các yêu cầu sau đây:
a) Tính toán tối ưu
huy động nguồn phối hợp thuỷ - nhiệt điện trong hệ thống điện được mô phỏng
như quy định tại khoản 3, khoản 5 và khoản 6 Điều này.
b) Đảm bảo mô phỏng
được trạng thái vận hành của hệ thống điện với các thông số đầu vào tối thiểu
quy định tại khoản 5 và khoản 6 Điều này; thời gian tính toán phải đáp ứng được
các yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
c) Chu kỳ tính toán
có thể thay đổi được từ 01 ngày đến 01 năm.
d) Có khả năng lựa
chọn chạy với kịch bản Lập lịch có ràng buộc và kịch bản Lập lịch không ràng
buộc.
đ) Có khả năng lựa
chọn chạy với kịch bản có tính đến tổn thất truyền tải và không tính đến tổn
thất truyền tải.
e) Có khả năng mô
phỏng giới hạn nhiên liệu của từng nhà máy điện và/hoặc cụm các nhà máy điện
trong các giai đoạn cụ thể.
g) Độ phân giải của
kết quả đầu ra tối thiểu phải chi tiết đến 60 phút.
h) Việc nhập số liệu
đầu vào và kết xuất kết quả của Mô hình mô phỏng thị trường điện phải được thực
hiện dễ dàng và giao tiếp được với các phần mềm và định dạng cơ sở dữ liệu phổ
thông khác như Microsoft Excel, SQL, Oracle, Access và các định dạng khác theo
yêu cầu thực tế vận hành thị trường điện hoặc theo yêu cầu của Cục Điều tiết
điện lực.
3. Hàm mục tiêu Mô
hình mô phỏng thị trường điện
Hàm mục tiêu Mô hình
mô phỏng thị trường điện là tối thiểu tổng chi phí mua điện cho toàn bộ chu kỳ
tính toán. Tổng chi phí mua điện trong chu kỳ tính toán được xác định theo công
thức sau:
Chi phí tổng = Chi
phí nhiệt điện + Chi phí khởi động + Chi phí thủy điện + Chi phí cho dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp + Chi phí phạt vi phạm ràng buộc + Chi phí điều chỉnh
Trong đó:
- Chi phí nhiệt điện:
Là tổng chi phí mua điện từ các nhà máy nhiệt điện, được tính toán căn cứ trên
chi phí biến đổi của các tổ máy nhiệt điện (đồng);
- Chi phí khởi động:
Là tổng chi phí tương ứng với từng trạng thái khởi động của các nhà máy nhiệt
điện thực hiện trong chu kỳ tính toán (đồng);
- Chi phí thủy điện:
Là tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thuỷ điện, được tính theo bản chào của
các nhà máy thuỷ điện này (đồng);
- Chi phí cho dịch vụ
điều khiển tần số thứ cấp: Là tổng chi phí cho các dịch vụ điều khiển tần số
thứ cấp (đồng);
- Chi phí phạt vi
phạm ràng buộc: Là tổng chi phí khi vi phạm ràng buộc của các biến (đồng);
- Chi phí điều chỉnh:
Là tổng chi phí được sử dụng để cải thiện hoạt động của một số biến xác định
(đồng).
4. Mô phỏng thị
trường điện
Việc tính toán mô
phỏng thị trường điện phải mô phỏng những số liệu đầu vào sau đây:
a) Mô phỏng hệ thống
điện
- Mô phỏng các vùng
trong hệ thống điện theo quy định tại điểm a khoản 6 Điều này;
- Mô phỏng phụ tải hệ
thống điện theo quy định tại điểm b khoản 6 Điều này;
- Mô phỏng các ràng
buộc của hệ thống điện theo quy định tại điểm d khoản 5 Điều này;
- Điện năng xuất khẩu
tại một nút được mô phỏng thành lượng phụ tải cộng thêm tại nút đó với biểu đồ
cố định cho trước.
b) Mô phỏng tổ máy
- Mô phỏng tổ máy
nhiệt điện theo quy định tại điểm c khoản 6 Điều này;
- Mô phỏng tổ máy
thuỷ điện theo quy định tại điểm d khoản 6 Điều này;
- Mô phỏng các ràng
buộc đặc tính kỹ thuật tổ máy theo quy định tại điểm đ khoản 5 Điều này;
- Tổ máy đang sửa
chữa hoặc chưa đưa vào vận hành được mô phỏng thành tổ máy không có khả năng
phát công suất trong thời gian tương ứng;
- Tổ máy trong giai
đoạn chạy thử nghiệm thu hoặc thí nghiệm có biểu đồ cố định được mô phỏng thành
tổ máy bắt buộc phải nối lưới và phát công suất theo biểu đồ cho trước;
- Điện năng nhập khẩu
tại một nút được mô phỏng thành tổ máy bắt buộc phải nối lưới và phát công suất
theo biểu đồ cho trước.
c) Chi phí biến đổi
của từng tổ máy trong chu kỳ tính toán
d) Mô phỏng thuỷ
văn, hồ chứa và dòng chảy
- Mô phỏng đặc tính
thuỷ văn, hồ chứa và cấu trúc dòng chảy theo quy định tại điểm đ khoản 6 Điều này;
- Mô phỏng các ràng
buộc về thuỷ năng theo quy định tại điểm e khoản 5 Điều này.
e) Mô phỏng hệ thống
cung cấp nhiên liệu
- Mô phỏng hệ thống
cung cấp nhiên liệu theo quy định tại điểm g khoản 6 Điều này;
- Mô phỏng các ràng
buộc của hệ thống cung cấp nhiên liệu theo quy định tại điểm g khoản 5 Điều này.
d) Mô phỏng đường dây
liên kết
- Mô phỏng đường dây
liên kết theo quy định tại điểm e khoản 6 Điều này;
- Mô phỏng các ràng
buộc của mỗi đường dây liên kết theo quy định tại điểm i khoản 5 Điều này;
- Đường dây liên kết
trong giai đoạn sửa chữa được mô phỏng thành đường dây không thể truyền tải
công suất hoặc ràng buộc giới hạn truyền tải tối đa được giảm tương ứng.
h) Mô phỏng dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp
- Mô phỏng dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp theo quy định tại điểm h khoản 6 Điều này;
- Mô phỏng các ràng
buộc về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp theo quy định tại điểm k khoản 5 Điều
này.
5. Các ràng buộc của
Mô hình mô phỏng thị trường điện
a) Mô hình mô phỏng
thị trường điện phải mô tả được tối thiểu các ràng buộc của hệ thống điện theo
quy định tại điểm e, điểm g, điểm h, điểm i, điểm k Điều này. Trường hợp thay
đổi các ràng buộc của Mô hình mô phỏng thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán phân tích để các ràng
buộc phản ánh đúng bản chất vật lý của hệ thống điện.
b) Trường hợp các
ràng buộc bị vi phạm, Mô hình mô phỏng thị trường điện phải đưa ra các thông
tin về mức độ vi phạm và đối tượng vi phạm.
c) Mỗi ràng buộc đều
phải có các hệ số chi phí phạt vi phạm ràng buộc phù hợp với các kịch bản mô
phỏng thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác
định.
d) Ràng buộc về hệ
thống điện
- Ràng buộc cân bằng
nguồn - tải: Thể hiện tương quan giữa tổng công suất nguồn phát luôn cân bằng
với tổng công suất phụ tải (bao gồm cả tổn thất) tại bất kỳ thời điểm nào trong
chu kỳ tính toán;
- Ràng buộc công suất
nhóm tổ máy: Mô tả ràng buộc về lượng công suất có thể phát tối đa (hoặc tối
thiểu) của một nhóm tổ máy, bao gồm các dữ liệu sau: Tên các tổ máy trong nhóm;
Giá trị công suất giới hạn của nhóm tổ máy tương ứng; Khoảng thời gian diễn ra
ràng buộc trong chu kỳ tính toán.
- Ràng buộc bao tiêu:
Mô tả ràng buộc về yêu cầu huy động của nhà máy đảm bảo bao tiêu, bao gồm dữ
liệu sau: Tên các tổ máy trong nhà máy; Giá trị yêu cầu bao tiêu, khoảng thời
gian bao tiêu trong chu kỳ tính toán.
đ) Ràng buộc về đặc
tính kỹ thuật tổ máy
- Giới hạn công suất
phát tối đa (MW);
- Giới hạn công suất
phát tối thiểu (MW);
- Giới hạn vùng cấm
tổ máy (MW);
- Giới hạn khả năng
tăng tải (MW/phút);
- Giới hạn khả năng
giảm tải (MW/phút);
- Giới hạn số giờ
ngừng máy tối thiểu (giờ);
- Giới hạn số giờ
chạy máy tối thiểu (giờ);
- Số lần khởi động
tối đa trong một khoảng thời gian nhất định;
- Giới hạn tổng sản
lượng phát của tổ máy, nhà máy trong một chu kỳ thời gian nhất định. Chu kỳ
thời gian có thể là một ngày (MWh/ngày), một tuần (MWh/tuần) hay một tháng (MWh/tháng).
e)
Ràng buộc về thuỷ năng
- Ràng buộc cân bằng
nước: Xét tại một chu kỳ bất kỳ, tại một hồ thuỷ điện bất kỳ phải đảm bảo
phương trình cân bằng nước như sau:
Vđầu + Vvề = Vcuối + V chạy máy + V xả + V
bốc hơi
Trong đó:
Vđầu: Tổng
lượng nước trong hồ tại đầu chu kỳ (m3);
Vvề: Tổng
lượng nước về hồ trong chu kỳ (m3);
Vcuối:
Tổng lượng nước trong hồ tại cuối chu kỳ (m3);
Vxả: Tổng
lượng nước xả trong chu kỳ (m3);
Vtổn thất :
Tổng lượng nước bốc hơi và các hao hụt vật lý khác (m3).
- Ràng buộc mực nước
cuối chu kỳ tính toán (m). Ràng buộc này có thể đưa dưới dạng thể tích hồ cuối
chu kỳ tính toán (m3);
- Giới hạn lượng nước
tối thiểu, tối đa trong hồ tại từng thời điểm tính toán (m3). Ràng
buộc này có thể được thể hiện dưới dạng giới hạn mực nước hồ tối thiểu, tối đa
trong hồ tại từng thời điểm tính toán (m);
- Giới hạn lượng nước
xả xuống hạ lưu qua cửa xả tối thiểu, tối đa tại từng thời điểm tính toán (m3/s);
- Giới hạn tổng lượng
nước xả xuống hạ lưu (qua cửa xả và qua tuabin) tối thiểu, tối đa tại từng thời
điểm tính toán (m3/s);
- Giới hạn mực nước
thượng lưu tối thiểu, tối đa tại từng thời điểm tính toán (m);
- Giới hạn mực nước
hạ lưu tối thiểu, tối đa tại từng thời điểm tính toán (m).
g) Ràng buộc về hệ
thống cung cấp nhiên liệu
Mỗi hệ thống cung cấp
nhiên liệu phải đáp ứng các ràng buộc sau:
- Giới hạn cung cấp
nhiên liệu của toàn hệ thống cung cấp nhiên liệu và cho từng nhà máy trong hệ
thống cung cấp nhiên liệu theo từng chu kỳ giao dịch (BTU/giờ hoặc tương
đương);
- Giới hạn cung cấp
nhiên liệu của toàn hệ thống cung cấp nhiên liệu và cho từng nhà máy trong hệ
thống cung cấp nhiên liệu tại từng chu kỳ thời gian (BTU/giờ hoặc tương đương).
Chu kỳ thời gian có thể là 01 ngày, 01 tuần hoặc 01 tháng;
- Giới hạn trao đổi
nhiên liệu của đường kết nối với hệ thống cung cấp nhiên liệu khác (BTU/giờ
hoặc tương đương).
h) Ràng buộc về điện
năng đảm bảo của các nhà máy thủy điện tại từng chu kỳ tính toán (kWh).
i) Ràng buộc về đường
dây liên kết
- Giới hạn khả năng
truyền tải tối đa từ nút đầu đến nút cuối tại từng thời điểm tính toán (MW);
- Giới hạn khả năng
truyền tải tối đa từ nút cuối đến nút đầu tại từng thời điểm tính toán (MW);
- Giới hạn công suất
của một đường dây truyền tải là giá trị giới hạn nhiệt hoặc giá trị giới hạn ổn
định tĩnh của đường dây tuỳ theo giá trị nào nhỏ hơn;
- Khả năng truyền tải
tối đa của đường dây liên kết là giá trị lớn nhất của tổng công suất các đường
dây truyền tải cấu thành tương ứng khi một trong số các đường dây truyền tải này
đạt mức giới hạn công suất.
k) Ràng buộc về công
suất đáp ứng các dịch vụ phụ trợ
- Tổng công suất dự
phòng quay do các tổ máy cung cấp phải lớn hơn hoặc bằng yêu cầu tổng công suất
dự phòng quay của toàn hệ thống hoặc tại nút quy định;
- Tổng công suất dành
cho điều tần do các tổ máy cung cấp phải lớn hơn hoặc bằng yêu cầu tổng công
suất dành cho điều tần của toàn hệ thống.
6. Mô hình hệ thống
điện trong Mô hình mô phỏng thị trường điện
Mô hình mô phỏng thị
trường điện phải mô phỏng được hệ thống điện tối thiểu với các yếu tố sau đây:
a) Mô phỏng các vùng
trong hệ thống điện
- Chương trình mô
phỏng hệ thống điện thành những vùng đặc trưng bởi từng nút liên kết với nhau
bằng các đường dây truyền tải. Số nút tối thiểu được mô phỏng là 03 (ba) nút và
phải có khả năng mở rộng khi cần thiết;
- Mỗi nút có một phụ
tải đặc trưng và mô tả các nhà máy điện, tổ máy điện kết nối vào nút đó.
b) Mô phỏng phụ tải
hệ thống điện
Phụ tải điện đặc
trưng cho nhu cầu sử dụng điện tại mỗi nút được dự báo theo từng 30 phút hoặc
60 phút của chu kỳ tính toán (MW).
c) Mô phỏng tổ máy
nhiệt điện
- Vị trí đặt (thuộc
nút nào trong mô phỏng các vùng trong hệ thống điện);
- Công suất hữu công
định mức (MW);
- Thời gian khởi động
ứng với tối thiểu ba trạng thái nóng, ấm và lạnh (phút);
- Trạng thái tổ máy:
Mỗi tổ máy có thể được mô phỏng tại một trong các trạng thái sau: Tổ máy có thể
phát công suất; Tổ máy không thể phát công suất; Tổ máy bắt buộc phải nối lưới
và công suất phát phải lớn hơn hoặc bằng công suất tối thiểu; Tổ máy được huy
động nhưng có giới hạn về sản lượng trong một khoảng thời gian nhất định; Tổ
máy bắt buộc phải nối lưới và phát công suất theo biểu đồ cho trước.
- Suất hao nhiệt (BTU/kWh
hoặc kCal/kWh) và nguồn nhiên liệu sử dụng (chỉ rõ tên hệ thống cung cấp nhiên
liệu);
- Xác suất ngừng máy
sự cố (%);
- Chi phí biến đổi
của tổ máy được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều 18 Thông
tư này;
- Chi phí khởi động
của tổ máy (tương ứng với các trạng thái khởi động nóng, ấm, lạnh) (đồng/lần).
d) Mô phỏng tổ máy
thuỷ điện
- Vị trí đặt (thuộc
nút nào trong mô phỏng các vùng trong hệ thống điện) và các đặc tính thuỷ văn
tương ứng của lưu vực sông, hồ, đập thuỷ điện được quy định tại khoản 5 Điều này;
- Công suất hữu công
định mức (MW);
- Quan hệ giữa cột áp
và công suất hữu công khả dụng;
- Thời gian khởi động
(phút);
- Trạng thái tổ máy:
Mỗi tổ máy có thể được mô phỏng tại một trong các trạng thái sau: Tổ máy có thể
phát công suất; Tổ máy không thể phát công suất; Tổ máy bắt buộc phải nối lưới
và công suất phát phải lớn hơn hoặc bằng công suất tối thiểu; Tổ máy bắt buộc
phải nối lưới và phát công suất theo biểu đồ cho trước.
- Hệ số phát điện (MW/(m3/s));
- Xác suất ngừng máy
sự cố (%);
- Quan hệ lưu lượng
chạy máy với công suất tại các cột áp khác nhau cho tất cả các tổ máy và với
riêng từng tổ máy;
đ) Mô phỏng thuỷ
văn, hồ chứa và dòng chảy
- Lưu lượng nước về
hồ thuỷ điện tại từng giờ trong chu kỳ tính toán (m3/s);
- Mực nước dâng bình
thường (m);
- Mực nước chết (m);
- Mực nước đầu chu kỳ
tính toán (m);
- Hệ số bốc hơi (m3/s);
- Cấu hình dòng chảy
của các nhà máy thủy điện trên cùng một hệ thống sông: Thể hiện sự liên kết
giữa các hồ và các đặc tính dòng chảy giữa các hồ; cũng như các ảnh hưởng của
sự liên kết, đặc tính này đến khả năng phát điện và lượng nước trong hồ của các
nhà máy thuỷ điện trên những dòng chảy đó;
- Các yêu cầu về
lượng nước phải đưa xuống hạ lưu (để phục vụ cho giao thông thủy, tưới tiêu và
các yêu cầu khác nếu có) qua cửa xả và/hoặc qua tuabin;
- Quan hệ giữa thể
tích hồ và hệ số phát điện của nhà máy, tổ máy thuỷ điện tương ứng;
- Quan hệ giữa thể
tích hồ và mực nước thượng lưu nhà máy thuỷ điện tương ứng;
- Quan hệ giữa mực
nước hạ lưu và lưu lượng chạy máy của nhà máy thuỷ điện tương ứng.
e) Mô phỏng đường dây
liên kết
Đường dây liên kết
trong Mô hình mô phỏng thị trường là tập hợp của các đường dây truyền tải nối
các vùng tương ứng và phải được mô tả các đặc tính sau đây:
- Điểm đầu, điểm cuối
của đường dây liên kết;
- Quan hệ giữa tổn
thất truyền tải và trào lưu truyền tải (%); tổn thất truyền tải được tính cộng
vào phụ tải;
- Trạng thái đường
dây liên kết: Mỗi đường dây liên kết có thể được mô phỏng tại một trong các
trạng thái sau:
- Đường dây có thể
truyền tải công suất;
- Đường dây không thể
truyền tải công suất.
g) Mô phỏng về hệ
thống cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện
Mô hình mô phỏng thị
trường điện phải mô tả được hệ thống cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt
điện với các đặc tính sau đây:
- Nhiệt trị nhiên
liệu trung bình (BTU/m3 hoặc BTU/kg hoặc tương đương);
- Các nhà máy, tổ máy
nhận nhiên liệu sơ cấp từ hệ thống cung cấp nhiên liệu;
- Cấu hình kết nối
các nhà máy, tổ máy nhận nhiên liệu sơ cấp từ hệ thống cung cấp nhiên liệu;
- Khả năng kết nối
với hệ thống cung cấp nhiên liệu khác.
h) Mô phỏng dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp
Mô hình mô phỏng thị
trường phải mô phỏng được lượng công suất dành cho dịch vụ điều khiển tần số
thứ cấp, tối thiểu bao gồm:
- Tổng nhu cầu công
suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp tại từng bước tính toán;
- Danh sách các tổ
máy tham gia cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp (bao gồm lượng công
suất và khả năng tăng, giảm công suất khi đáp ứng các dịch vụ này).
