BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
Số: 6540/QĐ-BCT
|
Hà Nội, ngày 12
tháng 12 năm 2008
|
QUYẾT ĐỊNH
BAN HÀNH QUY ĐỊNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH THÍ ĐIỂM
BỘ TRƯỞNG 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 Luật Điện lực ngày 03 tháng 12
năm 2004;
Căn cứ Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg
ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình,
các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt
Nam;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều
tiết điện lực,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban hành
kèm theo Quyết định này Quy định thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm.
Điều 2. Tổ chức
thực hiện
1. Giao Tập đoàn Điện lực Việt Nam:
a) Triển khai thực hiện thị trường phát
điện cạnh tranh thí điểm theo Quy định này nhằm tiếp tục rút kinh nghiệm, tổng
kết để phát triển thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh;
b) Trong quá trình vận hành thị trường,
Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm đảm bảo an ninh cung cấp điện ở mức
độ cao nhất, đồng thời phải đảm bảo tính minh bạch và cạnh tranh bình đẳng giữa
tất cả các đơn vị tham gia thị trường;
c) Nâng cấp, bổ sung cơ sở hạ tầng cần
thiết cho hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm;
d) Tổ chức đào tạo nâng cao năng lực đội
ngũ cán bộ của các đơn vị tham gia thị trường;
đ) Định kỳ báo cáo Cục Điều tiết điện
lực kết quả hoạt động của thị trường và đề xuất những sửa đổi, bổ sung cần
thiết trong Quy định thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm;
e) Báo cáo Bộ Công thương và Cục Điều
tiết điện lực về thời điểm việc vận hành thị trường phát điện cạnh tranh thí
điểm.
2. Giao Cục Điều tiết điện lực giám sát
chặt chẽ hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm và kịp thời báo
cáo Bộ Công Thương về những kiến nghị sửa đổi, bổ sung khi cần thiết.
Điều 3. Quyết
định này có hiệu lực kể từ ngày ký và thay thế Quyết định số 3956/QĐ-BCN ngày
29 tháng 12 năm 2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp về việc ban hành Quy định thị
trường phát điện cạnh tranh thí điểm.
Điều 4. Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực, Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, các Vụ
trưởng, Cục trưởng thuộc Bộ, Hội đồng quản trị Tập Đoàn Điện lực Việt Nam và
các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
Nơi
nhận:
-
TTgCP (để b/c);
- PTTg Hoàng Trung Hải (để b/c);
- Như Điều 4;
- Lưu: VT, ĐTĐL.
|
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Đỗ Hữu Hào
|
MỤC LỤC
Chương I
QUY ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
Điều 3. Giải thích
từ ngữ
Điều 4. Trách
nhiệm của Cục Điều
tiết điện lực
Chương II
QUYỀN, NGHĨA
VỤ CỦA EVN
VÀ CÁC THÀNH VIÊN THỊ TRƯỜNG
Điều 5. Quyền
và nghĩa vụ của EVN
Điều 6. Quyền
và nghĩa vụ của EPTC
Điều 7. Quyền
và nghĩa vụ của A0
Điều 8. Quyền
và nghĩa vụ của các đơn vị
phát điện thị trường
Điều 9. Quyền
và nghĩa vụ của các đơn vị
phát điện gián
tiếp
Điều 10.
Quyền và nghĩa vụ của các đơn vị quản lý
lưới điện
Điều 11.
Quyền và nghĩa vụ của đơn vị quản lý số liệu đo đếm
Điều 12.
Quyền và nghĩa vụ của đơn vị quản lý chất lượng hệ
thống
đo đếm
Điều 13.
Quyền và nghĩa vụ của đơn vị
cung cấp dịch vụ thông tin
Chương III
VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 14.
Hệ thống công
nghệ thông
tin
vận hành thị
trường điện lực
Điều 15. Thông tin thị trường
Điều 16. Chương
trình đánh giá an
ninh
hệ
thống và kế hoạch sửa chữa
Điều
17. Chào giá
Điều 18. Thông tin điều độ
Điều 19.
Điều
độ hệ thống
Điều 20. Giá
thị trường
Điều 21. Can thiệp và dừng thị trường
điện lực
Chương IV
AN NINH HỆ THỐNG
Điều 22. Các khái niệm liên
quan đến an
ninh hệ
thống
Điều 23. Nguyên tắc duy trì
vận
hành
hệ
thống an toàn và tin cậy
Điều 24. Trách nhiệm của A0 trong việc
duy
trì an
ninh
hệ thống
Điều 25. Trách nhiệm của các
Thành
viên thị trường trong việc duy trì
an ninh
hệ thống
Điều 26.
Điều
khiển tần
số
trong hệ thống
Điều 27.
Điều
khiển điện áp
trong hệ thống
Điều 28.
Rơ le bảo vệ và
hệ thống tự động
chống sự cố
Điều 29.
Vận hành hệ
thống trong tình trạng thiếu công suất dự phòng quay
Điều 30. Can thiệp thị
trường điện lực liên quan đến an
ninh hệ
thống
Điều 31. Tuân
theo
lệnh điều độ liên quan đến an
ninh hệ thống
Điều 32. Khởi động
đen
Điều 33. Phân
tích sự cố
Điều 34. Các quy định vận hành hệ thống
điện
Điều 35. Các quy định về vận
hành lưới điện
truyền tải
Điều
36. Các thiết
bị
giám sát và điều khiển từ
xa
Điều
37. Các thiết
bị thông tin liên lạc, lưu trữ dữ liệu và
ghi
âm phục vụ vận hành
Điều
38. Ghi
chép,
lưu
trữ trao đổi
thông tin vận hành
Chương V
ĐO ĐẾM42
Điều 39. Các quy định chung
về đo
đếm
Chương VI
THANH TOÁN
Điều 40.
Đối
tượng áp
dụng
Điều 41. Các thông số thanh toán
Điều 42. Tính tiền điện thanh
toán
Điều 43. Trình
tự, thủ tục thanh toán
Điều 44.
Điều
chỉnh thanh toán
tiền điện
Điều 45.
Tiền lãi do thanh toán chậm
Điều 46. Tranh chấp trong thanh toán
Chương VII
HỢP ĐỒNG CfD
Điều
47. Quy định chung
Điều 48. Trách nhiệm của EVN đối với hợp đồng CfD
Điều 49. Trách nhiệm của đơn vị phát điện thị trường
Điều 50. Nội dung của
hợp đồng CfD
Điều 51. Nguyên tắc xác định
giá và sản lượng
hợp
đồng CfD
Chương VIII
QUAN HỆ GIỮA
ĐƠN VỊ CHÀO GIÁ THAY, ĐƠN
VỊ PHÁT ĐIỆN GIÁN TIẾP, ĐƠN VỊ
QUẢN LÝ
LƯỚI ĐIỆN VÀ A0
Điều 52.
Mục đích của việc
chào giá thay
Điều 53. Các yêu cầu
đối
với đơn vị chào giá thay
Điều 54. Quan hệ giữa các đơn vị phát điện gián tiếp
với đơn vị chào
giá thay và A0
Điều 55. Quan hệ giữa các đơn vị quản lý
lưới điện với A0
Chương IX
XỬ LÝ TRANH CHẤP
Điều 56. Nguyên tắc xử
lý tranh chấp
Điều 57. Những
hành vi bị
cấm trên thị trường
Điều 58.
Xử lý vi phạm
Chương X
TỔ CHỨC THỰC
HIỆN
Điều 59.
Đăng ký tham gia thị
trường điện lực
Điều 60.
Sửa
đổi, bổ
sung Quy
định
QUY ĐỊNH
THỊ
TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH THÍ ĐIỂM
(Ban
hành kèm theo Quyết định số 6540 /QĐ-BCT ngày 12 tháng 12 năm 2008 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương)
Chương I
QUY ĐỊNH
CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh
Quy định này quy định về chức năng, nhiệm vụ,
mối quan hệ của các thành viên tham gia thị trường và hoạt động của thị trường
phát điện cạnh tranh thí điểm trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
Quy định này áp dụng đối với các thành viên
tham gia thị trường điện lực (gọi tắt là Thành viên thị trường), bao gồm:
1. Đơn vị phát điện trực tiếp tham gia thị
trường điện lực (viết tắt là đơn vị phát điện thị trường);
2. Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia
(viết tắt là A0);
3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(viết tắt là EVN);
4. Công ty mua bán điện (viết tắt là EPTC);
5. Công ty điện lực;
6. Tổng công ty truyền tải điện quốc gia
(viết tắt là NPT);
7. Đơn vị cung cấp các dịch vụ phục vụ hoạt
động của thị trường;
8. Đơn vị chào giá thay.
Điều 3. Giải thích từ
ngữ
Trong Quy định này các từ ngữ dưới đây được
hiểu như sau:
1. Biểu đồ Qc là biểu đồ mua bán điện
năng từng chu kỳ giao dịch của hợp đồng CfD.
2. Chu kỳ giao dịch là một giờ;
3. Chu kỳ chào giá là khoảng
thời gian giữa hai lần chào giá liên tiếp trong ngày D theo thời gian biểu thị
trường, do Cục Điều tiết điện lực phê duyệt theo đề nghị của EVN tuỳ theo giai
đoạn phát triển thị trường điện;
4. Công suất khả dụng là mức công suất
tác dụng (MW) lớn nhất mà tổ máy có thể phát ổn định trong chu kỳ giao dịch
hoặc khoảng thời gian xác định do các đơn vị phát điện công bố;
5. Công suất công bố là mức công suất
tác dụng (MW) lớn nhất của các tổ máy thủy điện hoặc các tổ máy nhiệt điện sử
dụng nhiên liệu dầu, khí mà đơn vị phát điện mong muốn được huy động trong chu
kỳ giao dịch. Đối với các tổ máy còn lại, công suất công bố là công suất khả
dụng của tổ máy;
6. Công suất công bố mới là công suất công
bố bổ sung của các tổ máy sau sửa chữa dự kiến đưa vào vận hành trong ngày D,
được khai báo sau thời hạn nộp bản chào giá ngày tới hoặc sau thời hạn nộp bản
chào giá cho chu kỳ chào giá tới cho đến trước chu kỳ giao dịch;
7. Công suất công bố thay thế là công
suất của tổ máy được đơn vị phát điện thị trường công bố mới thay thế cho tổ
máy đã có trong phương thức ngày, lịch điều độ giờ tới bị ngừng vì sự cố của
chính đơn vị phát điện thị trường này;
8. Công suất huy động là mức công suất
tác dụng (MW) của tổ máy hoặc nhà máy điện tuỳ từng trường hợp, theo yêu cầu
huy động của A0 tại thời điểm xác định;
9. Công suất phát ổn định thấp nhất là
mức công suất tác dụng nhỏ nhất theo điều kiện kỹ thuật mà tổ máy có thể phát
ổn định trong chu kỳ giao dịch hoặc khoảng thời gian xác định. Đối với các đơn
vị phát điện thị trường có hợp đồng mua bán điện với EVN hoặc EPTC, giá trị
công suất phát ổn định thấp nhất này được quy định trong các hợp đồng mua bán
điện;
10. Công suất dự phòng quay là phần
công suất tác dụng (MW) còn dư có thể huy động của tất cả các tổ máy đang nối
lưới tại thời điểm xác định;
11. DIM là hệ thống quản lý thông tin điều
độ các tổ máy/nhà máy điện;
12. Dịch vụ điều tần là dịch vụ phụ
trong thị trường điện lực do thành viên thị trường chịu trách nhiệm cung cấp
cho hệ thống theo yêu cầu của A0 nhằm duy trì tần số hệ thống điện
quốc gia trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 4 của Quy
định đấu nối vào hệ thống điện quốc gia ban hành kèm theo Quyết định số 37/2006/QĐ-BCN
ngày 16 tháng 10 năm 2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp;
13. Đánh giá an ninh hệ thống là chương
trình đánh giá an ninh hệ thống của hệ thống điện dựa trên việc đánh giá tương
quan giữa tổng công suất nguồn khả dụng và phụ tải dự kiến của hệ thống, có
tính đến các ràng buộc trong hệ thống điện và yêu cầu dự phòng công suất theo
quy định trong từng khung thời gian tính toán;
14. Đơn vị phát điện là đơn vị hoạt
động phát điện, quản lý một hoặc nhiều nhà máy điện;
15. Đơn vị phát điện thị trường là đơn
vị phát điện trực tiếp tham gia thị trường điện lực hoặc là các đơn vị hạch
toán phụ thuộc của EVN được phép trực tiếp chào giá trên thị trường điện lực.
Danh sách các đơn vị phát điện thị trường do Cục Điều tiết điện lực phê duyệt
theo đề nghị của EVN và được công bố trên trang web thị trường;
16. Đơn vị phát điện gián tiếp là đơn
vị phát điện không trực tiếp tham gia thị trường. Danh sách các đơn vị phát
điện gián tiếp được công bố trên trang web thị trường;
17. Đơn vị quản lý lưới điện là các
đơn vị thực hiện chức năng truyền tải điện, bao gồm Tổng công ty truyền tải
điện quốc gia và các Công ty điện lực;
18. Đơn vị quản lý chất lượng hệ thống đo
đếm là các đơn vị có chức năng kiểm tra, thí nghiệm, kiểm định thiết bị và
hệ thống đo đếm điện năng. Trong Quy định này, các đơn vị quản lý chất lượng hệ
thống đo đếm là các Trung tâm thí nghiệm điện 1, 2 và 3;
19. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm là
đơn vị có trách nhiệm lắp đặt, quản lý vận hành, kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống
thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm phục vụ thị trường điện lực. Trong
Quy định này, đơn vị quản lý số liệu đo đếm là Trung tâm công nghệ thông tin -
Tập đoàn điện lực Việt Nam;
20. Đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin
là đơn vị có trách nhiệm lắp đặt, quản lý vận hành, bảo dưỡng đường truyền
thông tin mà đơn vị quản lý số liệu đo đếm sử dụng phục vụ thị trường điện lực.
Trong Quy định này, đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin là Công ty thông tin viễn
thông điện lực;
21. Đơn vị chào giá thay là đơn vị
được EVN uỷ quyền chào giá thay cho các Đơn vị phát điện gián tiếp;
22. Điểm giao nhận là điểm giao nhận
điện năng giữa Đơn vị phát điện thị trường và EVN. Trong Quy định này, điểm
giao nhận đặt tại phía cao áp và trung áp (nếu có) của máy biến áp tăng áp nối
tổ máy với lưới điện quốc gia;
23. Điểm chào giá là đầu cực các tổ máy;
24. Điểm điều độ là đầu cực các tổ
máy;
25. Điện năng đảm bảo tuần là tổng sản
lượng điện tối thiểu mỗi tuần được phê duyệt và công bố mà nhà máy và công ty
thủy điện phải sẵn sàng phát để đảm bảo an ninh cung cấp điện cho hệ thống điện
quốc gia theo Quy định khai thác hồ chứa thuỷ điện;
26. Giá biên hệ thống là giá của MW
cuối cùng xếp trong lịch phát điện đáp ứng nhu cầu phụ tải của hệ thống có xét
đến ràng buộc, tổn thất lưới điện 500 kV và được xác định cho từng miền tại mỗi
chu kỳ giao dịch;
27. Giá thị trường là giá được xác
định theo quy định tại Điều 20 cho từng chu kỳ giao dịch và công bố cùng với
lịch điều độ ngay trước chu kỳ giao dịch. Giá này dùng để thanh toán cho các
đơn vị phát điện thị trường;
28. Giá thị trường dự kiến là giá được
xác định theo quy định tại Điều 20 cho từng chu kỳ giao dịch và công bố cùng
với phương thức ngày;
29. Giá trần là mức giá thị trường lớn
nhất, áp dụng trong khoảng thời gian xác định vận hành thị trường điện lực;
30. Giá sàn là mức giá thị trường thấp
nhất, áp dụng trong khoảng thời gian xác định vận hành thị trường điện lực;
31. Hợp đồng CfD là hợp đồng tài chính
mua bán điện năng trên thị trường điện lực được ký giữa đơn vị phát điện thị
trường (Bên bán) và EVN (Bên mua);
32. Giá hợp đồng CfD (Pc) là giá mua
bán điện quy định tại hợp đồng CfD;
33. Giờ H là giờ vận hành thị trường;
34. Giờ H - / + i là giờ trước hoặc
sau giờ vận hành thị trường i giờ;
35. Kỳ thanh toán là một tháng;
36. Lệnh điều độ là các mệnh lệnh do A0
đưa ra chỉ đạo các đơn vị phát điện, đơn vị quản lý lưới điện thực hiện theo
Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia và Quy định thị trường;
37. Mức nước giới hạn tuần là mức nước
thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tuần được phê duyệt và công
bố theo Quy định khai thác hồ chứa thuỷ điện;
38. Nhà máy điện là nhà máy phát điện
đấu nối vào lưới điện quốc gia;
39. Nhà máy điện điều tần là nhà máy
điện điều tần cấp 1 theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia ban hành
theo Quyết định số 13/2007/QĐ-BCN ngày 13 tháng 3 năm 2007 của Bộ Công nghiệp;
40. Ngày D là ngày vận hành thị
trường;
41. Ngày D - / +i là ngày trước hoặc
sau ngày vận hành thị trường i ngày;
42. Ngày làm việc là bất cứ ngày nào
không phải là ngày thứ bảy, chủ nhật hoặc ngày nghỉ lễ theo quy định của Bộ luật
Lao động;
43. Ngày, tháng, năm là ngày, tháng,
năm tính theo dương lịch;
44. Quy định thị trường là quy định về
thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm;
45. Quy định đo đếm là Quy định quản
lý đo đếm điện năng phục vụ thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm ban hành
kèm theo Quyết định số 1592/QĐ-BCN ngày 09 tháng 5 năm 2007 của Bộ trưởng Bộ
Công nghiệp;
46. Quy định đấu nối lưới điện là Quy
định đấu nối vào hệ thống điện quốc gia ban hành kèm theo Quyết định số 37/2006/QĐ-BCN
ngày 16 tháng 10 năm 2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp;
47. Quy định khai thác hồ chứa thuỷ điện
là Quy định khai thác nước phục vụ phát điện trong thị trường phát điện cạnh
tranh thí điểm ban hành kèm theo Quyết định số 2702/QĐ-BCN ngày 02 tháng 8 năm
2007 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp;
48. Sản lượng điện kế hoạch năm là sản
lượng điện kế hoạch năm của mỗi đơn vị phát điện được xác định từ đầu năm;
49. Sản lượng điện thanh toán là sản
lượng điện mua bán xác định theo phương thức giao nhận điện năng trong từng chu
kỳ giao dịch giữa đơn vị phát điện thị trường và EVN. Chi tiết phương thức giao
nhận điện năng được quy định trong từng hợp đồng CfD được ký giữa đơn vị phát
điện thị trường và EVN;
50. Thị trường điện lực là thị trường
phát điện cạnh tranh thí điểm;
51. Thành viên thị trường là các thành
viên tham gia thị trường điện lực;
52. Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc
gia (A0) là đơn vị vận hành hệ thống điện và vận hành thị trường
điện lực;
53. Tổ máy là tổ máy phát điện thuộc
nhà máy điện;
54. Tổ máy/nhà máy được hiểu là tổ máy
hoặc nhà máy;
55. Trang web thị trường là trang
thông tin điện tử của thị trường điện lực www.thitruongdien.evn.vn;
56. Tổ máy khởi động nhanh là các tổ
máy có khả năng khởi động và hoà lưới trong thời gian nhỏ hơn hoặc bằng 30
phút;
57. Tổ máy khởi động chậm là các tổ
máy có khả năng khởi động và hoà lưới trong thời gian lớn hơn 30 phút. Danh
sách các tổ máy khởi động chậm được EVN phê duyệt và công bố trên trang web thị
trường;
58. Thời hạn nộp bản chào giá cho chu kỳ
chào giá tới là thời hạn do Cục Điều tiết điện lực phê duyệt theo đề nghị
của EVN.
