|
BỘ CÔNG THƯƠNG
CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 73/QĐ-ĐTĐL
|
Hà Nội, ngày 24
tháng 9 năm 2021
|
QUYẾT ĐỊNH
BAN
HÀNH QUY TRÌNH LẬP LỊCH HUY ĐỘNG VÀ VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC
CỤC TRƯỞNG CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
Căn cứ Quyết định số 3771/QĐ-BCT ngày 02
tháng 10 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định chức năng, nhiệm vụ,
quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực;
Căn cứ Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15
tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán
buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện;
Căn cứ 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;
Theo đề nghị của Trưởng phòng Thị trường
điện,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban
hành kèm theo Quyết định này Quy trình lập lịch huy động vả vận hành thời gian
thực hướng dẫn thực hiện Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018
của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh
tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19
tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định
giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện và 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 .
Điều 2. Quyết
định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký và thay thế Quyết định số
42/QĐ-ĐTĐL ngày 16 tháng 3 năm 2020 của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban
hành Quy trình lập lịch huy động và vận hành thời gian thực.
Điều 3. Ghánh
Văn phòng Cục, các Trưởng phòng, Giám đốc Trung tâm Nghiên cửu phát triển thị
trường điện lực và Đào tạo thuộc Cục Điều tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập đoàn
Điện lực Việt Nam, Giám đốc các đơn vị điện lực và các tổ chức, cá nhân có liên
quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
Nơi nhận:
-
Bộ trưởng (để b/c);
- Thứ trưởng Đặng Hoàng An (để b/c);
- Cục trưởng (để b/c);
- Như Điều 3;
- Lưu: VT, PC, TTĐ.
|
KT. CỤC TRƯỞNG
PHÓ CỤC TRƯỞNG
Phạm Quang Huy
|
QUY TRÌNH
LẬP
LỊCH HUY ĐỘNG VÀ VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC
(Ban hanh kèm theo Quyết định số 73/QĐ-ĐTĐL ngày 24 tháng 9 năm 2021 của Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực)
Chương 1
QUY ĐỊNH
CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh
Quy trình này quy định về trình tự, phương
pháp và trách nhiệm của các đơn vị trong việc lập lịch huy động tổ máy ngày
tới, chu kỳ giao dịch tới, vận hành thời gian thực trong thị trường điện.
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
Quy trình này áp dụng đối với các đơn vị sau
đây:
1. Đơn vị mua buôn điện.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 3. Giải thích từ
ngữ
Trong Quy trình này, các từ ngữ dưới đây được
hiểu như sau:
1. AGC (viết tắt theo tiếng Anh:
Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm
công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của hệ thống điện
ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát
điện.
2. Bản chào giá là bản chào bán điện
năng lên thị trường điện của mỗi tổ máy, được đơn vị chào giá nộp cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào giá quy định tại
Quy trình này.
3. Bản chào giá lập lịch là bản chào
giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch
huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới.
4. Bản chào giá mặc định là bản chào
giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng
để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp không nhận
được bản chào giá hợp lệ của Đơn vị phát điện.
5. Can
thiệp vào thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường
của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp
dụng để xử lý các tình huống quy định tại Điều 45 Quy trình này.
6. Công
suất công bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được
đơn vị chào giá hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị
phát điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị
trường điện.
7. Công
suất điều độ là mức công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
8. Công
suất huy động chu kỳ giao dịch tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự
kiến được huy động cho chu kỳ giao dịch đầu tiên trong lịch huy động chu kỳ
giao dịch tới.
9. Công
suất huy động ngày tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được
huy động cho các chu kỳ giao dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập
lịch có ràng buộc.
10. Dịch
vụ phụ trợ là các dịch vụ điều 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.
11. Dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số là dịch vụ phụ trợ phục vụ công tác điều
khiển tần số thứ cấp theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ
Công Thương ban hành.
12. Đơn
vị chào giá là các đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện,
bao gồm các đơn vị phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực
tiếp và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
13. Đơn
vị mua buôn điện là đơn vị điện lực có chức năng mua buôn điện trên thị trường
điện giao ngay (tại các điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân
phối điện và tại các điểm giao nhận với các nhà máy điện trên lưới phân phối).
Trong giai đoạn đầu vận hành thị trường điện, đơn vị mua buôn điện bao gồm 05
Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Tổng công ty Điện lực
miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh).
14. Đơn
vị mua điện là đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện với vai trò là bên
mua điện, bao gồm đơn vị mua buôn điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Công ty
Mua bán điện - đơn vị được Tập đoàn Điện lực Việt Nam ủy quyền thực hiện chức
năng mua điện).
15. Đơn
vị nhập khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp
đồng nhập khẩu điện, trong đó các điểm giao nhận nhập khẩu trên lưới điện
truyền tải có đấu nối hoặc không đấu nối vào hệ thống điện quốc gia theo quy
định.
16. Đơn
vị phát điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị
trường điện và ký hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với đơn vị mua
điện.
17. Đơn
vị phát điện gián tiếp giao dịch là Đơn vị phát điện có nhà máy điện
không chào giá trực tiếp trên thị trường điện và không áp dụng cơ chế thanh
toán trên thị trường điện.
18. Đơn
vị phát điện trực tiếp giao dịch là Đơn vị phát điện có nhà máy điện được
chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
19. Đơn
vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực
trong lĩnh vực truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện
truyền tải quốc gia.
20. Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển
quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc
gia, điều hành giao dịch thị trường điện.
21.
Đơn vị xuất khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các
hợp đồng xuất khẩu điện với điểm giao nhận xuất khẩu trên lưới điện truyền tải
thuộc hệ thống điện quốc gia theo quy định.
22. Giá
sàn bản chào là mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một
tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.
23. Giá
trần bản chào là mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một
tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.
24. Giá
trị nước là mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ
thủy điện khi được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong
tương lai, tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.
25. Hệ
thống thông tin thị trường điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ
liệu phục vụ quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện quản lý.
26. Hợp
đồng mua bán điện là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa đơn vị mua điện với
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
27. Lập
lịch có ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo
phương pháp tối thiểu chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong
hệ thống điện.
28. Lập
lịch không ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện
theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong
hệ thống điện.
29. Lịch
huy động chu kỳ giao dịch tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để
phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và các chu kỳ
giao dịch trong 03 giờ liền kề sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán, công bố.
30. Lịch
huy động ngày tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và
cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
31. Mô
hình mô phỏng thị trường điện là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động
các tổ máy phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và
tuần.
32. Mô
hình tính toán giá trị nước là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện
để tính toán giá trị nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
33. Mức
nước giới hạn là mức nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối
mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy định tại Quy trình thực
hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện
lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành.
34. Mức
nước tối ưu là mức nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối
mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện
đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện tính toán và công bố.
35. Năm
N là năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
36. Ngày
D là ngày giao dịch hiện tại.
37. Nhà
máy điện BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh
doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có
thẩm quyền.
38. Nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thủy điện trong danh mục
nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc
phòng, an ninh do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc thuộc danh mục nhà máy
điện phối hợp vận hành với nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về
kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Bộ Công Thương phê duyệt.
39. Nhóm
nhà máy thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó
lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ
hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thủy điện bậc thang dưới và giữa
hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.
40. Nguồn
khí PM3 là nguồn khí thiên nhiên được lấy từ mỏ PM3-CAA và lô 46 Cái Nước
cung cấp cho Cụm nhà máy điện Cà Mau.
