|
BỘ CÔNG THƯƠNG
CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 55/QĐ-ĐTĐL
|
Hà Nội, ngày 20
tháng 5 năm 2011
|
QUYẾT ĐỊNH
BAN
HÀNH QUY TRÌNH LẬP LỊCH HUY ĐỘNG TỔ MÁY, VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC VÀ TÍNH TOÁN
THANH TOÁN SAU VẬN HÀNH
CỤC TRƯỞNG CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
Căn cứ Quyết định số 153/2008/QĐ-TTg ngày 28
tháng 11 năm 2008 của Thủ tướng Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền
hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ Công Thương;
Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng
12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ
chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10
tháng 5 năm 2010 của Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh
tranh; Theo đề nghị của Trưởng phòng Thị trường điện lực,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban
hành kèm theo Quyết định này Quy trình lập lịch huy động tổ mày, vận hành thời
gian thực và tính toán thanh toán sau vận hành hướng dẫn thực hiện Thông tư số 18/2010/TT-BCT
10 tháng 5 năm 2010 của Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường phát điện
cạnh tranh.
Điều 2. Quyết
định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký.
Điều 3. Chánh
Văn phòng Cục, các Trưởng phòng thuộc Cục Điều tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập
đoàn Điện lực Việt Nam, Giám đốc đơn vị điện lực và đơn vị có liên quan chịu
trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
Nơi nhận:
- Bộ trưởng (để b/c);
- Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng (để b/c);
- Như Điều 3;
- Lưu: VP, TTĐL, PC
|
CỤC TRƯỞNG
Đặng Huy Cường
|
QUY TRÌNH
LẬP
LỊCH HUY ĐỘNG TỔ MÁY, VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC VÀ TÍNH TOÁN THANH TOÁN SAU VẬN
HÀNH
(Ban hành kèm theo Quyết định số 55 /QĐ-ĐTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011 của
Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực)
Chương I
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, giờ tới, vận hành thời gian thực và tính toán, lập bảng kê thanh toán sau
vận hành.
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
Quy trình này áp dụng đối với các đơn vị tham
gia thị trường phát điện cạnh tranh sau đây:
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất.
3. Đơn vị phát điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
Điều 3. Giải thích từ
ngữ
Trong Quy trình này, các thuật ngữ dưới đây
được hiểu như sau:
1. 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
Phụ lục 6 của Quy trình này.
2. Bản chào giá cuối cùng ngày tới là
bản chào giá cuối cùng Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận
được trước thời điểm chấm dứt chào giá ngày D. Bản chào giá cuối cùng giờ tới
là bản chào giá áp dụng cho giờ tới cuối cùng mà Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện nhận được 60 phút trước giờ vận hành.
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, giờ tới.
4. Bảng kê thanh toán là bảng tính
toán các khoản thanh toán cho đơn vị phát điện trên thị trường 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.
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
bất thường.
6. Chào giá theo nhóm là cơ chế chào
giá khi một đơn vị đại diện thực hiện việc chào giá cho cả nhóm nhà máy thuỷ
điện bậc thang.
7. Chu kỳ giao dịch là chu kỳ tính
toán giá điện năng trên thị trường điện trong khoảng thời gian một (01) giờ
tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
8. 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 một (01) tháng, tính từ ngày mùng một hàng tháng.
9. Công suất công bố là mức công suất
sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được các 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 thời gian biểu thị trường.
10. 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.
11. Công suất huy động giờ tới là mức
công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho giờ đầu tiên trong
lịch huy động giờ tới.
12. 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 có xét đến hạn chế khả năng truyền tải của lưới điện
truyền tải.
13. 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.
14. Công suất thanh toán là mức công suất
của tổ máy nằm trong lịch công suất hàng giờ và được thanh toán giá công suất
thị trường.
15. Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ
điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội, vận
hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi
động đen.
16. 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.
17. Đơn vị chào giá là đơn vị trực
tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm đơn vị phát điện hoặc nhà
máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp, Đơn vị mua buôn duy nhất khi chào giá
thay cho các nhà máy BOT và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện
bậc thang.
18. Đơn vị mua buôn duy nhất là Đơn vị
mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện năng qua
thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.
19. 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 buôn duy nhất.
20. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch
là đơn vị phát điện có nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên thị
trường điện, bao gồm nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện có
hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
21. 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.
22. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử
lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và mạng đường truyền thông tin phục vụ thị
trường điện.
23. 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.
24. 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.
25. Giá công suất thị trường là mức giá
cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để
tính toán khoản thanh toán công suất cho đơn vị phát điện trong thị trường
điện.
26. 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.
27. 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 cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
28. 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.
29. 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.
30. Giá trần thị trường điện là mức giá
điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm.
31. 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.
32. Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
là hợp đồng cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và vận
hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện được ký kết giữa Đơn vị phát
điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu do Bộ Công
Thương ban hành.
33. Hợp đồng mua bán điện là văn bản
thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và đơn vị phát điện hoặc
xuất khẩu, nhập khẩu điện.
34. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và đơn vị phát
điện giao dịch trực tiếp theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
35. Lập lịch có ràng buộc là việc sắp
xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối ưu chi phí phát điện
có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện bao gồm giới hạn công
suất truyền tải, dịch vụ phụ trợ và các ràng buộc khác.
36. Lập lịch không ràng buộc là việc
sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối ưu chi phí
phát điện không xét đến các giới hạn truyền tải và tổn thất truyền tải trong hệ
thống điện.
37. Lịch công suất là lịch do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau vận hành để xác định lượng
công suất thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch.
38. Lịch huy động giờ 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 ba chu kỳ giao dịch tiếp theo.
39. 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.
40. 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.
41. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.
42. Ngày D+/-i là ngày sau hoặc trước
ngày giao dịch hiện tại i ngày.
43. Ngày giao dịch là ngày diễn ra các
hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 0h00 đến 24h00 hàng ngày.
44. 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 nước ngoài và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
45. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu là nhà máy thuỷ điện lớn có vai trò quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc
phòng, an ninh do nhà nước độc quyền xây dựng và vận hành.
46. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang
là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy
thuỷ điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà
máy thuỷ điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều
tiết nước lớn hơn một tuần.
47. 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 giờ tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường
điện.
48. Phụ tải hệ thống là tổng nhu cầu điện
năng của toàn hệ thống điện được tính tại đầu cực các tổ máy phát điện trong
một chu kỳ giao dịch.