Điều 4. Trách nhiệm
của Cục Điều tiết điện lực
1. Thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương
ban hành Quy định thị trường.
2. Kiểm tra việc thực hiện các hợp đồng mua
bán điện ngắn hạn, dài hạn và CfD đã ký kết và các loại giá điện áp dụng trong
thị trường điện lực.
3. Kiểm tra, giám sát hoạt động thị trường
điện lực theo Quy định thị trường và các quy định, quy trình liên quan.
4. Giải quyết các tranh chấp, khiếu nại theo
thẩm quyền.
5. Sử dụng cơ sở dữ liệu vận hành thị trường
điện lực và hệ thống điện do A0 cung cấp để phục vụ công tác giám
sát và giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực.
6. Sử dụng các thông tin về hoạt động của thị
trường điện lực do EVN và Thành viên thị trường cung cấp để phục vụ công tác
giám sát và giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực.
7. Yêu cầu dừng thị trường điện lực trong
trường hợp cần thiết.
8. Thực hiện điều tiết thị trường theo quy
định của Luật Điện lực.
Chương II
QUYỀN,
NGHĨA VỤ CỦA EVN VÀ CÁC THÀNH VIÊN THỊ TRƯỜNG
Điều 5. Quyền và
nghĩa vụ của EVN
1. EVN có các quyền sau:
a) Mua toàn bộ điện năng trên thị trường điện
lực ngày tới theo giá thị trường để đáp ứng nhu cầu phụ tải hệ thống;
b) Ký kết hoặc ủy quyền cho EPTC ký kết các
hợp đồng CfD với các đơn vị phát điện thị trường theo mẫu ban hành kèm theo Quy
định này;
c) Chỉ định EPTC là đơn vị chào giá thay cho
các đơn vị phát điện gián tiếp;
d) Phê duyệt, điều chỉnh sản lượng điện năm
của hợp đồng CfD (Qcn) và giá hợp đồng CfD (Pc), giá trần của thị trường điện
lực;
đ) Phê duyệt quy trình lập biểu đồ Qc và các
sửa đổi, bổ sung;
e) Phê duyệt kế hoạch sửa chữa năm, tháng,
tuần của các đơn vị phát điện thị trường, các đơn vị phát điện gián tiếp và các
đơn vị quản lý lưới điện;
g) Quyết định can thiệp và dừng thị trường trong
các trường hợp quy định tại Điều 21 Quy định này;
h) Quyết định khôi phục thị trường.
2. EVN có các nghĩa vụ sau:
a) Tổ chức xây dựng và trình Cục Điều tiết
điện lực Quy định thị trường, các quy định, quy trình liên quan và các sửa đổi,
bổ sung;
b) Quản lý và giám sát các hoạt động của thị
trường điện lực;
c) Giải quyết các tranh chấp theo thẩm quyền;
d) Chỉ đạo các hoạt động của thị trường theo
Quy định thị trường và các quy định của pháp luật;
đ) Chỉ đạo các thành viên thị trường thực
hiện đúng Quy định thị trường và các quy định của pháp luật và các văn bản quy
định của EVN, khen thưởng các cá nhân, đơn vị thuộc EVN hoặc kỷ luật các đối
tượng này nếu vi phạm các quy định liên quan đến các hoạt động trên thị trường
điện lực;
e) Lập và công bố kế hoạch mua bán điện năm,
tháng và biểu đồ Qc đối với các đơn vị phát điện thị trường;
g) Lập và thỏa thuận với các đơn vị phát điện
thị trường sở hữu tổ máy khởi động chậm lịch lên xuống tổ máy;
h) Khi thực hiện chào giá thay cho các đơn vị
phát điện gián tiếp, thực hiện các quyền, nghĩa vụ của đơn vị phát điện theo
quy định tại Điều 8 của Quy định này;
i) Thực hiện đúng các quy định trong hợp đồng
mua bán điện với các công ty điện lực, các đơn vị phát điện;
k) Nhận hồ sơ thanh toán tiền điện, hoàn tất
các thủ tục thanh toán và thanh toán tiền điện cho các đơn vị phát điện thị
trường;
l) Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực;
m) Tuân thủ Quy định thị trường.
Điều 6. Quyền và
nghĩa vụ của EPTC
EPTC được EVN uỷ quyền thực hiện các quyền và
nghĩa vụ sau:
1. EPTC có các quyền sau:
a) Ký kết các hợp đồng CfD theo mẫu ban hành
kèm theo Quy định này với các đơn vị phát điện thị trường;
b) Chào giá thay cho các đơn vị phát điện
gián tiếp theo danh sách do EVN chỉ định.
2. EPTC có các nghĩa vụ sau:
a) Lập và công bố biểu đồ Qc đối với các đơn
vị phát điện thị trường;
b) Thực hiện các điểm a, b, d, e, g, i, k, l
tại khoản 2 Điều 8 của Quy định này khi chào giá thay cho các Đơn vị phát điện
gián tiếp;
c) Thực hiện đúng các quyền và nghĩa vụ của
EVN hoặc EPTC trong các hợp đồng mua bán điện với các công ty điện lực, các đơn
vị phát điện;
d) Thanh toán tiền điện cho các đơn vị phát
điện thị trường;
đ) Tuân thủ Quy định thị trường.
Điều 7. Quyền và
nghĩa vụ của A0
Ao thực hiện các quyền và nghĩa vụ liên quan
đến vận hành thị trường và vận hành hệ thống như sau:
1. Thực hiện quyền và nghĩa vụ của đơn vị vận
hành thị trường
a) Vận hành thị trường điện lực theo Quy định
thị trường và các quy định hiện hành ;
b) Can thiệp và dừng thị trường điện lực theo
quy định tại Điều 21 theo Quy định này;
c) Tiếp nhận bản chào giá ngày tới, lập
phương thức ngày tới, xác định giá thị trường dự kiến, công bố biểu đồ huy động
ngày tới của các tổ máy/nhà máy điện và các thông tin liên quan;
d) Tiếp nhận bản chào cho chu kỳ chào giá
tới, lập lịch điều độ giờ tới, xác định giá thị trường, công bố biểu đồ huy
động giờ tới của các tổ máy/nhà máy điện và các thông tin liên quan theo Quy
định thị trường;
đ) Phối hợp với đơn vị vận hành hệ thống thực
hiện chương trình đánh giá an ninh hệ thống trung hạn và ngắn hạn;
e) Kiến nghị sửa đổi các văn bản pháp lý
không phù hợp khi vận hành thị trường điện lực, trình các cấp có thẩm quyền phê
duyệt và công bố;
g) Quản trị trang web thị trường;
h) Thiết lập, vận hành và bảo trì hệ thống
máy tính vận hành thị trường điện lực;
i) Không phân biệt đối xử giữa các đơn vị
phát điện;
k) Phối hợp với đơn vị quản lý số liệu đo đếm
công bố các số liệu đo đếm trên trang web thị trường;
l) Phối hợp với các bên liên quan xử lý tranh
chấp trong thị trường điện lực.
2. Thực hiện quyền và nghĩa vụ của đơn vị vận
hành hệ thống:
a) Vận hành hệ thống điện an toàn tin cậy
theo các quy định hiện hành và phù hợp với điều kiện thực tế của hệ thống;
b) Lập và công bố đánh giá an ninh hệ thống
trung hạn và ngắn hạn; phê duyệt các đăng ký công tác sửa chữa các tổ máy/nhà
máy điện trên cơ sở kế hoạch sửa chữa năm, tháng của các tổ máy/nhà máy điện đã
được EVN phê duyệt; phê duyệt đăng ký công tác sửa chữa nhỏ lẻ, bất thường khác
của các tổ máy/nhà máy điện;
c) Thực hiện điều độ hệ thống điện theo biểu
đồ huy động giờ tới và điều kiện thực tế để đảm bảo yêu cầu an ninh hệ thống;
d) Tính toán và công bố ràng buộc lưới truyền
tải, công suất dự phòng theo tiêu chuẩn an ninh hệ thống quy định tại Chương IV
của Quy định này;
đ) Cung cấp cơ sở dữ liệu vận hành thị trường
điện lực và hệ thống điện cho Cục Điều tiết điện lực phục vụ công tác giám sát
và giải quyết tranh chấp;
e) Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực;
g) Bảo mật các thông tin theo Quy định thị
trường;
h) Tuân thủ Quy định thị trường, Quy định
khai thác hồ chứa thuỷ điện và các quy định hiện hành khác.
Điều 8. Quyền và
nghĩa vụ của các đơn vị phát điện thị trường
1. Đơn vị phát điện thị trường có các quyền
sau:
a) Chào giá trên thị trường điện lực;
b) Được thanh toán tiền điện theo Quy định
thị trường;
c) Khiếu nại về các thông tin do A0
công bố liên quan đến phương thức vận hành, huy động thực tế của tổ máy, nhà
máy điện, giá thị trường dự kiến, giá thị trường;
d) Được cung cấp các thông tin cần thiết liên
quan đến thị trường điện lực; truy cập trang web thị trường;
đ) Đề nghị sửa đổi, bổ sung Quy định thị
trường và các quy trình, quy định liên quan khác.
2. Đơn vị phát điện thị trường có các nghĩa
vụ sau:
a) Cung cấp các thông tin cho A0
theo quy định;
b) Cung cấp thông tin cho EVN theo yêu cầu
phục vụ công tác lập kế hoạch mua điện;
c) Ký kết hợp đồng CfD với EVN theo mẫu ban
hành kèm theo Quy định này;
d) Thực hiện chào giá theo quy định tại Điều
17 Quy định này;
đ) Tuân theo quy định về lắp đặt, vận hành hệ
thống quản lý thông tin điều độ tổ máy, nhà máy điện (DIM);
e) Bảo mật thông tin theo quy định;
g) Phối hợp với EVN lập kế hoạch sửa chữa
năm, tháng, tuần theo thời gian biểu thị trường điện lực;
h) Cung cấp thông tin và đăng ký với EVN về
vị trí các điểm đo đếm trong hệ thống đo đếm chính và dự phòng, các sửa đổi, bổ
sung trong nhà máy điện do đơn vị quản lý; thống nhất với EVN phương thức giao
nhận điện năng;
i) Phối hợp với đơn vị quản lý số liệu đo đếm
trong việc thu thập, xử lý, lưu trữ, bảo mật, truyền các số liệu đo đếm phục vụ
thị trường điện lực;
k) Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực;
l) Tuân thủ Quy định thị trường và các quy
trình, quy định hiện hành khác của EVN không trái với Quy định thị trường.
3. Không áp dụng các quy định tại điểm b
khoản 1 và điểm c khoản 2 Điều này đối với các đơn vị phát điện thị trường là
đơn vị hạch toán phụ thuộc của EVN.
Điều 9. Quyền và
nghĩa vụ của các đơn vị phát điện gián tiếp
1. Đơn vị phát điện gián tiếp có các quyền
sau:
a) Các quyền theo quy định tại các hợp đồng
mua bán điện, hợp đồng khí đã ký với EVN;
b) Truy cập trang web thị trường;
c) Được cung cấp các thông tin cần thiết liên
quan đến hoạt động sản xuất điện;
d) Các đơn vị phát điện quản lý các nhà máy
điện có công suất đặt lớn hơn 30 MW hoặc đấu nối vào lưới điện 110 kV trở lên
được quyền đăng ký tham gia thị trường điện lực.
2. Đơn vị phát điện gián tiếp có các nghĩa vụ
sau:
a) Các nghĩa vụ quy định tại các hợp đồng mua
bán điện, hợp đồng khí đã ký với EVN;
b) Tuân thủ quy định về việc vận hành và sử
dụng hệ thống quản lý thông tin điều độ tổ máy, nhà máy điện (DIM) trong công
tác điều độ;
c) Trong trường hợp tham gia thị trường điện
lực, phải đăng ký với EVN và tuân thủ các quy định về yêu cầu đối với hệ thống
thu thập và xử lý số liệu đo đếm từ xa và các quy định vận hành khác trong thị
trường điện lực;
d) Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực.
Điều 10. Quyền và
nghĩa vụ của các đơn vị quản lý lưới điện
1. Đơn vị quản lý lưới điện có các quyền sau:
a) Cung cấp dịch vụ lưới truyền tải điện;
b) Được cung cấp các nguồn lực cho hoạt động
truyền tải điện theo quy định hiện hành.
2. Đơn vị quản lý lưới điện có các nghĩa vụ
sau:
a) Duy trì chất lượng dịch vụ truyền tải điện
(suất sự cố, thời gian tách lưới bảo dưỡng…) theo đúng quy định của EVN;
b) Phối hợp với các đơn vị thuộc EVN và A0
trong công tác lập kế hoạch sửa chữa, bảo dưỡng và đưa đường dây mới vào vận
hành;
c) Công bố thông tin cho A0 theo
Quy định thị trường;
d) Phối hợp cùng đơn vị phát điện và các bên
liên quan nghiệm thu, kiểm tra định kỳ, kiểm tra bất thường và xử lý sự cố hệ
thống đo đếm và truyền số liệu tại các nhà máy điện;
đ) Phối hợp cùng với các bên liên quan xác
nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng tại điểm giao nhận điện giữa EVN và các
đơn vị phát điện;
e) Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực;
g) Tuân thủ Quy định thị trường.
Điều 11. Quyền và
nghĩa vụ của đơn vị quản lý số liệu đo đếm
1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có các quyền
sau:
a) Được cung cấp các nguồn lực theo quy định
cho hoạt động thu thập, xử lý, lưu trữ, bảo mật số liệu đo đếm phục vụ thị
trường điện lực;
b) Yêu cầu các đơn vị liên quan phối hợp tổ
chức lắp đặt, kiểm tra, vận hành, sửa chữa, bảo dưỡng hệ thống thu thập, xử lý,
truyền, bảo mật, lưu trữ số liệu đo đếm;
c) Đề nghị sửa đổi, bổ sung các điều khoản
liên quan tới việc cung cấp dịch vụ đo đếm và truyền số liệu nêu trong Quy định
thị trường.
2. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có các nghĩa
vụ sau:
a) Thu thập, xử lý, lưu trữ, bảo mật số liệu
đo đếm phục vụ thị trường điện lực;
b) Tư vấn, lắp đặt các hệ thống phần cứng,
phần mềm phục vụ việc thu thập, xử lý và bảo mật số liệu đo đếm; thực hiện đồng
bộ thời gian cho hệ thống đo đếm tại các đơn vị phát điện thị trường;
c) Đảm bảo các số liệu đo đếm từ xa đầy đủ,
chính xác, tin cậy phù hợp với các số liệu đo đếm đọc tại chỗ từ công tơ;
d) Cung cấp số liệu đo đếm cho EVN, đơn vị
phát điện thị trường và các đơn vị có liên quan theo Quy định thị trường;
đ) Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực.