7. Kết quả đầu ra của
Mô hình mô phỏng thị trường điện
Mô hình mô phỏng thị
trường điện cho mỗi chu kỳ tính toán (chu kỳ tính toán có thể là 01 ngày, 01
tuần, 01 tháng hoặc 01 năm tuỳ theo dữ kiện xác định ban đầu) phải đưa ra được
tối thiểu các kết quả sau:
a) Giá biên từng chu
kỳ giao dịch của từng nút theo kịch bản mô phỏng Lập lịch có ràng buộc (đồng/kWh).
b) Giá biên từng chu
kỳ giao dịch của toàn hệ thống điện theo kịch bản mô phỏng Lập lịch không ràng
buộc (đồng/kWh).
c) Giá điện năng thị
trường dự kiến.
d) Kết quả của tổ máy
thuỷ điện và hồ chứa
- Mực nước thượng
lưu, hạ lưu của mỗi hồ thuỷ điện từng chu kỳ giao dịch trong chu kỳ tính toán
(m);
- Lưu lượng chạy máy
từng chu kỳ giao dịch của từng nhà máy/tổ máy (m3/s);
- Lưu lượng xả từng
chu kỳ giao dịch của từng nhà máy/tổ máy (m3/s);
- Sản lượng điện của
nhà máy, tổ máy từng chu kỳ giao dịch (MWh);
- Công suất dự phòng
quay của tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch trong chu kỳ tính toán (MW);
- Công suất dành cho điều
tần của tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch trong chu kỳ tính toán (MW);
- Giá trị điện năng
hiệu dụng của từng tổ máy (đồng/kWh).
e) Kết quả của tổ máy
nhiệt điện và hệ thống cung cấp nhiên liệu
- Tổng lượng nhiên
liệu tiêu thụ từng chu kỳ giao dịch của từng nhà máy và mỗi hệ thống cung cấp
nhiên liệu;
- Sản lượng điện của
nhà máy, tổ máy từng chu kỳ giao dịch (MWh);
- Công suất dự phòng
quay của tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch trong chu kỳ tính toán (MW);
- Công suất dành cho điều
tần của tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch trong chu kỳ tính toán (MW).
Điều
18. Mô hình tính toán giá trị nước
1. Nguyên tắc tính
toán giá trị nước
a) Giá trị nước được
tính toán, xác định đến độ phân giải từng tuần cho các hồ thủy điện có khả năng
điều tiết trên một tuần trong hệ thống điện quốc gia.
b) Tính toán giá trị
nước cho các hồ thủy điện bao gồm tính toán giá trị nước cho các tuần trong năm
tới, tháng tới và giá trị nước tuần tới.
c) Mô hình tính toán
giá trị nước là hệ thống phần mềm tính toán phối hợp tối ưu thủy nhiệt điện
được sử dụng để tính toán giá trị nước với chu kỳ tính toán tối thiểu là 01 năm
và độ phân giải tối thiểu là 05 năm khối phụ tải một tuần.
d) Bài toán phối hợp
tối ưu thủy nhiệt điện trong mô hình tính toán giá trị nước đáp ứng các yêu cầu
sau:
- Hàm mục tiêu của
bài toán phối hợp tối ưu thủy nhiệt điện trong mô hình tính toán giá trị nước
là tối thiểu hóa tổng chi phí biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và các khoản
tiền phạt vi phạm ràng buộc trong một chu kỳ tính toán trên toàn hệ thống được
mô tả chi tiết tại khoản 3 Điều này;
- Bài toán phối hợp
tối ưu thủy nhiệt điện trong mô hình tính toán giá trị nước phải mô phỏng được
các ràng buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện.
2. Quy định về tính
toán giá trị nước:
a) Chu kỳ tính toán
giá trị nước là 52 tuần tính từ ngày đầu tiên của năm N có xét đến 03 năm tiếp
theo;
b) Số liệu đầu vào
của 03 năm tiếp theo được lấy bằng số liệu của 52 tuần đầu tiên;
c) Mực nước tại thời điểm
bắt đầu chu kỳ tính toán là mực nước dự kiến được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện tính toán, cập nhật căn cứ trên mực nước thực tế của từng hồ
tại thời điểm tính toán và lượng nước cần sử dụng từ thời điểm tính toán đến
thời điểm bắt đầu chu kỳ tính toán;
3. Mô hình tính toán
giá trị nước
a) Mô hình tính toán
giá trị nước là hệ thống phần mềm tính toán phối hợp tối ưu thủy nhiệt điện
được sử dụng để tính toán giá trị nước với chu kỳ tính toán tối thiểu là 01 năm
và độ phân giải tối thiểu là 05 năm khối phụ tải một tuần.
b) Bài toán phối hợp
tối ưu thủy nhiệt điện trong mô hình tính toán giá trị nước đáp ứng các yêu cầu
sau:
- Hàm mục tiêu của
bài toán phối hợp tối ưu thủy nhiệt điện trong mô hình tính toán giá trị nước
là tối thiểu hóa tổng chi phí biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và các khoản
tiền phạt vi phạm ràng buộc trong một chu kỳ tính toán trên toàn hệ thống được
mô tả chi tiết tại khoản 4 Điều này;
- Bài toán phối hợp
tối ưu thủy nhiệt điện trong mô hình tính toán giá trị nước phải mô phỏng được
các ràng buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện.
4. Số liệu đầu vào
phục vụ tính toán giá trị nước
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập và cập nhật số liệu để
tiến hành tính toán giá trị nước theo quy định tại Chương I Phụ lục này.
5. Hàm mục tiêu của
bài toán phối hợp tối ưu thủy nhiệt điện trong mô hình tính toán giá trị nước
Hàm mục tiêu của bài
toán phối hợp tối ưu thủy nhiệt điện trong mô hình tính toán giá trị nước là
tối thiểu hóa tổng chi phí biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và các khoản
tiền phạt vi phạm ràng buộc trong một chu kỳ tính toán trên toàn hệ thống.
Mô hình tính toán giá
trị nước tiếp cận bài toán phối hợp tối ưu thủy nhiệt điện theo hướng phân tích
Tổng chi phí biến đổi thành chi phí vận hành tức thời và chi phí vận hành tương
lai. Từ đó, hàm mục tiêu của bài toán phối hợp tối ưu thủy - nhiệt điện là tối
thiểu hóa tổng của chi phí vận hành tức thời và chi phí vận hành tương lai.
TC
= ICF + FCF => Min
Trong đó:
|
TC :
|
Tổng chi phí biến
đổi trong toàn chu kỳ tính toán;
|
|
ICF :
|
Hàm chi phí tức
thời:
|
|
|
|
|
K :
|
Số khối phụ tải;
|
|
J :
|
Số nhà máy nhiệt
điện;
|
|
cj :
|
Chi phí vận hành
nhà máy nhiệt điện j
($/MWh);
|
|
gtk(j):
|
Điện năng phát của
nhà máy j
trong
khối phụ tải k
trong
giai đoạn t
(MWh);
|
|
cδ :
|
Hệ số vi phạm ràng
buộc vận hành;
|
|
δgt :
|
Lượng ràng buộc vi
phạm trong giai đoạn t ;
|
|
FCF :
|
Hàm chi phí tương
lai:
|
|
|
FCF = αt+1(vt+1, at)
|
|
αt+1 :
|
Chi phí tương lai,
tính từ giai đoạn t
+
1 đến
cuối chu kỳ tính toán;
|
|
vt+1 :
|
Thể tích hồ chứa
vào thời điểm cuối giai đoạn t (106 m3);
|
|
at :
|
Lượng nước về hồ
trong giai đoạn t
(106 m3).
|
6. Ràng buộc của bài
toán phối hợp tối ưu thủy - nhiệt điện trong mô hình tính toán giá trị nước
Các ràng buộc trong
mô hình tính toán giá trị nước được phân làm hai loại như sau:
a) Ràng buộc bắt buộc
- Phương trình cân
bằng nước;
- Giới hạn thể tích
hồ chứa;
- Lưu lượng chạy máy
tối đa nhà máy thủy điện;
- Lưu lượng chạy máy
tối thiểu nhà máy thủy điện;
- Giới hạn công suất
phát tối đa nhà máy nhiệt điện;
- Phương trình cân
bằng nguồn - tải;
- Giới hạn công suất
truyền tải trên đường dây liên kết.
b) Ràng buộc tùy chọn
- An ninh hồ chứa
thủy điện (thể tích báo động, thể tích điều tiết lũ, thể tích đảm bảo);
- Giới hạn tổng lượng
nước chảy xuống hạ lưu (nước chạy máy và nước xả);
- Khả năng điều tiết
của các thủy điện dòng sông;
- Tưới tiêu phục vụ
nông nghiệp;
- Nhà máy nhiệt điện
phải phát;
- Giới hạn nhiên liệu
cung cấp cho nhà máy nhiệt điện;
- Công suất phát tối
thiểu của một nhóm nhà máy nhiệt điện;
- Giới hạn công suất
phát của một nhóm nhà máy (cả thủy điện, nhiệt điện);
- Nhà máy nhiệt điện
với nhiều loại nhiên liệu;
- Huy động tổ máy
nhiệt điện (theo từng giai đoạn, theo từng khối tải);
- Ràng buộc đảm bảo
bao tiêu.
Điều
19. Phương pháp quy đổi phụ tải từng giờ thành các khối phụ tải trong tuần
1. Nguyên tắc quy đổi
Việc quy đổi phụ tải
từng giờ thành các khối phụ tải trong tuần được thực hiện theo nguyên tắc sau:
a) Phụ tải mỗi tuần
được chia thành năm khối phụ tải. Mỗi khối phụ tải tương ứng với sản lượng phụ
tải trong khoảng thời gian quy định như sau:
|
Khối
(k)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
t%(k)
|
5%
|
15%
|
30%
|
30%
|
20%
|
Trong đó:
Khối 1: Khối ứng với phần
phụ tải đỉnh;
Khối 2, 3, 4, 5: Các
khối lần lượt ứng với các phần phụ tải tiếp theo.
b) Việc quy đổi phải
đảm bảo tổng sản lượng phụ tải trong các khối bằng tổng sản lượng phụ tải trong
tuần đó.
2. Trình tự thực hiện
a) Từ công suất phụ
tải hệ thống điện quốc gia dự báo của 168 giờ trong tuần, sắp xếp lại theo thứ
tự từ lớn đến bé:
Trong đó:
Pi : Công suất phụ tải
hệ thống điện quốc gia giờ thứ i trong tuần;
: Công suất phụ tải hệ thống điện
quốc gia đã được sắp xếp theo thứ tự từ lớn đến bé, đứng ở vị trí j.
Hình
1: Sắp xếp theo thứ tự
b) Tính toán từng
khối phụ tải trong tuần:
Trong đó:
Ak : Sản lượng phụ tải
trong khối phụ tải thứ k;
J(k) : Tập hợp các giá
trị công suất phụ tải nằm trong khối phụ tải thứ k ứng với khoảng thời
gian t%(k) ;
t%(k): Khoảng thời gian
của khối phụ tải thứ k, tính bằng % thời gian trong 1 tuần.
c) Lập lại bước a, b
cho phụ tải các tuần còn lại trong toàn bộ chu kỳ tính toán.
3. Ví dụ minh họa
a) Giả sử có phụ tải
dự báo cho 1 tuần (168 giờ) như sau:
|
Giờ
|
P
|
Giờ
|
P
|
Giờ
|
P
|
Giờ
|
P
|
Giờ
|
P
|
Giờ
|
P
|
Giờ
|
P
|
|
1
|
3,124
|
25
|
3,050
|
49
|
3,105
|
73
|
3,187
|
97
|
3,356
|
121
|
3,289
|
145
|
3,352
|
|
2
|
2,906
|
26
|
3,007
|
50
|
2,889
|
74
|
3,107
|
98
|
3,163
|
122
|
3,163
|
146
|
3,202
|
|
3
|
2,987
|
27
|
3,011
|
51
|
2,871
|
75
|
3,116
|
99
|
3,157
|
123
|
3,181
|
147
|
3,248
|
|
4
|
2,832
|
28
|
2,880
|
52
|
2,796
|
76
|
3,081
|
100
|
3,122
|
124
|
3,179
|
148
|
3,215
|
|
5
|
3,002
|
29
|
2,963
|
53
|
2,906
|
77
|
3,213
|
101
|
3,283
|
125
|
3,306
|
149
|
3,425
|
|
6
|
3,618
|
30
|
3,369
|
54
|
3,900
|
78
|
3,999
|
102
|
3,926
|
126
|
4,144
|
150
|
4,199
|
|
7
|
4,355
|
31
|
4,151
|
55
|
4,603
|
79
|
4,737
|
103
|
4,459
|
127
|
4,731
|
151
|
4,735
|
|
8
|
4,558
|
32
|
4,384
|
56
|
4,628
|
80
|
4,800
|
104
|
4,484
|
128
|
4,922
|
152
|
4,825
|
|
9
|
4,620
|
33
|
4,519
|
57
|
5,008
|
81
|
4,994
|
105
|
4,776
|
129
|
5,010
|
153
|
5,016
|
|
10
|
5,348
|
34
|
5,081
|
58
|
5,513
|
82
|
5,485
|
106
|
5,352
|
130
|
5,159
|
154
|
5,588
|
|
11
|
5,813
|
35
|
5,465
|
59
|
5,932
|
83
|
6,113
|
107
|
5,844
|
131
|
6,076
|
155
|
5,979
|
|
12
|
4,349
|
36
|
4,178
|
60
|
4,579
|
84
|
4,651
|
108
|
4,274
|
132
|
4,649
|
156
|
4,868
|
|
13
|
4,186
|
37
|
3,788
|
61
|
4,295
|
85
|
4,407
|
109
|
4,151
|
133
|
4,372
|
157
|
4,359
|
|
14
|
4,264
|
38
|
3,989
|
62
|
4,541
|
86
|
4,564
|
110
|
4,511
|
134
|
4,694
|
158
|
4,581
|
|
15
|
4,380
|
39
|
4,353
|
63
|
4,663
|
87
|
4,638
|
111
|
4,761
|
135
|
4,788
|
159
|
4,833
|
|
16
|
4,939
|
40
|
4,700
|
64
|
4,884
|
88
|
5,135
|
112
|
5,228
|
136
|
5,260
|
160
|
5,129
|
|
17
|
6,215
|
41
|
6,132
|
65
|
5,952
|
89
|
6,352
|
113
|
6,512
|
137
|
6,584
|
161
|
6,373
|
|
18
|
7,104
|
42
|
6,818
|
66
|
7,416
|
90
|
7,365
|
114
|
7,380
|
138
|
7,485
|
162
|
7,474
|
|
19
|
6,257
|
43
|
6,066
|
67
|
6,620
|
91
|
6,476
|
115
|
6,498
|
139
|
6,580
|
163
|
6,593
|
|
20
|
5,634
|
44
|
5,487
|
68
|
5,860
|
92
|
6,030
|
116
|
5,801
|
140
|
5,854
|
164
|
5,967
|
|
21
|
4,908
|
45
|
4,667
|
69
|
5,212
|
93
|
4,880
|
117
|
5,206
|
141
|
5,208
|
165
|
5,360
|
|
22
|
4,029
|
46
|
3,997
|
70
|
4,392
|
94
|
4,234
|
118
|
4,568
|
142
|
4,399
|
166
|
4,833
|
|
23
|
3,818
|
47
|
3,616
|
71
|
3,978
|
95
|
3,775
|
119
|
3,894
|
143
|
3,985
|
167
|
4,172
|
|
24
|
3,235
|
48
|
3,090
|
72
|
3,332
|
96
|
3,377
|
120
|
3,347
|
144
|
3,551
|
168
|
3,575
|
b) Sắp xếp phụ tải
từng giờ theo thứ tự phụ tải từ cao xuống thấp:
|
STT
|
P
|
STT
|
P
|
STT
|
P
|
STT
|
P
|
STT
|
P
|
STT
|
P
|
STT
|
P
|
|
1
|
7,485
|
25
|
5,967
|
49
|
5,129
|
73
|
4,667
|
97
|
4,359
|
121
|
3,818
|
145
|
3,179
|
|
2
|
7,474
|
26
|
5,952
|
50
|
5,081
|
74
|
4,663
|
98
|
4,355
|
122
|
3,788
|
146
|
3,163
|
|
3
|
7,416
|
27
|
5,932
|
51
|
5,016
|
75
|
4,651
|
99
|
4,353
|
123
|
3,775
|
147
|
3,163
|
|
4
|
7,380
|
28
|
5,860
|
52
|
5,010
|
76
|
4,649
|
100
|
4,349
|
124
|
3,618
|
148
|
3,157
|
|
5
|
7,365
|
29
|
5,854
|
53
|
5,008
|
77
|
4,638
|
101
|
4,295
|
125
|
3,616
|
149
|
3,124
|
|
6
|
7,104
|
30
|
5,844
|
54
|
4,994
|
78
|
4,628
|
102
|
4,274
|
126
|
3,575
|
150
|
3,122
|
|
7
|
6,818
|
31
|
5,813
|
55
|
4,939
|
79
|
4,620
|
103
|
4,264
|
127
|
3,551
|
151
|
3,116
|
|
8
|
6,620
|
32
|
5,801
|
56
|
4,922
|
80
|
4,603
|
104
|
4,234
|
128
|
3,425
|
152
|
3,107
|
|
9
|
6,593
|
33
|
5,634
|
57
|
4,908
|
81
|
4,581
|
105
|
4,199
|
129
|
3,377
|
153
|
3,105
|
|
10
|
6,584
|
34
|
5,588
|
58
|
4,884
|
82
|
4,579
|
106
|
4,186
|
130
|
3,369
|
154
|
3,090
|
|
11
|
6,580
|
35
|
5,513
|
59
|
4,880
|
83
|
4,568
|
107
|
4,178
|
131
|
3,356
|
155
|
3,081
|
|
12
|
6,512
|
36
|
5,487
|
60
|
4,868
|
84
|
4,564
|
108
|
4,172
|
132
|
3,352
|
156
|
3,050
|
|
13
|
6,498
|
37
|
5,485
|
61
|
4,833
|
85
|
4,558
|
109
|
4,151
|
133
|
3,347
|
157
|
3,011
|
|
14
|
6,476
|
38
|
5,465
|
62
|
4,833
|
86
|
4,541
|
110
|
4,151
|
134
|
3,332
|
158
|
3,007
|
|
15
|
6,373
|
39
|
5,360
|
63
|
4,825
|
87
|
4,519
|
111
|
4,144
|
135
|
3,306
|
159
|
3,002
|
|
16
|
6,352
|
40
|
5,352
|
64
|
4,800
|
88
|
4,511
|
112
|
4,029
|
136
|
3,289
|
160
|
2,987
|
|
17
|
6,257
|
41
|
5,348
|
65
|
4,788
|
89
|
4,484
|
113
|
3,999
|
137
|
3,283
|
161
|
2,963
|
|
18
|
6,215
|
42
|
5,260
|
66
|
4,776
|
90
|
4,459
|
114
|
3,997
|
138
|
3,248
|
162
|
2,906
|
|
19
|
6,132
|
43
|
5,228
|
67
|
4,761
|
91
|
4,407
|
115
|
3,989
|
139
|
3,235
|
163
|
2,906
|
|
20
|
6,113
|
44
|
5,212
|
68
|
4,737
|
92
|
4,399
|
116
|
3,985
|
140
|
3,215
|
164
|
2,889
|
|
21
|
6,076
|
45
|
5,208
|
69
|
4,735
|
93
|
4,392
|
117
|
3,978
|
141
|
3,213
|
165
|
2,880
|
|
22
|
6,066
|
46
|
5,206
|
70
|
4,731
|
94
|
4,384
|
118
|
3,926
|
142
|
3,202
|
166
|
2,871
|
|
23
|
6,030
|
47
|
5,159
|
71
|
4,700
|
95
|
4,380
|
119
|
3,900
|
143
|
3,187
|
167
|
2,832
|
|
24
|
5,979
|
48
|
5,135
|
72
|
4,694
|
96
|
4,372
|
120
|
3,894
|
144
|
3,181
|
168
|
2,796
|
c) Tính số giờ trong
từng khối phụ tải theo quy định về số phần trăm (%) thời gian trong 01 tuần:
|
Khối
(k)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
t%(k)
|
5%
|
15%
|
30%
|
30%
|
20%
|
|
t(k) - giờ
|
8.4
|
25.2
|
50.4
|
50.4
|
33.6
|
* Lưu ý:
- Số 8,4 giờ cho khối
phụ tải thứ nhất có nghĩa: Phụ tải trong khối 1 gồm có phụ tải của 8 giờ đầu và
0,4 phụ tải của giờ thứ 9;
- Số giờ cho các khối
phụ tải khác được hiểu theo nghĩa tương tự.
d) Tính sản lượng
từng khối phụ tải ứng với số giờ tương ứng ta sẽ được giá trị phụ tải cho từng
khối phụ tải:
|
Khối
(k)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
A(k) - MWh
|
60,299
|
154,209
|
248,916
|
203,388
|
103,544
|
Chương
II
KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NĂM TỚI
Điều
20. Nội dung, trình tự lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường
điện năm tới, bao gồm các bước sau:
a) Dự báo phụ tải,
bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;
b) Tính toán giá trị
nước và mực nước tối ưu các hồ chứa thuỷ điện;
c) Tính toán giới hạn
giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;
d) Xác định các
phương án giá trần thị trường;
đ) Lựa chọn nhà máy
điện mới tốt nhất;
e) Tính toán giá công
suất thị trường tương ứng với các phương án giá trần thị trường;
g) Tính toán giá phát
điện bình quân cho năm tới, giá phát điện bình quân cho các nhà máy điện trực
tiếp tham gia thị trường điện theo từng phương án giá trần thị trường;
h) Tính toán sản
lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng tối thiểu năm và phân bổ sản lượng hợp đồng
tối thiểu năm vào các tháng trong năm của các Đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng hệ thống chương trình lập
kế hoạch vận hành thị trường điện theo quy định tại Điều 1
Phụ lục này để tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới theo
trình tự quy định tại Sơ đồ 01 Phụ lục này.