49. Sản lượng đo đếm là lượng điện
năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
50. Sản lượng hợp đồng giờ là sản
lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng tháng cho từng chu kỳ giao
dịch và được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
51. Sản lượng hợp đồng tháng là sản
lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng.
52. Sản lượng kế hoạch tháng là sản
lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm.
53. Thanh toán phát ràng buộc là khoản
thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng thêm.
54. Thành viên tham gia thị trường điện
là đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch vụ trên thị
trường điện quy định tại Điều 2 Quy trình này.
55. Thị trường điện là thị trường phát
điện cạnh tranh được hình thành và phát triển theo quy định tại Điều 18 Luật
Điện lực.
56. 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.
57. Thông tin thị trường là toàn bộ dữ
liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
58. Thông tư số 12/2010/TT-BCT là
Thông tư số 12/2010-TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương ban hành Quy định hệ thống truyền tải điện.
59. Thời điểm chấm dứt chào giá là
thời điểm mà sau đó đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá ngày
tới, trừ các trường hợp đặc biệt được quy định tại Quy trình này. Trong thị trường
điện, thời điểm chấm dứt chào giá là 10h00 của ngày D-1.
60. Thứ tự huy động là kết quả sắp xếp
các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc Lập lịch không ràng buộc.
61. Thừa công suất là tình huống khi
tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn và công suất công bố của các nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, điện nhập khẩu, các nhà máy thuỷ điện điều
tiết dưới một tuần, các nhà máy điện gió, nhà máy điện địa nhiệt và các nhà máy
điện có công suất từ 30MW trở xuống do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường công bố trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải hệ thống dự báo.
62. 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 do Cục Điều tiết điện lực phê duyệt danh sách hàng năm.
Chương II
CÁC
NGUYÊN TẮC CHUNG
Điều 4. Công bố và
cung cấp thông tin
1. Các đơn vị có trách nhiệm công bố và cung cấp
thông tin theo Quy trình Vận hành hệ thống thông tin và công bố thông tin do
Cục Điều tiết Điện lực ban hành, theo thứ tự ưu tiên sau đây:
a) Qua trang thông tin điện tử phục vụ thị
trường điện;
b) Thư điện tử từ địa chỉ hòm thư do các đơn
vị đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Fax theo số fax do các đơn vị đăng ký với
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) 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 chỉ thực hiện công bố và cung cấp
thông tin theo phương tiện quy định tại các điểm b, c, d khoản 1 Điều này khi
thông báo và được sự đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
2. Các đơn vị phải chịu trách nhiệm về tính
chính xác của số liệu do đơn vị công bố và cung cấp. Đơn vị công bố và cung cấp
số liệu không chính xác bị xử phạt theo quy định tại Nghị định số 68/2010/NĐ-CP
ngày 15 tháng 6 năm 2010 của Chính phủ quy định xử phạt vi phạm pháp luật trong
lĩnh vực điện lực.
Điều 5. Bản chào giá
1. Bản chào giá có tối đa 5 cặp giá chào
(đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch ngày D. Giá chào
và công suất không được giảm.
2. Công suất trong bản chào giá là công suất
tại đầu cực máy phát điện. Dải công suất chào đầu tiên trong bản chào giá phải
bằng công suất tối thiểu quy định trong hợp đồng mua bán điện. Dải công suất chào
cuối cùng phải bằng công suất công bố. Bước chào tối thiểu (nếu khác nhau) là 3
MW.
3. Giá chào trong khoảng từ giá sàn đến giá trần
của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.
Điều 6. Giới hạn Giá
chào
1. Mức giá trần bản chào của tổ máy nhiệt
điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng do Đơn vị vận hành Hệ thống
điện và Thị trường điện công bố. Giá sàn của tổ máy nhiệt điện là 1 đồng/kWh.
2. Mức giá trần bản chào của tổ máy thuỷ điện
bằng 110% giá trị nước hàng tuần do Đơn vị vận hành Hệ thống điện và Thị trường
điện công bố. Giá sàn của tổ máy thuỷ điện bằng 80% giá trị nước. Trường hợp
giá trị nước nhỏ hơn hoặc bằng 0 đồng/kWh, giá trần và giá sàn của nhà máy thủy
điện bằng 0 đồng/kWh.
Điều 7. Bản chào giá
sửa đổi
1. Đơn vị chào giá được phép sửa đổi và nộp lại
bản chào trong các trường hợp sau:
a) Đơn vị chào giá chỉ được sửa đổi tăng công
suất công bố 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 khi lịch
công bố ngày tới, giờ tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
cảnh báo thiếu công suất.
b) Đơn vị chào giá chỉ được giảm công suất
chào trong bản chào giá sửa đổi so với công suất trong bản chào ngày tới của
đơn vị chào giá khi:
- Sự cố tổ máy gây ngừng máy hoặc giảm công
suất khả dụng;
- 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 Điều
76 Thông tư số 12/2010/TT- BCT hoặc sửa chữa tổ máy do sự cố.
2. Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi
giá chào.
3. Bản chào giá sửa đổi phải được nộp chậm nhất
60 phút trước giờ vận hành có thay đổi bản chào giá.
Điều 8. Bản chào giá
lập lịch
1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, 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 không có bất thường, bản
chào giá lập lịch cho việc huy động ngày tới được sử dụng làm bản chào giá lập
lịch cho việc huy động giờ tới. Trong các trường hợp được quy định tại khoản 1
Điều 7 Quy trình này, Đơn vị chào giá được phép nộp bản chào sửa đổi, bản chào
sửa đổi cuối cùng hợp lệ do Đơn vị chào giá nộp chậm nhất 60 phút trước giờ vận
hành được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động giờ tới.
3. 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.
4. Khi xảy ra bất thường đối với tổ máy và
không đủ thời gian để Đơn vị chào giá nộp bản chào sửa đổi, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật tình hình thực tế và sử
dụng bản chào mặc định tương ứng với trạng thái và cấu hình vận hành tổ máy làm
bản chào lập lịch giờ tới.
Điều 9. Bản chào giá
mặc định
Bản chào giá mặc định được xác định như sau:
1. Đối với các tổ 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 trong bộ bản chào giá mặc định của
tổ máy. Bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện được Đơn
vị chào giá xây dựng tương ứng với các trạng thái của tổ máy, tuân thủ giới hạn
về bản chào và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước
ngày 27 hàng tháng;
2. Đối với các nhà máy thuỷ điện và nhóm nhà
máy thuỷ điện bậc thang, bản chào giá mặc định là bản chào có giá chào bằng giá
trị nước tuần đã được công bố. Bản chào mặc định áp dụng cho tuần tới của tổ
máy thuỷ điện được Đơn vị chào giá gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện trước 15h ngày thứ 6 hàng tuần.