Điều 12. Quyền và
nghĩa vụ của đơn vị quản lý chất lượng hệ thống đo đếm
1. Đơn vị quản lý chất lượng hệ thống đo đếm
có các quyền sau:
a) Kiểm tra, thí nghiệm, kiểm định thiết bị
và hệ thống đo đếm điện năng của các nhà máy điện đảm bảo điều kiện kỹ thuật
theo quy định;
b) Kiến nghị, đề xuất biện pháp hoàn chỉnh và
nâng cao độ chính xác và tin cậy của hệ thống đo đếm điện năng của các nhà máy
điện.
2. Đơn vị quản lý chất lượng hệ thống đo đếm
có các nghĩa vụ sau:
a) Thực hiện các biện pháp niêm phong kẹp
chì, đảm bảo an toàn cho hệ thống đo đếm;
b) Quản lý, bảo mật mật khẩu cài đặt công tơ,
chịu trách nhiệm trước đơn vị phát điện thị trường và pháp luật về bí mật của
mật khẩu;
c) Phối hợp với các đơn vị sở hữu công tơ,
đơn vị quản lý chất lượng hệ thống đo đếm trong quá trình kiểm tra, xử lý sự cố
công tơ và hệ thống đo đếm điện năng;
d) Lưu trữ các hồ sơ liên quan bao gồm biên
bản cài đặt công tơ, kiểm định thiết bị đo đếm; biện pháp niêm phong kẹp chì;
đ) Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực.
Điều 13. Quyền và
nghĩa vụ của đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin
1. Đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin có các
quyền sau:
a) Cung cấp, quản lý vận hành đường truyền
thông tin phục vụ thị trường điện lực do đơn vị quản lý;
b) Được cung cấp các nguồn lực cho hoạt động
quy định tại điểm a khoản 1 Điều này.
2. Đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin có các
nghĩa vụ sau:
a) Đảm bảo đường truyền thông tin phục vụ thị
trường điện lực hoạt động thông suốt, ổn định, an toàn và tin cậy;
b) Chủ trì xử lý sự cố liên quan đến kênh
truyền thông tin phục vụ thị trường điện lực do đơn vị quản lý;
c) Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực.
Chương III
VẬN HÀNH
THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 14. Hệ thống
công nghệ thông tin vận hành thị trường điện lực
1. Hệ thống máy tính vận hành thị trường điện
lực
a) A0 có trách nhiệm thiết lập,
duy trì, vận hành hệ thống máy tính vận hành thị trường điện lực, trang web thị
trường.
b) A0 có trách nhiệm cấp tài khoản
cho từng thành viên thị trường truy cập vào trang web thị trường và quản lý
việc truy cập của các thành viên này.
c) Các thành viên thị trường có trách nhiệm
xây dựng và lắp đặt hệ thống công nghệ thông tin có khả năng giao tiếp với hệ
thống máy tính vận hành thị trường điện lực và trang web thị trường.
2. Các chương trình lập phương thức ngày và điều
độ giờ tới
A0 có trách nhiệm công bố thuật
toán và vận hành các chương trình lập phương thức ngày và điều độ giờ tới với
các đặc điểm sau:
a) Chương trình lập phương thức ngày dùng để
xác định biểu đồ phát điện dự kiến của từng tổ máy và giá thị trường dự kiến
trong mỗi chu kỳ giao dịch ngày tới;
b) Chương trình tính toán điều độ giờ tới
dùng để xác định biểu đồ phát điện của từng tổ máy và giá thị trường giờ tới;
c) Các chương trình tính toán phải mô phỏng
được hệ thống điện với ba nút tham chiếu cho từng miền (Bắc, Trung, Nam)
có tính đến các ràng buộc trên hệ thống truyền tải điện 500 kV.
A0 phải công bố công khai thuật
toán và các sửa đổi, bổ sung của các chương trình lập phương thức, tính toán
nêu trên.
Điều 15. Thông tin
thị trường
1. Công bố thông tin
A0 có trách nhiệm công bố các
thông tin sau:
a) Thông tin công khai rộng rãi:
- Sản lượng, công suất phát điện của toàn hệ
thống và sản lượng điện năng giao dịch trên thị trường điện lực;
- Các sự cố lớn ảnh hưởng đến việc cung cấp
điện;
- Giá biên hệ thống và giá thị trường;
- Các thông tin khác theo quyết định của Tổng
giám đốc EVN.
b) Thông tin công khai đối với các thành
viên:
- Thông số kỹ thuật của các tổ máy quy định
tại khoản 2 Điều này;
- Thông tin thành viên thị trường, ràng buộc
và hệ số tính tổn thất trên hệ thống truyền tải điện 500kV, giá trần, giá sàn
và các quy trình vận hành hệ thống điện;
- Quy trình lập chương trình đánh giá an ninh
hệ thống trung hạn và ngắn hạn nêu tại Điều 16 của Quy định này;
- Các thông tin liên quan đến điều độ hệ
thống nêu tại Điều 18 của Quy định này;
- Thông tin các bản chào và giá thị trường
công bố sau ngày giao dịch;
- Kế hoạch điều độ theo thời gian biểu thị
trường quy định tại Phụ lục
3.1 ban hành kèm theo Quy định này;
- Các thông tin khác như: tình huống dự kiến
an ninh hệ thống bị vi phạm (nếu có); thay đổi kế hoạch điều độ; can thiệp và
dừng thị trường; thông số vận hành bất thường của các tổ máy, lưới truyền tải…
Định kỳ theo thời gian biểu thị trường, A0
có trách nhiệm lập các báo cáo thị trường và công bố trên trang web thị trường.
Các thành viên thị trường có thể xem, in và tải các báo cáo từ trang thông tin
đó.
c) Thông tin riêng
Thông tin riêng là những thông tin bảo mật
giữa A0 và từng Thành viên thị trường. Các thông tin riêng bao gồm:
- Thông tin về bản chào tại thời điểm trước
và trong ngày giao dịch chính thức;
- Công suất công bố của tổ máy tại thời điểm
trước và trong ngày giao dịch chính thức;
- Biểu đồ phát điện của tổ máy tại thời điểm
trước mỗi chu kỳ giao dịch;
- Công suất phát điện thực tế của tổ máy
trong ngày giao dịch chính thức.
A0 có trách nhiệm đảm bảo tính bảo
mật của thông tin riêng đối với từng Thành viên thị trường.
2. Thông số kỹ thuật liên quan đến vận hành
thị trường điện lực của tổ máy
Các đơn vị phát điện thị trường, đơn vị chào
giá thay phải cung cấp cho A0 các thông số kỹ thuật liên quan đến
vận hành thị trường điện lực của tổ máy khi tham gia thị trường điện lực, cụ
thể như sau:
a) Công suất danh định theo hợp đồng mua bán
điện (MW);
b) Công suất phát ổn định thấp nhất (MW);
c) Tốc độ tăng, giảm công suất trung bình (MW/phút);
d) Thời gian khởi động tương ứng với từng
trạng thái nóng, ấm và nguội (giờ).
Trong quá trình vận hành, A0 được
quyền yêu cầu đơn vị chào giá thay và các đơn vị phát điện thị trường kiểm định
các thông số kỹ thuật nêu trên.
Trong trường hợp có thay đổi về thông số kỹ
thuật trên của tổ máy, A0 bắt đầu được sử dụng kể từ ngày giao dịch
kế tiếp sau khi nhận được thông báo của EVN. Trong thời hạn năm (05) ngày làm
việc kể từ khi bắt đầu sử dụng thông số mới, A0 phải công bố công
khai các thông số mới.
3. Lưu trữ thông tin vận hành thị trường điện
lực
a) A0 có trách nhiệm lưu trữ lại
toàn bộ các thông tin, dữ liệu vận hành thị trường điện lực bằng nhật ký vận
hành và cơ sở dữ liệu quá khứ, đảm bảo tính bảo mật cao nhất cho thông tin vận
hành thị trường điện lực.
b) A0 có trách nhiệm lưu giữ cơ sở
dữ liệu trong thời gian tối thiểu năm (05) năm.
c) A0 có trách nhiệm cung cấp cơ
sở dữ liệu vận hành thị trường điện lực cho Cục Điều tiết điện lực để phục vụ
công tác giám sát và giải quyết tranh chấp.
d) Thành viên thị trường có thể đề nghị A0
cùng kiểm tra các thông tin trên cơ sở dữ liệu liên quan đến vận hành thị
trường điện lực đối với đơn vị mình và thông báo cho A0 thời gian
cần kiểm tra. A0 có trách nhiệm phối hợp giải quyết các đề nghị này.
đ) Trong trường hợp xảy ra tranh chấp liên
quan đến vận hành thị trường điện lực, nội dung cơ sở dữ liệu này sẽ là cơ sở
để giải quyết tranh chấp.
Điều 16. Chương trình
đánh giá an ninh hệ thống và kế hoạch sửa chữa
1. Quy định chung về đánh giá an ninh hệ
thống
a) Đánh giá an ninh hệ thống là chương trình
dựa trên các thông tin thu thập, phân tích và công bố tổng công suất nguồn khả
dụng dự kiến cùng với phụ tải dự báo của hệ thống và các yêu cầu về an ninh hệ
thống tương ứng trong khung thời gian trung hạn và ngắn hạn. Thông tin từ chương
trình này là cơ sở để các Thành viên thị trường tự xây dựng kế hoạch phát điện,
bảo dưỡng thiết bị, tham gia điều tiết cân bằng cung cầu của hệ thống trước khi
A0 can thiệp vì an ninh hệ thống;
b) A0 có trách nhiệm xây dựng,
quản lý, vận hành đánh giá an ninh hệ thống;
c) Các Thành viên thị trường có trách nhiệm
cung cấp đầy đủ các thông tin liên quan đến đánh giá an ninh hệ thống cho A0
theo thời gian biểu thị trường. Các thông tin cung cấp bao gồm: kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa lưới truyền tải, kế hoạch sửa chữa các tổ máy, công suất khả
dụng và công suất công bố của các tổ máy, các ràng buộc năng lượng, tiến độ các
công trình nguồn và lưới mới đưa vào vận hành và các thông tin liên quan khác;
d) A0 có trách nhiệm công bố thông
tin đánh giá an ninh hệ thống theo quy định tại khoản 2 và 3 Điều này. Các
thông tin gần với thời điểm giao dịch thị trường phải cụ thể, chi tiết, đặc
biệt phải nhấn mạnh các tình huống có thể xảy ra vi phạm an ninh hệ thống.
2. Đánh giá an ninh hệ thống trung hạn
a) Khoảng thời gian đánh giá an ninh hệ thống
trung hạn được tính từ ngày thứ hai kế tiếp sau thời điểm công bố đánh giá an
ninh hệ thống trung hạn cho đến tuần cuối cùng của 12 tháng kế tiếp với đơn vị
thời gian tính toán là tuần.
b) Định kỳ 3 tháng một lần, A0 có
trách nhiệm công bố lại đánh giá an ninh hệ thống trung hạn 12 tháng.
c) Hàng tuần, A0 có trách nhiệm
cập nhật và công bố đánh giá an ninh hệ thống cho 8 tuần kế tiếp kể từ tuần
công bố theo quy định tại Phụ lục 3.1 ban hành kèm
theo Quy định này.
d) A0 có trách nhiệm lập các thông
tin đầu vào cho đánh giá an ninh hệ thống trung hạn như sau:
- Phụ tải dự báo của hệ thống và từng miền,
bao gồm cả công suất cực đại và sản lượng điện;
- Biểu đồ phụ tải điển hình từng tuần của hệ
thống và từng miền;
- Điện năng đảm bảo tuần từ các hồ chứa thủy
điện đã phê duyệt;
- Yêu cầu dự phòng công suất hệ thống (nếu
có);
- Các ràng buộc lưới dự kiến.
đ) Theo thời gian biểu thị trường quy định
tại Phụ lục 3.1 ban hành kèm theo Quy định này,
các đơn vị phát điện thị trường và đơn vị chào giá thay có trách nhiệm cung cấp
cho A0 các thông tin đầu vào cho đánh giá an ninh hệ thống trung hạn
như sau:
- Công suất khả dụng hàng tuần của tổ máy;
- Các ràng buộc năng lượng hàng tuần (nếu có)
của tổ máy.
Các thông tin do các đơn vị phát điện thị
trường, đơn vị chào giá thay hoặc đơn vị phát điện gián tiếp cung cấp là những
thông tin kế hoạch.
e) Theo thời gian biểu thị trường quy định
tại Phụ lục 3.1 ban hành kèm theo Quy định này,
các đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm thông báo cho A0 kế
hoạch sửa chữa, bảo dưỡng lưới truyền tải điện đã được phê duyệt.
Trong trường hợp kế hoạch sửa chữa, bảo dưỡng
lưới truyền tải có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của các tổ máy phát điện, A0
có quyền điều chỉnh khả năng phát điện của các tổ máy (cụm tổ máy) và thông báo
các ràng buộc lưới truyền tải này cho Thành viên thị trường liên quan.
g) Theo thời gian biểu thị trường quy định
tại Phụ lục 3.1 ban hành kèm theo Quy định này,
EPTC có trách nhiệm cung cấp cho A0 dự báo nhu cầu mua bán điện giữa
EPTC và các công ty điện lực.
h) Các thông tin do A0 công bố
trong đánh giá an ninh hệ thống trung hạn:
- Tổng công suất nguồn khả dụng, có tính đến
các ràng buộc năng lượng tổ máy, kế hoạch sửa chữa, bảo dưỡng lưới truyền tải
và tổ máy;
- Công suất dự phòng hệ thống;
- Dự kiến các ràng buộc trên lưới truyền tải;
- Yêu cầu công suất dự phòng của hệ thống
(nếu có).
i) A0 có trách nhiệm lập quy trình
thực hiện đánh giá an ninh hệ thống trung hạn, phương pháp dự báo phụ tải trung
hạn và công bố công khai quy trình và phương pháp này cho các thành viên thị
trường.
3. Đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn
a) Khoảng thời gian đánh giá an ninh hệ thống
ngắn hạn là bảy (07) ngày tới kể từ 00h00 ngày D+1 đến 24h00 của ngày D+7 với
đơn vị thời gian tính toán là giờ.
b) A0 có trách nhiệm công bố đánh
giá an ninh hệ thống ngắn hạn theo thời gian quy định tại Phụ lục 3.1 ban hành kèm theo Quy định này hàng
ngày.
c) A0 có trách nhiệm lập các thông
tin đầu vào sau đây cho đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn:
- Dự báo nhu cầu phụ tải;
- Yêu cầu công suất dự phòng (nếu có);
- Dự kiến các ràng buộc lưới.
d) Các đơn vị phát điện thị trường, đơn vị
chào giá thay cung cấp cho A0 các thông tin đầu vào sau đây cho đánh
giá an ninh hệ thống ngắn hạn:
- Công suất khả dụng của tổ máy cho từng chu
kỳ giao dịch;
- Công suất công bố của tổ máy cho từng chu
kỳ giao dịch;
- Thời gian khởi động và ngừng máy đối với tổ
máy khởi động chậm;
- Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy
(Pmin).
Trừ các thông tin về công suất công bố, thời
gian khởi động và ngừng máy đối với tổ máy khởi động chậm được công bố trước
ngày giao dịch chính thức 2 ngày (ngày D-2); các thông tin còn lại không là các
thông tin cam kết của các đơn vị phát điện thị trường và đơn vị chào giá thay.
đ) Theo thời gian biểu thị trường quy định
tại Phụ lục 3.1 ban hành kèm theo Quy định này,
các đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm thông báo cho A0 kế
hoạch sửa chữa, bảo dưỡng lưới truyền tải điện đã được phê duyệt. Trong trường
hợp kế hoạch sửa chữa, bảo dưỡng lưới truyền tải có ảnh hưởng đến khả năng phát
điện của các tổ máy phát điện, A0 có quyền điều chỉnh khả năng phát
điện của các tổ máy (cụm tổ máy) và thông báo các ràng buộc lưới truyền tải này
cho thành viên thị trường liên quan.
e) Các thông tin do A0 công bố
trong đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn:
- Tổng công suất khả dụng hệ thống có tính
đến kế hoạch sửa chữa, bảo dưỡng lưới truyền tải;
- Tổng công suất công bố của hệ thống có tính
đến kế hoạch sửa chữa bảo dưỡng lưới truyền tải;
- Dự báo phụ tải hệ thống và công suất dự
phòng hệ thống;
- Yêu cầu công suất dự phòng hệ thống (nếu
có);
- Các dự kiến ràng buộc lưới.
g) A0 có trách nhiệm lập quy trình
thực hiện đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn, phương pháp dự báo phụ tải ngắn
hạn và công bố công khai cho các thành viên thị trường.