41. Nguồn
khí Nam Côn Sơn là nguồn khí thiên nhiên được lấy từ bể khí Nam Côn Sơn,
cung cấp cho các nhà máy điện tuabin khí khu vực Đông Nam Bộ (Phú Mỹ 1, Phú Mỹ
2.1, Phú Mỹ 2.1 mở rộng, BOT - Phú Mỹ 2.2, BOT - Phú Mỹ 3, Phú Mỹ 4, Nhơn Trạch
1, Nhơn Trạch 2, Bà Rịa).
42. Nguồn
khí Cửu Long là nguồn khí đồng hành được lấy từ bể khí Cửu Long, cung cấp
cho các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.1 mở rộng và Phú Mỹ 4.
43. Nút
giao dịch là vị trí được sử dụng để xác định sản lượng điện năng giao nhận
cho các giao dịch mua bán điện trên thị trường điện giao ngay trong thị trường
điện.
44. Phần
mềm lập lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ
giao dịch tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường điện.
45. Phần
mềm tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn là phần mềm để tính toán lịch lên xuống
các tổ máy nhiệt điện và biểu đồ huy động của các tổ máy được Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành thị trường
điện tuần và tính toán lập biểu đồ của các nhà máy điện ngoài thị trường điện.
46. Phụ
tải hệ thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy
đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một
chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất
đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW không tham gia thị trường điện và sản lượng của các
nhà máy thủy điện bậc thang trên cùng một dòng sông thuộc một Đơn vị phát điện
có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 60 MW (đáp ứng tiêu chuẩn áp dụng biểu
giá chi phí tránh được).
47. PV
Gas là Tổng công ty khí Việt Nam.
48. Suất
hao nhiệt là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản
xuất ra một đơn vị điện năng.
49. Tháng
M là tháng hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương
lịch.
50. Thị
trường điện giao ngay là thị trường thực hiện lập lịch huy động, tính toán
giá thị trường theo bản chào và thanh toán theo từng chu kỳ giao dịch trong
ngày cho các giao dịch mua bán điện năng giữa các đơn vị phát điện và các đơn
vị mua điện.
51. Thiếu
công suất là tình huống khi tổng công suất công bố của tất cả các Đơn vị
phát điện nhỏ hơn nhu cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.
52. Thông
tin bảo mật là các thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa
thuận giữa các bên.
53. Thông
tin thị trường là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động
của thị trường điện.
54. Thời
điểm chấm dứt chào giá là thời điểm mà sau đó các Đơn vị phát điện không
được phép thay đổi bản chào giá ngày tới, trừ các trường hợp đặc biệt được quy
định trong Quy trình này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá
ngày D là 11h30 của ngày D-1.
55. Thứ
tự huy động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên
tắc về giá từ thấp đến cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.
56. Thừa
công suất là tình huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn
của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và công suất dự kiến huy động của
các nhà máy điện thuộc các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện công bố tại một miền hoặc cả hệ thống
điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo.
57. Tổ
máy khởi động chậm là tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hòa lưới
trong thời gian nhỏ hơn 30 phút.
58. Tuần
T là tuần hiện tại vận hành thị trường điện.
59. Vi
phạm 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 lớn hơn giới hạn tổng công
suất của các nhà máy này được tính toán quy đổi từ giới hạn khí. Vi phạm 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.
Chương II
CÁC NGUYÊN TẮC CHUNG
Điều 4.
Công bố và cung cấp thông tin
Các đơn
vị có trách nhiệm công bố và cung cấp thông tin theo quy định tại Quy trình
Quản lý, vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện do Cục
Điều tiết điện lực ban hành theo thứ tự ưu tiên sau đây:
1. Trang
thông tin điện tử thị trường điện.
2. Thư
điện tử từ địa chỉ do các đơn vị đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện.
3. Fax
theo số fax do các đơn vị đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
4. Giao
dịch trực tiếp qua đường điện thoại có ghi âm hoặc nộp trực tiếp tại trụ sở Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Các đơn
vị phát điện chỉ thực hiện công bố và cung cấp thông tin theo quy định tại
khoản 2, khoản 3 và khoản 4 Điều này khi đã thông báo và nhận được sự chấp
thuận của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 5.
Ngày giao dịch, chu kỳ giao dịch, chu kỳ điều độ
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 phút thứ 00 và phút thứ 30 của
mỗi giờ trong ngày giao dịch.
3. Chu kỳ
điều độ là 30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu phút thứ 00 và phút thứ 30 của
mỗi giờ trong ngày giao dịch.
Điều 6.
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) Mức
giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng
tháng;
b) Giá
sàn của tổ máy nhiệt điện là 01 đồng/kWh.
3. Đối
với tổ máy thủy điện:
a) Giá
trần bản chào của các tổ máy thủy điện được thực hiện theo quy định tại Điều 7
Quy trình này;
b) Giá
sàn bản chào của tổ máy thủy điện là 0 đồng/kWh.
Điều 7.
Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện
1. Giá
trần bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác
định căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà máy, cụ thể như sau:
a) Giá
trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:
- 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 thủy điện cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ
máy nhiệt điện trong tháng tới.
2. Giá
trần bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần
được xác định bằng giá trị lớn nhất của:
a) 120%
giá trị nước cao nhất của các nhà máy thủy điện tham gia thị trường;
b) 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.
3. 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, trường hợp nhà máy thủy điện có hồ chứa
điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần sử dụng giá trị nước cao nhất của các nhà máy
thủy điện tham gia thị trường (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 thủy điện vi phạm mức 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 vi phạm mức nước giới
hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại khoản 1 hoặc
khoản 2 Điều này từ thứ Ba tuần kế tiếp. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO
đắt nhất trong hệ thống điện;
c) Trường
hợp nhà máy thủy điện đặt tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công
bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn
hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành thì giá trần bản chào của nhà máy thủy
điện trong miền này của tuần đánh giá 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 thủy điện tham gia thị
trường điện theo quy định tại khoản 1 và khoản 2 và khoản 3 Điều này;
b) Công
bố kết quả tính toán giá trần bản chào của từng tổ máy thủy điện của nhà máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần tham gia thị trường điện
áp dụng cho tuần tới và các thông số đầu vào phục vụ tính toán bao gồm: Giá trị
nước, giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện, giá trung
bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường
điện trong kế hoạch vận hành tháng.
5. Nhà
máy thủy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm:
a) Chào
giá tuân thủ các quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào;
b) Đáp
ứng các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ du và các ràng buộc
về thủy văn khác.
Điều 8.
Bản chào giá mặc định
1. Đối
với các nhà máy nhiệt điện, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần
nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng
thái vận hành thực tế của tổ máy, bản chào giá mặc định là bản chào giá tương
ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc
định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng
bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với
các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện trước ngày 28 hàng tháng.
2. Đối
với các nhà máy thủy điện:
a) Đối
với các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, bản chào giá mặc
định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật
bản chào giá sửa đổi cho phù hợp với tình hình thực tế để đáp ứng yêu cầu hệ
thống điện;
b) Đối
với nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên và nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang, bản chào giá mặc định như sau:
- Áp dụng
mức giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước
hạ du;
- Áp dụng
mức giá trần bản chào của tổ máy quy định tại Điều 7 Quy trình này cho phần sản
lượng còn lại.
c) Bản
chào của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn được
đơn vị chào giá thực hiện theo nguyên tắc sau:
- Chào
giá sàn cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo
yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền;
- Chào
giá trần cho phần sản lượng còn lại. Giá trần bản chào áp dụng cho nhà máy thủy
điện vi phạm mức nước giới hạn 02 tuần liên tiếp được quy định tại điểm a khoản
3 Điều 7 Quy trình này.