Điều
21. Cung cấp số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới
1. Trước ngày 10
tháng 7 hằng năm, Đơn vị phát điện, đơn vị cung ứng nhiên liệu có trách nhiệm
phối hợp để xác định và cung cấp cho Đơn vị mua điện các số liệu phục vụ xác
định giá nhiên liệu trong lập kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm: kế hoạch cung
ứng nhiên liệu; giá/chỉ số nhiên liệu đã mua theo các hợp đồng mua bán nhiên
liệu và giá/chỉ số nhiên liệu dự kiến.
2. Trước ngày 15
tháng 7 hằng năm, đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu
theo quy định về lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện
trong hệ thống điện quốc gia tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ
thống điện phân phối và Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ
Công Thương ban hành. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện thuộc khu công
nghiệp có trách nhiệm cung cấp thêm nhu cầu phụ tải nội bộ dự kiến từng tháng
của năm tiếp theo.
3. Trước 01 tháng 8
hằng năm, đơn vị tham gia thị trường điện và các đơn vị liên quan có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu
theo quy định về dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia tại Quy định hệ
thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
4. Trước ngày 01
tháng 9 hằng năm, đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu
theo quy định tại Điều 4, Điều 6, Điều
7, Điều 8, Điều 9, Điều 10, Điều
11, Điều 12, Điều 13 và Điều 14 Phụ lục này.
5. Trước ngày 10
tháng 11 hằng năm, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm cập nhật và cung cấp số
liệu phụ tải dự báo năm tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện để phục vụ công tác tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng cho đơn vị mua
buôn điện.
6. Trước ngày 15
tháng 11 hằng năm, Đơn vị mua điện và Đơn vị phát điện có trách nhiệm công bố
và xác nhận các số liệu về tỷ lệ sản lượng điện năng theo giá hợp đồng, hệ số
hiệu chỉnh sản lượng năm, sản lượng hợp đồng năm, sản lượng hợp đồng tháng đã
thống nhất trên Trang thông tin điện tử thị trường điện theo quy định về Quy
trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện
tại Phụ lục V Thông tư này.
Điều
22. Chuẩn bị các số liệu đầu vào cho lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm
tới
1. Trước ngày 15
tháng 8 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm hoàn thành việc lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho các tổ
máy phát điện, đường dây truyền tải điện và các thiết bị kết nối liên quan.
2. Trước ngày 01
tháng 9 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm hoàn thành dự báo phụ tải.
3. Trước ngày 01
tháng 10 hằng năm, trên cơ sở các thông tin được các đơn vị cung cấp, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các thông số
và cập nhật vào các chương trình tính toán.
Điều
23. Phân loại nhà máy thủy điện theo điều tiết hồ chứa
1. Trước ngày 15
tháng 11 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm xác định thời gian điều tiết hồ chứa, trong đó thời gian điều tiết hồ
chứa được tính toán căn cứ trên dung tích hữu ích của hồ chứa với giả thiết lưu
lượng nước về hồ bằng 0 m3/s và lưu lượng chạy máy tối đa của nhà
máy theo công thức sau:
Trong đó:
Tđt: Thời
gian điều tiết hồ chứa (ngày);
Vhi: Thể
tích hữu ích (triệu m3);
Qmax: Lưu
lượng nước chạy máy tối đa của nhà máy (m3/s).
2. Căn cứ thời gian điều
tiết hồ chứa theo tính toán, các nhà máy thủy điện được phân loại thành ba nhóm
sau:
a) Nhóm nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên: Gồm các nhà máy thủy điện có thời
gian điều tiết hồ chứa (Tđt) từ 02 ngày trở lên;
b) Nhóm nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày: Gồm các nhà máy thủy điện có thời gian điều
tiết hồ chứa (Tđt) dưới 02 ngày.
Điều
24. Xác định suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện
Trên cơ sở số liệu
cung cấp của Đơn vị mua điện và Đơn vị phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định suất hao nhiệt và hệ số
suy giảm hiệu suất của các tổ máy nhiệt điện theo quy định tại khoản
3 Điều 18 Thông tư này.
Điều
25. Xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ cho năm tới
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán xác định nhu cầu các
loại hình dịch vụ phụ trợ cho năm tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành và theo thời gian biểu quy định tại Sơ đồ 07 Phụ lục này.
Điều
26. Tính toán giá trị nước năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước năm tới
theo nguyên tắc quy định tại Điều 18 Phụ lục này, theo
trình tự tại Sơ đồ 04 Phụ lục này và theo thời
gian biểu quy định tại Sơ đồ 07 Phụ lục này.
2. Kết quả tính toán
giá trị nước phục vụ quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới bao gồm giá trị
nước 52 tuần đầu tiên trong chu kỳ tính toán của các nhà máy thủy điện (đồng/kWh);
Điều
27. Tính toán mô phỏng thị trường điện năm tới
1. Trước ngày 15
tháng 11 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm tính toán mô phỏng thị trường điện theo quy định tại Điều
17 Phụ lục này và theo thời gian biểu quy định tại Sơ đồ 07 Phụ lục này.
2. Trong tính toán mô
phỏng thị trường, các tổ máy được cập nhật vào chương trình mô phỏng thị trường
như sau:
a) Các tổ máy nhiệt
điện sử dụng chi phí biến đổi theo quy định tại Khoản 3 Điều
18 Thông tư này;
b) Các tổ máy thủy
điện sử dụng thông số kỹ thuật tổ máy, đặc tính hồ chứa và thông số thủy văn;
c) Các tổ máy chưa có
đầy đủ số liệu được mô phỏng là tổ máy với sản lượng cố định bằng sản lượng
trong kế hoạch vận hành hệ thống điện;
d) Ràng buộc về bao
tiêu:
- Mô phỏng ràng buộc
đảm bảo sản lượng huy động trong năm tới lớn hơn hoặc bằng sản lượng yêu cầu
bao tiêu của các nhà máy điện có yêu cầu về bao tiêu;
- Đối với các nhà máy
điện có yêu cầu về bao tiêu không đủ năm (ngày bắt đầu có yêu cầu bao tiêu ở
giữa năm), bổ sung thêm ràng buộc đảm bảo sản lượng huy động từ ngày 01/01 đến
ngày bắt đầu bao tiêu ở giữa năm tới lớn hơn hoặc bằng sản lượng yêu cầu bao
tiêu năm trừ đi sản lượng ước đã thực hiện từ thời điểm bao tiêu năm hiện tại
đến ngày 31/12 của năm hiện tại.
3. Kết quả mô phỏng
thị trường bao gồm:
a) Giá trị nước của
các hồ thủy điện trong từng tuần của năm tới (đồng/kWh);
b) Mực nước tối ưu
các hồ chứa thủy điện từng tuần và từng tháng của năm tới (m);
c) Sản lượng dự kiến
của các tổ máy trong từng tuần của năm tới (MWh);
d) Giá biên dự kiến
các miền.
Điều
28. Phân loại nhà máy nhiệt điện năm tới
1. Các nhà máy nhiệt
điện được phân loại thành ba nhóm như sau:
a) Nhóm nhà máy chạy
nền;
b) Nhóm nhà máy chạy
lưng;
c) Nhóm nhà máy chạy
đỉnh.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán phân loại nhà máy chạy
nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới và theo thời gian biểu quy định tại Sơ đồ 07 Phụ lục này.
3. Việc phân loại các
nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh được xác định căn cứ trên kết quả tính
toán hệ số tải trung bình của nhà máy nhiệt điện.
4. Số liệu đầu vào
phục vụ tính toán phân loại nhà máy:
a) Kết quả tính toán
tổng sản lượng điện năng dự kiến của các nhà máy nhiệt điện trong kế hoạch vận
hành thị trường điện năm tới theo phương pháp lập lịch có ràng buộc;
b) Công suất đặt của
nhà máy;
c) Thời điểm đưa nhà
máy mới vào vận hành thương mại.
5. Trình tự tính toán
phân loại nhà máy chạy nền, chạy lưng, chạy đỉnh cho kế hoạch vận hành năm tới
được thực hiện như sau:
a) Từ kết quả tính
toán mô phỏng thị trường điện theo quy định tại Điều 27 Phụ
lục này, xác định được tổng sản lượng điện năng dự kiến trong năm tới của
từng nhà máy nhiệt điện.
b) Hệ số tải trung
bình năm của mỗi nhà máy được xác định như sau:
Trong đó:
: Hệ số tải trung bình năm của nhà
máy i (%);
: Tổng sản lượng điện năng dự kiến
trong năm tới của nhà máy i, xác định từ kết quả tính toán mô phỏng thị trường
điện (MWh);
Pi : Công suất đặt của
nhà máy i (MW);
TN : Tổng số chu kỳ tính
toán hệ số tải năm.
6. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị
trường để xác định hệ số tải trung bình năm của các nhà máy nhiệt điện và phân
loại nhà máy nhiệt điện theo quy định tại khoản 2 Điều 22 Thông
tư này.
Điều
29. Tính toán giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố số liệu đầu vào
và kết quả tính toán giá trần bàn chào của các tổ máy nhiệt điện theo quy định
tại Điều 23 Thông tư này.
Điều
30. Xác định giá trần thị trường điện áp dụng cho các đơn vị phát điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần
thị trường điện theo quy định tại Điều 24 Thông tư này và
theo thời gian biểu quy định tại Sơ đồ 07 Phụ
lục này.
Điều
31. Lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất
Trước ngày 01 tháng
10 hằng năm, Đơn vị mua điện có trách nhiệm cung cấp các số liệu hợp đồng mua
bán điện của các nhà máy điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện để xác định nhà máy điện mới tốt nhất theo mẫu tại Biểu mẫu 11 tại Phụ lục VI Thông tư này. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, lựa chọn
nhà máy điện mới tốt nhất trong năm tới theo quy định tại Điều
25 Thông tư này, theo trình tự tại Sơ đồ 05
Phụ lục này và theo thời gian biểu quy định tại Sơ
đồ 07 Phụ lục này.
Điều
32. Xác định giá công suất thị trường
Căn cứ kết quả tính
toán mô phỏng thị trường điện quy định tại Điều 27 Phụ lục
này và các phương án giá trần thị trường điện quy định tại Điều 30 Phụ lục này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường theo quy định tại Điều 26 và Điều 27 Thông tư này, theo trình tự tại Sơ đồ 06 Phụ lục này và theo thời gian biểu quy
định tại Sơ đồ 07 Phụ lục này.
Điều
33. Xác định sản lượng hợp đồng, sản lượng hợp đồng tối thiểu năm và tối thiểu
tháng
1. Đối với các nhà
máy nhiệt điện đã có thoả thuận về tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp
đồng và chưa thỏa thuận được sản lượng hợp đồng năm; hoặc không thỏa thuận,
thống nhất được về sản lượng hợp đồng năm, tháng, trước ngày 15 tháng 11 hằng
năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng
tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng mà các đơn vị đã thống nhất hoặc
do Bộ Công Thương công bốđể tính toán sản lượng hợp đồng tối thiểu năm và phân
bổ sản lượng hợp đồng tối thiểu năm vào các tháng trong năm cho từng nhà máy
nhiệt điện và đơn vị mua điện theo quy định tại Điều 28 và Điều
29 Thông tư này.
2. Việc tính toán sản
lượng hợp đồng tối thiểu năm và phân bổ sản lượng hợp đồng tối thiểu năm vào
các tháng trong năm phải được điều chỉnh phù hợp với lịch bảo dưỡng sửa chữa,
sản lượng phát lớn nhất, sản lượng phát tối thiểu trong tháng của các nhà máy
điện, có xem xét đến xác suất sự cố và thực tế vận hành của các nhà máy điện
trong 5 năm trước.
3. Trường hợp sau khi
điều chỉnh theo Khoản 2 Điều này, tổng sản lượng hợp đồng tối thiểu các tháng
trong năm không bằng sản lượng hợp đồng tối thiểu năm, sản lượng hợp đồng tối
thiểu tháng được điều chỉnh phân bổ trên nguyên tắc đảm bảo tổng sản lượng hợp
đồng tối thiểu năm không thay đổi và đảm bảo nguyên tắc quy định tại Khoản 2 Điều
này.
4. Trước ngày 15
tháng 11 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng
cho Đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra.
Điều
34. Kiểm tra, thẩm định kế hoạch vận hành thị trường điện năm
1. Trước ngày 25
tháng 10 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm lấy ý kiến Tập đoàn Điện lực Việt Nam, đơn vị phát điện, đơn vị mua buôn
điện về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới. Các đơn vị trên có trách
nhiệm gửi ý kiến về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 05 tháng 11 hằng năm. Trên cơ
sở ý kiến của các đơn vị, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoàn
thiện tính toán và lập Kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới (bao gồm kết
quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính toán).
2. Báo cáo kế hoạch
vận hành thị trường điện năm tới bao gồm các thông số đầu vào, thuyết minh và
kết quả tính toán, nội dung cơ bản bao gồm:
a) Số liệu đầu vào
(theo quy định tại Điều 2 Phụ lục này);
b) Giá trị nước và
kết quả giá trị nước từng tuần, mực nước tối ưu từng tháng của các hồ thủy điện
cho năm tới;
c) Kết quả tính toán,
phân loại tổ máy và giá trần các tổ máy nhiệt điện;
d) Các phương án giá
trần thị trường;
đ) Kết quả tính toán,
lựa chọn nhà máy mới tốt nhất;
e) Kết quả tính toán
giá công suất thị trường;
g) Thống kê các thỏa
thuận sản lượng hợp đồng năm, sản lượng hợp đồng tháng của các nhà máy điện đã
có thỏa thuận với Đơn vị mua điện;
h) Kết quả tính toán
sản lượng hợp đồng tối thiểu năm và sản lượng hợp đồng tối thiểu tháng của các
nhà máy điện chưa có thỏa thuận với Đơn vị mua điện;
i) Kết quả giá phát
điện bình quân cho năm tới theo từng phương án giá trần thị trường;
k) Kết quả tính toán,
phân loại nhà máy thủy điện theo điều tiết hồ chứa.
Điều
35. Phê duyệt, công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm
1. Trước ngày 15
tháng 11 năm N, sau khi lấy ý kiến góp ý của các các đơn vị liên quan, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Cục Điều tiết
điện lực Kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới để báo cáo Bộ Công Thương
xem xét, phê duyệt.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin về kế hoạch
vận hành thị trường điện năm tới theo quy định tại khoản 2, khoản
3 Điều 31 Thông tư này lên Trang thông tin điện tử thị trường điện theo quy
định tại Phụ lục V Thông tư này về Quy trình quản
lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện.
Chương
III
KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN THÁNG TỚI
Điều
36. Nội dung và trình tự lập kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường
điện tháng tới, bao gồm các bước sau:
a) Dự báo phụ tải,
bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;
b) Tính toán giá trị
nước, mực nước tối ưu, sản lượng dự kiến của nhà máy thủy điện bậc thang và nhà
máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên một tuần;
c) Tính toán phân
loại tổ máy và tính toán giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện;
d) Tính toán sản
lượng dự kiến của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
đ) Xác định sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ của từng nhà máy điện;
e) Xác định nhu cầu
dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, danh sách các tổ máy phát điện đủ điều kiện
cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tháng tới.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng hệ thống chương trình lập
kế hoạch vận hành thị trường điện tại Điều 1 Phụ lục này
để tính toán lập kế hoạch vận hành tháng theo quy định tại Sơ đồ 02 Phụ lục này.
Điều
37. Cung cấp số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới
1. Trước ngày 12 hàng
tháng, Đơn vị phát điện, đơn vị cung ứng nhiên liệu có trách nhiệm phối hợp để
xác định và cung cấp cho Đơn vị mua điện các số liệu phục vụ xác định giá nhiên
liệu trong lập kế hoạch vận hành tháng tới, bao gồm: kế hoạch cung ứng nhiên
liệu; giá/chỉ số nhiên liệu đã mua theo các hợp đồng mua bán nhiên liệu và giá/chỉ
số nhiên liệu dự kiến.
2. Trước ngày 15 hàng
tháng, các đơn vị tham gia thị trường điện có trách nhiệm cập nhật và cung cấp
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu theo các quy
định tại Điều 4, Điều 6, Điều 7, Điều
8, Điều 9, Điều 10, Điều 11, Điều
12, Điều 13 và Điều 14 Phụ lục này và theo quy
định về lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện trong hệ
thống điện quốc gia tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống
điện phân phối và Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành.
3. Trước ngày 20 hàng
tháng, đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan có trách nhiệm cung
cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu theo quy
định về dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia tại Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các đơn vị phát điện sở hữu nhà máy
điện thuộc khu công nghiệp có trách nhiệm cung cấp thêm nhu cầu phụ tải nội bộ
dự kiến của tháng tiếp theo.
4. Trước ngày 30 hàng
tháng, Đơn vị mua điện và Đơn vị phát điện có trách nhiệm công bố và xác nhận
sản lượng hợp đồng tháng tới, sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch (đối với
nhà máy điện mới) trong trường hợp đã thỏa thuận và thống nhất trên Trang thông
tin điện tử thị trường điện theo quy định về Quy trình quản lý vận hành hệ
thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện tại Phụ lục V Thông tư này.
5. Trước ngày 20 hàng
tháng, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp sản lượng khả dụng dự kiến nhà
máy điện tháng tới theo đặc tính kỹ thuật tổ máy có xét đến kế hoạch bảo dưỡng
sửa chữa và thông tin về kế hoạch cung cấp nhiên liệu tháng tới và các tháng
tiếp theo đối với các nhà máy nhiệt điện (có xác nhận của đơn vị cung cấp nhiên
liệu) cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lên Trang thông tin
điện tử thị trường điện theo quy định về Quy trình quản lý vận hành hệ thống
công nghệ thông tin điều hành thị trường điện tại Phụ
lục V Thông tư này để làm cơ sở tính toán lập kế hoạch vận hành tháng tới
và xem xé điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng tới theo quy định về Quy trình
tính toán thanh toán trong thị trường điện tại Phụ
lục III Thông tư này.
6. Trước ngày 20 hàng
tháng, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm dự báo phụ tải từng chu kỳ giao dịch
của tháng tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục
vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới.
Điều
38. Chuẩn bị các số liệu đầu vào cho lập kế hoạch vận hành thị trường điện
tháng tới
1. Trước ngày 20 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự kiến
phụ tải tháng tới theo quy định về dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc
gia tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Trước ngày 20 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự kiến
kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho các tổ máy phát điện, đường dây
truyền tải điện và các thiết bị kết nối liên quan cho tháng tới.
3. Trước ngày 25 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn
thành việc lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho các tổ máy phát
điện, đường dây truyền tải điện và các thiết bị kết nối liên quan cho tháng tới
theo quy định về lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện
trong hệ thống điện quốc gia tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ
thống điện phân phối và Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ
Công Thương ban hành.
4. Trước ngày 20 hàng
tháng, trên cơ sở các thông tin được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các thông số và cập nhật
vào các chương trình tính toán.
Điều
39. Tính toán giá trị nước tháng tới
1. Trước ngày 20 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán giá trị nước của các hồ thủy điện trong tháng tới theo quy định tại Điều 18 Phụ lục này và theo trình tự tại Sơ đồ 04 Phụ lục này.