4. Thoả thuận lịch sửa chữa
a) Định kỳ trước ngày 01 tháng 11 hàng năm,
EVN và từng đơn vị phát điện thoả thuận thống nhất lịch sửa chữa, bảo dưỡng các
tổ máy cho năm kế tiếp;
b) Thông qua đánh giá an ninh hệ thống trung
hạn, trong trường hợp an ninh hệ thống có nguy cơ bị vi phạm liên quan đến lịch
sửa chữa, EVN và các đơn vị phát điện phải thỏa thuận lại lịch sửa chữa;
c) Trong trường hợp an ninh hệ thống bị đe
dọa thông qua cảnh báo của đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn, trình tự thực
hiện như sau:
- A0 thông báo và yêu cầu các đơn
vị phát điện điều chỉnh lại lịch sửa chữa và đăng ký lại với A0 ngay
trong khung thời gian tính toán của đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn tám (08)
ngày để loại trừ tình huống trên; EVN và các đơn vị phát điện phải xem xét và
thoả thuận để điều chỉnh kế hoạch sửa chữa trừ trường hợp việc điều chỉnh kế
hoạch sửa chữa có thể ảnh hưởng đến an toàn thiết bị hoặc tính mạng con người
hoặc có thể gây thiệt hại lớn về tài chính cho đơn vị phát điện;
- Trong trường hợp không thể điều chỉnh kế
hoạch sửa chữa đã được phê duyệt, các đơn vị phát điện phải báo cáo A0
để thực hiện các biện pháp đảm bảo an ninh hệ thống cần thiết.
d) Trước ngày tách tổ máy ra sửa chữa theo
lịch sửa chữa đã thoả thuận với EVN, các đơn vị phát điện phải gửi A0
đăng ký công tác tổ máy theo mẫu do A0 quy định và chỉ được tách tổ
máy ra sửa chữa khi có sự đồng ý của A0, trừ trường hợp không thể điều
chỉnh được kế hoạch sửa chữa nêu tại điểm c khoản 4 Điều này.
đ) Đối với các sửa chữa tổ máy bất thường,
các đơn vị phát điện phải thoả thuận với EVN và đăng ký với A0. đơn
vị phát điện chỉ được tách tổ máy khi có sự đồng ý của A0. A0
phải phê duyệt kế hoạch sửa chữa của đơn vị phát điện nếu kế hoạch này không vi
phạm an ninh hệ thống theo kết quả chương trình đánh giá an ninh hệ thống ngắn
hạn và trung hạn.
Điều 17. Chào giá
1. Quy định chung về chào giá
Các đơn vị phát điện thị trường và đơn vị
chào giá thay phải nộp bản chào giá cho A0 thông qua hệ thống thông
tin thị trường điện lực (trang web thị trường, thư điện tử, fax…) theo thời
gian biểu thị trường quy định tại Phụ lục 3.1
ban hành kèm theo Quy định này.
a) Tính hợp lệ của bản chào giá
- A0 có trách nhiệm kiểm tra tính
hợp lệ của các bản chào giá do các đơn vị phát điện thị trường và đơn vị chào
giá thay gửi. Trường hợp phát hiện thấy bản chào không hợp lệ thì thông báo
ngay với đơn vị phát điện thị trường và yêu cầu chào lại trong khuôn khổ thời
gian biểu thị trường.
- Bản chào hợp lệ là bản chào thoả mãn các điều
kiện sau:
+ Theo đúng mẫu quy định tại Phụ lục 3.2 ban hành kèm theo Quy định này;
+ Tuân thủ các yêu cầu quy định tại khoản 1
và khoản 2 của Điều này.
- Một bản chào giá được A0 chấp
nhận khi được A0 công bố trên trang web thị trường.
Các Đơn vị phát điện thị trường và Đơn vị
chào giá thay có trách nhiệm kiểm tra bản chào giá của đơn vị đã được A0
chấp nhận hay không.
b) Công suất khả dụng
Vào ngày D-2, các đơn vị phát điện thị trường
và đơn vị chào giá thay phải cung cấp các thông tin sau cho A0:
- Công suất khả dụng tính tại đầu cực tổ máy
cho từng chu kỳ giao dịch theo đúng khả năng sẵn sàng của tổ máy;
- Công suất công bố tính tại đầu cực tổ máy
cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D;
- Yêu cầu công suất thử nghiệm (nếu có);
- Trạng thái tổ máy tại thời điểm bắt đầu
ngày D;
- Ràng buộc năng lượng của các tổ máy;
- Tốc độ tăng /giảm công suất phát của tổ
máy.
c) Bản chào giá ngày tới
Vào ngày D-1, theo thời gian biểu thị trường
các đơn vị phát điện thị trường và đơn vị chào giá thay cung cấp bản chào giá
cho A0 bao gồm các thông tin sau:
- Giá chào
Giá chào mà các đơn vị thị trường và đơn vị
chào giá thay cung cấp phải bảo đảm các nội dung:
+ Tối đa năm (05) giá tương ứng với năm (05)
dải công suất chào cho từng chu kỳ giao dịch;
+ Giá chào không giảm theo chiều tăng của dải
công suất phát;
+ Giá chào có độ chính xác tới 0.1 đồng/kWh;
+ Giá chào của các đơn vị phát điện thị
trường phải nhỏ hơn hoặc bằng giá trần; riêng đối với Công ty nhiệt điện Bà Rịa
cho phép chào giá cao hơn giá trần đối với trường hợp chạy dầu hoặc chạy hỗn
hợp dầu – khí;
+ Giá chào phải lớn hơn hoặc bằng giá sàn.
Giá chào bằng giá sàn chỉ áp dụng đối với các tổ máy khởi động chậm tại mức
công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) trong trường hợp mong muốn duy trì
trạng thái nối lưới hoặc đối với các tổ máy thủy điện trong mùa lũ.
- Dải công suất chào
Dải công suất chào mà các đơn vị thị trường
và đơn vị chào giá thay cung cấp phải bảo đảm các nội dung:
+ Đối với mỗi giá chào, có 24 giá trị công
suất (tính tại đầu cực tổ máy) tương ứng với 24 chu kỳ giao dịch trong ngày D;
+ Đối với mỗi chu kỳ giao dịch, công suất
chào không giảm và công suất chào lớn nhất phải bằng công suất công bố của tổ
máy;
+ Giá trị công suất của hai dải công suất
liền kề bằng nhau thể hiện dải công suất sau có mức gia tăng công suất bằng 0;
+ Trừ trường hợp các dải công suất liền kề có
giá trị bằng nhau, chênh lệch giá trị công suất của hai dải công suất liền kề
không được nhỏ hơn sai số điều độ lớn nhất quy định tại khoản 8, Điều 19 của
Quy định này;
+ Dải công suất chào đầu tiên trong bản chào
không được lớn hơn công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy (nhỏ hơn hoặc
bằng Pmin trong các hợp đồng mua bán điện).
- Chào giá của các tổ máy sau sửa chữa dự kiến
vào vận hành trong ngày D:
Các đơn vị phát điện thị trường, đơn vị chào
giá thay phải chào giá ngày tới cho các tổ máy sau sửa chữa dự kiến đưa vào vận
hành trong ngày D.
- Bản chào mặc định ngày tới:
Trong trường hợp đơn vị phát điện thị trường
hoặc đơn vị chào giá thay không thể nộp bản chào giá ngày tới trước thời hạn
chào giá ngày tới theo thời gian biểu quy định nêu tại Phụ lục 3.1 ban hành kèm theo Quy định này thì A0
có thể xem xét sử dụng bản chào ngày tới hợp lệ đã chấp nhận gần nhất của đơn vị
đó làm bản chào giá cho ngày D.
- Thay đổi công suất trong bản chào giá ngày
tới:
Sau 10 (mười) giờ ngày D-2, các Thành viên
thị trường không được phép khai báo giảm công suất công bố của tổ máy khởi động
chậm trong các chu kỳ giao dịch ngày D, trừ các trường hợp sau:
+ Nguyên nhân kỹ thuật bất khả kháng của tổ
máy;
+ Sự cố ngừng tổ máy.
Thành viên thị trường phải thông báo ngay
việc ngừng tổ máy bắt buộc và biểu đồ công suất khả dụng sửa đổi cho A0.
Sau 10 (mười) giờ ngày D-2 đến trước mỗi chu
kỳ chào giá, các thành viên thị trường được phép khai báo công suất công bố
mới. Công suất công bố mới được cập nhật vào lịch huy động ngày tới nếu việc
công bố công suất mới thực hiện trước hai (02) giờ so với thời điểm công bố
lịch huy động ngày tới theo thời gian biểu thị trường.
Sau 10 (mười) giờ ngày D-1, các thành viên
thị trường không được phép thay đổi giá trong bản chào giá ngày tới.
d) Bản chào cho chu kỳ chào giá tới
- Trước thời hạn quy định, các thành viên thị
trường nộp bản chào cho chu kỳ chào giá tới và các giờ còn lại trong ngày. Nội
dung bản chào phải tuân thủ các quy định tại điểm c, khoản 1, Điều 17 của Quy
định này và các điều kiện sau:
+ Không được thay đổi giá chào so với bản
chào giá ngày tới;
+ Được phép thay đổi các mức công suất chào
trong bản chào giá ngày tới;
- Số lần chào lại tối đa được phép là một (
01) lần.
- Bản chào mặc định cho chu kỳ chào giá tới
Trong trường hợp đơn vị phát điện thị trường
hoặc đơn vị chào giá thay không thể nộp bản chào giá cho chu kỳ chào giá tới
trước thời hạn chào giá theo thời gian biểu quy định nêu tại Phụ lục 3.1 ban hành kèm theo Quy định này thì A0
có thể xem xét sử dụng bản chào giá hợp lệ đã được chấp nhận gần nhất của đơn
vị đó làm bản chào giá cho chu kỳ chào giá tới.
- Sau thời hạn nộp bản chào giá cho chu kỳ
chào giá tới cho đến trước chu kỳ giao dịch, các thành viên thị trường chỉ được
phép khai báo lại công suất trong bản chào giá trong các trường hợp sau:
+ Bất khả kháng liên quan đến kỹ thuật của tổ
máy;
+ Sự cố ngừng tổ máy;
+ Công suất công bố mới của tổ máy vào vận
hành sau sửa chữa;
+ Sử dụng tổ máy có công suất công bố thay
thế cho tổ máy bị ngừng sự cố đã chào giá và có công suất phát trong lịch điều
độ giờ tới. Tổ máy có công suất công bố thay thế là tổ máy của đơn vị phát điện
không được lập lịch huy động nhưng sẵn sàng để vận hành thay thế cho tổ máy
được lập lịch huy động nhưng bị ngừng do sự cố. Nếu việc khai báo công suất
công bố mới thực hiện sau thời hạn nộp bản chào thì tại tất cả các giờ giao
dịch của chu kỳ chào giá tới, công suất công bố mới chỉ được sử dụng trong các
tình huống quy định tại khoản 7 Điều 19 của Quy định này.
2. Công suất dự phòng hệ thống
Mức công suất dự phòng hệ thống trong tình
trạng hệ thống vận hành bình thường được quy định tại Chương IV của Quy định
này. Nếu công suất dự phòng hệ thống trong đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn
thấp hơn quy định, A0 phải thực hiện theo thứ tự ưu tiên các công
việc sau:
a) Công bố ngay tình trạng công suất dự phòng
hệ thống thấp cho các thành viên thị trường;
b) Cập nhật các điều chỉnh công suất công bố
của các thành viên thị trường trong đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn;
c) Thực hiện các lệnh điều độ liên quan đến
an ninh hệ thống theo quy định nêu tại Chương IV của Quy định này.
3. Chào giá nhóm tổ máy
a) Việc chào giá cho nhóm các tổ máy chỉ được
áp dụng đối với các nhóm tổ máy có điều kiện đặc biệt và được quy định riêng.
b) A0 ứng xử với mỗi nhóm tổ máy
như là một tổ máy duy nhất theo quan điểm vận hành thị trường và vận hành hệ
thống.
Điều 18. Thông tin điều
độ
1. Quy định chung về thông tin điều độ
A0 có nghĩa vụ lập, công bố thông
tin điều độ trước ngày giao dịch thị trường, cập nhật và công bố các thông tin điều
độ trong và sau ngày giao dịch theo các quy định dưới đây:
a) Trước ngày giao dịch
- Theo thời gian biểu quy định tại Phụ lục 3.1 ban hành kèm theo Quy định này, trong
ngày làm việc, A0 có trách nhiệm lập và công bố phương thức ngày cho
ngày làm việc tiếp theo và cho các ngày nghỉ giữa hai ngày làm việc liên tiếp.
Các thông tin công bố bao gồm:
+ Phụ tải hệ thống và phụ tải miền dự báo cho
từng chu kỳ giao dịch;
+ Các ràng buộc vì lý do an ninh hệ thống;
+ Giá thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao
dịch;
+ Công suất phát dự kiến cho từng chu kỳ giao
dịch của từng tổ máy và từng thành viên thị trường.
- Trong phạm vi thời gian biểu thị trường
điện lực, A0 có thể tính toán và công bố lại phương thức ngày tới
nếu xét thấy có những thay đổi ảnh hưởng nghiêm trọng đến an ninh hệ thống;
- A0 có trách nhiệm lập quy trình
lập phương thức ngày, kể cả các điều chỉnh nếu có và công bố công khai cho các
thành viên thị trường.
b) Trong ngày giao dịch
A0 cập nhật các thông tin dưới đây
cho phương thức điều độ giờ tới và các giờ còn lại của ngày giao dịch bao gồm
các thông tin sau:
- Các thông tin A0 cập nhật trước
khi bắt đầu chu kỳ giao dịch tới:
+ Bản chào giá của chu kỳ chào giá tới;
+ Phụ tải hệ thống và phụ tải miền dự báo tại
giờ chính điểm của chu kỳ giao dịch tới và dự kiến cho các chu kỳ giao dịch
tiếp theo sau đó;
+ Ràng buộc trên hệ thống truyền tải 500 kV
dự kiến của chu kỳ giao dịch tới và dự kiến cho các chu kỳ giao dịch tiếp theo
sau đó;
+ Các ràng buộc an ninh hệ thống dự kiến của
chu kỳ giao dịch tới và dự kiến cho chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó;
+ Trạng thái và công suất phát điện của các
tổ máy hiện tại;
+ Các thông tin khác quy định tại Quy định
lập lịch giờ tới.
- Các thông tin A0 công bố cho các
thành viên thị trường trước giờ giao dịch:
+ Phụ tải hệ thống và phụ tải miền dự báo tại
giờ chính điểm của chu kỳ giao dịch tới và dự kiến cho các giờ còn lại trong cùng
chu kỳ chào giá và chu kỳ chào giá liền kề sau đó;
+ Ràng buộc trên hệ thống truyền tải 500 kV
dự kiến của chu kỳ giao dịch tới và dự kiến cho các giờ còn lại trong cùng chu
kỳ chào giá và chu kỳ chào giá liền kề sau đó;
+ Các ràng buộc an ninh hệ thống dự kiến của
chu kỳ giao dịch tới và dự kiến cho các giờ còn lại trong cùng chu kỳ chào giá
và chu kỳ chào giá liền kề sau đó;
+ Giá thị trường của chu kỳ giao dịch tới và
dự kiến cho các giờ còn lại trong cùng chu kỳ chào giá và chu kỳ chào giá liền
kề sau đó;
+ Công suất phát điện giờ tới của từng tổ máy
và dự kiến cho các giờ còn lại trong cùng chu kỳ chào giá và chu kỳ chào giá
liền kề sau đó cho từng thành viên thị trường.
Ngoài ra, chương trình lập lịch điều độ cũng
cung cấp cho A0 thứ tự điều độ các tổ máy trong giờ tới.
c) Sau ngày giao dịch
Trước chín (09) giờ của ngày làm việc liền kề
sau khi kết thúc ngày giao dịch, A0 phải công bố công khai toàn bộ
các thông tin vận hành từng chu kỳ giao dịch của các ngày giao dịch trước đó
như sau:
- Phụ tải hệ thống và phụ tải miền;
- Điện năng của từng nhà máy điện;
- Giá thị trường;
- Ràng buộc lưới;
- Các ràng buộc an ninh hệ thống;
- Các điều chỉnh công suất phát điện tổ máy
kèm theo các lý do;
- Bản chào giá của các thành viên thị trường.
2. Các thông tin điều độ khác
a) Bất cứ thời điểm nào trong chu kỳ giao
dịch, khi phát hiện có dấu hiệu vi phạm an ninh hệ thống, A0 phải
lập tức thông báo ngay cho các thành viên thị trường;
b) A0 lập các ràng buộc lưới điện
truyền tải theo các tiêu chuẩn an ninh
hệ thống quy định tại Chương IV của Quy định
này;
c) A0 có trách nhiệm lập quy trình
lập lịch điều độ, các sửa đổi bổ sung nếu có và công bố công khai cho các thành
viên thị trường trên trang web thị trường;
d) A0 có trách nhiệm lập các mẫu
báo cáo vận hành thị trường, định kỳ lập các báo cáo và công bố công khai cho
các thành viên thị trường trên trang web thị trường;
đ) Khi phải can thiệp hoặc dừng thị trường, A0
có trách nhiệm thông báo công khai cho các thành viên thị trường trên trang web
thị trường các thông tin sau:
- Trong vòng 02 (hai) ngày làm việc kể từ
ngày xảy ra việc can thiệp hoặc dừng thị trường điện lực, các thông tin sơ bộ
liên quan;
- Trong vòng 15 (mười lăm) ngày làm việc kể
từ ngày xảy ra việc can thiệp hoặc dừng thị trường điện lực, thông tin chi tiết
bao gồm các nội dung sau:
+ Lý do dẫn đến việc phải can thiệp hoặc dừng
thị trường điện lực;
+ Các hành động mà A0 đã thực hiện
tại các thời điểm trước, trong và sau khi can thiệp hoặc dừng thị trường điện
lực.
e) Vi phạm lệnh điều độ
Nếu có một tổ máy tham gia thị trường vi phạm
lệnh điều độ theo quy định tại khoản 8 Điều 19 của Quy định này, thì trong vòng
02 (hai) ngày làm việc A0 phải thông báo công khai các thông tin
sau:
- Tổ máy vi phạm lệnh điều độ;
- Nguyên nhân dẫn đến tình huống vi phạm lệnh
điều độ;
- Thời điểm và khoảng thời gian xảy ra vi
phạm lệnh điều độ;
- Ảnh hưởng đến các tổ máy khác (nếu có).