Điều 10. Nhà máy thuỷ
điện
1. Các nhà máy thuỷ điện trong thị trường
điện được phân loại như sau:
a) Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
b) Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang;
c) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
dưới một (01) tuần;
d) Nhà máy thuỷ điện còn lại.
2. Nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu không
trực tiếp tham gia chào giá. Danh sách các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục
tiêu do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
3. Các nhà máy thủy điện trong cùng một bậc
thang phải được chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới
hạn giá chào. 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. Giá trị nước của nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang là giá
trị nước của hồ thuỷ điện có dung tích hữu ích lớn nhất trong bậc thang đó.
Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập
nhật danh sách nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang.
4. Trong trường hợp nhóm nhà máy thuỷ điện
bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố và điều chỉnh sản lượng phát
hàng giờ trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc
thang phù hợp với đặc tính thủy văn.
5. Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
dưới một (01) tuần căn cứ theo công bố tuần của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện, cập nhật tình hình thuỷ văn thực tế, công bố sản lượng phát
hàng giờ của ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để lập
lịch huy động. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm quy định và công bố danh sách các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều
tiết dưới 1 tuần.
6. Các nhà máy thuỷ điện còn lại chào giá
theo giá trị nước và tuân thủ giới hạn giá chào.
Điều 11. Giá điện
năng thị trường và giá công suất thị trường
1. Giá điện năng thị trường được tính toán
sau thời điểm vận hành và để thanh toán điện năng trên thị trường cho mỗi chu
kỳ giao dịch.
2. Giá công suất thị trường được tính toán trong
quá trình lập lịch vận hành năm tới theo Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường
điện năm tới, tháng tới và tuần tới và Quy trình lựa chọn nhà máy điện mới tốt
nhất và tính toán giá công suất thị trường.
Điều 12. Xuất nhập
khẩu điện trong lập lịch huy động
1. 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 giờ tới.
2. Sản lượng điện năng nhập khẩu được tính
như nguồn phát đặt tại điểm nhập khẩu với giá chào bằng 0 đồng/kWh trong lập
lịch huy động ngày tới và giờ tới.
Điều 13. Các nhà máy
điện không phải tham gia thị trường điện
1. Các nhà máy điện không bắt buộc phải tham
gia thị trường điện bao gồm:
a) Nhà máy điện BOT;
b) Nhà máy điện gió, nhà máy điện địa nhiệt và
nhà máy điện có công suất từ 30MW trở xuống;
c) Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán
một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia và không xác định được kế hoạch
bán điện dài hạn. Danh sách các nhà máy điện này do Cục Điều tiết điện lực phê
duyệt.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm
chào giá thay cho các nhà máy điện BOT.
3. Sản lượng điện năng của nhà máy điện gió,
nhà máy địa nhiệt và nhà máy điện có công suất từ 30MW trở xuống đấu nối vào hệ
thống điện quốc gia được tính như nguồn phát với giá chào bằng 0 đồng/kWh trong
lập lịch huy động ngày tới và giờ tới. Sản lượng phát từng giờ ngày D của các
đơn vị này do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trước 9h
ngày D-1
4. Nhà máy thuộc khu công nghiệp chỉ bán một
phần sản lượng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và
công bố theo lịch huy động ngày tới và giờ tới. Đơn vị mua buôn duy nhất có
trách nhiệm tính toán và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện thành phần chi phí điện năng của giá mua điện và các ràng buộc theo
Hợp đồng mua bán điện với các Đơn vị phát điện này cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
Điều 14. Nguyên tắc
thanh toán trong thị trường điện
1. Đơn vị phát điện được thanh toán theo hợp
đồng và thanh toán theo thị trường điện.
2. Đơn vị phát điện được thanh toán theo các
loại hợp đồng sau:
a) Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác đối
với đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;
b) Hợp đồng mua bán điện đối với nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu;
c) Hợp đồng dịch vụ phụ trợ đối với đơn vị
phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
3. Khoản thanh toán theo giá thị trường chỉ
áp dụng cho Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và được tính toán căn cứ trên
các yếu tố sau:
a) Giá điện năng thị trường;
b) Giá công suất thị trường;
c) Sản lượng điện năng và công suất được huy
động.
Chương III
LẬP LỊCH
HUY ĐỘNG TỔ MÁY
Mục 1 PHẦN MỀM LẬP
LỊCH HUY ĐỘNG
Điều 15. 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.
2. Hàm mục tiêu của phần mềm lập lịch huy
động là tối thiểu hoá chi phí mua điện qua thị trường từ các tổ máy phát điện
và các chi phí phạt vi phạm ràng buộc cho từng chu kỳ tính toán từng giờ, được
mô tả chi tiết tại Phụ lục 3 Quy trình này.
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, được
mô tả chi tiết tại Phụ lục 4 Quy trình này.
Điều 16. Số liệu đầu
vào của phần mềm lập lịch huy động
1. Số liệu đầu vào của phần mềm lập lịch huy
động bao gồm:
a) Phụ tải hệ thống điện miền;
b) Giới hạn trên hệ thống đường dây liên kết
miền;
c) Trạng thái của các tổ máy phát điện;
d) Bản chào của các tổ máy phát điện;
đ) Các ràng buộc trong vận hành nhà máy điện
và hệ thống điện.
2. Các trường số liệu đầu vào mô phỏng trong
phần mềm lập lịch được mô tả chi tiết trong Phụ lục 5 Quy trình này.
Điều 17. 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 NGÀY TỚI
Điều 18. Cung cấp thông
tin phục vụ chào giá và lập lịch huy động ngày tới
1. Trước 16h00 ngày D-2, Đơn vị mua buôn duy nhất
có trách nhiệm công bố cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sản
lượng điện năng xuất, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước 9h00 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:
a) Biểu đồ dự báo phụ tải ngày D của toàn hệ
thống và từng miền Bắc, Trung, Nam. Biểu đồ phụ tải dự kiến cho ngày tới được
xác định và tính toán theo Thông tư số 12/2010/TT-BCT do Bộ Công Thương ban
hành;
b) Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu
dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D. Sản lượng điện năng xuất khẩu,
nhập khẩu do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều
này;
c) Lịch thử nghiệm của các tổ máy phát điện
(nếu có) theo quy định tại Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm do Cục Điều
tiết điện lực ban hành;
d) Biểu đồ huy động giờ của nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có nhà máy thuỷ điện
chiến lược đa mục tiêu cho ngày D đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán và công bố theo kết quả kế hoạch vận hành tuần;
đ) Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn
hạn cho ngày D theo quy định tại Quy trình đánh giá an ninh hệ thống điện trung
hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành;
e) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ được xác
định theo quy định tại Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ do Cục
Điều tiết điện lực ban hành;
g) Sản lượng từng giờ của các nhà máy có công
suất từ 30MW trở xuống đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.
3. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị mua buôn duy
nhất có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D cho các nhà máy BOT.
4. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị phát điện
trực tiếp có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
5. Trước 10h00 ngày D-1, nhà máy thuỷ điện
điều tiết dưới 1 tuần, nhà máy điện gió, nhà máy địa nhiệt có trách nhiệm công
bố sản lượng phát từng giờ ngày D.
6. Trước 10h00 ngày D-1, nhà máy thuộc khu
công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia và không xác
định được kế hoạch bán điện dài hạn có trách nhiệm công bố công suất khả dụng
từng giờ và sản lượng phụ tải khu công nghiệp từng giờ ngày D.
Điều 19. Điều chỉnh
giới hạn công suất chạy khí của 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
như sau:
a) Trước 10h00 ngày D, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện cập nhật khả năng cấp khí cho ngày D. Khả năng
cấp khí cho từng giờ ngày D được tính trung bình từ khả năng cấp khí ngày D cho
24 giờ;
b) Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật bản chào giá của đơn vị phát
điện bị giới hạn sản lượng do khí, lập thứ tự huy động của các đơn vị này;
c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện cập nhật suất tiêu hao khí của từng tổ máy, tính toán mức tiêu thụ
khí tương ứng với từng mức công suất theo thứ tự huy động;
d) Giới hạn công suất tối đa huy động bằng
khí từng giờ của các tổ máy thuộc nhà máy hoặc cụm nhà máy bị giới hạn sản
lượng do khí là mức công suất tương ứng với khả năng cấp khí giờ;
đ) Giới hạn công suất huy động bằng khí của
các tổ máy được cập nhật để tính toán lập lịch huy động ngày tới.
Điều 20. Điều chỉnh giới
hạn sản lượng của nhà máy thuỷ điện để đảm bảo an ninh cung cấp điện
Trong trường hợp việc huy động nhà máy thuỷ
điện có xu hướng đưa mức nước hồ chứa thuỷ điện về mức thấp hơn mức nước tính
toán theo kế hoạch vận hành tuần tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện căn cứ vào tình hình vận hành thực tế, điều chỉnh sản lượng huy
động ngày tới của các nhà máy thuỷ điện này theo quy trình sau:
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán, xác định danh sách các nhà máy thuỷ điện bị giới hạn sản
lượng trong ngày tới và mức sản lượng giới hạn trong ngày tới của nhà máy thủy
điện đó.
2. Trước 9h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các nhà máy thủy điện bị
giới hạn sản lượng trong ngày tới, và công bố trên Hệ thống thông tin thị
trường các thông tin sau:
a) Danh sách các nhà máy thủy điện bị giới
hạn sản lượng trong ngày tới;
b) Lý do các nhà máy thủy điện này bị giới
hạn sản lượng trong ngày tới;
c) Mức sản lượng giới hạn của nhà máy thủy
điện trong ngày tới.
3. Trong quá trình lập lịch huy động ngày tới,
nếu mức sản lượng huy động dự kiến của các nhà máy thủy điện vượt quá mức sản
lượng giới hạn quy định tại khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện được phép điều chỉnh mức công suất huy động từng giờ trong ngày
tới của nhà máy thuỷ điện đó theo nguyên tắc sau:
a) Căn cứ theo bản chào giá và tình hình thuỷ
văn, mức nước của hồ thuỷ điện của nhà máy thuỷ điện đó.
b) Đảm bảo an ninh cung cấp điện.
c) Đảm bảo tối thiểu hóa chi phí mua điện cho
toàn hệ thống.
d) Tổng sản lượng huy động của nhà máy thủy
điện theo kết quả lập lịch ngày tới bằng mức sản lượng giới hạn ngày tới của
nhà máy thủy điện đó.
Điều 21. Lập lịch huy
động ngày tới
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.
2. Các số liệu đầu vào được mô phỏng trong
phần mềm lập lịch để lập lịch huy động ngày tới:
a) Phụ tải từng giờ trong ngày D của hệ thống
điện ba miền Bắc, Trung, Nam;
b) Giới hạn truyền tải giữa các miền;
c) Bản chào giá của các đơn vị phát điện;
d) Biểu đồ từng giờ của các nhà máy thuỷ điện
chiến lược đa mục tiêu, nhóm thuỷ điện bậc thang có thuỷ điện chiến lược đa mục
tiêu, các nhà máy thuỷ điện điều tiết dưới một tuần, các nhà máy điện gió, địa
nhiệt, các nhà máy từ 30MW trở xuống, nguồn điện nhập khẩu;
đ) Giới hạn công suất từng giờ của các nhà
máy thuỷ điện bị giới hạn sản lượng để đảm bảo an ninh cung cấp điện;
e) Giới hạn công suất từng giờ của các tổ máy
thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí;
g) Công suất, sản lượng bán cho khu công
nghiệp, công suất mua tối thiểu (nếu có) và thành phần chi phí biến đổi trong
giá hợp đồng của nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng;
h) Công suất của các nhà máy cung cấp dịch vụ
phụ trợ. Các tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần được đưa vào mô phỏng trong phần
mềm lập lịch huy động ngày tới như tổ máy có công suất tối đa từng giờ bằng
công suất công bố của tổ máy trừ đi lượng công suất điều tần.
3. Kết quả của Lịch huy động không ràng buộc:
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.
4. Kết quả của Lịch huy động ràng buộc:
a) Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong
từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
b) Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối
lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày tới;
c) Các thông tin cảnh báo (nếu có).
Điều 22. Công bố lịch
huy động ngày tới
Trước 15h00 ngày D-1, 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:
1. Công suất huy động dự kiến (bao gồm cả công
suất điều tần và dự phòng quay) của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới.
2. Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng
chu kỳ giao dịch của ngày tới.
3. Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây dự
kiến của hệ thống điện ngày tới.
4. Trong trường hợp thừa hoặc thiếu công suất
trong lịch huy động ngày tới, các thông tin cảnh báo bao gồm:
a) Các chu kỳ giao dịch và lượng công suất dự
kiến thừa hoặc thiếu công suất;
b) Các ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.