2. Kết quả tính toán
giá trị nước phục vụ quá trình lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm giá trị
nước 05 tuần đầu tiên trong chu kỳ tính toán của các nhà máy thủy điện (đồng/kWh);
Điều
40. Tính toán mô phỏng thị trường tháng tới
1. Trước ngày 23 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán mô phỏng thị trường điện theo phương pháp và trình tự quy định tại Điều 17 Phụ lục này.
2. Các tổ máy trong chương
trình mô phỏng thị trường được cập nhật như sau:
a) Giá trần bản chào
các tổ máy nhiệt điện từng chu kì trong một tháng bằng nhau và được cập nhật
bằng kết quả chi phí biến đổi của nhiệt điện trong tháng tới;
b) Các tổ máy thủy
điện mô phỏng đặc tính kỹ thuật, đặc tính hồ chứa, lưu lượng nước về, mức nước
hồ chứa thủy điện từ dữ liệu đầu vào của bài toán tính toán kế hoạch hệ thống
điện tháng tới;
c) Công suất tối đa
của các tổ máy từng chu kì trong tháng được cập nhật bằng công suất khả dụng
của các tổ máy;
d) Đối với các tổ máy/nhà
máy chạy theo phương pháp cố định sản lượng tháng tới, công suất huy động từng
chu kì trong chương trình mô phỏng thị trường trong một tháng được cập nhật
theo biểu đồ công suất mẫu của năm/tháng quá khứ tương đồng với tháng dự kiến
tính toán kết hợp với sản lượng dự kiến của tổ máy/nhà máy trong tháng tới đồng
thới công suất tối đa là công suất khả dụng của tổ máy/nhà máy. Công suất từng
chu kì được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
Pi : Công suất từng chu
kì của tổ máy/nhà máy i trong tháng T (MW);
: Sản lượng của tổ máy/nhà máy i
trong tháng T được sử dụng từ kết quả tính toán kế hoạch hệ thống điện tháng
tới (MWh).
: Công suất mẫu tại chu kì t của
tổ máy/nhà máy i.
đ) Ràng buộc bao
tiêu:
- Mô phỏng ràng buộc
đảm bảo sản lượng huy động trong tháng tới lớn hơn hoặc bằng sản lượng yêu cầu
bao tiêu tháng cho các nhà máy có yêu cầu bao tiêu, trong đó sản lượng yêu cầu
bao tiêu tháng được tính theo công thức sau:
Trong đó:
: sản lượng yêu cầu bao tiêu tháng
T của tổ máy/nhà máy điện i (MWh);
: sản lượng yêu cầu bao tiêu năm Y
của tổ máy/nhà máy điện i (MWh);
: Sản lượng ước thực hiện của tổ
máy/nhà máy i từ thời điểm bắt đầu bao tiêu trong năm Y đến hết tháng T-1
(MWh);
: Sản lượng của tổ máy/nhà máy i
trong tháng T được sử dụng từ kết quả tính toán kế hoạch hệ thống điện tháng
tới (MWh).
: Tổng sản lượng của tổ máy/nhà
máy i từ tháng T đến cuối năm được sử dụng từ kết quả tính toán kế hoạch hệ
thống điện tháng tới (MWh).
- Đối với các nhà máy
có yêu cầu bao tiêu không đủ năm (ngày bắt đầu bao tiêu ở giữa năm) có ngày kết
thúc bao tiêu của năm Y-1 trong tháng T, bổ sung thêm ràng buộc đảm bảo sản
lượng huy động (từ ngày 1 tháng T đến hết ngày kết thúc bao tiêu của năm Y-1
trong tháng T lớn hơn hoặc bằng sản lượng yêu cầu bao tiêu còn lại, trong đó
sản lượng yêu cầu bao tiêu còn lại được tính theo công thức sau:
Trong đó:
: sản lượng yêu cầu bao tiêu còn
lại trong tháng T của tổ máy/nhà máy điện i (MWh);
: sản lượng yêu cầu bao tiêu năm
Y-1 của tổ máy/nhà máy điện i (MWh);
: Sản lượng ước thực hiện của tổ
máy/nhà máy i từ thời điểm bắt đầu bao tiêu trong năm Y-1 đến hết tháng T-1
(MWh).
3. Tính toán mô phỏng
thị trường đưa ra sản lượng từng giờ của từng tổ máy theo phương pháp lập lịch
có ràng buộc (MWh).
Điều
41. Phân loại nhà máy nhiệt điện tháng tới
1. Trước ngày 23 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng
mô hình mô phỏng thị trường được quy định tại Điều 40 Phụ
lục này để xác định hệ số tải trung bình tháng của các nhà máy nhiệt điện,
phân loại các nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh trong tháng tới.
2. Hệ số tải trung
bình tháng của mỗi nhà máy được xác định như sau:
Trong đó:
: Hệ số tải trung bình tháng của
nhà máy i (%);
: Tổng sản lượng điện năng dự kiến
trong tháng tới của nhà máy i, xác định từ kết quả tính toán kế hoạch vận hành
tháng được xác định tại Điều 40 Phụ lục này (MWh);
Pi : Công suất đặt của
nhà máy i (MW);
TT : Tổng số chu kỳ tính
toán hệ số tải tháng.
3. Căn cứ hệ số tải
trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, các nhà máy nhiệt điện được phân loại
thành 03 nhóm theo quy định tại khoản 2 Điều 34 Thông tư này.
Điều
42. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
1. Trước ngày 23 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo
phương pháp quy định tại Điều 35 Thông tư này.
2. Trước ngày 23 hàng
tháng, sau khi tính toán điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện
trong tháng tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm công bố số liệu đầu vào và kết quả giá trần bản chào, giá trung bình của
các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.
Điều
43. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng
1. Trước ngày 20 hàng
tháng, trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất về sản lượng
hợp đồng tháng, hoặc các nội dung và kết quả điều chỉnh sản lượng hợp đồng
tháng, các đơn vị có trách nhiệm thông báo sản lượng hợp đồng tháng tới và các
tháng còn lại trong năm mà các bên đã thống nhất cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện để phục vụ công tác vận hành thị trường điện.
2. Trừ trường hợp đã
có thỏa thuận về sản lượng hợp đồng tháng theo quy định tại khoản 1 Điều này,
việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng được thực hiện theo quy định tại Điều 16, khoản 1, khoản 2, khoản 3 Điều 37 Thông tư này và
quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này về Quy trình
tính toán thanh toán trong thị trường điện.
Điều
44. Xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ
Trừ trường hợp đã có
thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện mới, sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện được xác định như sau:
1. Trước 05 ngày cuối
cùng hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng từng chu kỳ trong tháng tới cho từng nhà
máy điện và đơn vị mua điện theo quy định tại Điều 38, Điều 40
Thông tư này.
2. Trước 05 ngày cuối
cùng hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
công bố lên Trang thông tin điện tử thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ
tính toán và kết quả tính toán sản lượng hợp đồng sơ bộ trong tháng cho đơn vị
mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch. Đơn vị mua điện và đơn vị
phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện hoàn thành kiểm tra các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch trong tháng tới ít nhất 03 ngày trước ngày cuối
cùng hàng tháng. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch chính thức
trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch ít nhất
03 ngày trước ngày cuối cùng hàng tháng.
Điều
45. Kiểm tra, phê duyệt và công bố kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới
1. Sau khi đã kiểm
tra và hoàn thiện các tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện tháng
tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Cục Điều
tiết điện lực xem xét và thông qua kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới.
2. Kế hoạch vận hành
thị trường điện tháng bao gồm các thông số đầu vào và thuyết minh tính toán,
nội dung cơ bản bao gồm:
a) Giá trị nước, mực
nước tối ưu của các nhà máy thủy điện bậc thang và nhà máy thủy điện có hồ chứa
điều tiết trên một tuần hằng tuần trong tháng tới;
b) Giá trần bản chào
cho từng tổ máy nhiệt điện trong tháng tới;
c) Giá trung bình của
các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện;
d) Sản lượng thanh
toán theo giá hợp đồng từng chu kỳ của các nhà máy điện trong tháng tới;
đ) Sản lượng dự kiến
phát từng chu kỳ của các nhà máy điện trong tháng tới.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lấy ý kiến của Tập đoàn Điện lực Việt
Nam trước ngày 23 hàng tháng về kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới.
4. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm nghiên cứu và gửi ý kiến góp ý về kế hoạch vận hành thị
trường điện tháng đã lập trước ngày 25 hàng tháng.
5. Trước 03 ngày cuối
cùng hằng tháng, sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện tháng được Cục Điều tiết
điện lực thông qua, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm công bố kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới lên Trang thông tin
điện tử thị trường điện theo quy định tại Phụ lục V
Thông tư này.
6. Trước ngày cuối
cùng hàng tháng, trên cơ sở sản lượng hợp đồng tại điểm giao nhận do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố, Đơn vị mua điện và
Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp
đồng tháng tới được điều chỉnh theo quy định tại 0 Phụ lục này và sản lượng hợp
đồng từng chu kỳ giao dịch theo kết quả tính toán và công bố của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
Chương
IV
LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
TUẦN TỚI
Điều
46. Nội dung, trình tự lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tuần tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện
và thị trường điện tuần tới, bao gồm các nội dung sau:
a) Dự báo phụ tải,
bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;
b) Tổng sản lượng
điện dự kiến phát của từng nhà máy điện trong tuần tới;
c) Giá trị nước và
sản lượng dự kiến hàng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
d) Giá trị nước của
các nhà máy thuỷ điện bậc thang, các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết
từ 02 ngày trở lên;
đ) Giá trị nước cao
nhất của các nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện;
e) Sản lượng dự kiến
từng chu kỳ của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ dưới 02 ngày;
g) Mực nước tối ưu
tuần của các hồ chứa thủy điện;
h) Mực nước giới hạn
tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết từ 02 ngày trở lên;
k) Lịch bảo dưỡng,
sửa chữa nguồn và lưới điện trong tuần tới;
l) Xác định nhu cầu
dịch điều khiển tần số thứ cấp, danh sách các tổ máy dự kiến cung cấp dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tuần tới;
m) Các kiến nghị, đề
xuất để đảm bảo vận hành hệ thống điện và thị trường điện ổn định, an toàn, tin
cậy.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các công cụ phần mềm tính
toán theo quy định tại Điều 1 Phụ lục này để tính toán
lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần theo trình tự quy
định tại Sơ đồ 03 Phụ lục này.
Điều
47. Cung cấp số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tuần tới
1. Trước 08h00 thứ Ba
hằng tuần, đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan có trách nhiệm
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu theo
quy định về dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia tại Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Trước 15h00 thứ Ba
hằng tuần, đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan có trách nhiệm
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu theo
quy định tại Điều 4, Điều 6, Điều
7, Điều 8, Điều 9, Điều 10, Điều
11, Điều 12, Điều 13 và Điều 14 Phụ lục này và
theo quy định về lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện
trong hệ thống điện quốc gia tại các Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy
định hệ thống điện phân phối và Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc
gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
48. Chuẩn bị số liệu đầu vào cho lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tuần tới
Trước 17h00 thứ Ba
hằng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
1. Dự kiến phụ tải
tuần tới theo phương pháp quy định về dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc
gia tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Dự kiến kế hoạch
bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho các tổ máy phát điện, đường dây truyền tải
điện và các thiết bị kết nối liên quan cho tuần tới.
3. Xác định các thông
số và cập nhật vào các chương trình tính toán căn cứ trên cơ sở các thông tin
được các đơn vị liên quan cung cấp.
Điều
49. Tính toán giá trị nước tuần tới
1. Trước 10h00 thứ Tư
hằng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán giá trị nước của các hồ thủy điện trong tuần tới theo nguyên tắc quy định
tại Điều 18 Phụ lục này và theo trình tự tại Sơ đồ 04 Phụ lục này.
2. Kết quả tính toán
giá trị nước phục vụ quá trình lập kế hoạch vận hành tuần tới bao gồm giá trị
nước 01 tuần đầu tiên trong chu kỳ tính toán của nhà máy thủy điện (đồng/kWh);
Điều
50. Tính toán kế hoạch vận hành nguồn điện tuần tới
1. Trước 15h00 thứ Tư
hằng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán kế hoạch vận hành nguồn điện tuần sử dụng chương trình tối ưu thủy nhiệt
điện ngắn hạn.
2. Giá bản chào và
công suất các tổ máy trong chương trình tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn được
cập nhật như sau:
a) Giá bản chào các
tổ máy nhiệt điện từng chu kỳ trong một tuần bằng nhau và được cập nhật bằng
giá biến đổi các tổ máy nhiệt điện tuần tới;
b) Các tổ máy thủy
điện được mô phỏng theo quy định tại Điều 17 Phụ lục này;
c) Ràng buộc bao
tiêu:
- Mô phỏng ràng buộc
đảm bảo sản lượng huy động từ đầu tuần tới đến cuối tháng lớn hơn hoặc bằng sản
lượng yêu cầu bao tiêu còn lại của tháng cho các nhà máy có yêu cầu bao tiêu,
trong đó sản lượng yêu cầu bao tiêu còn lại của tháng (từ đầu tuần tới đến cuối
tháng) được tính theo công thức sau:
Trong đó:
: sản lượng yêu cầu bao tiêu từ
đầu tuần tới đến cuối tháng T của tổ máy/nhà máy điện i (MWh);
: sản lượng yêu cầu bao tiêu tháng
T của tổ máy/nhà máy điện i (MWh);
: Sản lượng ước thực hiện của tổ
máy/nhà máy i từ thời điểm đầu tháng T đến cuối tuần hiện tại (MWh);
- Đối với các nhà máy
có yêu cầu bao tiêu không đủ năm (ngày bắt đầu bao tiêu ở giữa năm) và có ngày
kết thúc bao tiêu của năm Y-1 trong tuần tới, bổ sung thêm ràng buộc đảm bảo
sản lượng huy động từ đầu tuần tới đến hết ngày kết thúc bao tiêu của năm Y-1
lớn hơn hoặc bằng sản lượng yêu cầu bao tiêu còn lại được tính theo công thức
sau:
Trong đó:
: sản lượng yêu cầu bao tiêu từ
đầu tuần tới đến đến hết ngày kết thúc bao tiêu của năm Y-1 trong tuần tới của
tổ máy/nhà máy điện i (MWh);
: sản lượng yêu cầu bao tiêu năm
Y-1 của tổ máy/nhà máy điện i (MWh);
: Sản lượng ước thực hiện của tổ
máy/nhà máy i từ thời điểm bắt đầu bao tiêu trong năm Y-1 đến cuối tuần hiện
tại (MWh).
3. Điều tiết hồ chứa
thủy điện tuần tới căn cứ trên dự báo lưu lượng nước về trung bình tuần của hồ
chứa thủy điện, mực nước thượng lưu đầu tuần và mực nước thượng lưu cuối tuần
a) Dự báo lưu lượng
nước về trung bình tuần tới được xác định căn cứ trên lưu lượng nước về trung
bình 07 ngày liền kề trước đó và có điều chỉnh thêm ±20% nếu lưu lượng nước về
trung bình 07 ngày liền kề chênh lệch với lưu lượng nước về trung bình 10 ngày
liền kề quá ±20% hoặc số liệu do đơn vị dự báo độc lập cung cấp;
b) Mực nước thượng
lưu đầu tuần tới của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở
lên được tính toán căn cứ trên mực nước hiện tại, sản lượng dự kiến các ngày
còn lại trong tuần hiện tại và dự báo lưu lượng nước về trung bình các ngày còn
lại trong tuần theo nguyên tắc sau:
- Sản lượng dự kiến
các ngày còn lại trong tuần hiện tại được tính toán tương ứng với sản lượng
điện thực tế trung bình các ngày đã qua hoặc có xét nhu cầu thực tế của hệ
thống điện trong các ngày thường, ngày lễ, ngày thứ Bảy và ngày Chủ nhật, số
ngày trung bình bằng số ngày từ thời điểm tính toán đến cuối tuần;
- Dự báo lưu lượng
nước về trung bình các ngày còn lại trong tuần hiện tại được tính bằng lưu
lượng nước về thực tế trung bình của các ngày liền trước thời điểm tính toán,
số ngày trung bình bằng 03 ngày liền kề trước đó hoặc số liệu do đơn vị dự báo
độc lập cung cấp.
c) Mực nước thượng
lưu cuối tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được
cập nhật bằng mực nước thượng lưu đầu tuần tới, trừ trường hợp Qve dự báo lớn
hơn Qcm tối đa hoặc để đảm bảo an ninh cung cấp điện, chống quá tải lưới điện;
d) Mực nước thượng
lưu cuối tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên
được tính toán căn cứ mực nước cuối tháng, lưu lượng nước về trung bình tháng
đã được phê duyệt theo phương thức tháng, mực nước thượng lưu đầu tuần tới được
xác định theo quy định tại Điểm b Khoản này, được tính toán theo công thức sau:
Bước 1: Xác định thể
tích chênh lệch giữa đầu tuần và cuối tuần:
Trong đó:
T1 : Thời gian trong
tuần (giờ);
T2 : Thời gian từ đầu
tuần tới đến cuối tháng (giờ);
P1i : Công suất khả dụng
của nhà máy tại giờ thứ i trong tuần có tính đến lịch, bảo dưỡng sửa chữa (MW);
P2i : Công suất khả dụng
của nhà máy tại giờ thứ i từ đầu tuần đến cuối tháng có tính đến kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa (MW);
∆V1
: Chênh lệch thể tích giữa đầu tuần và cuối tuần (m3);
Qv1 : Dự kiến lưu lượng
nước về trung bình tính toán tuần (m3/s);
∆V2
: Chênh lệch thể tích giữa đầu tuần đến cuối tháng (m3);
Qv2 : Lưu lượng nước về
trung bình tính toán tháng đã được phê duyệt (m3/s).
Trong đó: Lưu lượng
nước về trung bình tính toán là lưu lượng nước về đã trừ lưu lượng nước dự kiến
xả.
Bước 2: Xác định mực
nước cuối tuần từ đặc tính thể tích - mực nước và thể tích chênh lệch đầu tuần
và cuối tuần.
4. Kết quả tính toán
từ chương trình tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn bao gồm: Sản lượng điện (MWh)
từng chu kỳ của nhà máy điện bao gồm nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu,
các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày và các nhà máy điện
khác.
Điều
51. Tính toán kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải tuần tới
Trước 15h00 thứ Tư
hằng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải tuần 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 dòng
điện ngắn mạch tại các thanh cái 500kV, 220kV và 110kV trong lưới điện truyền
tải.
4. 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 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.
5. Tính toán chế độ
vận hành lưới điện khi sự cố phần tử 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.
6. Tính toán và quy định
biểu đồ điện áp các điểm nút chính trong hệ thống điện quốc gia.
7. Tính toán các chế
độ vận hành đặc biệt khác (nếu cần).
8. Đề xuất các giải
pháp để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn, tin cậy.
Điều
52. Kiểm tra, phê duyệt, công bố kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tuần tới
1. Trước ngày 15h00
thứ Năm hằng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm hoàn thành dự thảo phương thức vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tuần tới gửi văn bản báo cáo Cục Điều tiết điện lực để phê duyệt.
2. Trước 15h00 thứ
Sáu hằng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
công bố kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới sau khi
được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt lên trang thông tin điện tử thị trường
điện theo quy định về Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều
hành thị trường điện tại Phụ lục V Thông tư này.