Đơn vị
chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tuần tới của
các tổ máy thủy điện và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện trước 15h00 ngày thứ Bảy hàng tuần. Trong trường hợp Đơn vị chào giá không
gửi bản chào giá mặc định hoặc bản chào mặc định không đúng quy định, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng bản chào giá
mặc định theo nguyên tắc quy định tại Điểm này cho tổ máy để sử dụng làm bản
chào giá lập lịch.
Điều 9.
Xuất, nhập khẩu điện trong lập lịch huy động
1. Sản
lượng điện năng xuất khẩu trong lập lịch huy động được tính như phụ tải tại
điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán dự báo phụ tải hệ thống phục vụ lập
lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới.
2. Sản
lượng điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động được tính như nguồn phải phát
với biểu đồ đã được công bố trước trong lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ
giao dịch tới.
Điều 10. Nguyên tắc cung cấp khí cho phát điện
Đơn vị
phát điện có trách nhiệm phối hợp với đơn vị cấp khí và vận hành hệ thống khí
để đảm bảo cung cấp khí cho phát điện theo quy định của cơ quan nhà nước có
thẩm quyền.
Điều 11. Nguyên tắc sử dụng nguồn khí
1. Nguồn
khí Cửu Long được ưu tiên sử dụng trước nguồn khí Nam Côn Sơn để sử dụng hết
lượng khí đồng hành.
2. Đảm
bảo cung cấp khí Nam Côn Sơn cho các Nhà máy điện BOT Phú Mỹ 2.2 và Phú Mỹ 3
theo cam kết của hợp đồng mua bán điện tương ứng.
3. Tính
toán việc sử dụng khí của các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện
căn cứ theo lịch huy động được lập theo bản chào giá của các Đơn vị phát điện
trên cơ sở sử dụng tối ưu nguồn khí theo quy định tại Điều 20 Quy trình này.
Điều 12. Nguyên tắc lựa chọn tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số
1. Các tổ
máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số phải đảm bảo yêu cầu kỹ thuật
của các tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần theo quy định tại Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Việc
lựa chọn tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần và dự phòng quay được thực hiện theo
thứ tự ưu tiên như sau:
a) Đảm
bảo các ràng buộc vận hành của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện miền;
b) Tốc độ
tăng giảm tải;
c) Đảm
bảo tối ưu chi phí mua điện;
d) Đảm
bảo tối ưu sử dụng nước.
Điều 13. Các bước xác định lượng công suất dự phòng điều chỉnh tần
số của các tổ máy trong chu kỳ giao dịch
1. Xác
định nhu cầu công suất dự phòng điều chỉnh tần số cho từng chu kỳ giao dịch i
theo quy định tại Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ do Cục Điều
tiết điện lực ban hành.
2. Xác
định danh sách các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số theo
nguyên tắc quy định tại Điều 12 bao gồm các tổ máy gián tiếp tham gia thị
trường điện và trực tiếp tham gia thị trường điện (nếu có).
3. Sử
dụng phần mềm lập lịch huy động, lập lịch có ràng buộc để tính toán biểu đồ huy
động các tổ máy đảm bảo các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện và nhu cầu
công suất dự phòng điều chỉnh tần số.
4. Tính
toán tổng công suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy gián tiếp tham
gia thị trường điện chu kỳ giao dịch i trong danh sách được xác định tại khoản
2 Điều này căn cứ trên công suất công bố và kết quả huy động được quy định tại
khoản 3 Điều này, theo công thức sau:
Trong đó:
Pdp_gt,i: Tổng công
suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy gián tiếp tham gia thị trường
điện chu kỳ giao dịch i (MW);
: Công suất công bố của tổ
máy G tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ i (MW);
G: Tổ máy
G trong danh sách các tổ máy tham gia gián tiếp thị trường điện tại Khoản 2
Điều này;
i: Chu kỳ
giao dịch thứ i;
N: Tổng
số tổ máy tham gia gián tiếp thị trường điện trong danh sách tại khoản 2 Điều
này;
: Kết quả công suất theo
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới được xác định tại khoản 3 Điều này của tổ máy
G tại đầu cực máy phát điện cho chu kỳ i (MW).
5. Lượng
công suất của tổ máy gián tiếp tham gia thị trường điện cung cấp dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số được xác định theo công thức:
Trong đó:
: Công suất dự phòng điều
chỉnh tần số công bố của tổ máy G tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ i
(MW);
Pdp_gt,i: Tổng
công suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy gián tiếp tham gia thị
trường điện chu kỳ giao dịch i (MW);
G: Tổ máy
G trong danh sách các tổ máy tham gia gián tiếp thị trường điện tại khoản 2
Điều này;
i: Chu kỳ
giao dịch thứ i;
N: Tổng
số tổ máy tham gia gián tiếp thị trường điện trong danh sách tại khoản 2 Điều
này;
: Công suất công bố của tổ
máy G tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ i (MW);
: Kết quả công suất theo
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới được xác định tại khoản 3 Điều này của tổ
máy G tại đầu cực máy phát điện cho chu kỳ i (MW);
Pdp,i: Nhu cầu
công suất dự phòng điều chỉnh tần số cho chu kỳ giao dịch i, MW.
6. Tính
toán tổng lượng công suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy trực tiếp
tham gia thị trường điện chu kỳ giao dịch i theo công thức:
Trong đó:
Pdp_gt,i : Tổng
công suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy gián tiếp tham gia thị
trường điện chu kỳ giao dịch i (MW);
T: Tổ máy
T trong danh sách các tổ máy tham gia trực tiếp thị trường điện được quy định
tại khoản 2 Điều này;
i: Chu kỳ
giao dịch thứ i;
M: Tổng
số tổ máy tham gia trực tiếp thị trường điện trong danh sách được xác định tại
khoản 2 Điều này;
Pdp,i: Nhu cầu
công suất dự phòng điều chỉnh tần số cho chu kỳ giao dịch i (MW);
: Công suất công bố của tổ
máy T tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (MW);
: Kết quả công suất theo
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới được xác định tại khoản 3 Điều này của tổ
máy T tại đầu cực máy phát điện cho chu kỳ giao dịch i (MW);
Pdp_ttđ,i: Tổng
công suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy trực tiếp tham gia thị
trường điện chu kỳ giao dịch i (MW).
7. Lượng
công suất của tổ máy trực tiếp tham gia thị trường điện cung cấp dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số được xác định theo công thức:
Trong đó:
: Công suất công bố của tổ
máy T tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (MW);
T: Tổ máy
T trong danh sách các tổ máy tham gia trực tiếp thị trường điện tại khoản 2
Điều này;
i: Chu kỳ
giao dịch thứ i;
M: Tổng
số tổ máy tham gia trực tiếp thị trường điện trong danh sách tại khoản 2 Điều
này;
: Kết quả công suất theo
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới được xác định tại khoản 3 Điều này của tổ
máy T tại đầu cực máy phát điện cho chu kỳ giao dịch i (MW);
Pdp_ttđ,i: Tổng
công suất dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy trực tiếp tham gia thị
trường điện chu kỳ giao dịch i (MW);
: Công suất dự phòng điều
chỉnh tần số công bố của tổ máy T tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ giao
dịch i (MW).
Chương III
VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1. PHẦN MỀM LẬP LỊCH HUY ĐỘNG
Điều 14. Phần mềm lập lịch huy động
1. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập
lịch huy động để tính toán lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới.