Điều 23. Khởi động
các tổ máy khởi động chậm
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố lịch khởi động các tổ máy khởi động chậm
trong lịch huy động ngày tới, căn cứ theo:
a) Công suất công bố của các đơn vị phát điện
có tổ máy khởi động chậm theo Đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn;
b) Kết quả Đánh giá an ninh hệ thống điện
ngắn hạn của Đơn vị vận hành hệ thống điện;
c) Thông số kỹ thuật của tổ máy về thời gian
khởi động, tốc độ tăng giảm tải;
d) Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm khởi động
và hoà lưới tổ máy khởi động chậm căn cứ theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
Mục 3 LẬP LỊCH HUY
ĐỘNG GIỜ TỚI
Điều 24. Số liệu sử
dụng cho lập lịch huy động giờ 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 giờ tới sau đây :
1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống và từng
miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo. Biểu đồ phụ
tải dự kiến cho giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo được xác định và tính toán
theo Thông tư số 12/2010/TT- BCT do Bộ Công Thương ban hành.
2. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị
chào giá.
3. Kế hoạch hòa lưới của các tổ máy khởi động
chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.
4. Sản lượng công bố của các nhà máy thủy
điện đa mục tiêu.
5. Sản lượng công bố của nhà máy điện gió,
nhà máy điện địa nhiệt, nhà máy điện có công suất từ 30MW trở xuống đấu nối vào
hệ thống điện quốc gia.
6. Sản lượng điện xuất khẩu và nhập khẩu.
7. Công suất điều tần, dự phòng quay.
8. Công suất dự phòng khởi động nhanh, dự phòng
nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện cho giờ tới (nếu
có).
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.
Điều 25. Điều chỉnh
sản lượng công bố của Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
1. Trước khi lập lịch huy động giờ tới, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng giờ
của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố trong các trường
hợp sau:
a) Có biến động bất thường về thuỷ văn;
b) Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy
động ngày tới;
c) Có quyết định của cơ quan quản lý nhà nước
có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.
2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng giờ của nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại điểm a
và điểm b khoản 1 Điều này do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm theo đề
xuất của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trên cơ sở đánh giá
kết quả vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong năm liền trước. Trong
năm đầu tiên vận hành thị trường điện, phạm vi điều chỉnh là ±5%.
Điều 26. 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
như sau:
a) 30 phút trước giờ vận hành, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện cập nhật khả năng cấp khí ngày, tính toán tiêu
thụ khí cho 12 giờ đã qua. Khả năng cấp khí cho 12 giờ tới được tính trung bình
từ khả năng cấp khí còn lại cho 12 giờ tới;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện cập nhật bản chào giá của các Đơn vị phát điện bị giới hạn sản
lượng do khí, lập thứ tự huy động của các đơn vị này;
c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện cập nhật suất tiêu hao khí của từng tổ máy, tính toán mức tiêu thụ
khí tương ứng với từng mức công suất theo thứ tự huy động;
d) Giới hạn công suất tối đa huy động bằng
khí từng giờ của các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới
hạn sản lượng do khí là mức công suất tương ứng với khả năng cấp khí giờ.
đ) Giới hạn công suất huy động bằng khí của
các tổ máy được cập nhật để tính toán lập lịch huy động giờ tới.
Điều 27. Lập lịch huy
động giờ tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động giờ tới cho các tổ máy phát điện
theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.
2. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp
thiếu công suất
a) Huy động lượng công suất còn lại trong hệ
thống: 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 của nhà máy điện hoặc cụm nhà
máy điện bị giới hạn sản lượng do khí nếu còn khả năng cấp khí;
- Các nhà máy thuỷ điện bị giới hạn sản lượng
để đảm bảo an ninh cung cấp điện;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi
động nhanh;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng nguội
theo lịch huy động ngày tới;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải
phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện;
- Công suất dự phòng quay;
- Giảm công suất dự phòng điều tần xuống mức
thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa thải để đảm bảo
an ninh hệ thống tuân thủ theo quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT.
3. Lập lịch huy động giờ 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 giờ tới thông qua các biện pháp theo
thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;
b) Điều chỉnh công suất công bố của các nhà
máy thuỷ điện đa mục tiêu;
c) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy
cung cấp dịch vụ dự phòng quay;
d) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy
cung cấp dịch vụ điều tần;
e) đ) Dừng các tổ máy không phải khởi động
chậm theo giá bản chào từ cao đến thấp;
f) Giảm dần công suất phát của các tổ máy
khởi động chậm về mức công suất phát ổn định thấp nhất;
g) Dừng các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự
sau:
- Có thời gian khởi động ngắn nhất;
- Có chi phí khởi động từ thấp đến cao. Chi
phí khởi động do Đơn vị mua buôn duy nhất thỏa thuận với Đơn vị phát điện và
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện định kỳ trước mỗi
năm vận hành và trong năm vận hành khi có thay đổi;
- Có mức công suất thấp nhất đủ để giải quyết
tình trạng thừa công suất.
Điều 28. Công bố lịch
huy động giờ tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm công bố lịch huy động giờ tới mười lăm (15) phút trước giờ
vận hành, bao gồm các nội dung sau:
1. Dự báo phụ tải giờ tới của toàn hệ thống
và các miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các tổ máy phát điện trong
giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo.
3. 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.
4. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất
công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.
5. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu có).
Mục 4 VẬN HÀNH THỜI
GIAN THỰC
Điều 29. Điều độ hệ
thống điện thời gian thực
1. Trong điều kiện hệ thống điện vận hành
bình thường, 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 giờ tới đã
được công bố.
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.