DANH MỤC SƠ ĐỒ
(Kèm
theo Phụ lục I. Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện)
|
STT
|
TÊN
SƠ ĐỒ
|
|
Sơ đồ 01
|
Trình tự lập kế
hoạch vận hành thị trường điện năm tới
|
|
Sơ đồ 02
|
Trình tự lập kế
hoạch vận hành thị trường điện tháng tới
|
|
Sơ đồ 03
|
Trình tự lập kế
hoạch vận hành thị trường điện tuần tới
|
|
Sơ đồ 04
|
Trình tự tính toán
giá trị nước
|
|
Sơ đồ 05
|
Trình tự lựa chọn
nhà máy điện mới tốt nhất
|
|
Sơ đồ 06
|
Trình tự thực hiện
tính toán giá công suất thị trường
|
|
Sơ đồ 07
|
Thời gian biểu lập
kế hoạch vận hành thị trường điện
|
Sơ đồ 01 - Trình tự lập kế hoạch vận hành thị
trường điện năm tới
Sơ đồ 02 - Trình tự lập kế hoạch vận hành thị
trường điện tháng tới
Sơ đồ 03 - Trình tự lập kế hoạch vận hành thị
trường điện tuần tới
Sơ đồ 04 - Trình tự tính toán giá trị nước
Sơ đồ 05 - Trình tự lựa chọn nhà máy điện mới
tốt nhất
Sơ đồ 06 - Trình tự thực hiện tính toán giá
công suất thị trường
PHỤ
LỤC III
QUY TRÌNH TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 21/2024/TT-BCT ngày 10 tháng 10 năm 2024 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh)
Chương
I
TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục
1. TÍNH TOÁN THANH TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN GIAO DỊCH TRỰC TIẾP
Điều
1. Quy đổi sản lượng đo đếm cho các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm quy đổi số liệu đo đếm về đầu cực
các tổ máy phát điện và ngược lại để phục vụ tính toán giá điện năng thị
trường, công suất lập lịch thanh toán và lập bảng kê thanh toán.
2. Việc quy đổi số
liệu đo đếm về đầu cực các tổ máy phát điện và ngược lại được tính toán bằng hệ
số quy đổi do đơn vị mua điện và đơn vị phát điện thỏa thuận và được đơn vị mua
điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
2. Nguyên tắc phân bổ sản lượng đo đếm cho các đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán phân bổ sản lượng đo đếm
của nhà máy điện về từng tổ máy điện và quy đổi về đầu cực máy phát điện theo
nguyên tắc sau:
1. Sử dụng hệ số quy
đổi chung của nhà máy cho từng tổ máy.
2. Phản ánh đúng sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu)
khi thay đổi cấu hình tự dùng của nhà máy.
3. Xử lý được các
trường hợp đặc biệt trong thiết kế hệ thống đo đếm của nhà máy (trường hợp các
tổ máy chung một công tơ đo đếm, không xác định được rõ công tơ đo đếm nào cho
tổ máy nào).
4. Phân bổ sản lượng
đo đếm về từng tổ máy điện được thực hiện căn cứ trên việc phân bổ sản lượng đo
đếm cả nhà máy với trọng số công tơ đầu cực (nếu có) hoặc theo sản lượng tính
theo mệnh lệnh điều độ (Qdd), trong đó có một tổ máy được phân bổ sản lượng
bằng sản lượng nhà máy trừ đi tổng sản lượng các tổ máy còn lại.
5. Trong trường hợp
tổ máy vận hành qua hệ thống AGC không có số liệu thu thập từ công tơ đầu cực
và không xác định được Qdd, sản lượng đo đếm được phân bổ theo tỷ trọng công
suất lập lịch chu kỳ tới của tổ máy.
6. Phân bổ sản lượng
đo đếm của tổ máy đuôi hơi (ST) vào từng tổ máy tuabin khí khi vận hành chu
trình hỗn hợp được thực hiện theo tỷ lệ sản lượng đo đếm thanh toán của tổ máy
tuabin khí (GT) và thời gian vận hành chu trình hỗn hợp của tổ máy GT đó.
Điều
3. Nguyên tắc làm tròn các số liệu trong tính toán thanh toán thị trường điện
a) Sản lượng tính
toán cho đơn vị phát điện và đơn vị mua điện trong từng chu kỳ làm tròn đến
kWh;
b) Giá điện năng thị
trường SMP và giá công suất thị trường làm tròn 1 số sau dấu phẩy;
c) Tỷ lệ điện năng
mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện từ các nhà máy
điện được phân bổ hợp đồng X1 được làm tròn đến 3 số sau dấu phẩy;
d) Tỷ lệ sản lượng
điện năng X2 được làm tròn đến 3 số sau dấu phẩy;
đ) Hệ số quy đổi theo
tổn thất điện năng được làm tròn đến 6 số sau dấu phẩy;
e) Khoản doanh thu
tính toán cho đơn vị phát điện và đơn vị mua điện được làm tròn đến đồng.
Điều
4. Xác định giá điện năng thị trường
Sau ngày giao dịch D,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán xác
định giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo quy
định tại Điều 78 Thông tư này.
Điều
5. Sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường
điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các thành phần sản lượng
điện năng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị
trường điện theo quy định tại Điều 85 Thông tư này.
Điều
6. Điều chỉnh sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị
trường điện
1. Các thành phần sản
lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các
trường hợp sau:
a) Trường hợp trong
chu kỳ giao dịch i sản lượng phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện được xác
định tại Khoản 4 Điều này nhỏ hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ
giao dịch 
;
b) Trường hợp trong
chu kỳ giao dịch i sản lượng phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện được xác
định tại Khoản 4 Điều này lớn hơn sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch
của nhà máy điện 
đồng
thời sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy
điện nhỏ hơn sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch (Qsmpi < Qci).
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành
phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ
giao dịch căn cứ vào các thành phần sản lượng sau:
a) Sản lượng điện hợp
đồng của nhà máy điện tại chu kỳ giao dịch i 
;
b) Sản lượng điện hợp
đồng của tổ máy điện g trong chu kỳ giao dịch i ( 
) ;
c) Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của tổ máy
điện trong chu kỳ giao dịch i;
d) Sản lượng phát
thực hiệu chỉnh của tổ máy điện trong chu kỳ giao dịch i ( 
);
đ) Sản lượng phát
thực hiệu chỉnh của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ( 
);
3. Sản lượng phát
thực hiệu chỉnh của tổ máy phát điện g trong chu kỳ giao dịch i ( 
) được xác định như
sau:
Trường hợp sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch của tổ máy phát điện dương ( 
> 0):
Trường hợp sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu
kỳ giao dịch của tổ máy phát điện âm ( 
< 0):
Trong đó:
: Sản lượng phát thực hiệu chỉnh
trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g;
: Sản lượng đo đếm của tổ máy phát
điện g;
: Sản lượng điện năng phát sai
khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của
tổ máy phát điện g.
4. Sản lượng phát
thực hiệu chỉnh của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (Q’mqi)
được xác định như sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch;
G: Tổng số tổ máy
phát của nhà máy;
Q’mqi : Sản lượng phát
thực hiệu chỉnh của nhà máy điện;
: Sản lượng phát thực hiệu chỉnh
của tổ máy phát điện g;
5. Phân bổ sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch phục vụ điều chỉnh các sản lượng điện năng thanh
toán trong thị trường điện
a) Việc phân bổ sản
lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của tổ máy phát điện chỉ để phục vụ
cho việc điều chỉnh các sản lượng điện năng phục vụ thanh toán của tổ máy,
không ảnh hưởng đến khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện sai khác của cả
nhà máy điện;
b) Sản lượng điện hợp
đồng của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i được phân bổ như sau:
Trong đó:
: Sản lượng điện hợp đồng trong
chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g;
: Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ
giao dịch i của nhà máy điện;
: Sản lượng điện năng thanh toán
theo giá điện năng thị trường của tổ máy phát điện g của nhà máy điện trong chu
kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát của nhà máy.
c) Trường hợp sản
lượng hợp đồng của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng
phát thực hiệu chỉnh ( 
) của tổ máy phát
điện đó thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng
sản lượng của tổ máy phát điện
đó;
d) Sản lượng chênh
lệch do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch được quy định
tại Điểm c Khoản này được phân bổ vào các tổ máy khác trên nguyên tắc đảm bảo
sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của cả nhà máy là không đổi.
6. Nguyên tắc điều
chỉnh
a) Trong trường hợp
quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi)
và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với các tổ máy của nhà máy
có giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbpi) được điều chỉnh trong
chu kỳ giao dịch này bằng không (Qconi = 0; Qbpi = 0);
b) Trong trường hợp
quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, các sản lượng điện năng phục vụ thanh
toán trong thị trường điện Qsmp, Qcon, Qbp của các tổ máy tương ứng của đơn vị
phát điện được hiệu chỉnh thành Qsmp’, Qcon’, Qbp’ theo nguyên tắc đảm bảo
không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này
và được xác định như sau:
- Nếu Qdu > 0 và
(Qmq - Qdu - Qc - Qbp) ≤ 0:
Qcon được hiệu chỉnh
thành Qcon’ = 0;
Qbp được hiệu chỉnh
thành Qbp’ = max (Qmq - Qdu - Qc, 0);
Qsmp được hiệu chỉnh
thành Qsmp’ = Qmq - Qdu - Qbp’.
- Nếu Qdu > 0 và
(Qmq - Qdu - Qc - Qbp) > 0:
Qcon được hiệu chỉnh
thành Qcon’ = Qmq - Qdu - Qc - Qbp;
Qsmp được hiệu chỉnh
thành Qsmp’ = Qc;
Qbp không hiệu chỉnh.
- Nếu Qdu ≤ 0 và (Qmq
- Qc - Qbp) ≤ 0:
Qcon được hiệu chỉnh
thành Qcon’ = 0;
Qbp được hiệu chỉnh
thành Qbp’ = Qmq - Qc;
Qsmp được hiệu chỉnh
thành Qsmp’ = Qc.
- Nếu Qdu ≤ 0 và (Qmq
- Qc - Qbp) > 0:
Qcon được hiệu chỉnh
thành Qcon’ = Qmq - Qbp - Qc;
Qsmp được hiệu chỉnh
thành Qsmp’ = Qc;
Qbp không hiệu chỉnh.
Trong đó:
Qmq: Sản lượng điện
năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch;
Qdu: Sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ;
Qbp: Sản lượng điện
năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường cho từng chu kỳ giao dịch;
Qc: Sản lượng hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch cho từng tổ máy phát điện.
7. Điều chỉnh các thành
phần sản lượng đối với các nhà máy có bù trừ sản lượng
Đối với các nhà máy
có bù trừ sản lượng, chu kỳ tổ máy tham gia thị trường điện có sản lượng thực
phát âm (Qmq < 0) thì các thành phần sản lượng điện năng thanh toán trên thị
trường như sau:
a) Qbp = 0;
b) Qcon = 0;
c) Qsmp = 0;
d) Qcan = 0.
Điều
7. Thanh toán điện năng thị trường
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán
điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo quy định tại
Điều 87 Thông tư này.
Điều
8. Khoản thanh toán theo giá công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công
suất thị trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo quy định tại Điều 88 Thông tư này.
Điều
9. Khoản thanh toán sai khác trong hợp đồng mua bán điện
Căn cứ giá điện năng
thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện công bố, đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ thanh toán theo quy định tại Điều 89 Thông tư này và gửi cho đơn vị mua điện theo quy định
tại Điều 103 Thông tư này.
Mục
2. TÍNH TOÁN THANH TOÁN CHO ĐƠN VỊ MUA ĐIỆN
Điều
10. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn
vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản chi phí mua điện
theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao
dịch theo quy định tại Điều 90 Thông tư này.
Điều
11. Tính toán khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị
mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản chi phí mua điện
theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán
theo quy định tại Điều 91 Thông tư này.
Điều
12. Tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện của đơn vị
mua buôn điện
Bên bán điện có trách
nhiệm tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện trong chu
kỳ thanh toán theo quy định tại Điều 92 Thông tư này.
Mục
3. THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC
Điều
13. Thanh toán cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp
Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho đơn vị
phát điện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp theo quy định tại Điều 93 Thông tư này.
Điều
14. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát
để đảm bảo an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen
Đơn vị cung cấp dịch
vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ
thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo
hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
15. Thanh toán cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán cho
các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trực tiếp giao dịch
trên thị trường điện theo quy định tại Điều 95 Thông tư này.
Điều
16. Thanh toán cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo trực tiếp tham gia thị
trường điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán cho
các nhà máy năng lượng tái tạo không phải thuỷ điện trực tiếp giao dịch trên
thị trường điện theo quy định tại Điều 96 Thông tư này.
Điều
17. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt
Nam
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán
khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam quy định
tại Điều 97 Thông tư này.
Điều
18. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua
buôn điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán
khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện theo
quy định tại Điều 98 Thông tư này.
Điều
19. Thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
Việc tính toán thanh
toán khi can thiệp vào thị trường điện được thực hiện theo quy định tại Điều 99 Thông tư này.
Điều
20. Thanh toán khi tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay
Việc tính toán thanh
toán trong thời gian tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay được
thực hiện theo quy định tại Điều 100 Thông tư này.
Mục
4. TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN
Điều
21. Số liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện
1. Trước 10h00 ngày
D+1, đơn vị phát điện có trách nhiệm công bố các sự kiện phục vụ thanh toán
trên thị trường điện theo quy định tại Chương III Phụ lục này.
2. Trước 15h00 ngày
D+1, đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện xác nhận các sự kiện phục vụ thanh toán trên thị trường
điện. Trong trường hợp đơn vị phát điện chưa công bố các sự kiện hoặc các sự
kiện chưa được thống nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm xác định các sự kiện được sử dụng để tính toán thanh toán trên thị
trường điện.
3. Trước 15h00 ngày
D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra
số liệu đo đếm điện năng, số liệu đo đếm đầu cực tổ máy và các số liệu đo đếm
tự dùng của từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
4. Trước 9h00 ngày
D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp
và cung cấp cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc
tính toán thanh toán cho từng nhà máy điện.
Điều
22. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch
Việc lập, xác nhận và
phát hành các bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch được thực
hiện theo quy định tại Điều 102 Thông tư này.
Điều
23. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán
Việc lập, xác nhận và
phát hành các bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán được
thực hiện theo quy định tại Điều 103 Thông tư này.
Chương
II
ĐIỀU CHỈNH SẢN LƯỢNG CỦA ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN TRỰC TIẾP GIAO
DỊCH TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục
1. ĐIỀU CHỈNH SẢN LƯỢNG HỢP ĐỒNG THÁNG
Điều
24. Các trường hợp được xem xét điều chỉnh Qc tháng
1. Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất trong hợp đồng mua bán điện về sản
lượng hợp đồng tháng, hoặc các nội dung về điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng
(các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh) trước tháng vận hành: Việc điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng được thực hiện theo quy định tại hợp đồng mua
bán điện. Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất để phục vụ công tác vận hành
thị trường điện.
2. Trường hợp sản
lượng hợp đồng tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán theo quy định tại khoản 2, khoản 3 Điều 28; khoản 2 Điều
29 và khoản 1, khoản 2 Điều 38 Thông tư này và không có thỏa thuận khác
trong hợp đồng mua bán điện về điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng: Sản lượng
hợp đồng tháng M+1 của nhà máy điện (sản lượng đã được ký kết từ đầu năm) được
xem xét điều chỉnh trong các trường hợp sau:
a) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa của nhà máy trong tháng M+1 bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm trong
trường hợp:
- Theo yêu cầu của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống
điện không phải do các nguyên nhân của nhà máy;
- Theo yêu cầu của cơ
quan nhà nước có thẩm quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện thống nhất căn cứ vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.
c) Sản lượng khả dụng
tháng M+1 của nhà máy điện không đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng;
d) Tổ máy được điều
chỉnh lịch sửa chữa trong tháng M và đáp ứng các điều kiện sau:
- Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện điều chỉnh lịch sửa chữa do lý do an ninh hệ
thống;
- Thời điểm bắt đầu
sửa chữa theo lịch sửa chữa điều chỉnh sớm hơn so với thời điểm bắt đầu sửa
chữa trong kế hoạch tháng M;
- Thời điểm kết thúc
sửa chữa theo lịch sửa chữa điều chỉnh không trong tháng M.
e) Trường hợp có biến
động lớn (thay đổi trên 20%) về giá nhiên liệu đầu vào hoặc xảy ra các sự kiện
bất khả kháng (bão, lũ, động đất,…) làm ảnh hưởng đến việc vận hành bình thường
của hệ thống điện (sa thải phụ tải hoặc mất một lượng lớn phụ tải, mất hoặc ảnh
hưởng đến khả năng truyền tải điện năng giữa các vùng, ảnh hưởng đến việc vận
hành bình thường của một số lượng lớn các nhà máy điện, thực hiện xả tràn các
hồ chứa thủy điện theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền).
3. Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch đã được ký kết trong tháng M và các tháng trước trong năm
N của nhà máy điện không điều chỉnh trừ trường hợp quy định tại điểm d khoản 2 Điều
này và Điều 28 Phụ lục này.
Điều
25. Điều chỉnh Qc tháng trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy
nhiệt điện trong tháng M+1 thay đổi
1. Qc tháng được điều
chỉnh không vượt sản lượng khả dụng đã tính đến kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa
thay đổi.
2. Qc tháng của các
tháng có lịch sửa chữa thay đổi được điều chỉnh bằng cách dịch chuyển giữa các
tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển, đảm
bảo tổng Qc quý không đổi đối với nhà máy nhiệt điện than và đảm bảo tổng Qc 6
tháng không đổi đối với nhà máy tuabin khí trừ trường hợp quy định tại Điểm c Khoản
này, cụ thể như sau:
a) Phần sản lượng Qc
giảm tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển làm giảm khả dụng của
tháng i được tính bằng công thức sau:
Trong đó:
∆Qci
: Phần sản lượng Qc điều chỉnh giảm của tháng i;
Ts: Tổng
thời gian khả dụng tháng i của các tổ máy trong nhà máy theo lịch sửa chữa thay
đổi;
Tt: Tổng
thời gian khả dụng tháng i của các tổ máy trong nhà máy theo lịch sửa chữa
trong kế hoạch năm;
Qci: Sản lượng hợp đồng
tháng i theo theo kế hoạch vận hành thị trường điện năm của nhà máy.
b) Phần sản lượng Qc
tăng tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển của tháng làm tăng khả
dụng được tính bằng công thức sau:
Trong đó:
∆Qc: Phần sản lượng
Qc tăng tương ứng dịch chuyển;
∆Qci
: Phần sản lượng Qc điều chỉnh tăng của tháng i.
3. Trường hợp nhà máy
thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản
lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.
4. Trước ngày 22 hàng
tháng, căn cứ kết quả đánh giá an ninh hệ thống tháng tới và yêu cầu của cơ
quan nhà nước có thẩm quyền liên quan đến việc thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa
của nhà máy điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa làm cơ sở cho lập kế hoạch vận hành
thị trường điện tháng tới. Trường hợp phát sinh việc thay đổi kế hoạch bảo
dưỡng sửa chữa sau ngày 25 hàng tháng thì không điều chỉnh Qc tháng tiếp theo
của nhà máy điện.
Điều
26. Điều chỉnh Qc tháng trong trường hợp sản lượng khả dụng tháng M+1 của nhà
máy điện không đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng
Trong trường hợp sản
lượng khả dụng tháng M+1 của nhà máy điện không đảm bảo sản lượng hợp đồng
tháng thì sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh bằng sản lượng khả dụng
tháng đó.
Điều
27. Điều chỉnh Qc tháng M+1 trong trường hợp Tổ máy được điều chỉnh lịch sửa
chữa trong tháng M
Trong trường hợp quy
định tại điểm d khoản 2 Điều 24 Phụ lục này, sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch trong thời gian lịch sửa chữa điều chỉnh của
tháng M lớn hơn sản lượng khả dụng được điều chỉnh theo lịch sửa chữa thì sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch được điều chỉnh bằng sản lượng khả dụng và
phần sản lượng hợp đồng thiếu hụt của tháng M được phân bổ vào sản lượng hợp
đồng tháng có thời điểm kết thúc lịch sửa chữa điều chỉnh theo phê duyệt lịch
sửa chữa.
Điều
28. Điều chỉnh Qc tháng M+1 trong trường hợp có biến động lớn về giá nhiên liệu
đầu vào hoặc xảy ra các sự kiện bất khả làm ảnh hưởng đến việc vận hành bình
thường của hệ thống điện
Trong trường hợp có
biến động lớn (thay đổi trên 20%) về giá nhiên liệu đầu vào hoặc xảy ra các sự
kiện bất khả kháng (bão, lũ, động đất,…) làm ảnh hưởng đến việc vận hành bình
thường của hệ thống điện (sa thải phụ tải hoặc mất một lượng lớn phụ tải, mất
hoặc ảnh hưởng đến khả năng truyền tải điện năng giữa các vùng, ảnh hưởng đến
việc vận hành bình thường của một số lượng lớn các nhà máy điện, thực hiện xả
tràn các hồ chứa thủy điện theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền),
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số
liệu, tính toán lại kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong quý, báo cáo Cục Điều
tiết điện lực xem xét để thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng.