2. Hàm
mục tiêu của phần mềm lập lịch huy động là tối thiểu hóa chi phí mua điện qua
thị trường từ các tổ máy phát điện và các chi phí phạt vi phạm ràng buộc cho
từng chu kỳ tính toán.
3. Phần
mềm lập lịch huy động mô phỏng hệ thống điện với các ràng buộc trong vận hành
nhà máy điện và hệ thống điện.
Điều 15. Số liệu đầu vào của phần mềm lập lịch huy động
Số liệu
đầu vào của phần mềm lập lịch huy động bao gồm:
1. Phụ
tải hệ thống điện miền.
2. Giới
hạn truyền tải trên hệ thống đường dây liên kết miền.
3. Trạng
thái của các tổ máy phát điện.
4. Bản
chào của các tổ máy phát điện.
5. Các
ràng buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện.
6. Các
thông số đầu vào khác.
Điều 16. Lập lịch có ràng buộc và không ràng buộc
1. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập
lịch huy động, lập lịch có ràng buộc để tính toán biểu đồ huy động, lịch ngừng,
khởi động các tổ máy.
2. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập
lịch huy động, lập lịch không ràng buộc để tính toán giá điện năng thị trường,
công suất thanh toán và thứ tự huy động tổ máy.
Mục 2. LẬP LỊCH HUY ĐỘNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI
Điều 17. Tính toán biểu đồ các nhà máy điện không tham gia thị
trường điện và các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện
Trước
10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
xác định biểu đồ ngày D của các nhà máy gián tiếp tham gia thị trường điện căn
cứ theo các số liệu sau:
1. Dự báo
phụ tải hệ thống điện miền theo quy định tại Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Biểu
đồ điện năng xuất khẩu, nhập khẩu.
3. Biểu
đồ các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện.
4. Biểu
đồ phụ tải riêng của các nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần
sản lượng lên hệ thống điện quốc gia.
5. Biểu
đồ của các nhà máy điện có công suất đặt từ 30MW trở xuống.
6. Khả
năng cấp khí ngày và chu kỳ của các nguồn khí cho cụm các nhà máy điện.
7. Sản
lượng huy động của các nhà máy thủy điện căn cứ theo tình hình thủy văn, mức
nước hồ chứa hiện tại, mức nước hồ chứa dự kiến theo kế hoạch huy động tuần
tới.
8. Giá
hợp đồng mua bán điện của các nhà máy nhiệt điện:
a) Tổng
giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện và giá công suất (CAN)
lớn nhất
trong ngày tới, áp dụng cho các nhà máy nhiệt điện trực tiếp chào giá;
b) Giá
biến đổi theo hợp đồng mua bán điện, áp dụng cho các nhà máy không trực tiếp
chào giá và thanh toán chi phí cố định hàng tháng;
c) Tổng
giá biến đổi và giá cố định theo hợp đồng mua bán điện, áp dụng cho các nhà máy
nhiệt điện không trực tiếp chào giá còn lại.
Điều 18. 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 trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà
máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện.
3. Tổng
sản lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một
nguồn khí.
4. Công
suất huy động dự kiến của các nguồn điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến
trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
5. Các
kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy
định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
6. Công
suất huy động dự kiến của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02
ngày trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
7. Nhu
cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao
dịch của ngày tới được công bố từ kế hoạch vận hành tuần tới.
Điều 19. Thông số đầu vào phục vụ tính toán giới hạn công suất cho
cụm các nhà máy sử dụng chung nguồn khí.
1. Suất
hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện (HR) được xác định bằng suất hao nhiệt được
thống nhất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và
được điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất.
Trường hợp
suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì
không phải điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất.
Trường
hợp trong hợp đồng hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng chỉ có đường đặc tính suất hao
tại các mức tải thì suất hao nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải
tương ứng với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện
được quy định trong hợp đồng mua bán điện.
Trường
hợp tổ máy nhiệt điện không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong
hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được
xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ
phát điện và công suất đặt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn.
2. Các
thông số đầu vào khác được quy định tại Điều 17 của Quy trình này.
Điều 20. Tính toán giới hạn công suất từng chu kỳ cho cụm các nhà
máy tuabin khí bị giới hạn nhiên liệu khí.
1. Hàng
năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán
giá trị suất hao khí trung bình cho cụm các nhà máy sử dụng chung nguồn khí
trên cơ sở sản lượng điện sản xuất và sản lượng khí tiêu thụ thực tế của các
nhà máy trong năm N-1 để phục vụ tính toán quy đổi giới hạn công suất của cụm
các nhà máy sử dụng chung nguồn khí trong lập lịch huy động.
2. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật ràng buộc
giới hạn khí để mô phỏng tính toán giới hạn công suất từng chu kỳ cho cụm các
nhà máy tuabin khí sử dụng chung nguồn khí bị giới hạn nhiên liệu khí, trong
đó:
- Trường
hợp tổng lượng khí dự kiến tiêu thụ ngày tới của các tổ máy theo kết quả của
phần mềm lập lịch huy động thấp hơn giới hạn khí ngày: Giới hạn công suất từng
chu kỳ được xác định bằng giới hạn khả năng cấp khí theo từng chu kỳ quy đổi ra
giới hạn công suất theo suất hao nhiệt trung bình của cụm các nhà máy điện sử
dụng chung nguồn khí;
- Trường
hợp tổng lượng khí dự kiến tiêu thụ ngày tới của các tổ máy theo kết quả của
phần mềm lập lịch huy động đạt giới hạn khí ngày: Giới hạn công suất từng chu
kỳ giao dịch ngày D của cụm nhà máy điện sử dụng chung nguồn khí (PM3 hoặc Nam
Côn Sơn và Cửu Long) được tính bằng tổng công suất dự kiến huy động từng chu kỳ
giao dịch của các tổ máy sử dụng chung nguồn nhiên liệu khí.
3. Trong
trường hợp bình thường giới hạn công suất từng chu kỳ giao dịch của cụm các nhà
máy tuabin khí bị giới hạn sản lượng bởi khí được tính toán theo trình tự tính
toán tại khoản 1 Điều này.
4. Trường
hợp có giới hạn khí từng chu kỳ giao dịch theo yêu cầu của PV Gas cho từng cụm
nhà máy điện cụ thể, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm cập nhật giới hạn khí từng chu kỳ giao dịch này như một ràng buộc trong
việc tính toán lập biểu đồ của các nhà máy điện ngoài thị trường điện cũng như
tính toán lập lịch huy động ngày tới của các tổ máy trong thị trường điện. Đơn
vị phát điện có trách nhiệm phối hợp cung cấp thông tin xác nhận về tình trạng
thiếu nguồn nhiên liệu khí cung cấp cho nhà máy điện tuabin khí.
Điều 21. 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.