Điều 30. Tiêu chuẩn
tần số và điện áp
1. Tần số danh định của hệ thống điện quốc
gia Việt Nam là 50Hz. Ở các chế độ vận hành bình thường hoặc khi có sự cố đơn
lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, tần số hệ thống điện được phép dao động
trong các phạm vi được quy định:
|
Chế độ vận hành của
hệ thống điện
|
Dải tần số cho phép
|
|
Vận hành bình thường
|
49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
|
|
Sự cố đơn lẻ
|
49,5 Hz ÷ 50,5 Hz
|
2. Trong điều kiện làm việc bình thường hoặc
khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp tại thanh cái
cho phép vận hành trên lưới được quy định:
|
Cấp điện áp
|
Chế độ vận hành của
hệ thống điện
|
|
Vận hành bình
thường
|
Sự cố một phần tử
|
|
500kV
|
475 ÷ 525
|
450 ÷ 550
|
|
220kV
|
209 ÷ 242
|
198 ÷ 242
|
|
110kV
|
104 ÷ 121
|
99 ÷ 121
|
Điều 31. Chế độ khẩn
cấp và cực kỳ khẩn cấp
1. Chế độ khẩn cấp được quy định tại Thông tư
số 12/2010/TT-BCT, là chế độ vận hành khi hệ thống điện truyền tải tồn tại một
trong các điều kiện sau:
a) Tần số hệ thống vượt ra ngoài phạm vi cho
phép chế độ vận hành bình thường, nhưng nằm trong dải tần số cho phép đối với
trường hợp xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống;
b) Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện
truyền tải nằm ngoài phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường, nhưng
nằm trong dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử;
c) Mức mang tải của bất kỳ thiết bị điện nào trong
lưới điện truyền tải hoặc thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải vượt quá
giá trị định mức nhưng dưới 110% giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố
do quá tải có thể dẫn đến chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp.
2. Chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại
Thông tư số 12/2010/TT- BCT là chế độ vận hành khi hệ thống điện truyền tải tồn
tại một trong các điều kiện sau:
a) Tần số hệ thống nằm ngoài dải tần số cho
phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống;
b) Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện
truyền tải nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một
phần tử;
c) Mức mang tải của bất kỳ thiết bị nào trong
lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải trên 110%
giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến tan rã
từng phần hệ thống điện;
d) Khi lưới điện truyền tải đang ở chế độ vận
hành khẩn cấp, các biện pháp được thực hiện để đưa hệ thống về trạng thái vận
hành ổn định không thực hiện được dẫn tới hiện tượng tan rã từng phần hệ thống,
tách đảo hoặc sụp đổ điện áp hệ thống.
Điều 32. Can thiệp
vào thị trường điện
1. Các trường hợp can thiệp vào thị trường
điện Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào thị
trường điện trong các trường hợp sau:
a) Hệ thống đang vận hành trong chế độ khẩn
cấp;
b) Không thể đưa ra lịch huy động giờ tới
mười lăm (15) phút trước giờ vận hành.
2. Các biện pháp can thiệp vào thị trường
điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện huy động các tổ máy phát điện theo thứ tự sau:
a) Theo các bản chào hợp lệ của các Đơn vị
chào giá cho chu kỳ giao dịch đó;
b) Trong trường hợp Đơn vị chào giá không có
bản chào hợp lệ cho chu kỳ giao dịch đó:
- Áp dụng mức giá sàn cho phần sản lượng hợp
đồng;
- Áp dụng mức giá trần bản chào cho phần sản
lượng còn lại.
c) Trong trường hợp không thể thực hiện được
các biện pháp quy định tại điểm a và điểm b Khoản này, 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:
- Đảm bảo cân bằng được công suất phát và phụ
tải;
- Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều tần;
- Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng quay;
- 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;
- Các chu kỳ giao dịch dự kiến can thiệp vào
thị trường điện.
b) Trong thời hạn 24 giờ kể 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 33. 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 trong các trường hợp:
- Hệ thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ
khẩn cấp;
- Không đảm bảo việc vận hành thị trường điện
an toàn, liên tục;
- Dự kiến việc can thiệp thị trường điện kéo
dài trên 24 giờ.
c) Kết quả vận hành thị trường điện không đạt
được các mục tiêu đã đề ra.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét,
quyết định dừng thị trường điện trong các trường hợp quy định tại 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.
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 theo giá điện toàn
phần trong Hợp đồng mua bán điện.
- Đảm bảo thực hiện các thoả thuận về sản
lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán điện của
các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có cam kết sản lượng của các
nhà máy điện khác.
b) Các 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 34. 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.
Chương IV
TÍNH
TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1 TÍNH TOÁN GIÁ
ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ CÔNG SUẤT THANH TOÁN
Điều 35. Trách nhiệm
của các đơn vị về cung cấp và lưu trữ số liệu đo đếm phục vụ thanh toán trong
thị trường điện
1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có
trách nhiệm kiểm tra và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện các số liệu đo đếm theo quy định tại Điều 36 Quy trình này và các số liệu
đo đếm quá khứ khi có yêu cầu từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
2. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có
trách nhiệm quản lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan
theo quy định tại Thông tư 27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ
Trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát
điện cạnh tranh.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên
quan trong thời hạn ít nhất là 5 năm.
Điều 36. Cung cấp số
liệu phục vụ thanh toán trong thị trường điện
1. Trước 15h00 ngày D+1, 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 số liệu đo đếm điện năng của từng chu kỳ giao dịch của ngày
D.
2. 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, lượng
công suất thanh toán của từng tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch trong ngày D và
tổng hợp, cung cấp cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện phục vụ
việc thanh toán cho từng nhà máy điện qua trang thông tin điện tử phục vụ thị
trường điện theo biểu mẫu tai Phụ lục 7 Quy trình này.
3. Trước ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất
và 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 phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu tai
Phụ lục 7 Quy trình này.
4. Trước ngày D+6, Đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm 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) qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường
điện theo biểu mẫu tai Phụ lục 7 Quy trình này.
5. Vào ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất
và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày
D qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu tai Phụ lục
7 Quy trình này.
6. Trong thời hạn mười (10) ngày làm việc kể
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 cho chu kỳ thanh toán theo biểu mẫu tại Phụ lục 8 Quy trình này.
Điều 37. Thanh toán
cho Đơn vị phát điện
1. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch, lập và gửi hóa đơn thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy
nhất.
2. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát điện
ký Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ lập và gửi hoá đơn thanh toán cho Đơn vị
vận hành Hệ thống điện và thị trường điện.
3. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh
toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.
4. Chậm nhất vào ngày cuối cùng hàng tháng,
Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hóa đơn của Đơn vị phát điện.
Điều 38. Quy đổi sản
lượng đo đếm
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện 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 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 công cụ tính toán quy đổi
theo phương pháp tính toán quy đổi do Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát
điện thoả thuận và được Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 39. Xác định giá
điện năng thị trường
1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện 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) Sắp xếp các dải công suất trong bản chào
giá lập lịch của các đơn vị phát điện và sản lượng công bố dùng trong lập lịch
giờ tới của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo phương pháp lập
lịch không ràng buộc cho đến khi tổng công suất được sắp xếp đạt mức phụ tải hệ
thống.