Điều
29. Công bố và xác nhận sản lượng hợp đồng tháng điều chỉnh
1. Vào ngày 22 hằng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lấy ý
kiến của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về các trường hợp điều chỉnh và sản lượng
hợp đồng điều chỉnh theo quy định tại Điều 24 Phụ lục này.
2. Trước ngày 25 hằng
tháng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có ý kiến gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện về việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng M+1 và các tháng
tiếp theo trong năm N cho nhà máy điện.
3. Vào ngày 25 hằng
tháng, trên cơ sở ý kiến của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, căn cứ vào kế hoạch
vận hành tháng M+1, tình hình thực tế của hệ thống và từng đơn vị, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng hợp đồng
các tháng điều chỉnh lên trang thông tin điện tử thị trường điện theo 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.
4. Trước ngày cuối
cùng hằng tháng, đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có
trách nhiệm ký xác nhận Qc tháng M+1 tại điểm giao nhận và Qc tháng M+1 và các
tháng tiếp theo trong năm N đã được điều chỉnh (nếu có) theo công bố của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết
quả thực hiện việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng và các tháng tiếp theo
trong năm N của các nhà máy điện có điều chỉnh sản lượng hợp đồng theo quy định
về chế độ báo cáo vận hành thị trường điện tại Điều 124 Thông
tư này.
Mục
2. ĐIỀU CHỈNH SẢN LƯỢNG HỢP ĐỒNG TRONG CHU KỲ GIAO DỊCH
Điều
30. Các trường hợp được xem xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao
dịch
Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất trong hợp đồng mua bán điện về sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch hoặc các nội dung về điều chỉnh sản lượng
hợp đồng chu kỳ giao dịch (các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh):
Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực hiện theo quy
định tại hợp đồng mua bán điện. Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất để phục
vụ công tác vận hành thị trường điện;
Trường hợp sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tính toán theo quy định tại Điều 38 và Điều 40 Thông tư
này và không có thỏa thuận khác trong hợp đồng mua bán điện về điều chỉnh
sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch: Sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch
của nhà máy nhiệt điện được xem xét điều chỉnh trong các trường hợp sau:
1. Tổ máy bị sự cố
với thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ.
2. Lò hơi của tổ máy
nhiệt điện than có nhiều lò hơi có thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ.
3. Thời gian sửa chữa
của tổ máy kéo dài so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch.
4. Thời gian sửa chữa
lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi kéo dài so với kế hoạch đã
được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch.
5. Tổ máy/lò máy của
nhà máy nhiệt điện than trong trường hợp sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch.
6. Có công bố thông
tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí trong kết quả lập lịch huy động chu kỳ
tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Khoản 7 Điều 53 Thông tư này.
7. Có công bố thông
tin về trường hợp nhà máy nhiệt điện than xảy ra tình trạng thiếu nhiên liệu
dẫn đến tổng sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất công bố trong bản
chào lập lịch chu kỳ tới của nhà máy điện thấp hơn tổng sản lượng hợp đồng của
nhà máy trong ngày vận hành.
8. Có công bố về
thông tin về thay đổi kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí so với kế hoạch
bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí đã được sử dụng trong phân bổ sản lượng hợp
đồng chu kỳ trong kế hoạch tháng.
9. Tổ máy nhiệt điện
có thời gian khởi động tổ máy tính từ lúc bắt đầu khởi động đến thời điểm hoà
lưới lớn hơn 02 giờ so với thời gian khởi động theo quy định tại hợp đồng mua
bán điện.
Điều
31. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện trong
trường hợp thời gian sự cố của tổ máy hoặc lò máy của nhà máy điện lớn hơn 72
giờ
Trường hợp tổ máy
hoặc lò máy của nhà máy bị sự cố, sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch (Qc)
của nhà máy được điều chỉnh như sau:
1. Chu kỳ kế tiếp sau
chu kỳ có thời điểm tổ máy hoặc lò máy bị sự cố được tính là chu kỳ giao dịch
thứ nhất để xác định thời gian sự cố của tổ máy hoặc lò máy của nhà máy điện
lớn hơn 72 giờ.
2. Trường hợp thời điểm
tổ máy hoặc lò máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố quá 144 chu kỳ giao
dịch:
a) Trong giai đoạn từ
thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch thứ 144: Giữ nguyên sản lượng hợp đồng
(Qc) đã phân bổ cho nhà máy điện;
b) Trong giai đoạn từ
chu kỳ giao dịch thứ 145 đến khi tổ máy hoặc lò máy khắc phục sự cố và khả
dụng:
- Trường hợp sản
lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp
đồng (Qc) nhà máy trong giai đoạn này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch bằng sản lượng Qmq của nhà máy điện;
- Trường hợp Qmq của
nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng Qc nhà máy điện trong giai đoạn này, không điều
chỉnh Qc nhà máy điện.
- Trường hợp nhà máy
thủy điện có Qmq lớn hơn Qc từ ngày 01 tháng 01 năm N đến thời điểm bắt đầu sự
cố, không điều chỉnh Qc nhà máy điện.
3. Không điều chỉnh
sản lượng hợp đồng (Qc) của nhà máy điện có tổ máy hoặc lò máy trả lại trạng
thái dự phòng sau sự cố trong vòng 144 chu kỳ giao dịch và lần khởi động sau
khi trả lại trạng thái dự phòng là khởi động thành công và đạt công suất phát
tối thiểu của tổ máy.
Điều
32. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy nhiệt điện
trong trường hợp kéo dài sửa chữa
Trường hợp tổ máy
hoặc lò máy của nhà máy kéo dài thời gian sửa chữa so với kế hoạch đã được phê
duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch, sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa
được điều chỉnh như sau:
1. Trong các chu kỳ
kéo dài sửa chữa, chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của
nhà máy nhỏ hơn Qc của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng tại các chu kỳ
đó bằng sản lượng Qmq của nhà máy.
2. Trong các chu kỳ
kéo dài sửa chữa, chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của
nhà máy lớn hơn hoặc bằng Qc của nhà máy thì không điều chỉnh sản lượng hợp
đồng tại các chu kỳ đó.
Điều
33. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện trong
trường hợp sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch
Trường hợp tổ máy
hoặc lò máy của nhà máy sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch, sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch của nhà máy trong các chu kỳ sửa chữa ngoài kế hoạch được
điều chỉnh như sau:
1. Trong các chu kỳ
sửa chữa thực tế, chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của
nhà máy nhỏ hơn Qc của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng tại các chu kỳ
đó bằng sản lượng Qmq của nhà máy.
2. Trong các chu kỳ
sửa chữa thực tế, chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của
nhà máy lớn hơn hoặc bằng Qc của nhà máy thì không điều chỉnh sản lượng hợp
đồng tại các chu kỳ đó.
Điều
34. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có
công bố thông tin về việc thiếu nhiên liệu hoặc thay đổi kế hoạch bảo dưỡng sửa
chữa hệ thống khí
1. Trong trường hợp
có công bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí, thực hiện điều chỉnh
sản lượng hợp đồng của nhà máy tuabin khí trong các chu kỳ giao dịch theo
nguyên tắc nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà
máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng
tại các chu kỳ đó bằng sản lượng thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.
2. Trong trường hợp
có công bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu than, dẫn đến tổng sản
lượng điện năng tương ứng với mức công suất công bố trong bản chào lập lịch chu
kỳ tới của nhà máy điện thấp hơn tổng sản lượng hợp đồng của nhà máy trong ngày
vận hành, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng của nhà máy nhiệt điện than
trong các chu kỳ giao dịch của ngày đó theo nguyên tắc nếu có chu kỳ mà sản
lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng
của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng tại các chu kỳ đó bằng sản lượng
thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.
3. Trong trường hợp
có công bố thông tin về thay đổi kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí so
với kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí đã được sử dụng trong phân bổ sản
lượng hợp đồng chu kỳ trong kế hoạch tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng của nhà máy tuabin khí
trong các chu kỳ giao dịch trong các ngày trên nguyên tắc sau:
a) Không dịch chuyển
trong các trường hợp sau:
- Không thay đổi ngày
bắt đầu bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí;
- Không thay đổi ngày
kết thúc bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí;
- Ngày bắt đầu và
ngày kết thúc thực tế đều nằm trong khoảng thời gian giữa ngày bắt đầu và kết
thúc trong kế hoạch tháng;
- Ngày bắt đầu và kết
thúc trong kế hoạch đều nằm trong khoảng thời gian giữa ngày bắt đầu và kết
thúc thực tế.
b) Chỉ dịch chuyển
sản lượng hợp đồng trong các ngày thay đổi trạng thái từ có khả năng cấp khí
(khả năng cấp lớn hơn 0 triệu m3/ngày) sang ngừng cấp khí hoàn toàn (khả năng
cấp khí bằng 0 triệu m3/ngày) hoặc ngược lại.
c) Không dịch chuyển
sản lượng hợp đồng sang các tháng sau.
d) Sản lượng hợp đồng
chu kỳ của nhà máy tuabin khí trong kế hoạch tháng trong ngày ngừng cấp khí
hoàn toàn theo thực tế được chuyển sang ngày khôi phục khả năng cấp khí thực
tế(khả năng cấp khí lớn hơn 0 triệu m3/ngày), chuyển tương ứng theo chu kỳ và
số ngày dịch thực tế so với kế hoạch.
Điều
35. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy nhiệt điện
trong trường hợp tổ máy có thời gian khởi động tổ máy tính kéo dài quá 02 giờ
Trường hợp tổ máy
hoặc lò máy của nhà máy điện kéo dài thời gian khởi động tổ máy tính từ lúc
bắt đầu khởi động đến thời điểm hòa lưới lớn hơn 02 giờ so với thời gian khởi động
theo quy định tại hợp đồng mua bán điện, sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao
dịch của nhà máy trong các chu kỳ kéo dài thời gian khởi động được điều chỉnh
như sau:
1. Trong các chu kỳ
kéo dài thời gian khởi động mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq)
của nhà máy nhỏ hơn Qc của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng tại các
chu kỳ đó bằng Qmq của nhà máy.
2. Trong các chu kỳ
kéo dài thời gian khởi động mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq)
của nhà máy lớn hơn hoặc bằng Qc của nhà máy thì không điều chỉnh sản lượng hợp
đồng tại các chu kỳ đó.
Điều
36. Công bố và xác nhận sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch điều chỉnh
1. Đơn vị phát điện
và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận các
sự kiện phục vụ điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ theo quy định tại Chương
III Phụ lục này và Quy trình phối hợp đối soát số liệu thanh toán giữa Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện và đơn vị mua điện
tại Phụ lục IV Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản lượng hợp
đồng từng chu kỳ giao dịch điều chỉnh của nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp
với đơn vị mua buôn điện.
3. Đơn vị mua điện và
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp
đồng tháng và sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch tháng M-1 được điều
chỉnh.
Chương
III
PHỐI HỢP XÁC NHẬN CÁC SỰ KIỆN PHỤC VỤ CÁC KHOẢN THANH
TOÁN TRÊN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
37. Danh sách các sự kiện cần xác nhận
Danh sách các sự kiện
cần xác nhận phục vụ tính toán thanh toán trong thị trường điện bao gồm:
1. Tổ máy nhiệt điện
khởi động sau khi bị buộc phải ngừng trong trường hợp thừa công suất.
2. Tổ máy nhiệt điện
than nhiều lò hơi khởi động lại đối với lò hơi bị buộc phải ngừng trong trường
hợp thừa công suất.
3. Tổ máy nhiệt điện
khởi động hoặc ngừng máy theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
4. Tổ máy thí nghiệm.
5. Tổ máy phải phát
trong thời điểm đã có kế hoạch ngừng máy được phê duyệt.
6. Tổ máy tách lưới
phát điện độc lập.
7. Tổ máy đấu nối vào
lưới mua điện từ nước ngoài.
8. Tổ máy thủy điện
phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập lịch huy
động chu kỳ giao dịch tới theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện vì lý do an ninh hệ thống điện.
9. Tổ máy có thời
gian sự cố lớn hơn 72 giờ.
10. Tổ máy kéo dài
lịch sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch.
11. Tổ máy/lò hơi của
tổ máy nhiệt điện than sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch.
12. Lò hơi của tổ máy
nhiệt điện than có nhiều lò hơi có thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ.
13. Lò hơi của tổ máy
nhiệt điện than có nhiều lò hơi kéo dài lịch sửa chữa so với kế hoạch đã được
phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch.
14. Nhà máy nhiệt
điện vận hành trong thời gian thiếu nguồn nhiên liệu.
15. Tổ máy phát hoặc
nhận công suất phản kháng trong chế độ chạy bù đồng bộ.
16. Tổ máy tham gia
dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
17. Tổ máy nhiệt điện
tuabin khí có chung đuôi hơi có thời điểm vận hành chu trình đơn theo yêu cầu
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
18. Tổ máy nhiệt điện
tuabin khí có chung đuôi hơi vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải
nhiên liệu chính theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
19. Nhà máy điện
tuabin khí vận hành trong thời gian thay đổi kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa khí so
với kế hoạch tháng.
20. Tổ máy nhiệt điện
có thời gian khởi động tổ máy tính từ lúc bắt đầu khởi động đến thời điểm hoà
lưới lớn hơn 02 giờ so với thời gian khởi động theo quy định tại hợp đồng mua
bán điện.
Điều
38. Xác định tổ máy nhiệt điện khởi động sau khi bị buộc phải ngừng trong
trường hợp thừa công suất
1. Đơn vị phát điện
được xác định có tổ máy nhiệt điện khởi động sau khi bị buộc phải ngừng trong
trường hợp thừa công suất khi có đủ các điều kiện sau:
a) Ngừng máy trước và
tiến hành khởi động tiếp theo được thực hiện theo yêu cầu của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện;
b) Tại chu kỳ ngừng
máy, giá chào dải công suất đầu tiên trong bản chào lập lịch của tổ máy tại chu
kỳ ngừng máy bằng giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện;
c) Tại chu kỳ ngừng
máy, giá biên miền tương ứng nhỏ hơn hoặc bằng giá sàn bản chào của tổ máy
nhiệt điện;
d) Trong khoảng thời
gian từ khi tổ máy ngừng do thừa nguồn đến khi tổ máy khởi động lại thành công,
tổ máy không có sửa chữa hoặc xử lý sự cố;
e) Đối với tổ máy
tuabin khí, chỉ xác nhận đối với sự kiện có lệnh khởi động chu trình hỗn hợp
bằng nhiên liệu chính.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm hoàn
thành ngừng tổ máy được xác định theo quy định tại điểm b khoản
2 Điều 40 Phụ lục này;
b) Thời điểm khởi
động tổ máy được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm tổ máy
nhận tín hiệu khởi động qua hệ thống điều khiển DCS;
- Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh khởi động tổ máy hoặc thời điểm
đơn vị phát điện thông báo bắt đầu khởi động tổ máy;
- Thời điểm bắt đầu
của lệnh Khởi động lò.
c) Thời điểm hoàn
thành lệnh khởi động tổ máy được xác định theo quy định tại điểm
a khoản 3 Điều 40 Phụ lục này;
3. Dữ liệu phục vụ xác
nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào lập lịch
ngày tới, bản chào chu kỳ giao dịch tới của tổ máy, giá biên miền lấy theo cơ
sở dữ liệu hệ thống thông tin thị trường điện;
b) Thời điểm tổ máy
nhận tín hiệu khởi động tổ máy lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung
cấp;
c) Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo bắt đầu khởi động tổ máy lấy theo bản sao ghi âm công
nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện hoặc của đơn vị phát điện;
đ) Các dữ liệu khác
theo quy định tại khoản 4 Điều 40 Phụ lục này.
Điều
39. Xác định tổ máy nhiệt điện than nhiều lò hơi khởi động lại 01 lò hơi sau
khi buộc phải ngừng để giảm công suất trong trường hợp thừa công suất
1. Đơn vị phát điện
được xác định có tổ máy nhiệt điện than nhiều lò hơi khởi động 01 lò hơi sau
khi buộc phải ngừng trong trường hợp thừa công suất khi có đủ các điều kiện
sau:
a) Ngừng 01 lò hơi
trước đó và khởi động tiếp theo được thực hiện theo yêu cầu của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện;
b) Tại chu kỳ ngừng
01 lò hơi, giá chào dải công suất đầu tiên trong bản chào lập lịch của tổ máy
tại chu kỳ ngừng máy bằng giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện;
c) Tại chu kỳ ngừng
01 lò hơi, giá biên miền tương ứng nhỏ hơn hoặc bằng giá sàn bản chào của tổ
máy nhiệt điện;
d) Trong khoảng thời
gian từ khi lò hơi ngừng do thừa nguồn đến khi hòa hơi lại thành công, lò hơi
hoặc tổ máy tương ứng không có sửa chữa hoặc xử lý sự cố.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm hoàn
thành lệnh ngừng lò hơi được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng lò hơi;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo lò hơi đã ngừng theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
b) Thời điểm khởi
động lò hơi được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm lò hơi
nhận tín hiệu khởi động qua hệ thống điều khiển DCS;
- Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh Khởi động lò hơi hoặc thời điểm
đơn vị phát điện thông báo bắt đầu khởi động lò hơi;
- Thời điểm bắt đầu
của lệnh Khởi động lò hơi.
c) Thời điểm hoàn
thành lệnh Khởi động lò hơi được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm kết thúc
của lệnh Hòa lưới hoặc lệnh Hòa hơi lò;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo lò hơi đã hòa hơi.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào lập lịch
ngày tới, bản chào chu kỳ giao dịch tới của tổ máy, giá biên miền lấy theo cơ
sở dữ liệu hệ thống thông tin thị trường điện;
b) Dữ liệu từ hệ
thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát
điện;
c) Dữ liệu về ngừng
và khởi động lò hơi lấy từ bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép
ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc của đơn vị phát
điện;
d) Dữ liệu về ngừng
và khởi động lò hơi lấy từ bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp.
Điều
40. Xác định sự kiện tổ máy nhiệt điện khởi động hoặc ngừng máy theo yêu cầu
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện khi tổ máy khởi động, ngừng máy theo yêu cầu của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (không áp dụng xác nhận sự kiện
cho tổ máy bị ngừng máy do sự cố).
2. Các thông tin cần
xác nhận cho sự kiện ngừng tổ máy bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
ngừng tổ máy là thời điểm bắt đầu thực hiện lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay
đổi công suất về giá trị 0 (không) hoặc thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện ra lệnh ngừng tổ máy;
b) Thời điểm hoàn
thành ngừng tổ máy được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không);
- Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã tách lưới.
3. Các thông tin cần
xác nhận cho sự kiện khởi động bao gồm:
a) Thời điểm hoàn
thành lệnh khởi động được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Hòa lưới hoặc lệnh Khởi động và hòa lưới tổ máy;
- Thời điểm đóng máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã hòa lưới thành công.
b) Thời điểm tổ máy
đạt lệnh điều độ hoặc đạt công suất phát ổn định thấp nhất được xác định theo
thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm tổ máy
đạt công suất phát ổn định thấp nhất;
- Thời điểm tổ máy
đạt công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã đạt công suất phát ổn định thấp nhất hoặc công
suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không) trong
trường hợp tổ máy ngừng sự cố sau khi đã khởi động và hòa lưới thành công nhưng
chưa đạt công suất phát ổn định thấp nhất. Khởi động và hòa lưới thành công là
sự kiện tổ máy hoàn thành lệnh hòa lưới tổ máy theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện và có sản lượng đo đếm trong tối thiểu 01 chu kỳ
giao dịch có liên quan.
4. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu,
hoàn thành lệnh, thời điểm tổ máy đạt công suất theo yêu cầu lấy theo dữ liệu
từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị
phát điện;
b) Thời điểm đóng,
cắt máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm tổ máy
đạt công suất phát ổn định thấp nhất lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện
cung cấp;
d) Công suất phát ổn
định thấp nhất lấy theo Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của đơn vị phát
điện;
đ) Dữ liệu đo đếm của
nhà máy điện đã được xác thực theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong
thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
41. Xác định sự kiện tổ máy thí nghiệm
1. Đơn vị phát điện
được xác định có tổ máy thí nghiệm khi có đủ các điều kiện sau:
a) Tổ máy có thí
nghiệm nối lưới đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê
duyệt theo hình thức Phiếu đăng ký công tác hoặc theo văn bản thông báo của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về kế hoạch thử nghiệm tổ máy theo
yêu cầu hệ thống;
b) Tổ máy thực hiện
thí nghiệm khi có sự đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện;
c) Tổ máy thực hiện
thí nghiệm với khoảng thời gian, cấu hình tổ máy, loại nhiên liệu sử dụng, loại
hình thí nghiệm phù hợp trong đăng ký đã được phê duyệt hoặc trong văn bản
thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Đối với tổ máy
tuabin khí
- Thời điểm bắt đầu
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện đồng ý cho phép hoặc ra lệnh điều độ
cho tổ máy chuyển sang trạng thái thí nghiệm đối với tổ máy đang nối lưới;
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Khởi động và hòa lưới tổ máy đối với các tổ máy đang ngừng;
+ Thời điểm tổ máy
chuyển sang chế độ thử nghiệm theo ghi nhận DCS.
- Thời điểm kết thúc
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy thí nghiệm (đối với tổ máy không có máy
cắt đầu cực);
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không);
+ Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh điều độ cho tổ máy kết thúc
thí nghiệm hoặc đơn vị phát điện thông báo kết thúc thí nghiệm đối với các tổ
máy nối lưới.
- Nhiên liệu (nhiên
liệu chính, không phải nhiên liệu chính, hỗn hợp) và cấu hình (chu trình đơn,
hỗn hợp) thí nghiệm tương ứng;
- Thời điểm chuyển
đổi nhiên liệu và cấu hình thí nghiệm theo quy định tại Điều
56 hoặc Điều 57 Phụ lục này.
b) Đối với các tổ máy
không phải là tổ máy tuabin khí
- Thời điểm bắt đầu
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện đồng ý cho phép hoặc ra lệnh điều độ
cho tổ máy chuyển sang trạng thái thí nghiệm đối với tổ máy đang nối lưới;
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Khởi động và hòa lưới hoặc lệnh Hòa lưới tổ máy đối với các tổ máy
đang ngừng;
+ Thời điểm đóng máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm tổ máy
chuyển sang chế độ thử nghiệm theo ghi nhận DCS.
- Thời điểm kết thúc
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy thí nghiệm (đối với tổ máy không có máy
cắt đầu cực);
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về 0 (không) MW;
+ Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh điều độ cho tổ máy kết thúc
thí nghiệm hoặc đơn vị phát điện thông báo kết thúc thí nghiệm đối với các tổ
máy nối lưới.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Phiếu đăng ký công
tác được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt lấy theo cơ
sở dữ liệu hệ thống thông tin thị trường điện;
b) Thời điểm bắt đầu,
hoàn thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và đơn vị phát điện;
c) Thời điểm đóng,
cắt máy cắt, chuyển đổi chế độ thí nghiệm lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát
điện cung cấp;
d) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện đồng ý cho phép hoặc ra lệnh Thí
nghiệm và thời điểm đơn vị phát điện thông báo kết thúc thí nghiệm hoặc thời điểm
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh điều độ cho tổ máy kết
thúc thí nghiệm lấy từ bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca
của của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc của đơn vị phát
điện;
đ) Trường hợp đơn vị
phát điện có tổ máy tham gia thử nghiệm AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện thì trong Bảng xác nhận thời điểm tổ máy chạy thí
nghiệm cần chú thích rõ là thí nghiệm AGC.
Điều
42. Xác định sự kiện tổ máy phải phát trong thời điểm đã có kế hoạch ngừng máy
được phê duyệt
1. Đơn vị phát điện
được xác định có tổ máy phải phát trong thời điểm đã có kế hoạch ngừng máy được
phê duyệt khi có đủ các điều kiện sau:
a) Tổ máy có kế hoạch
ngừng máy đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt
theo hình thức Phiếu đăng ký công tác đồng thời kế hoạch này đã được đơn vị
phát điện thể hiện thông qua bản chào giá lập lịch của tổ máy (công suất tại
dải chào cuối cùng trong bản chào bằng 0 (không));
b) Trong các chu kỳ
đã có kế hoạch ngừng máy, tổ máy nối lưới và phát điện theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện (sản lượng đo đếm điện năng và sản
lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy trong các chu kỳ đã có kế hoạch
dừng máy lớn hơn 0 (không));
c) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh ngừng tổ máy vượt quá 01 chu
kỳ tính từ chu kỳ tổ máy chào công suất bằng 0 (không).
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện
- Trường hợp tổ máy
tiếp tục nối lưới và phát điện: Thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định là thời
điểm bắt đầu của chu kỳ mà dải công suất cuối cùng bằng 0 (không) trong bản
chào lập lịch của tổ máy;
- Trường hợp tổ máy
đã ngừng máy và khởi động lên: Thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định là thời điểm
hoàn thành lệnh Hòa lưới tổ máy hoặc thời điểm đóng máy cắt đầu cực hoặc máy
cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu cực) hoặc thời điểm đơn
vị phát điện thông báo tổ máy đã hòa lưới.
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện là thời điểm xuất hiện sớm nhất trong các thời điểm sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không) hoặc
thời điểm cắt máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không
có máy cắt đầu cực) hoặc thời điểm đơn vị phát điện thông báo tổ máy đã tách
lưới;
- Thời điểm kết thúc
chu kỳ liền trước chu kỳ tổ máy bắt đầu chào công suất khác giá trị 0 (không)
trong bản chào giá lập lịch của tổ máy.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm hoàn
thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Thời điểm cắt máy
cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Bản chào giá lập
lịch lấy theo cơ sở dữ liệu hệ thống thông tin thị trường điện.
d) Dữ liệu khác theo
quy định tại khoản 2 Điều 40 Phụ lục này.
Điều
43. Xác định sự kiện nhà máy điện tách lưới phát độc lập
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện khi nhà máy phải thay đổi công suất để điều khiển tần
số lưới trong khoảng thời gian lưới điện khu vực bị tách ra ngoài lưới điện
quốc gia.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện ghi nhận được về sự cố khu vực có nhà
máy tách lưới phát độc lập;
- Thời điểm hệ thống điều
chỉnh công suất tổ máy chuyển sang chế độ thay đổi công suất để điều khiển tần
số lưới.
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện là thời điểm lưới điện khu vực đã hòa được vào lưới điện quốc gia theo
ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc thời điểm
đơn vị phát điện hoàn thành lệnh Thay đổi công suất tại một mức công suất xác
định theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm lưới điện
khu vực (có nhà máy tách lưới phát độc lập) tách ra ngài hệ thống điện quốc gia
theo ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
b) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện yêu cầu và thông báo cho đơn vị phát
điện lấy theo bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao ghi chép ca vận hành do
đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm hệ thống
điều tốc chuyển đổi chế độ làm việc lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện
cung cấp.
Điều
44. Xác định sự kiện tổ máy đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện khi tổ máy có khoảng thời gian đấu nối lưới điện mua
điện nước ngoài theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện. Khoảng thời gian này được xác định từ thời điểm tổ máy tách ra ngoài lưới
điện quốc gia cho đến thời điểm tổ máy tách ra ngài lưới điện mua điện nước
ngoài.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không) với
lý do chuyển sang nối lưới điện mua điện từ nước ngoài;
- Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực) để tách ra ngoài lưới điện quốc gia với lý do chuyển sang nối lưới điện
mua điện từ nước ngoài;
- Thời điểm đơn vị
phát điện hoàn thành việc chuyển sang nối lưới điện nước ngoài.
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không) với
lý do chuyển sang nối lưới điện quốc gia;
- Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực) để tách ra ngoài lưới điện mua điện nước ngoài với lý do chuyển sang nối
lưới điện quốc gia;
- Thời điểm đơn vị
phát điện hoàn thành việc chuyển sang nối lưới điện quốc gia.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Các thời điểm hoàn
thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Các thời điểm cắt
máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm đơn vị
phát điện hoàn thành việc chuyển sang nối lưới điện nước ngoài hoặc lưới điện
quốc gia lấy theo ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
Điều
45. Xác định sự kiện tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất
công bố trong bản chào lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới theo yêu cầu của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện khi nhà máy thủy điện có khoảng thời gian phát công
suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào lập lịch huy động chu kỳ tới theo
yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trừ trường hợp tổ
máy thuộc nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày khi có đủ
các điều kiện sau:
a) Đối với các trường
hợp công suất công bố bằng không, sự kiện chỉ được xác nhận đối với các trường
hợp quy định tại điểm g khoản 1 Điều 45 Thông tư này.
b) Thời gian Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh huy động tổ máy cao hơn công
suất công bố vượt quá 01 chu kỳ giao dịch.
c) Sản lượng huy động
thực tế của tổ máy điện quy đổi về đầu cực tổ máy cao hơn công suất công bố và
sai số điều độ Ɛ quy định tại Khoản 2 Điều 85 Thông tư này.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện là thời điểm hoàn thành lệnh Phát công suất lớn hơn công suất công bố
trong bản chào lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Thay đổi công suất về một mức mang tải cố định nhỏ hơn hoặc bằng
công suất công bố trong bản chào lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã kết thúc phát công suất lớn hơn công suất công bố
trong bản chào lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới theo lệnh của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào lập lịch
huy động chu kỳ giao dịch tới của đơn vị phát điện lấy theo cơ sở dữ liệu vận
hành thị trường điện;
b) Thời điểm bắt đầu,
hoàn thành lệnh, công suất lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị phát điện;
c) Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã kết thúc phát công suất lớn hơn công suất công bố
trong bản chào lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới lấy từ bản sao ghi âm
công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện hoặc của đơn vị phát điện.
Điều
46. Xác định sự kiện tổ máy có thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ
1. Nhà máy nhiệt điện
có tổ máy ngừng sự cố được xác định có sự kiện trừ trường hợp tổ máy trở lại
trạng thái dự phòng trong thời hạn 72 giờ tính từ chu kỳ có thời điểm tổ máy ngừng
sự cố và lần khởi động sau khi trở lại trạng thái dự phòng này và tổ máy khởi
động thành công.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm tổ máy
bắt đầu sự cố được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất có giá trị hoàn thành lệnh
bằng 0 (không);
- Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã ngừng máy do bị sự cố.
b) Thời điểm tổ máy
trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố được xác định khi có đủ các điều kiện
sau:
- Đơn vị phát điện
thông báo tổ máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố;
- Bản chào giá chu kỳ
giao dịch tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào
chu kỳ giao dịch tới) cập nhật công suất khả dụng phù hợp theo khả năng vận
hành của tổ máy.
c) Thời điểm tổ máy
kết thúc sự cố được xác định theo một trong các thời điểm sau:
- Thời điểm tổ máy
trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi động sau khi trở lại trạng
thái dự phòng này là khởi động thành công. Trong trường hợp, từ thời điểm tổ
máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố tới khi kết thúc tháng M, tổ máy
không có lệnh khởi động (hoặc có lệnh khởi động nhưng thời điểm hòa lưới tổ máy
không nằm trong tháng M), thời điểm kết thúc sự cố tạm thời lấy theo thời điểm
tổ máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố. Trong trường hợp tổ máy chưa xác
định được thời điểm kết thúc sự cố trong tháng M thì thời điểm tổ máy kết thúc
lấy là thời điểm kết thúc tháng M;
- Thời điểm tổ máy
trở lại trạng thái dự phòng và đơn vị phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức
công suất phát ổn định thấp nhất vượt quá 72 giờ, tính từ chu kỳ tổ máy trở lại
trạng thái dự phòng.
- Trong trường hợp,
từ thời điểm tổ máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố tới khi tổ máy tách
sửa chữa theo kế hoạch, tổ máy không có lệnh khởi động, thời điểm kết thúc lấy
theo thời điểm tổ máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào ngày tới,
chu kỳ giao dịch tới của đơn vị phát điện lấy theo cơ sở dữ liệu vận hành thị
trường điện;
b) Thời điểm tổ máy
bắt đầu sự cố, thời điểm tổ máy trở lại trạng thái dự phòng căn cứ theo dữ liệu
từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị
phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao ghi chép ca vận
hành do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm tổ máy
tách ra sửa chữa căn cứ theo thời điểm đơn vị phát điện thông báo tách tổ máy
ra sửa chữa và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt;
d) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh khởi động tổ máy, thời điểm tổ
máy hòa lưới thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi
âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện hoặc của đơn vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã
được xác thực theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát
điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành;
đ) Trong trường hợp,
từ thời điểm tổ máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố tới khi kết thúc
tháng M, tổ máy không có lệnh khởi động (hoặc có lệnh khởi động nhưng thời điểm
hòa lưới tổ máy không nằm trong tháng M) thì trong Bảng xác nhận cần chú thích
rõ là ”tổ máy chưa hòa lưới sau sự cố trong tháng M;
e) Trong trường hợp
tổ máy chưa xác định được thời điểm kết thúc sự cố trong tháng M thì trong Bảng
xác nhận cần chú thích rõ là tổ máy sự cố kéo dài qua tháng M”.
Điều
47. Xác định sự kiện tổ máy kéo dài lịch sửa chữa so với kế hoạch đã được phê
duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện trong trường hợp tổ máy có thời gian sửa chữa lớn hơn
thời gian sửa chữa đã được phê duyệt và đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng
chu kỳ giao dịch.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
và thời điểm kết thúc sửa chữa tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt và đưa
vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch;
b) Thời điểm tổ máy
bắt đầu ngừng sửa chữa thực tế được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không);
- Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo đã tách tổ máy ra sửa chữa theo kế hoạch đã được phê duyệt.
c) Thời điểm tổ máy
trở lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa được xác định khi có đủ các điều kiện
sau:
- Đơn vị phát điện
thông báo tổ máy trả lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa;
- Bản chào giá chu kỳ
giao dịch tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào
chu kỳ giao dịch tới) cập nhật công suất khả dụng phù hợp theo khả năng vận
hành của tổ máy.
d) Thời điểm tổ máy
kết thúc sửa chữa theo thực tế được xác định theo một trong các thời điểm sau:
- Thời điểm tổ máy
trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi động sau khi trở lại trạng thái
dự phòng này là khởi động thành công và tổ máy đạt công suất phát ổn định thấp
nhất;
- Thời điểm tổ máy
trở lại trạng thái dự phòng và từ chu kỳ tổ máy trở lại trạng thái dự phòng đơn
vị phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức công suất phát ổn định thấp nhất
vượt quá 72 giờ.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
và thời điểm kết thúc sửa chữa tổ máy theo kế hoạch và được đưa vào tính sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch căn cứ theo lịch sửa chữa đã được phê
duyệt và được đưa vào tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới;
b) Thời điểm tổ máy
bắt đầu tách ra sửa chữa, kết thúc sửa chữa theo thực tế căn cứ theo dữ liệu từ
hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị
phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao ghi chép ca vận
hành do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh khởi động tổ máy, thời điểm tổ
máy hòa lưới thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi
âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện hoặc của đơn vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã
được xác thực theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát
điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
48. Xác định sự kiện tổ máy của nhà máy điện sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện trong trường hợp tổ máy sửa chữa bất thường ngoài kế
hoạch.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
và thời điểm kết thúc sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch theo phiếu công tác đã
được phê duyệt;
b) Thời điểm tổ máy
bắt đầu ngừng sửa chữa thực tế được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không);
- Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo đã tách tổ máy ra sửa chữa theo phiếu công tác đã được phê
duyệt.
c) Thời điểm tổ máy
trở lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa được xác định khi có đủ các điều kiện
sau:
- Đơn vị phát điện
thông báo tổ máy trả lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa;
- Bản chào giá chu kỳ
giao dịch tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào
chu kỳ giao dịch tới) cập nhật công suất khả dụng phù hợp theo khả năng vận
hành của tổ máy.
d) Thời điểm tổ máy
kết thúc sửa chữa theo thực tế được xác định theo một trong các thời điểm sau:
- Thời điểm tổ máy
trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi động sau khi trở lại trạng
thái dự phòng này là khởi động thành công;
- Thời điểm tổ máy
trở lại trạng thái dự phòng và từ chu kỳ tổ máy trở lại trạng thái dự phòng đơn
vị phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức công suất phát ổn định thấp nhất
vượt quá 72 giờ.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
và thời điểm kết thúc sửa chữa tổ máy ngoài kế hoạch theo phiếu công tác được
phê duyệt;
b) Thời điểm tổ máy
bắt đầu tách ra sửa chữa, kết thúc sửa chữa theo thực tế căn cứ theo dữ liệu từ
hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị
phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao ghi chép ca vận
hành do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh khởi động tổ máy, thời điểm tổ
máy hòa lưới thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi
âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện hoặc của đơn vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã
được xác thực theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát
điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
49. Xác định sự kiện 01 lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi có
thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ
1. Đơn vị phát điện
có lò hơi ngừng sự cố được xác định có sự kiện trừ trường hợp lò hơi trở lại
trạng thái dự phòng trong thời hạn 72 giờ tính từ chu kỳ có thời điểm lò hơi
ngừng sự cố và lần khởi động sau khi trở lại trạng thái dự phòng này là khởi
động thành công.
2. Các thông tin cần
xác nhận gồm có:
a) Thời điểm lò hơi
sự cố được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng lò hơi;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo lò hơi đã ngừng bị sự cố.
b) Thời điểm lò hơi
trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố được xác định khi có đủ các điều kiện
sau:
- Đơn vị phát điện
thông báo lò hơi trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố;
- Bản chào giá chu kỳ
giao dịch tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào
chu kỳ giao dịch tới) cập nhật công suất khả dụng phù hợp theo khả năng vận
hành của tổ máy.
c) Thời điểm lò hơi
kết thúc sự cố được xác định như sau:
- Thời điểm lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi động sau khi trở lại trạng
thái dự phòng này là khởi động thành công. Trong trường hợp, từ thời điểm lò
máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố tới khi kết thúc tháng M, lò hơi
không có lệnh khởi động (hoặc có lệnh khởi động nhưng thời điểm hòa lưới lò hơi
không nằm trong tháng M), thời điểm kết thúc tạm thời lấy theo thời điểm lò
hơi trả lại trạng thái dự phòng. Trong trường hợp lò máy chưa xác định được
thời điểm kết thúc sự cố trong tháng M thì thời điểm lò máy kết thúc lấy là
thời điểm kết thúc tháng M.
- Thời điểm lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng và từ chu kỳ lò hơi trở lại trạng thái dự phòng đơn
vị phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức công suất phát ổn định thấp nhất
phù hợp theo khả năng vận hành của tổ máy vượt quá 72 giờ.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào ngày tới,
chu kỳ giao dịch tới của đơn vị phát điện lấy theo cơ sở dữ liệu vận hành thị
trường điện;
b) Thời điểm lò hơi
sự cố, thời điểm lò hơi trở lại trạng thái dự phòng căn cứ theo dữ liệu từ hệ
thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát
điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc của đơn vị phát điện;
c) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh Hòa hơi lò, thời điểm hòa lò
thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công
nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện hoặc của đơn vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã
được xác thực theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát
điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành;
d) Trong trường hợp,
từ thời điểm lò hơi trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố tới khi kết thúc
tháng M, lò hơi không có lệnh khởi động (hoặc có lệnh khởi động nhưng thời điểm
hòa lưới tổ máy không nằm trong tháng M) thì trong Bảng xác nhận cần chú thích
rõ là lò hơi chưa hòa lưới sau sự cố trong tháng M;
đ) Trong trường hợp
lò hơi chưa xác định được thời điểm kết thúc sự cố trong tháng M thì trong Bảng
xác nhận cần chú thích rõ là lò hơi sự cố kéo dài qua tháng M.