đ) Công
suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công
bố trong ngày D-2 theo quy định tại Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ
thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn
thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành trừ
trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất (việc dừng máy sửa chữa đột xuất này phải
được phê duyệt) hoặc sự cố kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập
nhập công suất công bố khi giảm công suất khả dụng;
e) Trong
điều kiện bình thường dải công suất chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ
máy nhiệt điện phải bằng công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công
suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố. Đối với các nhà máy nhiệt điện
trong quá trình khởi động hòa lưới và dừng máy được phép cập nhật bản chào giá
cho chu kỳ giao dịch tới với công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp
nhất;
g) Nhà
máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng chu kỳ giao
dịch bằng 0 MW. Đối với nhà máy thủy điện có khả năng điều tiết trên 02 ngày
thì dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố, trường hợp mức
nước của hồ chứa thủy điện đã xuống mức 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 thủy văn thực tế của nhà
máy;
- Nhà máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá chu kỳ giao
dịch tới sửa đổi công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.
b) Bản
chào của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn:
- Chào giá
sàn cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu
cầu của cơ quan có thẩm quyền;
- Phần
sản lượng còn lại được chào bằng mức giá trần bản chào áp dụng cho nhà máy thủy
điện vi phạm mức nước giới hạn 02 tuần liên tiếp được quy định tại điểm a khoản
3 Điều 7 Quy trình này;
c) Bản
chào của tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hòa lưới và dừng máy:
- Công
suất chào được thấp hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất;
- Giá
chào bằng giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện cho toàn bộ dải công suất từ 0
MW đến công suất phát ổn định thấp nhất.
d) Đối
với tổ máy thủy điện phải đảm bảo cung cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan
có thẩm quyền và đã được tính xét đến khi xác định sản lượng hợp đồng cho chu
kỳ giao dịch trong kế hoạch vận hành tháng tới hoặc tuần tới: Đơn vị phát điện
có trách nhiệm chào mức giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về
lưu lượng cấp nước hạ du đã được xét đến khi tính toán sản lượng hợp đồng trong
kế hoạch vận hành tháng tới hoặc tuần tới.
Điều 22. 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 tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành: Đơn vị chào giá được sửa đổi giảm công suất công bố và nộp lại bản chào
giá cho tổ máy phát điện này;
d) Các
nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày: Đơn vị chào giá được nộp
bản chào giá sửa đổi phù hợp với tình hình vận hành thực tế (trong trường hợp
nước về hồ nhiều dẫn đến phải xả hoặc mức nước hồ chứa về đến mức nước chết);
đ) Nhà
máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên, đơn vị chào giá được sửa
đổi bản chào giá trong các trường hợp sau:
- Yêu cầu
cấp nước hạ du trong ngày D của nhà máy thủy điện theo quy định tại quy trình
vận hành hồ chứa (hoặc liên hồ chứa) hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm
quyền được xác định tại thời điểm sau 11h30 ngày D-1 (thời điểm kết thúc chào
giá cho ngày D);
- Mức
nước hồ của nhà máy thủy điện vi phạm mức nước quy định tại quy trình vận hành
hồ chứa hoặc đến ngưỡng xả tràn do lưu lượng nước thực tế về hồ chứa trong ngày
D cao nhiều hơn so với dự báo;
- Nhà máy
thủy điện không đáp ứng được yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D theo yêu cầu
của cơ quan có thẩm quyền do tổ máy của nhà máy điện bị sự cố trong ngày D.
2. Nguyên
tắc sửa đổi bản chào giá
a) Đối
với các trường hợp quy định tại điểm a, điểm b, điểm c khoản 1 Điều này:
- Bản
chào giá sửa đổi không được thay đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn
vị chào giá đó;
- Trong
trường hợp quy định tại điểm a khoản 1 Điều này: Toàn bộ các dải công suất chào
trong bản chào giá sửa đổi của tổ máy nhiệt điện phải bằng nhau và bằng công
suất dự kiến phát trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy;
- Trong
trường hợp quy định tại điểm b khoản 1 Điều này: Bản chào giá sửa đổi không
được thay đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố
cho chu kỳ giao dịch tới trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào.
Bản chào giá sửa đổi tăng công suất cho các chu kỳ vận hành sớm trong ngày D
của tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm là bản chào giá hợp lệ của chu kỳ gần nhất
có công suất công bố lớn hơn 0 MW của tổ máy này.
b) Đối với
các trường hợp quy định tại điểm đ khoản 1 Điều này:
- Đơn vị
phát điện chỉ được thay đổi mức công suất trong các dải chào của bản chào giá
ngày tới;
- Đơn vị
phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (thông qua
hệ thống công nghệ thông tin phục vụ vận hành thị trường điện) bản chào giá sửa
đổi cho các chu kỳ giao dịch còn lại của ngày D, đồng thời nêu rõ lý do và các
thông tin, số liệu cần thiết làm căn cứ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện xem xét chấp thuận việc sử dụng bản chào giá sửa đổi;
- Bản
chào giá sửa đổi phải tuân thủ các quy định tại Điều 21 Quy trình này.
3. Đơn vị
chào giá được sửa đổi và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao
dịch còn lại trong ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
ít nhất 30 phút trước chu kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá.
4. Sau
khi nhận được bản chào giá sửa đổi của đơn vị chào giá, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện căn cứ tình hình thực tế của hệ thống điện thực
hiện kiểm tra, xác nhận tính hợp lệ của bản chào giá sửa đổi:
a) Trường
hợp bản chào giá sửa đổi không hợp lệ: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thông báo lý do cho đơn vị phát điện;
b) Trường
hợp bản chào giá hợp lệ:
- Đối với
các bản chào giá sửa đổi tăng công suất (trừ trường hợp quy định tại điểm d và
điểm đ khoản 1 Điều này): Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm sử dụng bản chào giá sửa đổi này trong vận hành thị trường điện khi
lịch công bố ngày tới, chu kỳ giao dịch tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc
trong các trường hợp cần thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện;
- Đối với
các trường hợp còn lại: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm sử dụng bản chào giá sửa đổi này trong quá trình vận hành thị
trường điện.
Điều 23. Chào giá nhóm nhà máy thủy điện bậc thang
1. Nhóm
nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung
cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào theo quy định tại Điều 7 Quy trình này.
2. Các
nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận
và thống nhất chỉ định đơn vị đại diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho
nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo
văn bản thỏa thuận giữa các nhà máy điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
3. Trong
trường hợp không đăng ký đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện
bậc thang, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công
bố biểu đồ huy động cho các nhà máy thuộc nhóm này căn cứ theo kết quả tính
toán giá trị nước của nhóm.
4. Đơn vị
đại diện chào giá có trách nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất
cả các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
5. Trong
trường hợp nhà máy thủy điện thuộc nhóm nhà máy thủy điện bậc thang đề xuất tự
chào giá, căn cứ theo đề xuất của nhà máy thủy điện thuộc nhóm nhà máy thủy điện
bậc thang và các ràng buộc tối ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện
lực xem xét, quyết định việc chào giá của nhà máy thủy điện này.
6. Giá
trị nước của nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là giá trị nước của hồ thủy điện
lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm xác định hồ thủy điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm
nhà máy thủy điện bậc thang cùng với việc phân loại các nhà máy thủy điện theo
quy định.
7. Trong
trường hợp nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa
mục tiêu:
a) Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng phát
từng chu kỳ giao dịch trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang;
b) Khi
sản lượng công bố của nhà máy thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh
theo quy định tại Điều 37 Quy trình này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở
bậc thang dưới cho phù hợp.
Điều 24. Xử lý trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy điện vi
phạm mức nước giới hạn tuần
1. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo nhà máy điện
vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào
trong các ngày tiếp theo để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp
theo.
2. Trong
trường hợp hồ chứa của nhà máy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới
hạn tuần thì bắt đầu từ 00h00 thứ Ba tuần tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện lập lịch huy động nhà máy điện này căn cứ theo bản chào
mặc định quy định tại điểm b khoản 2 Điều 21 Quy trình này để đưa mức nước của
hồ chứa về mức nước giới hạn tuần.