2. Giá điện năng thị trường bằng giá chào của
dải công suất cuối cùng đáp ứng biểu đồ phụ tải 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, giá điện năng thị trường
được tính bằng giá trần thị trường.
Điều 40. Xác định
công suất thanh toán
1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính công suất cho từng chu kỳ giao dịch
của ngày D theo trình tự sau:
a) Phụ tải hiệu chỉnh là phụ tải thực của hệ
thống điện cộng thêm thành phần công suất khuyến khích (được tính bằng 3% phụ
tải hệ thống của chu kỳ giao dịch);
b) Các tổ máy tham gia dịch vụ điều tần và dự
phòng quay theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện công bố được mô phỏng là các tổ máy có công suất tối đa bằng công suất
công bố của Đơn vị phát điện cho tổ máy đó trừ đi lượng công suất điều tần hoặc
dự phòng quay;
c) Sắp xếp các dải công suất trong bản chào
giá lập lịch của các đơn vị phát điện cho chu kỳ giao dịch đó theo phương pháp
lập lịch không ràng buộc cho đến khi tổng công suất được sắp xếp đạt mức phụ
tải hiệu chỉnh.
2. Lượng công suất thanh toán của tổ máy trong
chu kỳ giao dịch tính bằng lượng công suất của tổ máy đó được xếp trong lịch
công suất.
3. Lượng công suất thanh toán của các tổ máy
tham gia dịch vụ điều tần và dự phòng quay trong chu kỳ giao dịch tính bằng
lượng công suất của tổ máy đó được xếp trong lịch công suất cộng với lượng công
suất tham gia dịch vụ điều tần hoặc dự phòng quay.
Điều 41. Xác định giá
điện năng thị trường và công suất thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
1. Trong trường hợp thời gian can thiệp thị
trường nhỏ hơn 24 giờ:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện sử dụng bản chào giá hợp lệ để xác định giá điện năng thị trường và
lượng công suất thanh toán;
b) Trong trường hợp tổ máy không có bản chào
giá hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng giá sàn
cho phần sản lượng hợp đồng giờ và giá trần bản chào cho sản lượng ngoài hợp
đồng để lập lịch tính giá điện năng thị trường và lịch công suất cho chu kỳ
giao dịch đó.
2. Trong trường hợp thời gian can thiệp thị
trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường và công suất
thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can thiệp.
Mục 2 TÍNH TOÁN THANH
TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN GIAO DỊCH TRỰC TIẾP
Điều 42. Tính toán
sản lượng huy động theo lệnh điều độ và các thành phần sản lượng thanh toán
1. Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của Đơn
vị phát điện là sản lượng được tính toán căn cứ theo lệnh điều độ tại đầu cực
máy phát của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, công suất theo
lệnh điều độ, tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện. Sản lượng huy động
theo lệnh điều độ được xác định như 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];
Qddi : Sản lượng huy động theo
lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
: Công suất tổ máy
đang vận hành tại thời điểm
: 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
Công suất
là công
suất tổ máy đạt được tại thời điểm
Khoảng thời
gian 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 [MW/p]
2. Trong trường hợp số liệu đo đếm thực tế
quy về đầu cực của tổ máy phát điện có sai số với sản lượng huy động theo lệnh
điều độ của đơn vị phát điện đó, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm kiểm tra, xem xét và báo cáo Cục Điều tiết điện lực nếu
hành vi có dấu hiệu vi phạm lệnh điều độ. Sai số điều độ đối với các tổ máy có công
suất lắp đặt dưới 100MW là 5%, đối với các tổ máy có công suất lắp đặt từ 100MW
trở lên là 3%. Trong trường hợp sai số giữa hai số liệu này lớn hơn sai số cho phép
và sản lượng đo đếm thực tế của đơn vị phát điện cao hơn sản lượng huy động
theo lệnh điều độ của đơn vị phát điện đó thì phần sản lượng chênh lệch giữa
sản lượng đo đếm thực tế và sản lượng đo đếm theo lệnh điều độ được chỉ được
thanh toán theo giá chào thấp nhất cho chu kỳ giao dịch đó.
3. 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, 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 (Qbp);
b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm theo
lệnh điều độ (Qcon);
c) Sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài
lệnh điều độ (Qdu);
d) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
điện năng thị trường (Qsmp).
4. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong
chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Xác định các tổ máy có giá chào cao hơn
giá trần thị trường 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: điểm 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 trong chu kỳ
giao dịch i của các tổ máy có 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 và được xếp trong lịch
tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có 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: điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện,
xác định tại điểm a Khoản
J: Tổng số các điểm đo đếm của nhà máy điện
có tổ máy chào cao hơn giá
trần thị trường 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).
5. Sản lượng điện năng phát tăng thêm theo lệnh
điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự
sau:
a) Xác định các tổ máy phát tăng thêm do ràng
buộc truyền tải hoặc các ràng buộc khác trong chu kỳ giao dịch;
b) 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 tổ máy không bị ràng buộc phải
phát theo lịch huy động giờ tới và phát tăng công suất theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch:
- Trường hợp tổ máy đã bị ràng buộc phải phát
theo lịch huy động giờ tới:
: sản lượng điện năng phát tăng thêm
của tổ máy tính tại đầu cực trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: công suất phát
của tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện trong chu kỳ giao dịch i (kW);
: công suất của tổ máy
được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i
(kW);
: công suất của tổ
máy theo lịch huy động giờ tới trong chu kỳ giao dịch i (kW);
: khoảng thời gian
tổ máy phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (phút).
c) Xác định sản lượng điện năng phát tăng
thêm trong chu kỳ giao dịch của tổ máy, 
,
bằng cách quy đổi sản lượng từ vị trí đầu cực
tổ máy về vị trí đo đếm.
d) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng
thêm theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo công thức
sau:
Trong đó:
Qconi : tổng sản lượng phát tăng thêm
theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (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;
: sản lượng phát tăng thêm của tổ máy
g trong chu kỳ giao dịch I (kWh).
6. Sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài
lệnh điều độ được tính toán trong trường hợp sản lượng đo đếm thực tế của đơn
vị phát điện lớn hơn sản lượng huy động theo lệnh điều độ của đơn vị phát điện
đó và sai số giữa hai sản lượngu này lớn hơn sai số điều độ đã được quy định
tại khoản 2 Điều này. Sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ (Qdu)
là phần sản lượng chênh lệch giữa sản lượng đo đếm thực tế và sản lượng tính
toán theo lệnh điều độ được tính toán sau khi có kết luận của các cơ quan chức
năng về hành vi vi phạm lệnh điều độ của Đơn vị phát điện.