Điều
50. Xác định sự kiện 01 lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi kéo
dài lịch sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện trong trường hợp lò hơi có thời gian sửa chữa lớn hơn
thời gian sửa chữa đã được phê duyệt và đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng
chu kỳ giao dịch.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
và thời điểm kết thúc sửa chữa lò hơi theo kế hoạch đã được phê duyệt và đưa
vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch;
b) Thời điểm lò hơi
bắt đầu ngừng sửa chữa thực tế được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng lò hơi;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo đã tách lò hơi ra sửa chữa theo kế hoạch đã được phê duyệt.
c) Thời điểm lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa được xác định khi có đủ các điều kiện
sau:
- Đơn vị phát điện
thông báo lò hơi trả lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa;
- Bản chào giá chu kỳ
giao dịch tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào
chu kỳ giao dịch tới) cập nhật công suất khả dụng phù hợp theo khả năng vận
hành của tổ máy.
d) Thời điểm lò hơi
kết thúc sửa chữa theo thực tế được xác định theo một trong các thời điểm sau:
- Thời điểm lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi động sau khi trở lại trạng
thái dự phòng này là khởi động thành công;
- Thời điểm lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng và từ chu kỳ lò hơi trở lại trạng thái dự phòng đơn
vị phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức công suất phát ổn định thấp nhất
phù hợp theo khả năng vận hành của tổ máy vượt quá 72 giờ.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
và thời điểm kết thúc sửa chữa lò hơi theo kế hoạch và được đưa vào tính sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch căn cứ theo lịch sửa chữa đã được phê
duyệt và được đưa vào tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới;
b) Thời điểm lò hơi
bắt đầu tách ra sửa chữa, kết thúc sửa chữa theo thực tế căn cứ theo dữ liệu từ
hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị
phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc của đơn vị phát điện;
c) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh khởi động lò hơi, thời điểm hòa
lò thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công
nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện hoặc của đơn vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã
được xác thực theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát
điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
51. Xác định sự kiện 01 lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi có
sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện trong trường hợp lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có
sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch.
2. Các thông tin cần
xác nhận gồm có:
a) Thời điểm bắt đầu
và thời điểm kết thúc sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch của lò hơi theo phiếu
công tác đã được phê duyệt;
b) Thời điểm lò hơi
sửa chữa ngoài kế hoạch được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng lò hơi;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo lò hơi của tổ máy tách ra sửa chữa theo phiếu công tác đã
được phê duyệt.
c) Thời điểm lò hơi
trả lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa được xác định khi có đủ các điều kiện
sau:
- Đơn vị phát điện
thông báo lò hơi trả lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa;
- Bản chào giá chu kỳ
giao dịch tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào
chu kỳ giao dịch tới) cập nhật công suất khả dụng phù hợp theo khả năng vận
hành của tổ máy.
c) Thời điểm lò hơi
kết thúc sửa chữa được xác định như sau:
- Thời điểm lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi động sau khi trở lại trạng
thái dự phòng này là khởi động thành công.
- Thời điểm lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng và từ chu kỳ lò hơi trở lại trạng thái dự phòng đơn
vị phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức công suất phát ổn định thấp nhất
phù hợp theo khả năng vận hành của tổ máy vượt quá 72 giờ.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
và thời điểm kết thúc sửa chữa ngoài kế hoạch của lò hơi tổ máy theo phiếu công
tác được phê duyệt;
b) Thời điểm lò hơi
của tổ máy bắt đầu tách ra sửa chữa, kết thúc sửa chữa theo thực tế căn cứ theo
dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và
đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao ghi chép
ca vận hành do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh Hòa hơi lò, thời điểm hòa lò
thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công
nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện hoặc của đơn vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã
được xác thực theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát
điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
52. Nhà máy nhiệt điện vận hành trong thời gian thiếu nhiên liệu
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện nhà máy nhiệt điện vận hành trong thời gian thiếu
nguồn nhiên liệu trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có công bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí hoặc tổ máy nhiệt
điện than xảy ra tình trạng thiếu nhiên liệu dẫn đến sản lượng điện năng tương
ứng với mức công suất công bố trong bản chào chu kỳ tới của nhà máy điện thấp
hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện là thời điểm bắt đầu của chu kỳ có công bố thông tin về việc thiếu
nguồn nhiên liệu khí hoặc tổ máy nhiệt điện than thiếu nhiên liệu than dẫn đến
sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất công bố trong bản chào chu kỳ
tới của nhà máy điện thấp hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy;
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện là thời điểm kết thúc của chu kỳ có công bố thông tin về việc thiếu
nguồn nhiên liệu khí hoặc tổ máy nhiệt điện than thiếu nhiên liệu than dẫn đến
sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất công bố trong bản chào chu kỳ
tới của nhà máy điện thấp hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy;
c) Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm: Thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí hoặc tổ
máy nhiệt điện than thiếu nhiên liệu than dẫn đến sản lượng điện năng tương ứng
với mức công suất công bố trong bản chào chu kỳ tới của nhà máy điện thấp hơn
sản lượng hợp đồng của nhà trên Trang thông tin điện tử thị trường điện.
Điều
53. Nhà máy điện tuabin khí vận hành trong thời gian thay đổi kế hoạch bảo
dưỡng sửa chữa khí so với kế hoạch tháng
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện Nhà máy điện tuabin khí vận hành trong thời gian thay
đổi kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa khí so với kế hoạch tháng trong trường hợp Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có công bố thông tin về việc thay
đổi kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí so với kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa
hệ thống khí đã được sử dụng trong phân bổ sản lượng hợp đồng chu kỳ trong kế
hoạch tháng.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Ngày bắt đầu ngừng
cấp khí hoàn toàn và Ngày kết thúc sửa chữa hệ thống khí và khôi phục cấp khí
theo kế hoạch và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch căn
cứ theo kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí do đơn vị cung cấp nhiên liệu
công bố được đưa vào tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện tháng;
b Ngày bắt đầu ngừng
cấp khí hoàn toàn và Ngày kết thúc sửa chữa hệ thống khí và khôi phục cấp khí
theo thông báo cập nhật về bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí do đơn vị cung cấp
nhiên liệu công bố trong tháng;
c) Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm: Thông tin về việc kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ
thống khí được đơn vị cung cấp nhiên liệu công bố theo kế hoạch tháng và thông
tin cập nhật.
Điều
54. Xác định sự kiện tổ máy có thời gian khởi động kéo dài hơn so với quy định
của hợp đồng mua bán điện 02 giờ
1. Nhà máy nhiệt điện
được xác định có sự kiện tổ máy có thời gian khởi động kéo dài khi có tổ máy có
thời gian khởi động tính từ lúc bắt đầu khởi động đến thời điểm hoà lưới lớn
hơn 02 giờ so với thời gian khởi động theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.
Đơn vị mua điện có trách nhiệm cung cấp thời gian khởi động theo từng trạng
thái của từng tổ máy theo quy định tại hợp đồng mua bán điện định kỳ hàng năm
và khi có thay đổi thông tin.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm ngừng
máy gần nhất được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất có giá trị hoàn thành lệnh
bằng 0 (không);
- Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã tách lưới.
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã ngừng máy do bị sự cố (nếu ngừng máy do sự cố).
b) Thời điểm tổ máy
bắt đầu khởi động được xác định là thời điểm Đơn vị vận hành Hệ thống điện và
thị trường điện lệnh khởi động tổ máy.
c) Thời điểm tổ hòa
lưới được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Hòa lưới hoặc lệnh Khởi động và hòa lưới tổ máy;
- Thời điểm đóng máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã hòa lưới thành công.
- Thời gian khởi động
từ thời điểm tổ máy bắt đầu khởi động đến khi tổ máy hòa lưới
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào ngày tới,
chu kỳ giao dịch tới của đơn vị phát điện lấy theo cơ sở dữ liệu vận hành thị
trường điện;
b) Thời điểm tổ máy
ngừng máy do sự cố hoặc tách ra sửa chữa hoặc ngừng dự phòng căn cứ theo dữ
liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và
đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao ghi chép
ca vận hành do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh khởi động tổ máy, thời điểm tổ
máy hòa lưới thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi
âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện hoặc của đơn vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã
được xác thực theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát
điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
55. Xác định sự kiện tổ máy phát hoặc nhận công suất phản kháng trong chế độ
chạy bù đồng bộ
1. Đơn vị phát điện
được xác định có tổ máy phát hoặc nhận công suất phản kháng trong chế độ chạy
bù đồng bộ khi tổ máy vận hành trong chế độ bù đồng bộ theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Các thông tin cần
xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Chuyển bù;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo đã chuyển bù thành công.
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Chuyển phát hoặc thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng tổ máy;
- Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo đã chuyển phát thành công hoặc ngừng máy.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Các thời điểm hoàn
thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo chuyển bù, chuyển phát hoặc ngừng máy thành công lấy theo
bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện hoặc của đơn vị phát điện;
c) Thời điểm cắt máy
cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp.
Điều
56. Xác định sự kiện tổ máy nhiệt điện tuabin khí có chung đuôi hơi có thời điểm
vận hành chu trình đơn theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện khi tổ máy tuabin khí có một khoảng thời gian vận hành
chu trình đơn theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
hoặc khi lò thu hồi nhiệt, tổ máy tuabin hơi bị sự cố nhưng Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện vẫn đồng ý cho vận hành chu trình đơn.
Không áp dụng xác
nhận sự kiện cho khoảng thời gian vận hành chu trình đơn trong quá trình khởi
động tổ máy và hòa lưới chu trình hỗn hợp hoặc quá trình ngừng máy từ chu trình
hỗn hợp.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện:
- Trường hợp tổ máy
tuabin khí đang vận hành chu trình hỗn hợp, thời điểm bắt đầu sự kiện được xác
định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng hoàn
toàn van cách ly của lò thu hồi nhiệt;
+ Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin hơi (đối với tổ máy không có máy
cắt đầu cực);
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng lò.
- Trường hợp tổ máy
tuabin khí đang ngừng máy, thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự
ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin khí (đối với tổ máy không có máy
cắt đầu cực);
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Khởi động và hòa lưới tổ máy tuabin khí;
+ Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã hòa lưới.
+ Trường hợp tổ máy
tuabin khí đang khởi động chu trình hỗn hợp, lò thu hồi nhiệt, tổ máy tuabin
hơi bị sự cố nhưng Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vẫn đồng ý
cho vận hành chu trình đơn, thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định là thời điểm
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đồng ý cho vận hành chu trình
đơn để đáp ứng nhu cầu hệ thống.
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện:
- Trường hợp tổ máy
tuabin khí chuyển từ vận hành chu trình đơn sang vận hành chu trình hỗn hợp,
thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin hơi (đối với tổ máy không có máy
cắt đầu cực);
+ Thời điểm đóng hoàn
toàn các van xả (van bypass) và tín hiệu mở hoàn toàn các van cách ly lò thu
hồi nhiệt;
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Hòa hơi lò.
- Trường hợp tổ máy
tuabin khí ngừng máy khi đang vận hành chu trình đơn, thời điểm kết thúc sự
kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin khí (đối với tổ máy không có máy
cắt đầu cực);
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không).
c) Lý do vận hành chu
trình đơn;
d) Trường hợp tổ máy
có chuyển đổi nhiên liệu trong quá trình vận hành chu trình đơn, đơn vị phát
điện cần cung cấp các dữ liệu theo quy định tại khoản 2 và
khoản 3 Điều 57 Phụ lục này.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Các thời điểm hoàn
thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Các thời điểm
đóng, cắt máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Các thời điểm
đóng, mở van xả (van bypass), van cách ly lò thu hồi nhiệt lấy theo bản ghi DCS
do đơn vị phát điện cung cấp;
d) Dữ liệu khác theo
quy định tại khoản 3 Điều 57 Phụ lục này.
Điều
57. Xác định sự kiện tổ máy nhiệt điện tuabin khí có chung đuôi hơi vận hành
với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện khi tổ máy tuabin khí có một khoảng thời gian vận hành
với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Thông tin cần xác
nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện:
- Trường hợp tổ máy
tuabin khí chuyển sang vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên
liệu chính khi đang vận hành nhiên liệu chính, thời điểm bắt đầu sự kiện được
xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm van dầu
bắt đầu mở;
+ Thời điểm bắt đầu
thực hiện lệnh Chuyển đổi nhiên liệu để chuyển từ nhiên liệu chính sang nhiên
liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính.
- Trường hợp tổ máy
tuabin khí hòa lưới và vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên
liệu chính, thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin khí (đối với tổ máy không có máy
cắt đầu cực);
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Khởi động và hòa lưới tổ máy tuabin khí.
b) Thời điểm hoàn
thành lệnh Chuyển đổi nhiên liệu sang nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên
liệu chính;
c) Thời điểm bắt đầu lệnh
Chuyển đổi nhiên liệu sang nhiên liệu chính;
d) Thời điểm kết thúc
sự kiện
- Trường hợp tổ máy
tuabin khí chuyển sang vận hành nhiên liệu chính khi đang vận hành với nhiên
liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính, thời điểm kết thúc sự kiện được
xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm van dầu
đóng hoàn toàn;
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Chuyển đổi nhiên liệu sang sử dụng hoàn toàn nhiên liệu chính.
- Trường hợp tổ máy
tuabin khí ngừng máy khi đang vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải
nhiên liệu chính, thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
+ Thời điểm cắt máy
cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin khí (đối với tổ máy không có máy
cắt đầu cực);
+ Thời điểm hoàn
thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không).
đ) Tỷ lệ % (phần
trăm) vận hành không phải nhiên liệu chính lấy theo tỉ lệ dầu chỉnh định.
3. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu,
hoàn thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Thời điểm đóng,
cắt máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm đóng, mở
van dầu lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
d) Tỷ lệ dầu chỉnh
định lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp.
Điều
58. Xác định sự kiện nhà máy tham gia dự phòng điều tần theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện
1. Đơn vị phát điện
được xác định có sự kiện khi nhà máy có khoảng thời gian đảm nhận chức năng điều
tần theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Thông tin cần xác
nhận đối với các nhà máy không kết nối AGC bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện là thời điểm hoàn thành lệnh Điều tần hoặc thời điểm đơn vị phát điện
thông báo đã chuyển nhà máy sang chế độ Điều tần;
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện là:
- Thời điểm hoàn
thành lệnh Thay đổi công suất về một mức mang tải cố định;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo các tổ máy đã phát cố định tại mức công suất xác định.
3. Thông tin cần xác
nhận đối với các nhà máy kết nối AGC bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm bắt đầu
sự kiện là thời điểm hoàn thành việc bắt đầu tham gia cung cấp dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp qua AGC theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện.
- Thời điểm bắt đầu
sự kiện là thời điểm hoàn thành việc bắt đầu tham gia cung cấp dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp qua AGC theo dữ liệu từ hệ thống SCADA/EMS do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện ghi nhận.
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm kết thúc
sự kiện là thời điểm hoàn thành việc kết thúc tham gia cung cấp dịch vụ điều
khiển tần số thứ cấp theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và đơn vị phát điện.
- Thời điểm kết thúc
sự kiện là thời điểm hoàn thành kết thúc tham gia cung cấp dịch vụ điều khiển
tần số thứ cấp theo dữ liệu từ hệ thống SCADA/EMS do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện ghi nhận.
4. Dữ liệu phục vụ
xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm hoàn
thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo nhà máy điện kết thúc điều tần lấy từ bản sao ghi âm công
nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện hoặc của đơn vị phát điện.
Điều
59. Trình tự thực hiện xác nhận sự kiện ngày D
1. Việc xác nhận sự
kiện ngày D phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường điện được thực hiện
theo trình tự sau:
a) Xác định các sự
kiện tính toán;
b) Xác nhận các sự
kiện thanh toán.
2. Trình tự xác định
các sự kiện tính toán
a) Trước 10h00 ngày
D+1, đơn vị phát điện có trách nhiệm công bố lên Trang thông tin điện tử thị
trường điện:
- Các sự kiện phục vụ
các khoản thanh toán trên thị trường điện ngày D của đơn vị mình (nếu có);
- Các dữ liệu phục vụ
việc xác nhận các sự kiện này.
b) Trước 15h00 ngày
D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện có
trách nhiệm phối hợp xác nhận các sự kiện đã được công bố trên trang Thông tin
điện tử thị trường điện căn cứ vào:
- Các dữ liệu do đơn
vị phát điện cung cấp;
- Các dữ liệu do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập;
- Việc xác nhận sự
kiện theo quy định tại Chương này.
Sự kiện được Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận được sử dụng làm sự kiện
tính toán.
c) Đơn vị phát điện
không công bố sự kiện theo khung thời gian quy định tại Điểm a Khoản này, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định và công bố
sự kiện tính toán cho đơn vị đó căn cứ:
- Các dữ liệu do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập;
- Việc xác nhận sự
kiện theo quy định tại Chương này.
d) Đơn vị phát điện
đã công bố sự kiện theo khung thời gian quy định tại điểm a khoản này nhưng
chưa thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện sự kiện này theo khung thời
gian quy định tại điểm b khoản này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác định sự kiện tính toán cho đơn vị đó căn cứ vào ghi
nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện.
3. Trình tự xác nhận
các sự kiện thanh toán
a) Sự kiện tính toán
được xác định theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều này thì sự kiện tính toán được
sử dụng làm sự kiện thanh toán;
b) Sự kiện tính toán
được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều này:
- Trước ngày D+4, đơn
vị phát điện có trách nhiệm công bố ý kiến phản hồi đối với sự kiện tính toán
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trên Trang thông
tin điện tử thị trường điện;
- Trong thời hạn 02
ngày làm việc, kể từ ngày đơn vị phát điện công bố ý kiến phản hồi đối với một
sự kiện tính toán, đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện thống nhất sự kiện đó;
- Sự kiện được Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống nhất được sử dụng làm sự kiện
thanh toán;
- Đơn vị phát điện
không công bố ý kiến phản hồi theo khung thời gian quy định tại Điểm này, sự kiện
tính toán được sử dụng làm sự kiện thanh toán;
- Ý kiến phản hồi của
đơn vị phát điện không được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
thống nhất theo khung thời gian quy định tại Điểm này, sự kiện thanh toán được
tạm xác định căn cứ vào ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
c) Sự kiện tính toán
được xác định theo quy định tại điểm d khoản 2 Điều này:
- Trước ngày D+6, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện có trách nhiệm
tiếp tục phối hợp xác nhận sự kiện này;
- Sự kiện được Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận được sử dụng làm sự kiện
thanh toán;
- Đơn vị phát điện
không thống nhất được với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sự
kiện theo khung thời gian quy định tại Điểm này, sự kiện thanh toán được xác
định căn cứ vào ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
60. Trình tự xác nhận sự kiện tháng M
1. Sau khi kết thúc
tháng M, đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện để hoàn thiện hồ sơ xác nhận sự kiện tháng của tháng M.
Hồ sơ bao gồm các sự kiện ngày đã thống nhất của tháng M theo quy định tại Điều 59 Phụ lục này và theo Biểu
mẫu 15 tại Phụ lục VI Thông tư này.
Đơn vị phát điện phải
chịu trách nhiệm về tính chính xác đối với các sự kiện được liệt kê trong hồ sơ
yêu cầu.
2. Trong thời hạn 03
ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ xác nhận sự kiện tháng của tháng M
của đơn vị phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm kiểm tra, đối soát hồ sơ xác nhận sự kiện tháng của tháng M và thống nhất
với đơn vị phát điện để loại bỏ các sự kiện sai khác hoặc bổ sung các sự kiện
(nếu có).
Đơn vị phát điện và
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký
số để ký xác nhận bảng xác nhận sự kiện tháng M.
DANH MỤC SƠ ĐỒ
(Kèm
theo Phụ lục III. Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện)
|
STT
|
TÊN
SƠ ĐỒ
|
|
Sơ đồ 01
|
Trình tự tính toán
và lập bảng kê thanh toán
|
|
Sơ đồ 02
|
Trình tự xác nhận
các sự kiện trong thị trường điện
|
|
Sơ đồ 03
|
Thời gian biểu lập
và công bố bảng kê thanh toán
|
Sơ đồ 01 - Trình tự tính toán và lập bảng kê
thanh toán
Sơ đồ 02 - Trình tự xác nhận các sự kiện
trong thị trường điện