Điều 19. Điều độ hệ
thống
1. Tình trạng sẵn sàng tổ máy
a) Các thành viên thị trường không được phép
ngừng tổ máy khi chưa được A0 đồng ý trừ trường hợp liên quan đến
tính mạng con người và an toàn thiết bị được quy định tại các quy trình, quy
phạm hiện hành;
b) Các thành viên thị trường phải thông báo
ngay cho A0 thời điểm tổ máy ở tình trạng không sẵn sàng.
2. Cơ chế khởi động và hòa lưới tổ máy
a) Đối với các tổ máy khởi động chậm, thành
viên thị trường khởi động và cam kết hoà lưới theo đúng phương thức ngày.
Trường hợp để đáp ứng đúng phương thức ngày đòi hỏi tổ máy phải được khởi động
trước thời điểm công bố kết quả phương thức ngày, thành viên thị trường phải
căn cứ thông tin đăng ký trong đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn công bố vào
ngày
D-2. Trường hợp việc hoà lưới diễn ra sớm hơn
dự kiến trong PASA ngắn hạn, A0 có trách nhiệm cập nhật công suất
khả dụng của tổ máy vào PASA ngắn hạn.
b) Đối với các tổ máy khởi động nhanh, việc
khởi động và hoà lưới phải tuân thủ theo lịch điều độ giờ tới và yêu cầu của A0
nhằm bảo đảm an ninh hệ thống.
c) Các thành viên thị trường phải thông báo
ngay cho A0 bất cứ thay đổi nào trong việc khởi động và hoà lưới tổ
máy.
d) Các Thành viên thị trường có trách nhiệm:
- Công bố biểu đồ công suất phát khả dụng
từng giờ kể từ thời điểm hòa lưới dự kiến;
- Thông báo cho A0 thời điểm dự
kiến hòa lưới tổ máy trước ít nhất 30 (ba mươi) phút;
- Thông báo cho A0 05 (năm) phút
trước khi hòa lưới tổ máy, trừ trường hợp có thoả thuận khác với A0;
- Thông báo ngay cho A0 trước và
sau khi hòa lưới tổ máy;
- Thông báo ngay cho A0 thời điểm
tổ máy đạt mức công suất phát ổn định tối thiểu;
- Không được tăng công suất phát tổ máy cao
hơn mức công suất phát theo lịch điều độ trừ trường hợp phát theo yêu cầu của A0.
3. Cơ chế ngừng tổ máy
a) Thành viên thị trường phải thông báo cho A0
kế hoạch ngừng tổ máy khởi động chậm (đã có trong thông tin cung cấp cho chương
trình đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn) trước 02 (hai) ngày giao dịch và phải
thông báo lại ngay kế hoạch này khi có thay đổi. Trường hợp tổ máy khởi động
chậm được yêu cầu tách lưới trong chu kỳ thừa công suất, A0 có trách
nhiệm cập nhật vào PASA ngắn hạn. Đối với chu kỳ thừa công suất, căn cứ theo
kết quả PASA ngắn hạn, A0 có thể quyết định ngừng tổ máy khởi động
chậm theo trình tự quy định tại khoản 6, Điều 19 của Quy định này.
b) Các thông tin mà thành viên thị trường
thông báo cho A0 bao gồm:
- Biểu đồ công suất phát khả dụng trước khi
ngừng tổ máy;
- Thời điểm ngừng tổ máy dự kiến.
c) Thành viên thị trường có trách nhiệm:
- Thông báo cho A0 30 phút trước
khi dự kiến ngừng tổ máy;
- Sau khi được A0 đồng ý, thông
báo ngay cho A0 thời điểm bắt đầu và biểu đồ giảm công suất phát,
mức công suất phát trước khi tách lưới, thời điểm tách lưới tổ máy.
4. Điều độ thời gian thực
a) Ba mươi (30) phút trước mỗi chu kỳ giao
dịch, A0 có trách nhiệm công bố giá thị trường và biểu đồ công suất
phát điện của các tổ máy của chu kỳ giao dịch.
b) A0 thực hiện điều độ các tổ máy trong hệ
thống thông qua hệ thống DIM (nếu có) và hệ thống thông tin điều độ khác theo
quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia. Thành viên thị trường có
trách nhiệm nhận và tuân thủ lệnh điều độ tổ máy theo chỉ dẫn từ hệ thống DIM
và hệ thống thông tin điều độ trừ các trường hợp bất khả kháng hoặc vì lý do an
toàn con người, thiết bị như nêu trong Quy trình điều độ hệ thống điện quốc
gia.
c) Các thành viên thị trường có trách nhiệm
xây dựng, quản lý và vận hành hệ thống thông tin liên lạc cần thiết để A0
có thể thực hiện được các quy định nêu tại điểm b khoản 4 Điều này.
d) Trong mỗi chu kỳ giao dịch, A0
có trách nhiệm vận hành hệ thống theo biểu đồ công suất phát điện của tổ máy
quy định tại điểm a khoản 4 Điều này. A0 phải đảm bảo rằng việc xử
lý các sai khác giữa phụ tải thực tế và dự kiến, xử lý ràng buộc truyền tải, sự
cố và các bất thường khác trong mỗi chu kỳ giao dịch với chi phí thấp nhất, thứ
tự huy động như sau:
- Sử dụng tới mức công suất khả dụng của các
tổ máy thủy điện và tổ máy sử dụng nhiên liệu DO; công suất công bố mới (nếu
có) trong chu kỳ giao dịch “thiếu công suất” hoặc xử lý sự cố. Thứ tự huy động
công suất khả dụng còn lại trong xử lý sự cố hoặc trong chu kỳ giao dịch “thiếu
công suất” quy định tại qui trình lập lịch huy động và điều độ thời gian thực
do EVN ban hành; điện năng sai khác giữa vận hành thực tế của tổ máy và biểu đồ
công suất phát điện tổ máy xác định tại điểm a khoản 4 Điều này được thanh toán
bằng giá thị trường tại chu kỳ giao dịch.
5. Ràng buộc lưới truyền tải
a) Theo thời gian biểu thị trường, các đơn vị
quản lý lưới điện có trách nhiệm cung cấp đầy đủ kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
lưới điện đã phê duyệt cho A0. A0 thực hiện mô phỏng hệ
thống và xác định các ràng buộc lưới điện làm đầu vào cho các chương trình lập
phương thức ngày và lịch điều độ giờ tới.
b) Các tổ máy phát điện huy động theo yêu cầu
an ninh hệ thống không tham gia xác lập giá thị trường.
6. Thừa công suất phát
a) Hiện tượng “thừa công suất” xảy ra khi phụ
tải hệ thống thấp hơn tổng công suất phát ổn định thấp nhất của các tổ máy khởi
động chậm và công suất chào của các nhà máy thủy điện có giá bằng 0.
b) Khoảng thời gian xảy ra “thừa công suất”
được dự báo bằng đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn và các bản chào giá. A0
có quyền không cho phép hòa các tổ máy khởi động chậm khi có xảy ra tình huống
“thừa công suất”.
c) Khi xảy ra tình huống “thừa công suất”, A0
thực hiện các biện pháp theo thứ tự ưu tiên sau:
- Công bố tình trạng “thừa công suất” cho các
thành viên thị trường;
- Dự báo khoảng thời gian xảy ra “thừa công
suất”;
- Kiểm tra PASA ngắn hạn;
- Ngừng tổ máy (các tổ máy) khởi động chậm để
loại trừ tình huống “thừa công suất” theo thứ tự ưu tiên sau: tổ máy tự nguyện
ngừng, thời gian khởi động ngắn nhất, chi phí khởi động thấp nhất, công suất
phát tối thiểu nhỏ nhất đủ để loại trừ tình huống “thừa công suất”. Các thông
số trên do EVN quy định.
- Sau khi ngừng tổ máy khởi động chậm, A0
thực hiện thứ tứ ưu tiên huy động các nguồn như sau: khai thác nhà máy thuỷ
điện đang hoặc chuẩn bị xả lũ, phần còn lại xử lý theo điều khoản bản chào có
giá bằng nhau quy định tại khoản 3 Điều 20 của Quy định này;
- Tổ máy khởi động chậm ngừng vì lý do “thừa
công suất” sẽ được thanh toán bù chi phí khởi động cho lần khởi động tiếp theo.
EVN chịu trách nhiệm thanh toán khoản chi phí này.
7. Thiếu công suất phát
a) Hiện tượng “thiếu công suất” xảy ra khi
phụ tải hệ thống cao hơn tổng công suất công bố trong các bản chào giá của các
đơn vị phát điện thị trường và đơn vị chào giá thay trong một hoặc nhiều chu kỳ
giao dịch.
b) Khoảng thời gian xảy ra “thiếu công suất”
được dự báo bằng đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn, trung hạn.
c) Trong trường hợp các điều chỉnh của thành
viên thị trường trong kế hoạch tham gia thị trường vẫn không loại trừ được khả
năng xảy ra tình huống “thiếu công suất”, thì A0 thực hiện các biện pháp
sau:
- Công bố trên trang web thị trường tình
trạng “thiếu công suất”;
- Công bố trên trang web thị trường dự kiến
khoảng thời gian xảy ra “thiếu công suất”;
- Thoả thuận lại kế hoạch sửa chữa các tổ máy
gần nhất đã được chấp nhận trước đó;
- Huy động tới mức công suất khả dụng theo
thứ tự huy động công suất khả dụng còn lại trong xử lý sự cố và chu kỳ giao
dịch “thiếu công suất” hoặc công suất công bố mới (nếu có);
- Cắt tải.
8. Tuân thủ lệnh điều độ
a) Tại bất kỳ thời điểm nào, thành viên thị
trường phải vận hành các tổ máy với mức công suất phát tuân thủ đúng lệnh điều
độ trong phạm vi sai số điều độ cho phép. Mức sai số điều độ cho phép được quy
định như sau:
- Đối với tổ máy có công suất định mức nhỏ
hơn hoặc bằng 100 MW, mức sai số cho phép không quá ± 5 % công suất định mức tổ
máy;
- Đối với tổ máy có công suất định mức lớn
hơn 100 MW, mức sai số cho phép không quá ± 3 % công suất định mức tổ máy.
b) Sử dụng hệ thống SCADA và hệ thống thông
tin điều độ, A0 giám sát sự tuân thủ lệnh điều độ của các thành viên
thị trường, phát lệnh cảnh báo vi phạm sai số điều độ cho phép đến thành viên
thị trường. Nếu sau 03 (ba) lần phát lệnh cảnh báo, công suất phát của tổ máy
vẫn vi phạm sai số điều độ cho phép thì tổ máy bị coi là không tuân thủ lệnh điều
độ.
c) Trường hợp tổ máy không tuân thủ lệnh điều
độ, A0 có quyền:
- Yêu cầu thành viên thị trường nêu lý do
không tuân thủ và yêu cầu thành viên đó công bố lại công suất công bố của tổ
máy;
- Yêu cầu thành viên thị trường phải tuân thủ
lệnh điều độ. Nếu thành viên thị trường vẫn không tuân thủ lệnh điều độ và các
lý do vi phạm không phù hợp với các quy định trong quy định này và các quy định
khác liên quan, A0 có trách nhiệm thông báo công khai trên trang web
thị trường thành viên thị trường có tổ máy đang không tuân thủ lệnh điều độ;
- Thành viên thị trường có tổ máy không tuân
thủ lệnh điều độ sẽ chỉ được thanh toán 80% giá thị trường trong công thức 6.1
tại Điều 42 Quy định này đối với chu kỳ giao dịch không tuân thủ lệnh điều độ.
9. Tuân thủ Quy định khai thác hồ chứa thuỷ
điện:
a) Đơn vị phát điện phải tuân thủ Quy định
khai thác hồ chứa thủy điện.
b) Căn cứ vào điện năng đảm bảo năm, tháng,
tuần của các hồ chứa thuỷ điện, đánh giá an ninh hệ thống trung hạn và ngắn hạn
và tình hình vận hành thực tế của các nhà máy điện khác và hệ thống lưới truyền
tải, EVN sẽ trình cấp có thẩm quyền phê duyệt và quyết định mức tiết giảm điện
cụ thể cho từng công ty điện lực.
c) Các hành vi không tuân thủ Quy định khai
thác hồ chứa thủy điện có thể ảnh hưởng đến hoạt động của thị trường điện lực,
bao gồm:
- Vi phạm điện năng đảm bảo tuần;
- Vi phạm mức nước giới hạn tuần.
d) Trừ các đơn vị phát điện làm nhiệm vụ điều
tần, trường hợp vi phạm điện năng đảm bảo tuần (điện năng thực phát trong tuần
nhỏ hơn điện năng đảm bảo tuần), phần điện năng đảm bảo tuần bị thiếu hụt của
tuần đó được cộng dồn vào tuần kế tiếp và A0 có trách nhiệm thông
báo nhắc nhở đơn vị phát điện. Nếu đơn vị phát điện bị nhắc nhở 03 (ba) lần
liên tiếp thì đơn vị phát điện có trách nhiệm khai thác các tổ máy trong trong
các ngày đầu tiên tuần thứ 04 (tư) theo đúng biểu đồ do EVN công bố cho đến khi
hết phần điện năng đảm bảo tuần của 03 (ba) tuần và không được phép tham gia
chào giá. Trong thời gian này, giá điện dùng để thanh toán cho các tổ máy được
tính bằng 0,8 lần giá hợp đồng (0,8 * Pc). Các ngày còn lại của tuần thứ 4
(tư), đơn vị phát điện tham gia thị trường điện lực bình thường.
đ) Trường hợp vi phạm mức nước giới hạn tuần
(mức nước hồ thấp hơn mức nước giới hạn tuần) vào một thời điểm nào đó trong
tuần của một đơn vị phát điện thì A0 có trách nhiệm thông báo, nhắc
nhở đơn vị phát điện trừ trường hợp vi phạm do phải tuân thủ khoản d Điều này.
Nếu đơn vị phát điện bị nhắc nhở lần thứ 02 (hai) liên tiếp thì việc huy động
các tổ máy của đơn vị phát điện trong thời gian xác định trong thông báo của A0
của các ngày còn lại trong tuần thứ 03 (ba) tùy thuộc vào yêu cầu an ninh hệ
thống cho đến khi đưa mức nước hồ chứa về mức nước giới hạn tuần của tuần thứ
03 (ba) và không được phép tham gia chào giá. Giá điện dùng để thanh toán trong
phần doanh thu từ thị trường cho các tổ máy trong khoảng thời gian này được
tính bằng 0,8 lần giá hợp đồng (0,8 * Pc). Thanh toán theo CfD vẫn thực hiện
bình thường với giá tham chiếu là giá thị trường (Pm).
10. Tuân thủ Quy định về lập lịch huy động
ngày tới, giờ tới và điều độ thời gian thực.
11. Chỉ định nhà máy điện điều tần
- Trước 10 (mười) giờ ngày D-2, căn cứ vào
tình hình thực tế của hệ thống và khả năng đáp ứng của từng nhà máy điện, A0
chỉ định một hoặc một
vài nhà máy điện điều tần cho hệ thống cho
ngày D. Trước khi lập lịch cho
mỗi chu kỳ giao dịch, A0 đưa ra
yêu cầu lượng công suất điều tần và chỉ định nhà máy hoặc nhóm nhà máy điều
tần. Nếu không phải thay đổi nhà máy và lượng công suất điều tần, thì các dữ
liệu do A0 công bố gần nhất được mặc định áp dụng cho các chu kỳ
sau, cho đến khi có một thông báo mới. Tất cả các thông tin về nhà máy và lượng
công suất dành để điều tần, A0 phải công bố trên trang web thị
trường.
- Thời gian tham gia điều tần được tính tròn
theo từng chu kỳ giao dịch và được A0 xác nhận để phục vụ mục đích
thanh toán.
- A0 có trách nhiệm xác định mức
công suất dùng cho điều tần cho từng chu kỳ giao dịch tuân thủ qui định tại Điều
26 của Quy định này và thông báo cho đơn vị phát điện được chỉ định làm nhiệm
vụ điều tần trong các thông báo trước chu kỳ giao dịch.