Qdui : Sản lượng điện năng phát
tăng thêm ngoài lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao
dịch i;
Qddi : Sản lượng huy động theo
lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
Qmqi : sản lượng điện năng đo đếm
của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
7. 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:
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 (kWh);
Qconi : sản lượng điện năng phát tăng
thêm theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qconi : sản lượng điện năng phát
tăng thêm ngoài lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Điều 43. Tính toán
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 trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rg = Rsmp + Rbp +
Rcon + Rdu
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 các nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá
trần thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rcon : khoản thanh toán cho phần sản lượng điện
năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: khoản thanh toán cho phần sản lượng điện
năng phát tăng thêm ngoài 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 theo
công thức sau:
Rsmpi =
Qsmpi + 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 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:
- Trường hợp sản lượng điện năng đo đếm của
nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp
đồng:
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 các
tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường 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 và được sắp xếp trong
lịch tính giá điện năng thị trường;
: giá chào tương ứng với dải chào j
trong bản chào của các 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);
: tổng 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 : tổng sản lượng điện năng có
giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao
dịch i (kWh).
- Trường hợp sản lượng điện năng đo đếm của
nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng:
Rbpi = Qbpi + SMPi
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);
SMPi: giá điện năng thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qbpi : tổng sản lượng điện năng có
giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao
dịch i (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 theo lệnh điều độ 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 theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: tổ máy phát tăng thêm theo lệnh điều độ
của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: tổng số tổ máy phát tăng thêm theo lệnh điều
độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: điện năng phát
tăng thêm theo lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);
: giá chào tương ứng
với dải công suất phát tăng thêm theo lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ
giao dịch i (đồng/kWh).
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 theo 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 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 nhiệt 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).
5. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ 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:
Rdui : khoản thanh toán cho sản lượng
điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: tổ máy phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ
của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: tổng số tổ máy phát tăng thêm ngoài lệnh
điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: điện năng phát
tăng thêm ngoài 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).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
Rdu : khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát tăng thêm ngoài 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 tăng thêm ngoài lệnh điều độ;
I: tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ
thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ;
Rdui : khoản thanh toán cho sản lượng
điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 44. Tính toán
thanh toán 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:
Trong đó:
Rcani : khoản thanh toán công suất
cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: tổ máy của nhà máy điện được thanh toán
theo giá công suất;
G: tổng số các tổ máy của nhà máy điện được thanh
toán theo giá công suất;
CANi : giá công suất thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);
:
lượng công suất thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kW).
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 45. Khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
Căn cứ vào 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 dạng sai khác trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
Trong đó:
Rci : khoản thanh toán sai khác
trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qci : sản lượng điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
(đồng/kWh);
SMPi: giá điện năng thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: giá công suất thị trường
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;
Rci : khoản thanh toán sai khác
trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 46. Tính toán
thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
1. Trường hợp thời gian can thiệp thị trường
nhỏ hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện được nhận các khoản thanh toán điện năng,
thanh toán công suất thị trường, thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai
khác và các dạng thanh toán khác như khi vận hành thị trường điện.
2. Trường hợp thời gian can thiệp thị trường
lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng
cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.
Điều 47. Tính toán
thanh toán khi dừng thị trường điện
Trong thời gian dừng thị trường điện, Đơn vị
phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo
đếm.
Mục 3 THANH TOÁN DỊCH
VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC
Điều 48. Thanh toán
chi phí cơ hội cho dịch vụ dự phòng quay
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán chi phí cơ hội cho Đơn vị
phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay trong chu kỳ thanh toán theo trình tự
sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
Trong đó:
Rspni : khoản thanh toán chi phí
cơ hội cho Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay của
Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: tổng số tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng
quay của Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;
: công suất lập
lịch cung cấp dịch vụ dự phòng quay của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i theo
lịch huy động ngày tới (kWh);
: chi phí cơ hội
trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy g (đồng/kWh).
Chi phí cơ hội được tính toán như sau:
Trong đó:
SMPi: giá điện năng thị trường trong
chu kỳ giao dịch i của ngày D (đồng/kWh);
Pbi : giá chào lớn nhất trong số
các mức giá chào tương ứng với các dải công suất cung cấp dịch vụ dự phòng quay
(đồng/kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
Rspn : khoản thanh toán chi phí cơ hội trong
chu kỳ thanh toán (đồng);
i: chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán
mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;
I: tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ
thanh toán mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;
Rspni : khoản thanh toán chi phí
cơ hội trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
2. Chi phí cơ hội chỉ được thanh toán cho các
tổ máy nhiệt điện cung cấp dự phòng quay.
Điều 49. Thanh toán
cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành
phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện
Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động
nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ
thống điện được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký với Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 50. Thanh toán
cho nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
Thanh toán cho nhà máy thủy điện chiến lược
đa mục tiêu được thực hiện theo hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn
duy nhất.
Điều 51. Thanh toán
khác
1. Đơn vị phát điện có tổ máy phát công suất
phản kháng phát phục vụ điều chỉnh điện áp được thanh toán cho lượng điện năng
nhận từ lưới điện để phát công suất phản kháng:
a) Theo giá điện năng thị trường đối với tổ máy
có chào giá trên thị trường điện;
b) Theo hợp đồng mua bán điện đối với tổ máy
không chào giá trên thị trường điện.
2. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng trong
trường hợp thừa nguồn trong lập lịch huy động giờ tới được thanh toán chi phí
khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị
phát điện.
3. Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng
do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp có sai khác so với tổng điện năng đo
đếm các ngày trong tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp, phần điện
năng chênh lệch được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn
vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
Điều 52. Hồ sơ thanh
toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ
thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ giữa Đơn vị
phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Trong trường hợp hóa đơn có sai sót, Đơn
vị phát điện hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền đề nghị
hiệu chỉnh hóa đơn trong thời hạn một (01) tháng kể từ ngày phát hành. Các bên
liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản thanh toán
hiệu chỉnh.
3. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ sung
khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.
4. Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán
trong thị trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư 18/2010/TT-BCT và các
quy định có liên quan.
Điều 53. 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 quy định trong hợp
đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ./.
TRÌNH
TỰ KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55 /ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
BẢNG 1. LẬP LỊCH HUY
ĐỘNG NGÀY TỚI
BẢNG 2. LẬP LỊCH HUY
ĐỘNG GIỜ TỚI
BẢNG 3. TÍNH TOÁN VÀ
LẬP BẢNG KÊ THANH TOÁN