3. Khi đã
đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy thủy điện tiếp tục chào
giá vào tuần tiếp theo.
4. Trước
10h00 thứ Hai hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm thông báo về việc lập lịch huy động từ thứ Ba cho đơn vị phát điện
và đơn vị mua điện trong các trường hợp sau:
a) Nhà
máy vi phạm mức nước hồ chứa tuần đầu tiên, nhà máy vi phạm mức nước tuần thứ hai;
b) Mức
nước hồ chứa của nhà máy đã về mức nước giới hạn tuần, nhà máy được chào giá.
Điều 25. Nộp bản chào giá
1. Trước
11h30 ngày D-1, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
2. Đơn vị
chào giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường điện. Trong trường
hợp do sự cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường điện, đơn vị chào
giá có trách nhiệm thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện về các phương thức khác cho việc nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Bằng
thư điện tử vào địa chỉ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy
định;
b) Bằng
fax theo số fax do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cung cấp;
c) Nộp
bản chào trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 26. 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 25 Quy trình này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản
chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.
2. Trong
trường hợp bản chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thông báo cho đơn vị chào giá và yêu cầu nộp lại bản
chào giá lần cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá.
3. Sau
khi nhận được thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về
bản chào giá không hợp lệ, đơn vị chào giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại
bản chào giá trước thời điểm chấm dứt chào giá.
Điều 27. 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 25 Quy trình này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử
dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.
2. Trong
trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản
chào giá hoặc bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào giá mặc định
của đơn vị phát điện đó làm bản chào giá lập lịch.
Điều 28. 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. Bản
chào giá lập lịch của đơn vị chào giá.
3. Công
suất huy động dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của nhà máy điện
quy định tại Điều 17 Quy trình này.
4. Sản
lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 9 Quy trình này.
5. Công
suất các tổ máy của nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
6. Yêu
cầu về công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
7. Thông
tin về khả năng cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy.
8. Lịch
bảo dưỡng sửa chữa lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt.
9. Lịch
thí nghiệm tổ máy phát điện.
10. Kết
quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ
thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
11. Thông
tin cập nhật về độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ
hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.
12. Giới
hạn công suất từng chu kỳ cho cụm các nhà máy tuabin khí bị giới hạn nhiên liệu
khí được tính toán theo quy định tại Điều 20 Quy trình này.
Điều 29. 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) Thông
tin cảnh báo (nếu có);
đ) Lượng
công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy phát điện.
3. Lập
lịch huy động ngày tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giảm công
suất dần về công suất phát ổn định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi thời gian
khởi động lại các tổ máy trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:
a) Giảm
công suất phát của các tổ máy phát điện có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao
đến thấp;
b) Ngừng
các tổ máy khởi động chậm có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp;
trường hợp các tổ máy khởi động chậm có cùng chi phí biến đổi, ngừng tổ máy
theo thứ tự chi phí khởi động từ thấp đến cao;
c) Khi
khởi động lại theo thứ tự các tổ máy khởi động chậm có chi phí biến đổi theo
thứ tự từ thấp đến cao;
d) Tính
toán thời gian ngừng các tổ máy để đáp ứng yêu cầu của hệ thống, hạn chế việc
vận hành lên, xuống các tổ máy nhiều lần; đảm bảo khai thác tối ưu hồ chứa thủy
điện.
Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh
sách tổ máy theo thứ tự huy động để giảm công suất và ngừng máy trong trường
hợp thừa nguồn theo nguyên tắc quy định tại khoản này.
4. Lập
lịch huy động ngày tới trong trường hợp vi phạm giới hạn nhiên liệu khí
Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giới hạn
công suất từng chu kỳ cho cụm các nhà máy tuabin khí sử dụng chung nguồn nhiên
liệu khí bị giới hạn do khả năng cấp khí. Trường hợp do vi phạm giới hạn nhiêu
liệu khí dẫn đến công suất huy động thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất
của tổ máy thì thực hiện ngừng các tổ máy tuabin khí theo thứ tự giá biến đổi
từ cao đến thấp cho đến khi đảm bảo không còn tổ máy vi phạm công suất phát ổn
định thấp nhất của tổ máy và không vượt khả năng cấp khí.
5. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định công suất cho
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện theo các bước tại
Điều 13 Quy trình này cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
Điều 30. Xác định tình trạng thiếu khí trong lập lịch huy động
ngày tới
1. Xác
định tổng lượng khí cấp ngày tới cho sản xuất điện của cụm khí (Vcấp-
triệu m3) theo thông báo của PVGas.
2. Xác
định tổng lượng khí tiêu thụ của các nhà máy điện tuabin khí gián tiếp tham gia
thị trường điện trong cụm khí 
3. Xác
định tổng lượng khí tiêu thụ của các nhà máy điện tuabin khí trực tiếp tham gia
thị trường điện ứng với sản lượng điện hợp đồng của từng nhà máy 
4. Xác
định tổng lượng khí tiêu thụ của các nhà máy điện tuabin khí trực tiếp tham gia
thị trường điện ứng với sản lượng dự kiến của các nhà máy theo kết quả lập lịch
huy động ngày tới không sử dụng ràng buộc giới hạn tổng công suất các nhà máy
tuabin khí thuộc cụm khí 
5. Hệ
thống được coi là thiếu nguồn nhiên liệu khí khi thỏa mãn các điều kiện sau:
6. Số
liệu phục vụ tính toán quy đổi sản lượng điện và sản lượng khí của các tổ máy
tuabin khí để xác định tổng lượng khí quy định tại khoản 2, khoản 3 và khoản 4
Điều này do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật theo số
liệu trung bình thực tế của tháng liền trước.
Điều 31. Tính toán kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải ngày tới
Trước
15h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm tính toán kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải ngày tới theo trình tự
sau:
1. Tính
toán cân bằng công suất hệ thống điện quốc gia tại các thời điểm cao điểm và
thấp điểm trong ngày tương ứng với kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các
thời điểm đó.
2. Xây
dựng cơ sở dữ liệu cho tính toán các chế độ vận hành lưới điện tại thời điểm
cao điểm và thấp điểm trong ngày căn cứ kết quả dự báo phụ tải, cân bằng công
suất và cấu hình lưới điện của hệ thống điện.
3. Tính
toán chế độ vận hành bình thường của lưới điện tại các thời điểm cao điểm và
thấp điểm trong ngày; cảnh báo các phần tử của lưới điện (đường dây hoặc máy
biến áp) mang tải cao theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ
Công Thương ban hành; đánh giá khả năng đáp ứng nhu cầu phụ tải điện của lưới
điện quốc gia, vùng, miền.
4. Tính
toán chế độ vận hành lưới điện khi sự cố một phần tử bất kỳ nguy hiểm trong hệ
thống điện (chế độ N-1) tại các thời điểm cao điểm và thấp điểm trong ngày.
Cảnh báo các phần tử của lưới điện (đường dây hoặc máy biến áp) có khả năng xảy
ra sự cố nguy hiểm.
5. Tính
toán các chế độ vận hành đặc biệt khác (nếu cần).
6. Đề
xuất các giải pháp để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn, tin cậy.
Điều 32. 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
chỉnh tần số của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên
từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.
2. Giá
điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
3. Danh
sách các tổ máy dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu
kỳ giao dịch của ngày tới (nếu có).
4. Thông
tin về cảnh báo thiếu công suất trong ngày tới (nếu có), bao gồm:
a) Chu kỳ
giao dịch dự kiến thiếu công suất;
b) Lượng
công suất thiếu;
c) Các
ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.