Điều 20. Giá thị
trường
1. Xác định giá thị trường
a) Giá biên hệ thống được xác định cho từng
miền (Bắc, Trung, Nam) cho từng chu kỳ giao dịch, có tính đến ràng buộc và tổn
thất trên hệ thống truyền tải 500 kV;
b) Giá thị trường được xác định là giá của MW
cuối cùng của các tổ máy thuộc đơn vị phát điện chào giá trực tiếp trên thị
trường điện lực tham gia lịch phát điện đáp ứng nhu cầu phụ tải hệ thống có
tính đến ràng buộc và tổn thất trên lưới truyền tải 500kV;
c) A0 có nhiệm vụ xác định giá thị
trường của mỗi chu kỳ giao dịch và công bố cho các Thành viên thị trường trên
trang web thị trường trước khi diễn ra chu kỳ giao dịch đó;
d) Các tổ máy vận hành trong các chế độ dưới
đây không tham gia xác định giá thị trường:
- Tổ máy phát công suất tại mức tải thử
nghiệm;
- Tổ máy phát tại mức công suất do ràng buộc
lưới miền, an ninh hệ thống;
- Tổ máy ở trạng thái duy trì trong khoảng
thời gian “thừa công suất”.
2. Giá trần, giá sàn, giá thị trường trong
thời gian “thừa công suất” và “thiếu công suất”
a) Giá trần, giá sàn của thị trường điện lực
do Hội đồng quản trị EVN quy định và được xem xét, sửa đổi khi cần thiết;
b) Trong thời gian “thừa công suất”, giá thị
trường bằng giá sàn;
c) Trong thời gian “thiếu công suất” giá thị
trường bằng giá trần.
3. Các bản chào có giá bằng nhau
Nếu bản chào của hai tổ máy trong cùng một
miền có giá bằng nhau và bằng với giá thị trường thì mức công suất phát của
từng tổ máy được tính theo tỷ lệ công suất khả dụng của các tổ máy, có xét tới
các ràng buộc của tổ máy.
Điều 21. Can thiệp và
dừng thị trường điện lực
1. A0 có quyền can thiệp và dừng
thị trường trong các trường hợp sau:
a) Sự cố tan rã hệ thống gây mất điện toàn hệ
thống hoặc một khu vực rộng lớn;
b) Sự cố mất nguồn cung cấp khí hoặc sự cố
lưới 500 kV làm hệ thống bị phân chia thành nhiều miền;
c) Sự cố nghiêm trọng hệ thống máy tính vận
hành thị trường điện lực;
d) Sa thải phụ tải cưỡng bức xảy ra quá 24
giờ liên tục để duy trì cân bằng cung cầu;
đ) Các bất thường khác trên thị trường điện
lực dẫn đến phải dừng thị trường theo quyết định của Tổng giám đốc EVN.
2. Thẩm quyền quyết định dừng thị trường
a) Cục Điều tiết điện lực có thẩm quyền yêu
cầu EVN dừng thị trường trong trường hợp cần thiết;
b) Tổng giám đốc EVN là người có thẩm quyền
quyết định dừng thị trường;
c) A0 có quyền dừng khẩn cấp thị
trường khi xẩy ra các trường hợp nêu tại khoản 1 Điều này. Sau khi dừng khẩn
cấp thị trường, A0 báo cáo Tổng giám đốc EVN để quyết định chính
thức dừng thị trường;
d) A0 là đơn vị duy nhất được phép
thông báo quyết định chính thức dừng thị trường tới các thành viên thị trường
và các cơ quan, đơn vị có liên quan.
3. A0 không được dừng thị trường
trong các trường hợp sau:
a) Giá thị trường bằng giá trần;
b) Can thiệp thị trường bằng các lệnh liên
quan đến an ninh hệ thống.
4. Tuyên bố dừng thị trường điện lực
a) Việc dừng thị trường điện lực bắt đầu có
hiệu lực từ chu kỳ giao dịch nêu trong thông báo do A0 đưa ra;
b) A0 phải thông báo ngay việc
dừng thị trường điện lực cho tất cả các thành viên thị trường;
c) Lệnh dừng thị trường sẽ có hiệu lực cho
đến chu kỳ giao dịch được thể hiện trong thông báo khôi phục thị trường điện
lực của A0.
d) Trong trường hợp dự kiến dừng thị trường
điện lực quá 30 ngày kể từ ngày công bố chính thức dừng thị trường điện lực,
EVN có trách nhiệm báo cáo Bộ Trưởng Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét quyết
định.
5. Vận hành hệ thống trong thời gian dừng thị
trường điện lực
a) Trong thời gian dừng thị trường điện lực,
các thành viên thị trường phải tuân thủ lệnh điều độ của A0;
b) Trong thời gian dừng thị trường điện lực,
A0 điều độ các tổ máy, nhà máy điện theo các giá hợp đồng, có xét
tới các ràng buộc an ninh hệ thống;
c) EVN có trách nhiệm cung cấp giá Pc của các
nhà máy để A0 có cơ sở thực hiện và công bố lại khi có thay đổi;
d) Giá điện thanh toán cho các đơn vị phát
điện thị trường được lấy bằng giá hợp đồng CfD.
6. Khôi phục thị trường
a) Cục Điều tiết điện lực có thẩm quyền yêu
cầu EVN khôi phục thị trường điện lực trong trường hợp dừng thị trường theo quy
định tại điểm a khoản 2 Điều này;
b) Tổng giám đốc EVN là người có thẩm quyền
quyết định khôi phục thị trường;
c) A0 xác định đủ điều kiện khôi
phục thị trường báo cáo Tổng giám đốc EVN để quyết định chính thức khôi phục
thị trường;
d) A0 là đơn vị duy nhất được phép
thông báo quyết định chính thức khôi phục thị trường tới các thành viên thị
trường và các cơ quan, đơn vị có liên quan;
đ) Việc khôi phục thị trường điện lực bắt đầu
có hiệu lực từ chu kỳ giao dịch nêu trong thông báo của A0 gửi tới
các thành viên thị trường;
e) Tuyên bố khôi phục thị trường: Thị trường
được khôi phục hoạt động trở lại khi các nguyên nhân dừng thị trường quy định
tại khoản 1 Điều này được khắc phục:
- Đối với trường hợp dừng thị trường theo quy
định tại các điểm a, b và c khoản 1 Điều này, A0 có quyền quyết định đưa ra
thông báo khôi phục thị trường;
- Đối với trường hợp dừng thị trường quy định
tại các điểm d và đ khoản 1 Điều này, thông báo khôi phục thị trường của A0
phải tuân theo quyết định của Tổng giám đốc EVN.
Chương IV
AN NINH
HỆ THỐNG
Điều 22. Các khái
niệm liên quan đến an ninh hệ thống
1. Chế độ vận hành an toàn
a) Hệ thống điện được coi là vận hành trong
“chế độ vận hành an toàn” nếu tất cả các thiết bị trong hệ thống vận hành ổn
định trong giới hạn kỹ thuật cho phép ngay cả trong trường hợp đã xảy ra một sự
cố thông thường;
b) Các tiêu chuẩn cụ thể của chế độ vận hành
an toàn nêu tại Phụ lục 4.1 ban hành kèm theo Quy
định này.
2. Sự cố thông thường
a) Sự cố là sự kiện xảy ra trên các phần tử
của hệ thống, có ảnh hưởng đến chế độ vận hành của hệ thống điện. Các sự cố có
thể là việc tách lưới khẩn cấp một hoặc một vài tổ máy hoặc các thiết bị truyền
tải trong hệ thống điện;
b) Sự cố thông thường là các sự cố có xác
suất xảy ra lớn, danh sách chi tiết tại Phụ lục 4.2
ban hành kèm theo Quy định này;
c) Ngoài các sự cố nêu tại Phụ lục 4.2 ban hành kèm theo Quy định này, trong
một số tình huống đặc biệt như thiên tai, lũ lụt, bão từ, cháy nổ trên diện
rộng hay các điều kiện bất khả kháng khác có thể gây ảnh hưởng đến hệ thống.
Trong những tình huống như vậy, A0 có thể tạm thời bổ sung một số
loại sự cố khác có xác suất xảy ra lớn thêm vào danh sách ở Phụ lục 4.2 ban hành kèm theo Quy định này. Nếu
việc phân loại này làm ảnh hưởng đến vận hành thị trường thì A0 phải
có nghĩa vụ khẩn trương thông báo hoặc hủy bỏ thông báo cho tất cả các thành
viên thị trường.
3. Chế độ vận hành tin cậy
Hệ thống được coi là đang được vận hành trong
“chế độ vận hành tin cậy” nếu:
a) Việc cung cấp điện cho tất cả các phụ tải
đều được thực hiện đầy đủ theo đúng yêu cầu kỹ thuật và nhu cầu khách hàng;
b) Hệ thống điện phải đang được vận hành
trong chế độ vận hành an toàn;
c) Nếu xảy ra sự cố thông thường, hệ thống
không phải sa thải phụ tải.
4. Giới hạn truyền tải
a) Giới hạn truyền tải là giới hạn công suất
trao đổi giữa các “nút” trong hệ thống điện và phụ thuộc vào các tiêu chuẩn kỹ
thuật dưới đây:
- Dòng định mức cho phép;
- Giới hạn điện áp cho phép;
- Ổn định điện áp;
- Ổn định chế độ xác lập;
- Ổn định quá độ;
- Ổn định dao động bé;
- Giới hạn điều khiển tần số.
b) A0 có thể sử dụng khả năng quá
tải của các thiết bị trong hệ thống điện để duy trì an ninh hệ thống;
c) A0 có trách nhiệm thường xuyên
và định kỳ xem xét, hiệu chỉnh và công bố các giới hạn truyền tải trên lưới.
Giới hạn truyền tải phụ thuộc vào các yếu tố sau:
- Dự báo nhu cầu phụ tải toàn hệ thống và các
khu vực;
- Phân bổ công suất phát giữa các tổ máy
trong hệ thống điện;
- Cấu hình vận hành của lưới điện truyền tải,
có tính đến việc ngừng sửa chữa một số phần tử trên lưới hoặc tách một vài điểm
đấu nối ra khỏi lưới điện;
- Phân bố trào lưu công suất trong lưới điện
truyền tải;
- Công suất phản kháng phát và tiêu thụ trong
hệ thống cũng như vị trí và tình trạng hoạt động của các thiết bị cung cấp công
suất phản kháng trên lưới điện;
- Vị trí của các tổ máy dự phòng trong hệ
thống;
- Các nguy cơ xảy ra tình trạng bất thường,
thiên tai bão lụt, bão từ...;
- Các tình huống bất thường khác như sự cố hệ
thống bảo vệ.
Điều 23. Nguyên tắc
duy trì vận hành hệ thống an toàn và tin cậy
1. A0 có trách nhiệm bảo đảm và
duy trì vận hành hệ thống ở “chế độ vận hành an toàn” trong các điều kiện thực
tế cho phép của hệ thống.
2. A0 có trách nhiệm đưa chế độ
làm việc của hệ thống vào trạng thái “chế độ vận hành tin cậy” trong khuôn khổ
các giới hạn và ràng buộc cho phép, thoả mãn các tiêu chuẩn vận hành an toàn hệ
thống và trong các điều kiện thực tế cho phép của hệ thống.
3. Sau khi sự cố xảy ra hoặc sau khi xảy ra
những thay đổi lớn trong chế độ vận hành của hệ thống, A0 phải có
nghĩa vụ khôi phục lại chế độ vận hành an toàn và chế độ vận hành tin cậy cho
phép trong thời gian nhanh nhất có thể như đã nêu tại khoản 1 và 2 của Điều
này.
4. A0 có trách nhiệm dự kiến các
bất thường có thể xảy ra trong hệ thống gây ảnh hưởng nghiêm trọng đến an ninh
hệ thống.
5. Trừ các trường hợp đặc biệt hay sửa chữa,
các thiết bị tự động sa thải phụ tải theo tần số trên lưới phải luôn luôn duy
trì ở trạng thái sẵn sàng để giảm nguy cơ rã lưới khi có sự cố xếp chồng xảy
ra.
6. Trên cơ sở các cảnh báo của A0,
đơn vị quản lý lưới điện có thể yêu cầu các thành viên thị trường bằng chi phí
của mình lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng các phương tiện thiết bị bảo vệ và đóng
cắt với mục đích:
a) Hỗ trợ hệ thống ngăn chặn mất ổn định;
b) Hỗ trợ hệ thống duy trì và khôi phục “chế
độ vận hành an toàn” cao nhất có thể;
c) Ngăn ngừa tình trạng chia cắt hệ thống,
ngăn ngừa các sự cố lớn trong lưới truyền tải khu vực hoặc chống lan truyền sự
cố.
7. Tại các vị trí chiến lược, đơn vị quản lý
lưới điện và A0 có thể yêu cầu các nhà máy điện trang bị hệ thống
khởi động đen. Hệ thống khởi động đen phải luôn ở trong trạng thái sẵn sàng làm
việc.
Điều 24. Trách nhiệm
của A0 trong việc duy trì an ninh hệ thống
1. Thường xuyên giám sát chế độ vận hành của
hệ thống.
2. Đảm bảo hệ thống vận hành trong “chế độ
vận hành an toàn”.
3. Sử dụng tất cả các nguồn lực và dịch vụ có
thể để duy trì và khôi phục “chế độ vận hành an toàn” có thể của hệ thống điện.
4. Cố gắng đưa chế độ vận hành của hệ thống
vào “chế độ vận hành tin cậy” trong khuôn khổ các giới hạn và ràng buộc cho
phép, thoả mãn các tiêu chuẩn vận hành an toàn hệ thống.
5. Đánh giá các giới hạn kỹ thuật và giới hạn
vận hành có ảnh hưởng đến vận hành hệ thống điện.
6. Xác định các ràng buộc trong điều độ công
suất phát các tổ máy và đánh giá ảnh hưởng của các ràng buộc này trong việc duy
trì hệ thống vận hành an toàn và tin cậy.
7. Điều độ công suất phát của các tổ máy
trong hệ thống theo đúng Quy định thị trường có xét đến các giới hạn truyền
tải.
8. Thường xuyên và định kỳ xác định, công bố
các giới hạn truyền tải trên các đường dây trọng yếu.
9. Chỉ đạo các cấp điều độ vận hành lưới điện
duy trì hệ thống vận hành ở chế độ an toàn phù hợp với điều kiện thực tế hệ
thống.
10. Đánh giá khả năng sẵn sàng và tính đầy đủ
của dự phòng quay và dự phòng cô ng suất phản kháng và đưa ra các biện pháp
nhằm duy trì mức dự phòng sẵn sàng thích hợp cho hệ thống.
11. Xác định các mức công suất dự phòng công
suất ngắn hạn và trung hạn thích hợp và đánh giá dự phòng công suất ngắn hạn và
trung hạn trên cơ sở Chương trình đánh giá an ninh hệ thống.
12. Cung cấp các thông tin liên quan tới tình
trạng hệ thống đã, đang và sẽ xảy ra có thể ảnh hưởng lớn đến an ninh hệ thống;
định kỳ thông báo công khai tình trạng dự phòng công suất của hệ thống, đặc
biệt khi chỉ số này thấp hơn so với tiêu chuẩn.
13. Trong các tình huống khẩn cấp và xét thấy
cần thiết, A0 có quyền tạm thời tách các thiết bị đang nối lưới của
các thành viên thị trường để đưa hệ thống trở về trạng thái vận hành an toàn;
khi tình trạng khẩn cấp bị loại bỏ, A0 phải đưa các thiết bị trên
trở lại đấu nối hệ thống.
14. Trong các trường hợp khẩn cấp và xét thấy
cần thiết, A0 có quyền ra lệnh trực tiếp cho bất cứ thành viên thị
trường nào triển khai các biện pháp nhằm đảm bảo, duy trì hay khôi phục lại hệ
thống điện về “chế độ vận hành an toàn”.
15. Phối kết hợp với các Công ty điện lực cắt
tải luân phiên trong trường hợp thiếu công suất nghiêm trọng hay sự cố hệ
thống.
16. Phân tích, điều tra các sự cố lớn trong
hệ thống điện và lập các kế hoạch đối phó với bất kỳ tình trạng bất thường hay
thiếu hụt công suất lớn đe doạ an ninh hệ thống.
Điều 25. Trách nhiệm
của các thành viên thị trường trong việc duy trì an ninh hệ thống
1. Thông báo kịp thời cho A0 khi
phát hiện thấy tình trạng bất thường các thiết bị thuộc quyền sở hữu, quản lý
hay điều khiển của đơn vị phát điện hoặc đơn vị quản lý lưới điện có thể xảy ra
gây ảnh hưởng đến an ninh của hệ thống.
2. Các đơn vị phát điện và đơn vị quản lý
lưới điện khi phát hiện thấy hệ thống bảo vệ liên quan đến thiết bị do đơn vị
vận hành hay quản lý có khiếm khuyết hoặc không hoạt động thì phải thông báo
ngay cho A0.
3. Tuyệt đối tuân theo các lệnh điều độ của A0,
trừ các trường hợp liên quan đến tính mạng con người và an toàn thiết bị quy
định theo quy trình, quy định hiện hành.