5. Thông
tin về cảnh báo thừa công suất (nếu có) trong ngày tới, bao gồm:
a) Chu kỳ
giao dịch dự kiến thừa công suất;
b) Tổ máy
dự kiến sẽ dừng phát điện.
6. Thông
tin về việc cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
a) Nhu
cầu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện;
b) Danh
sách các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Công
suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy phát điện trong danh
sách quy định tại Điểm b Khoản này;
d) Thông
tin cảnh báo tình trạng thiếu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
(nếu có).
7. Thông
tin dự kiến về tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu khí ngày tới được xác định
theo nguyên tắc quy định tại Điều 30 Quy trình này.
8. Thông
tin dự kiến về tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu than ngày tới của nhà máy
nhiệt điện căn cứ theo bản chào giá ngày tới của đơn vị phát điện. Trong đó,
tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu than cung cấp cho nhà máy điện than được xác
định khi nhà máy công bố tình trạng thiếu than trong bản chào ngày tới và sản
lượng điện năng tương ứng với mức công suất công bố trong bản chào ngày tới của
nhà máy điện thấp hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy.
9. Đường
giới hạn công suất dự kiến từng chu kỳ giao dịch ngày D của cụm các nhà máy
điện tuabin khí bị giới hạn sản lượng bởi khí.
Điều 33. hòa 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
hòa 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 hòa 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 hòa lưới tổ máy này theo lịch huy động chu kỳ giao dịch tới do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
3. Trong
quá trình hòa lưới của các tổ máy nhiệt điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm
cập nhật công suất từng chu kỳ giao dịch vào bản chào tổ máy và gửi cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện 30 phút trước chu kỳ giao dịch để
phục vụ vận hành và tính toán thanh toán.
Điều 34. 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 40 Quy
trình này.
2. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào tăng
công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
và tính giá thị trường điện.
Điều 35. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất cho
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
1. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm
bảo yêu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp thiếu công suất
cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
2. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất
làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động ngày tới.
3. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố của
các nguồn tham gia gián tiếp thị trường điện theo quy định tại Điều 18 Quy
trình này để đảm bảo yêu cầu dự phòng điều chỉnh tần số.
Mục 3. LẬP LỊCH HUY ĐỘNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CHU KỲ GIAO DỊCH TỚI
Điều 36. Số liệu sử dụng cho 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 và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho chu kỳ
giao dịch tới và 03 giờ tiếp theo.
2. Kế
hoạch hòa lưới của các tổ máy khởi động chậm theo lịch huy động ngày tới đã
được công bố.
3. Bản
chào giá lập lịch của đơn vị chào giá có cập nhật các bản chào chu kỳ giao dịch
tới (có cập nhật các bản chào chu kỳ tới của các tổ máy khởi động chậm trong
quá trình hòa lưới, bản chào chu kỳ giao dịch tới của các tổ máy trong quá
trình ngừng tổ máy do sự cố hoặc giảm công suất do sự cố kỹ thuật bất khả
kháng, bản chào chu kỳ giao dịch tới của các tổ máy công bố tăng công suất
trong trường hợp hệ thống điện thiếu nguồn). Các đơn vị được phép cập nhật bản
chào chu kỳ giao dịch tới tối thiểu 30 phút trước chu kỳ giao dịch.
4. Công
suất công bố theo lịch huy động ngày tới của các nhà máy điện gián tiếp tham
gia thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố
theo quy định tại Điều 28 Quy trình này.
5. Đối
với các nhà máy sử dụng năng lượng tái tạo, các nhà máy vận hành theo cơ chế
chi phí tránh được thì công suất được cập nhật theo công suất công bố chu kỳ
giao dịch tới của đơn vị.
6. Nhu
cầu công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện và khả năng
cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện cung cấp
dịch vụ này.
7. Công
suất dự phòng khởi động nhanh và vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống
điện cho chu kỳ giao dịch tới.
8. Danh
sách cập nhật các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
9. Độ sẵn
sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do
Đơn vị truyền tải điện và các Đơn vị phát điện cung cấp.
10. Các
ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
11. Lịch
thí nghiệm tổ máy phát điện.
12. Sản
lượng điện nhập khẩu.
Điều 37. Điều chỉnh sản lượng công bố của Nhà máy thủy điện chiến
lược đa mục tiêu
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 chu kỳ giao dịch 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 trong theo quy định
tại khoản 2 Điều 33 Quy trình 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 thủy văn;
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.
2. Phạm
vi điều chỉnh sản lượng chu kỳ giao dịch của nhà máy thủy điện chiến lược đa
mục tiêu trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này là
±5% của tổng công suất đặt của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất dành cho dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số.
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: 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 38. Điều chỉnh giới hạn công suất chạy khí của nhà máy điện
hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí
1. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh giới hạn
công suất chạy khí nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do
khí (nếu có).
2. Điều
chỉnh giới hạn công suất các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị
giới hạn sản lượng do khí thực hiện theo quy định tại Điều 39 Quy trình này.
Điều 39. Giới hạn khí trong tính toán lập lịch huy động chu kỳ
giao dịch tới
1. Đường
giới hạn công suất từng chu kỳ giao dịch ngày D của cụm nhà máy điện sử dụng
chung nguồn khí được sử dụng để tính toán lập lịch huy động chu kỳ giao dịch
tới trong các chu kỳ tương ứng.
2. Trường
hợp có yêu cầu thay đổi lưu lượng cấp khí từ PV Gas, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện được phép thay đổi đường giới hạn công suất cho các chu
kỳ giao dịch tiếp theo trên nguyên tắc hạn chế tối đa việc thay đổi tổng lượng
khí ngày, các sai lệch nếu có sẽ được điều chỉnh vào ngày D+1 nhưng không vượt
quá khả năng cấp khí ngày D+1.
3. Trường
hợp có yêu cầu huy động thêm hoặc bớt các tổ máy tuabin khí so với phương thức
huy động ngày tới để đáp ứng nhu cầu hệ thống hoặc khi có tổ máy tuabin khí bị
sự cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép thay đổi
đường giới hạn công suất cho các chu kỳ giao dịch tiếp theo trên nguyên tắc hạn
chế tối đa việc thay đổi tổng lượng khí ngày, các sai lệch nếu có sẽ được điều
chỉnh vào ngày D+1.
4. Trình
tự thực hiện khi có yêu cầu thay đổi lưu lượng cấp khí từ PV Gas như sau:
a) Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông báo với PV Gas về dự kiến nhu
cầu tiêu thụ khí trong các chu kỳ giao dịch tiếp theo, hai bên phối hợp để đưa
ra lưu lượng thay đổi trong chu kỳ giao dịch tới và các chu kỳ tiếp theo phù
hợp với đặc điểm hệ thống điện quốc gia và khả năng cung cấp khí của hệ thống
khí;
b) Từ lưu
lượng cấp khí thay đổi và suất hao nhiệt trung bình của cụm các nhà máy điện sử
dụng khí, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán được lượng
công suất thay đổi tương đương;
c) Căn cứ
theo giới hạn công suất từng chu kỳ giao dịch ngày D và lượng công suất thay
đổi tương đương, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán
giới hạn công suất cập nhật cho chu kỳ giao dịch tới và 03 giờ tiếp theo;
d) Giá
trị giới hạn công suất cập nhật này được sử dụng như một ràng buộc trong phần
mềm lập lịch huy động để tính toán lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới.
Điều 40. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
1. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động chu
kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát điện theo phương pháp lập lịch có ràng
buộc và phương pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Lập
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất a) Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo thứ
tự sau:
- Theo
bản chào giá lập lịch;
- Các nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
- Các tổ
máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh theo lịch huy động ngày tới;
- Các tổ
máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện; giảm
công suất dự phòng điều chỉnh tần số xuống mức thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự
kiến cần sa thải để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
3. Lập
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy
động chu kỳ giao dịch tới thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:
a) Dừng
các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;
b) Giảm
tối thiểu công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần
số;
c) Giảm
dần công suất phát của các tổ máy theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã
được lập theo quy định tại Điều 29 Quy trình này;
d) Dừng
các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập
theo quy định tại Điều 29 Quy trình này.
4. Lập
lịch huy động chu kỳ tới trong trường hợp vi phạm giới hạn nhiên liệu khí
Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giới hạn
công suất từng chu kỳ cho cụm các nhà máy tuabin khí sử dụng chung nguồn nhiên
liệu khí bị giới hạn do khả năng cấp khí. Trường hợp do vi phạm giới hạn nhiên
liệu khí dẫn đến công suất huy động thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất
của tổ máy thì thực hiện ngừng các tổ máy tuabin khí theo thứ tự giá biến đổi
từ cao đến thấp cho đến khi đảm bảo không còn tổ máy vi phạm công suất phát ổn
định thấp nhất của tổ máy và không vượt khả năng cấp khí.
5. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động cho
chu kỳ giao dịch tới đảm bảo ràng buộc về nhu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh
tần số.
6. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định công suất cho
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện theo nguyên tắc tại
Điều 13 Quy trình này cho chu kỳ giao dịch tới.
7. Lập
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số
a) Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm
bảo yêu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp thiếu công suất;
b) Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất
làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;
c) Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố theo
quy định tại Điều 30 Quy trình này cho các tổ máy tham gia gián tiếp thị trường
điện để đảm bảo yêu cầu dự phòng điều chỉnh tần số.
Điều 41. Công bố thông tin điều chỉnh giới hạn khí chu kỳ giao
dịch tới
Trong
tính toán chu kỳ giao dịch tới, khi có điều chỉnh mức giới hạn khí chu kỳ giao
dịch so với phương án giới hạn khí ngày đã công bố từ ngày D-1, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện công bố lại đường giới hạn công suất từng chu
kỳ giao dịch được sử dụng trong tính toán lập lịch huy động chu kỳ giao dịch
tới lên Trang thông tin điện tử thị trường điện theo quy định tại Quy trình
quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công
bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 42. 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 03 giờ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 40 Quy trình
này.
3. Giá
thị trường dự kiến từng chu kỳ của ngày tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và
đơn vị mua buôn điện.
4. Các
biện pháp xử lý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường
hợp thiếu hoặc thừa công suất.
5. Các
thông tin về việc điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược
đa mục tiêu theo quy định tại Điều 37 Quy trình này.
6. Lịch
sa thải phụ tải dự kiến (nếu có).
7. Thông
tin về cung cấp dự phòng điều chỉnh tần số:
a) Nhu
cầu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện;
b) Danh
sách các tổ máy phát điện được lựa chọn để cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh
tần số;
c) Công
suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện trong danh
sách quy định tại Điểm b Khoản này.
Mục 4. VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC
Điều 43. 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 theo quy định tại
Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Trong trường hợp
cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp để
đảm bảo yêu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện (trừ
trường hợp bất khả kháng).
2. Đơn vị
phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
3. Đơn vị
phát điện sở hữu nhà máy thủy điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức
nước giới hạn tuần của nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện tính toán, công bố.
Điều 44. Giới hạn khí trong vận hành thời gian thực
1. Trong
vận hành thời gian thực, khi có yêu cầu giảm khí để đảm bảo an toàn hệ thống
cấp khí từ PV Gas, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ theo
lưu lượng cần giảm và suất tiêu hao nhiệt trung bình của cụm các nhà máy sử
dụng khí để tính toán lượng công suất suy giảm tương đương, từ đó giảm công
suất các tổ máy tuabin khí theo thứ tự huy động căn cứ vào bản chào giá của các
tổ máy trong thị trường và theo các quy định vận hành thị trường bán buôn điện
cạnh tranh.
2. Trong
tính toán chu kỳ giao dịch tới tại các chu kỳ tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật yêu cầu giảm khí từ PV
Gas để tính toán giới hạn công suất cập nhật tương tự tại Điều 39 Quy trình
này.
Điều 45. Can thiệp thị trường điện
1. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp vào thị trường điện
trong các trường hợp sau:
a) Hệ
thống đang vận hành trong chế độ khẩn cấp theo quy định tại Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
b) Không
thể đưa ra lịch huy động chu kỳ giao dịch tới 10 phút trước thời điểm bắt đầu
chu kỳ giao dịch.
2. Trong
trường hợp can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm huy động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ
tự ưu tiên sau:
a) Đảm
bảo cân bằng được công suất phát và phụ tải;
b) Đáp
ứng được yêu cầu về dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Đáp
ứng được yêu cầu về chất lượng điện áp.
3. Công
bố thông tin về can thiệp vào thị trường điện
a) Khi
can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
phải công bố các nội dung sau:
- Các lý
do phải can thiệp thị trường điện;
- Các chu
kỳ giao dịch dự kiến can thiệp vào thị trường điện.
b) Trong
thời hạn 24 giờ từ khi kết thúc can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các nội dung sau:
- Các lý
do phải can thiệp vào thị trường điện;
- Các chu
kỳ giao dịch can thiệp vào thị trường điện;
- Các
biện pháp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để can
thiệp vào thị trường điện.
Điều 46. Dừng thị trường điện
1. Thị
trường điện dừng vận hành khi xảy ra một trong các trường hợp sau:
a) Do các
tình huống khẩn cấp về thiên tai hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;
b) Do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề nghị dừng thị trường điện theo
một trong các trường hợp sau:
- Hệ
thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Quy định hệ
thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
- Không
đảm bảo việc vận hành thị trường điện an toàn, liên tục.
c) Các
trường hợp khác theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.
2. Cục
Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện
trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này và thông
báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các
thành viên tham gia thị trường điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục
Điều tiết điện lực và của cơ quan có thẩm quyền.
4. Vận
hành hệ thống điện trong thời gian dừng thị trường điện
a) Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ
thống điện theo các nguyên tắc sau:
- Đảm bảo
hệ thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ
thống thấp nhất;
- Đảm bảo
thực hiện các thỏa thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu
điện, hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán
điện có cam kết sản lượng của các nhà máy điện khác;
- Đảm bảo
thực hiện các yêu cầu về cấp nước hạ du đối với các nhà máy thủy điện;
b) Đơn vị
phát điện, Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan khác có trách
nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
Điều 47. Khôi phục thị trường điện
1. Thị
trường điện được khôi phục vận hành khi đảm bảo các điều kiện sau:
a) Các
nguyên nhân dẫn đến việc dừng thị trường điện đã được khắc phục;
b) Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị
trường điện.
2. Cục
Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện
và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các
thành viên tham gia thị trường điện về quyết định khôi phục thị trường điện của
Cục Điều tiết điện lực./.
PHỤ LỤC I
TRÌNH TỰ KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Quy trình lập lịch huy động và vận hành thời gian thực)
BẢNG 1. LẬP LỊCH HUY ĐỘNG NGÀY TỚI
BẢNG 2. LẬP LỊCH HUY ĐỘNG CHU KỲ GIAO DỊCH TỚI