Điều 26. Điều khiển
tần số trong hệ thống
1. Quyền hạn và trách nhiệm của A0:
a) A0 có trách nhiệm điều khiển và
duy trì tần số hệ thống điện theo quy định;
b) A0 có quyền điều khiển và ra
lệnh tăng hoặc giảm công suất phát của các tổ máy theo quy định được nêu tại
khoản 3 Điều 24 của Quy định này;
c) A0 phải sắp xếp biểu đồ huy
động các tổ máy khả dụng trong hệ thống một cách hợp lý và chỉ định các nhà máy
điện thực hiện nhiệm vụ điều tần hệ thống. A0 phải đảm bảo nhà máy
điện điều tần có tốc độ thay đổi công suất phát (MW/phút) và dải công suất điều
khiển (MW) đủ đáp ứng các thay đổi phụ tải của hệ thống;
d) A0 có trách nhiệm duy trì tần
số hệ thống nằm trong giới hạn cho phép khi xảy ra các sự cố; để thực hiện được
điều này, A0 có trách nhiệm đảm bảo mức công suất dự phòng quay theo
quy định, quản lý hệ thống sa thải phụ tải theo tần số, thực hiện sa thải phụ
tải khẩn cấp, điều độ các tổ máy nối lưới, huy động các tổ máy dự phòng hợp lý;
đ) A0 có trách nhiệm quản lý tình
trạng sẵn sàng của các phương tiện thiết bị cần thiết để khôi phục tần số hệ
thống về giới hạn cho phép;
e) Trong trường hợp hệ thống vận hành bình
thường, việc điều tần sẽ do A0 chỉ định đối với các đơn vị phát
điện. Trong trường hợp hệ thống bị sự cố, các đơn vị phát điện phải tuân theo
lệnh điều độ của A0 thực hiện điều tần hệ thống.
2. Quyền hạn và trách nhiệm của các đơn vị
phát điện
a) Các đơn vị phát điện, đơn vị quản lý lưới điện
phải tuân thủ các lệnh điều độ của A0 đưa ra nhằm mục đích thực hiện
điều khiển tần số hệ thống;
b) Các đơn vị phát điện có trách nhiệm lắp
đặt và duy trì hoạt động hệ thống tự động điều khiển công suất tổ máy, nhà máy
điện theo tần số đáp ứng các tiêu chuẩn theo quy định;
c) Đơn vị phát điện được A0 chỉ
định điều tần có trách nhiệm cung cấp dịch vụ điều tần cho hệ thống theo yêu
cầu của A0. Mức công suất tối thiểu dùng cho điều tần bằng 0,5 % phụ
tải hệ thống dự kiến. Tuỳ theo tình hình thực tế trong ngày, A0 có
quyền yêu cầu mức công suất dùng cho điều tần và chỉ định nhà máy điều tần.
3. Dự phòng quay
a) Để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện, hệ
thống luôn phải duy trì một mức công suất dự phòng quay nhất định để huy động
kịp thời khi xảy ra sự cố thông thường;
b) Khi được cơ quan có thẩm quyền cho phép
trên cơ sở các cảnh báo của hệ thống đánh giá an ninh hệ thống, tùy thuộc vào
thời điểm hệ thống đang vận hành và mức chênh lệch chi phí tránh được giữa
phương án đảm bảo và không đảm bảo dự phòng quay tối thiểu, A0 có
quyền vận hành hệ thống trong điều kiện thiếu dự phòng quay theo Điều 29 của
Quy định này.
4. Hệ thống giảm công suất khẩn cấp, sa thải
tổ máy
Các nhà máy điện phải trang bị hệ thống giảm
công suất phát khẩn cấp, sa thải tổ máy nhằm nhanh chóng đưa tần số hệ thống về
giới hạn cho phép trong trường hợp có các sự cố hay thay đổi lớn phụ tải hệ
thống.
Điều 27. Điều khiển
điện áp trong hệ thống
1. Quyền hạn và trách nhiệm của A0
a) A0 có trách nhiệm duy trì điện
áp và trào lưu công suất trên lưới điện truyền tải nằm trong các giới hạn cho
phép;
b) A0 có quyền ra lệnh đóng cắt, điều
khiển công suất phản kháng của các hệ thống tụ, kháng, máy bù đồng bộ và tổ máy
đang nối lưới;
c) A0 có trách nhiệm tính toán,
công bố dải điện áp duy trì tại các thanh cái các trạm điện trên lưới truyền
tải và giới hạn công suất truyền tải trên các đường dây, máy biến áp và điều
khiển điện áp trong trường hợp sự cố;
d) Trong trường hợp không đủ công suất phản
kháng để đảm bảo duy trì điện áp theo yêu cầu an ninh hệ thống, A0
có trách nhiệm huy động thêm công suất phản kháng theo trình tự:
- Sử dụng công suất công bố mới;
- Lệnh các tổ máy đang nối lưới giảm công
suất hữu công để tăng khả năng phát công suất phản kháng theo yêu cầu, lệnh các
tổ máy tiếp tục nối lưới. Trong trường hợp này các đơn vị phát điện thị trường
không được thanh toán bù do phải giảm công suất hữu công;
- Phân bổ lại trào lưu công suất trên lưới
truyền tải;
- Trong trường hợp điện áp vẫn nằm ngoài giới
hạn cho phép và các biện pháp điều chỉnh điện áp đã được sử dụng hết, A0
phải thực hiện ngay các giải pháp hợp lý, kể cả việc sa thải một phần hay toàn
bộ phụ tải khu vực nhằm khôi phục điện áp về giới hạn cho phép.
2. Trách nhiệm của các đơn vị phát điện, đơn
vị quản lý lưới điện
a) Các đơn vị phát điện và đơn vị quản lý
lưới điện có trách nhiệm lắp đặt và duy trì hoạt động hệ thống điều khiển điện
áp theo quy định;
b) Các đơn vị phát điện và đơn vị quản lý
lưới điện phải tuyệt đối tuân thủ các lệnh điều độ để duy trì điện áp theo yêu
cầu an ninh hệ thống của A0.
Điều 28. Rơ le bảo vệ
và hệ thống tự động chống sự cố
1. Vận hành không có hệ thống rơ le bảo vệ
a) Trong trường hợp hệ thống rơ le bảo vệ
tích hợp duy nhất trên lưới điện truyền tải khu vực bị sự cố hoặc bị tách ra để
bảo trì hay sửa chữa, sau khi tham khảo ý kiến của đơn vị quản lý lưới điện, A0
phải khẩn trương ra quyết định hợp lý nhất nhằm duy trì an ninh hệ thống. Tuỳ
thuộc vào trường hợp nêu trên, A0 có thể quyết định như sau:
- Cho phép phần lưới điện đó tiếp tục vận
hành trong một khoảng thời gian nhất định;
- Lập tức tách phần lưới điện đó ra khỏi vận
hành;
- Lập phương án chỉnh định lại hệ thống rơ le
bảo vệ tạm thời thay thế hệ thống rơ le không hoạt động.
b) Trường hợp một thiết bị đang vận hành trên
lưới truyền tải không còn một hệ thống rơ le bảo vệ nào, A0 phải
khẩn trương tách thiết bị đó ra khỏi vận hành và yêu cầu đơn vị quản lý lưới
điện khắc phục sự cố;
c) Các đơn vị quản lý lưới điện phải tuân thủ
các quyết định của A0 được nêu tại mục này trừ các trường hợp xét
thấy có dấu hiệu đe dọa đến an toàn về tính mạng con người và thiết bị.
2. Hệ thống tự động sa thải phụ tải
a) Các đơn vị quản lý lưới điện có trách
nhiệm lắp đặt và duy trì tình trạng làm việc bình thường của hệ thống tự động
sa thải phụ tải theo tần số theo quy định. Hệ thống tự động sa thải phụ tải
phải làm việc trong dải tần số tác động từ 47.0 Hz đến 49.0 Hz. Thông số cài
đặt của các hệ thống rơ le này được thực hiện theo yêu cầu chỉnh định của A0;
b) A0 có trách nhiệm phối hợp với
các bên liên quan trong việc: lập kế hoạch, chỉ đạo việc thử nghiệm, thí
nghiệm, giám sát và đánh giá khả năng hoạt động của các hệ thống tự động sa
thải phụ tải.
Điều 29. Vận hành hệ
thống trong tình trạng thiếu công suất dự phòng quay
1. A0 có trách nhiệm cảnh báo tình
trạng thiếu công suất dự phòng quay theo yêu cầu an ninh hệ thống với các mức
độ như sau:
a) Thiếu công suất dự phòng quay mức 1 (ít
nguy hiểm nhất): Công suất dự phòng quay không đủ để thay thế hoàn toàn công
suất dự phòng quay yêu cầu của hệ thống;
b) Thiếu công suất dự phòng quay mức 2 (nguy
hiểm hơn mức 1): Công suất dự phòng quay không đủ theo yêu cầu và nếu xảy ra sự
cố tổ máy có công suất phát lớn nhất đang nối lưới thì có thể phải sa thải phụ
tải;
c) Thiếu công suất dự phòng quay mức 3 (nguy
hiểm nhất): Công suất dự phòng quay không đủ và nếu xảy ra sự cố tổ máy có công
suất phát lớn nhất đang nối lưới thì chắc chắn phải sa thải phụ tải.
2. Trong tình huống thiếu công suất dự phòng
quay mức 3, A0 có quyền can thiệp bằng lệnh liên quan đến an ninh hệ
thống để đưa hệ thống trở về tình huống thiếu công suất dự phòng quay mức 2.
3. A0 có trách nhiệm công bố công
khai trên trang web thị trường tình trạng dự phòng quay của hệ thống, tình
trạng thiếu công suất dự phòng quay của hệ thống theo 3 mức nêu trên.
Điều 30. Can thiệp
thị trường điện lực liên quan đến an ninh hệ thống
1. Không phụ thuộc vào các quy định khác của
thị trường điện lực, trong bất kỳ thời điểm nào, A0 có quyền ra lệnh
điều độ liên quan đến an ninh hệ thống cho bất kỳ thành viên thị trường nào
theo các lý do sau:
a) Duy trì hoặc khôi phục chế độ vận hành an
toàn của hệ thống;
b) Duy trì hoặc khôi phục chế độ vận hành tin
cậy trong giới hạn của hệ thống;
c) Thiết lập các mức công suất dự phòng cần
thiết;
d) Trong các trường hợp đặc biệt, xử lý theo
quy trình xử lý sự cố và các quy định hiện hành.
2. Trong thời gian dừng thị trường điện lực
hoặc khi phụ tải bị sa thải một phần hay toàn bộ, các lệnh do A0 đưa
ra cho thành viên thị trường để khôi phục trạng thái làm việc bình thường của
hệ thống được coi là lệnh liên quan đến an ninh hệ thống.
3. Vì lý do an ninh hệ thống, A0
có quyền ra lệnh can thiệp vào quá trình vận hành thị trường điện lực bằng
cách:
a) Quản lý quá trình sa thải, điều tiết phụ
tải;
b) Huy động các tổ máy không theo phương thức
ngày hoặc lịch điều độ giờ tới: Thay đổi biểu đồ phát, huy động tổ máy dự phòng
hoặc không có trong phương thức ngày, ngừng tổ máy;
c) Quản lý việc điều độ của các tổ máy trên
cơ sở các ràng buộc năng lượng;
d) Yêu cầu tổ máy đăng ký tham gia thị trường
điện lực phải vận hành theo phương thức hợp lý;
đ) Dừng kế hoạch sửa chữa tổ máy, lưới điện
truyền tải theo kế hoạch định sẵn;
e) Yêu cầu khẩn trương đưa các thiết bị đang
tách lưới trở lại vận hành.
4. Đối với khoản 3 Điều này, khi đưa ra lệnh
liên quan đến an ninh hệ thống cho các thành viên thị trường, A0
phải thông báo rõ rằng lệnh này là “lệnh liên quan đến an ninh hệ thống” và
công bố công khai cho tất cả các thành viên thị trường trên trang web thị
trường.
5. Trong trường hợp thiếu một lượng công suất
phát lớn, A0 có trách nhiệm ra quyết định sa thải phụ tải trên toàn
hệ thống nhằm đảm bảo an ninh cung cấp điện có xét tới các giới hạn truyền tải.
6. Nếu thời gian xảy ra thiếu lượng công suất
lớn kéo dài hơn 02 (hai) giờ liên tiếp, A0 phải sa thải phụ tải luân
phiên phù hợp với các thứ tự ưu tiên và kế hoạch theo quy định hiện hành.
Điều 31. Tuân theo
lệnh điều độ liên quan đến an ninh hệ thống
1. Thành viên thị trường phải tuân theo lệnh điều
độ liên quan đến an ninh hệ thống ngoại trừ trường hợp chứng minh được lệnh đó
đe dọa sự an toàn của con người và thiết bị.
2. Thành viên thị trường phải thông báo ngay
lập tức cho A0 nếu như không có khả năng thực hiện lệnh điều độ liên
quan đến an ninh hệ thống.
3. Trừ khi có các quy định hay thoả thuận
khác, các thành viên thị trường đã thực hiện lệnh điều độ liên quan an ninh hệ
thống không được thanh toán bù ngoài tiền điện thanh toán được quy định tại Chương
VI của Quy định này.
Điều 32. Khởi động
đen
1. A0 có trách nhiệm soạn thảo,
cập nhật, sửa đổi và trình các cấp có thẩm quyền phê duyệt quy trình khôi phục
một phần hay toàn bộ hệ thống điện.
2. A0 có trách nhiệm giám sát và
kiểm tra tình trạng sẵn sàng của các thiết bị khởi động đen để đảm bảo khả năng
khôi phục hệ thống.
3. Khi được yêu cầu trang bị thiết bị khởi
động đen, đơn vị phát điện phải trang bị các thiết bị khởi động đen và phối hợp
với A0 lập quy định khởi động đen cho nhà máy điện. Đơn vị phát điện
có trách nhiệm duy trì tình trạng sẵn sàng của các thiết bị khởi động đen.
Điều 33. Phân tích sự
cố
1. Sau mỗi sự cố gây chia cắt hệ thống hoặc
sự cố lớn gây ngừng thị trường, A0 có trách nhiệm tổng hợp, phân
tích, đánh giá hoạt động của các thiết bị và hệ thống điện trên cơ sở các quy
định về vận hành và xử lý sự cố.
2. A0 có trách nhiệm công bố công
khai báo cáo đánh giá sự cố.
3. Thành viên thị trường có trách nhiệm phối
hợp với A0 trong việc điều tra, thu thập thông tin và đánh giá sự
cố.
Điều 34. Các quy định
vận hành hệ thống điện
A0 có trách nhiệm cập nhật, bổ
sung, sửa đổi, trình cấp có thẩm quyền phê duyệt các quy định vận hành hệ thống
điện để luôn luôn phù hợp với kết cấu hệ thống điện và thị trường điện lực hiện
hành, đồng thời công bố công khai các thông tin trên cho các thành viên thị
trường sớm nhất có thể.
Điều 35. Các quy định
về vận hành lưới điện truyền tải
1. Quyền hạn và nghĩa vụ của A0
a) Phối hợp chặt chẽ với các đơn vị quản lý
lưới điện trong việc phê duyệt các công tác vận hành trên lưới điện truyền tải;
b) Yêu cầu các đơn vị quản lý lưới điện thực
hiện tất cả các công tác trên lưới truyền tải phù hợp với quy trình, quy định
về vận hành lưới điện truyền tải.
2. Mọi thành viên thị trường có trách nhiệm
phải thực hiện đúng Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia và Quy định đấu
nối lưới điện.
3. Các Đơn vị quản lý lưới điện phải thông
báo cho A0 về kế hoạch cắt điện các thiết bị hay một phần của lưới
điện truyền tải trước ít nhất 07 (bảy) ngày (trường hợp không phải cắt điện
khách hàng) và 09 (chín) ngày (trường hợp phải cắt điện khách hàng). Kế hoạch
cắt điện này sẽ được A0 phê duyệt dựa trên cơ sở đảm bảo an ninh hệ
thống điện. A0 có trách nhiệm thông báo lịch cắt điện cho các đơn vị
quản lý lưới điện liên quan đến công tác cắt điện theo lịch nói trên ít nhất 05
(năm) ngày (trường hợp không phải cắt điện khách hàng) và 07 (bảy) ngày (trường
hợp phải cắt điện khách hàng).
Điều 36. Các thiết bị
giám sát và điều khiển từ xa
1. Theo yêu cầu của A0 hoặc đơn vị
quản lý lưới điện, các thành viên thị trường bằng chi phí của mình phải lắp
đặt, vận hành và bảo dưỡng các phương tiện, thiết bị giám sát và điều khiển từ
xa cho các tổ máy tham gia thị trường hay các thiết bị trên hệ thống lưới
truyền tải. Các yêu cầu này phải phù hợp với Quy định đấu nối lưới điện.
2. A0 có trách nhiệm đưa ra các
yêu cầu kỹ thuật về công tác lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng các phương tiện
thiết bị giám sát, đo lường, hiển thị và điều khiển từ xa cho các tổ máy tham
gia thị trường hay các thiết bị trên hệ thống lưới điện truyền tải.
3. Các đơn vị quản lý lưới điện, Công ty viễn
thông điện lực có trách nhiệm cung cấp, lắp đặt và duy trì các thiết bị đường
truyền chính và dự phòng cho việc điều khiển, giám sát, đo lường từ điểm đấu
nối các tổ máy tham gia thị trường đến cổng đấu nối thông tin từ lưới điện
truyền tải với A0, nếu các thiết bị đó nằm trong danh mục thiết bị
quản lý của mình.
Điều 37. Các thiết bị
thông tin liên lạc, lưu trữ dữ liệu và ghi âm phục vụ vận hành
1. Các thành viên thị trường có trách nhiệm
thông báo cho A0 danh sách các nhân viên vận hành của đơn vị mình. A0
có trách nhiệm công bố danh sách này, kể cả danh sách nhân viên vận hành thuộc
A0 tới tất cả các thành viên thị trường trên trang web thị trường.
2. Danh sách các thành viên vận hành bao gồm
các thông tin sau:
a) Chức danh;
b) Điện thoại và fax liên lạc;
c) Địa chỉ thư điện tử;
d) Các phương tiện liên lạc đặc biệt khác.
3. Mỗi thành viên thị trường phải có ít nhất
02 (hai) hệ thống thông tin liên lạc độc lập, kết nối được với hệ thống thông
tin thị trường điện lực được lắp đặt tại A0. Mỗi hệ thống thông tin
liên lạc phải có hệ thống ghi âm phục vụ vận hành; ghi và lưu trữ, bảo mật dữ
liệu giữa thành viên thị trường và các đơn vị khác.
4. Các thành viên thị trường có trách nhiệm
duy trì, vận hành, bảo dưỡng các hệ thống thông tin liên lạc đảm bảo chất
lượng, tin cậy.
Điều 38. Ghi chép,
lưu trữ trao đổi thông tin vận hành
1. A0 có trách nhiệm ghi lại toàn
bộ các cuộc trao đổi thông tin, dữ liệu vận hành bằng nhật ký vận hành, bằng
ghi âm hay bằng phương pháp lưu trữ bền vững khác như băng, đĩa từ.
2. Các bản ghi các cuộc trao đổi phải đầy đủ
các thông tin liên quan đến vận hành bao gồm: thời gian, nội dung,đối tượng
tham gia và các thông tin liên quan khác.
3. A0 có trách nhiệm lưu giữ tất
cả các bản ghi về các trao đổi thông tin liên quan đến vận hành (bao gồm các
băng ghi âm) ít nhất 05 (năm) năm.
4. A0 có trách nhiệm cung cấp bản
sao của các bản ghi về các trao đổi thông tin liên quan đến vận hành theo đề
nghị của các thành viên thị trường nếu đề nghị này đúng đắn, hợp lý và đảm bảo
duy trì sự bảo mật thông tin liên quan đến các thành viên khác. Bản sao này chỉ
ghi những thông tin liên quan giữa A0 và thành viên thị trường đề
nghị cung cấp bản sao.
5. A0 có trách nhiệm cung cấp bản
sao của các bản ghi về các trao đổi thông tin liên quan đến vận hành hệ thống
điện cho Cục Điều tiết điện lực để phục vụ công tác giám sát và giải quyết
tranh chấp.
6. Thành viên thị trường có thể đề nghị A0
cùng kiểm tra các bản ghi về các thông tin liên quan vận hành đối với đơn vị
mình và thông báo cho A0 thời gian cần kiểm tra. A0 có
trách nhiệm giải quyết các đề nghị này.
7. Trường hợp xảy ra tranh chấp liên quan đến
thông tin vận hành thì nội dung bản ghi của các trao đổi liên quan đến vận hành
được lưu trữ bởi A0 sẽ là chứng cứ để giải quyết tranh chấp.
Chương V
ĐO ĐẾM
Điều 39. Các quy định
chung về đo đếm
1. Trừ trường hợp có các thỏa thuận khác, các
thành viên thị trường và các đơn vị cung cấp các dịch vụ kỹ thuật và hỗ trợ có
trách nhiệm tuân thủ Quy định đo đếm và Quy định thị trường.
2. Các vị trí, hệ thống đo đếm và phương thức
giao nhận điện năng giữa các đơn vị phát điện thị trường (Bên bán) và EVN (Bên
mua) được quy định tại hợp đồng CfD được ký kết giữa hai bên.
3. Ứng với mỗi giai đoạn thanh toán, bên mua
và bên bán phải thống nhất xác định cụ thể vị trí điểm đo đếm và phương thức
giao nhận điện năng. Khi có sự thay đổi về vị trí đo đếm và phương thức giao
nhận điện năng, bên mua và bên bán thống nhất và xác nhận lại làm căn cứ thanh
toán.
Chương VI
THANH
TOÁN
Điều 40. Đối tượng áp
dụng trong thanh toán
Quy định thanh toán này chỉ áp dụng đối với:
a) Các đơn vị phát điện thị trường, trừ các
đơn vị hạch toán phụ thuộc EVN;
b) EVN;
c) Các đơn vị liên quan trong quá trình thanh
toán.
Việc thanh toán cho các đơn vị phát điện gián
tiếp được thực hiện theo các Hợp đồng mua bán điện đã ký giữa các bên liên
quan.
Điều 41. Các thông số
thanh toán
1. Giá hợp đồng (Pc), đ/kWh.
2. Sản lượng điện thanh toán theo hợp đồng
CfD (Qc), kWh, là sản lượng điện cam kết trong từng chu kỳ giao dịch theo hợp
đồng CfD giữa EVN và đơn vị phát điện thị trường.
3. Giá thị trường cho mỗi chu kỳ giao dịch (Pm),
đ/kWh.
4. Sản lượng điện thanh toán theo thị trường
điện lực (Qr), kWh, là sản lượng điện được xác định theo phương thức giao nhận
điện năng quy định tại hợp đồng CfD ký kết giữa EVN và đơn vị phát điện thị
trường trong từng chu kỳ giao dịch. Sản lượng điện này do đơn vị quản lý số
liệu đo đếm cung cấp, được sự thống nhất của các bên liên quan và công bố theo
Quy định thị trường.
Điều 42. Tính tiền
điện thanh toán
1. Tiền điện thanh toán theo thị trường điện
lực, Rm
Trong đó:
Rm: Tiền điện thanh toán theo thị trường điện
lực trong Kỳ thanh toán của đơn vị phát điện thị trường;
n: Tổng số ngày trong Kỳ thanh toán;
d: Ngày giao dịch trong Kỳ thanh toán;
i: Chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch d
trong Kỳ thanh toán;
j: Tổng số chu kỳ giao dịch của ngày d trong
Kỳ thanh toán;
Qrd,i: Sản lượng điện thanh toán
theo thị trường điện lực trong chu kỳ giao dịch i, ngày d của đơn vị phát điện
thị trường, kWh;
Pmd,i: Giá thị trường của chu kỳ
giao dịch i, ngày d trong Kỳ thanh toán, đ/kWh.
2. Tiền điện thanh toán theo hợp đồng CfD, Rc
Trong đó:
Rc: Tiền điện thanh toán theo hợp đồng CfD
trong kỳ thanh toán của đơn vị phát điện thị trường;
n: Tổng số ngày trong kỳ thanh toán;
d: Ngày giao dịch trong kỳ thanh toán;
i: Chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch d
trong kỳ thanh toán;
j: Tổng số chu kỳ giao dịch của ngày d trong
kỳ thanh toán;
Pc: Giá hợp đồng của hợp đồng CfD của đơn vị
phát điện thị trường trong kỳ thanh toán, đ/kWh;
Pmd,i : Giá thị trường của chu kỳ
giao dịch i, ngày d trong kỳ thanh toán, đ/kWh;
Qcd,i : Sản lượng điện thanh toán
theo hợp đồng CfD của chu kỳ giao dịch i, ngày d trong kỳ thanh toán, kWh.
3. Trong trường hợp dừng thị trường, giá thị
trường (Pmd,i) được xác định bằng giá hợp đồng CfD (Pc) trong các
công thức 6.1 và 6.2 đối với đơn vị phát điện thị trường:
Pmd,i =
Pc; (công thức 6.3)
4. Trong trường hợp phạt vi phạm điện năng
đảm bảo tuần, giá thị trường (Pmd,i) trong công thức 6.1 được thay
thế bằng 0,8 lần giá Pc và bằng giá Pc trong công thức 6.2 đối với đơn vị phát
điện vi phạm;
5. Trong trường hợp phạt vi phạm mức nước
giới hạn tuần, giá thị trường (Pmd,i) được thay thế bằng 0,8 lần giá
Pc trong công thức 6.1 và giữ nguyên trong công thức 6.2 đối với đơn vị phát
điện vi phạm;
6. Trường hợp phạt không tuân thủ lệnh điều
độ, giá thị trường (Pmd,i) được thay thế bằng 0,8 lần giá Pmd,i
trong công thức 6.1 và giữ nguyên trong công thức 6.2 đối với đơn vị phát điện
vi phạm;
7. Tiền điện thanh toán bổ sung khi thay đổi
nguồn nhiên liệu, Rclnl
a) Khoản tiền thanh toán này chỉ áp dụng với
Công ty Nhiệt điện Bà Rịa (Bà Rịa) trong trường hợp thay đổi nguồn nhiên liệu
khác với nhiên liệu tính giá hợp đồng CfD là khí Cửu Long:
Rclnl = Rclk + Rcld; (công
thức 6.4)
Trong đó:
Rclnl: Tiền điện thanh toán bổ sung khi thay
đổi nguồn nhiên liệu;
Rclk: Tiền điện thanh toán bổ sung khi sử
dụng nhiên liệu là khí Nam Côn Sơn;
Rcld: Tiền điện thanh toán bổ sung khi sử
dụng nhiên liệu là dầu DO theo yêu cầu an ninh hệ thống;
b) Tiền điện thanh toán bổ sung khi sử dụng
nhiên liệu là khí Nam Côn Sơn, Rclk:
Rclk = QkNCS
* (PNCS – PCL); (công thức 6.5)
Trong đó:
Rclk: Tiền điện thanh toán bổ sung khi sử
dụng nhiên liệu là khí Nam Côn Sơn, đ;
QkNCS: Sản lượng khí Nam Côn Sơn
tính theo hệ thống đo đếm khí tại Bà Rịa trong kỳ thanh toán, MBTU;
PNCS: Giá khí Nam Côn Sơn trong kỳ
thanh toán, đ/MBTU;
PCL: Giá khí Cửu Long trong kỳ
thanh toán, đ/MBTU.
c) Tiền điện thanh toán bổ sung khi sử dụng
nhiên liệu là dầu DO, theo yêu cầu an ninh hệ thống, Rcld:
Rcld = QDO
* PDO – ADO * PCbd ; (công thức 6.6)
Trong đó:
Rcld: Tiền điện thanh toán bổ sung khi sử
dụng nhiên liệu là dầu DO, theo yêu cầu an ninh hệ thống;
QDO: Khối lượng dầu DO sử dụng cho
phát điện trong kỳ thanh toán, kg;
PDO: Giá dầu DO sử dụng cho phát
điện trong kỳ thanh toán, tính bằng phương pháp bình quân gia quyền, đ/kg;
ADO: Sản lượng điện giao
chạy bằng nhiên liệu dầu trong kỳ thanh toán, kWh;
PCbd: Chi phí nhiên liệu khí Cửu
Long trong kỳ thanh toán, đ/kWh. Giá khí Nam Côn Sơn và Cửu Long theo quy định
của Nhà nước hoặc theo hợp đồng mua bán khí đã ký giữa Công ty nhiệt điện Bà
Rịa/EVN và nhà cung cấp khí.
8. Tiền thanh toán chi phí khởi động trong
thời gian “thừa công suất”,
Trường hợp hệ thống xảy ra “thừa công suất”,
đơn vị phát điện thị trường bị bắt buộc phải ngừng tổ máy theo lệnh điều độ của
A0 được thanh toán một lần chi phí khởi động cho lần khởi động tiếp
theo của tổ máy tương ứng với định mức chi phí khởi động áp dụng trong kỳ thanh
toán. Định mức chi phí khởi động của các tổ máy của đơn vị phát điện thị trường
sẽ được tính toán theo quy định Hợp đồng thoả thuận mua bán điên năng hoặc thoả
thuận mua bán điện năng được ký kết giữa EVN và các đơn vị phát điện thị
trường, được hai bên xác nhận bằng văn bản.
Trong đó:
Rkd: Tiền thanh toán chi phí khởi động trong
thời gian "thừa công suất” trong kỳ thanh toán;
nl: Loại nhiên liệu sử dụng khởi động tổ máy/lò
của đơn vị phát điện thị trường;
h: Số loại nhiên liệu sử dụng khởi động tổ
máy/lò của đơn vị phát điện thị trường;
i: Tổ máy/lò i của đơn vị phát điện thị
trường;
k: Số tổ máy/lò của đơn vị phát điện thị trường;
Rnl,n,i: Chi phí khởi động nóng tổ
máy/lò i bằng nhiên liệu nl trong kỳ thanh toán;
KDnl,n,i: Số lần khởi động nóng tổ
máy/lò i bằng nhiên liệu nl trong thời gian "thừa công suất” trong kỳ
thanh toán;
Rnl,ng,i: Chi phí khởi động nguội
tổ máy/lò i bằng nhiên liệu nl trong kỳ thanh toán;
KDnl,ng,i: Số lần khởi động nguội
tổ máy i bằng nhiên liệu nl trong thời gian "thừa công suất” trong kỳ
thanh toán;
Rnl,a,i: Chi phí khởi động ấm tổ
máy i bằng nhiên liệu nl trong kỳ thanh toán;
KDnl,a,i: Số lần khởi động ấm tổ
máy i bằng nhiên liệu nl trong thời gian "thừa công suất” trong kỳ thanh
toán.
9. Tiền điện thanh toán dịch vụ phụ
Các đơn vị phát điện không được thanh toán
các chi phí phát sinh theo yêu cầu đảm bảo an ninh hệ thống (điều chỉnh điện
áp, cung cấp công suất phản kháng …) ngoại trừ các khoản 7, khoản 11 của Điều
này.
10. Tiền điện thanh toán cho phần điện năng
chênh lệch giữa điện năng xác định qua chốt chỉ số công tơ cuối tháng và tổng
điện năng các chu kỳ giao dịch trong tháng.
Trường hợp xảy ra chênh lệch giữa tổng điện
năng xác định qua chốt chỉ số công tơ cuối tháng và tổng điện năng các chu kỳ
giao dịch trong tháng của đơn vị phát điện, thì khoản thanh toán điều chỉnh
được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Rdc: Tiền điện thanh toán điều chỉnh cho phần
sai khác giữa điện năng chốt chỉ số trong kỳ thanh toán và tổng điện năng của
các chu kỳ giao dịch trong kỳ thanh toán của đơn vị phát điện thị trường;
n: Tổng số ngày trong kỳ thanh toán;
d: Ngày giao dịch trong kỳ thanh toán;
i: Chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch d
trong kỳ thanh toán;
j: Tổng số chu kỳ giao dịch của ngày d trong
kỳ thanh toán;
Pc: Giá hợp đồng của hợp đồng CfD của đơn vị
phát điện thị trường trong kỳ thanh toán, đ/kWh.
Qrd,i: Sản lượng điện thanh toán
theo thị trường điện lực trong chu kỳ giao dịch i, ngày d của đơn vị phát điện
thị trường, kWh;
Qct: Sản lượng điện năng thanh toán xác định
theo biên bản giao nhận điện năng chốt chỉ số công tơ cuối tháng.
11. Trong thời gian điều tần, tiền điện thanh
toán bổ sung cho nhà máy điện điều tần theo chỉ định của A0 được xác
định như sau:
(công thức 6.9)
Trong đó:
Rf: Tiền điện thanh toán bổ sung cho nhà máy điều
tần trong thời gian được chỉ định điều tần trong kỳ thanh toán (đ);
n: Tổng số ngày trong kỳ thanh toán;
d: Ngày giao dịch trong kỳ thanh toán;
i: Chu kỳ giao dịch i, ngày d mà nhà máy điều
tần;
j: Tổng số chu kỳ giao dịch trong ngày d mà
nhà máy điều tần;
Pc: Giá hợp đồng của hợp đồng CfD của đơn vị
phát điện thị trường trong kỳ thanh toán, đ/kWh.
Qrd,i: Sản lượng điện thanh toán
theo thị trường điện lực trong chu kỳ giao dịch i, ngày d của nhà máy điều tần,
kWh;
Qhd,i: Sản lượng điện quy đổi từ
sản lượng điện đầu cực máy phát của nhà máy điện điều tần do A0 công
bố trong lịch huy động giờ tới về phía cao thế máy biến áp tăng áp, (kWh), tính
theo công thức sau:
Qhd,i = k
* Qhd,i,dc ;
Trong đó:
k: Hệ số quy đổi công suất từ đầu cực máy
phát về phía cao thế máy biến áp tăng của nhà máy điện điều tần được EVN và đơn
vị phát điện thống nhất sử dụng trong lập biểu đồ mua bán điện Qc;
Qhd,i,dc: Sản lượng tính tại đầu
cực máy phát cho giờ tới của nhà máy điện điều tần được A0 công bố
trong lịch huy động giờ tới (kWh).
Qfd,i: Sản lượng dành cho điều tần
cho giờ tới do A0 công bố trước chu kỳ giao dịch (kWh);
Pmd,i : Giá thị trường của chu kỳ
giao dịch i, ngày d trong kỳ thanh toán, đ/kWh;
Pbd,i: Giá chào tương ứng với giá
trị Qrd,i của nhà máy điện điều tần (đ/kWh);
12. Tiền điện thanh toán trong kỳ thanh toán,
Rtt Tiền điện thanh toán trong kỳ thanh toán của từng đơn vị phát điện thị
trường xác định theo công thức sau:
Rtt = (1+ VAT) x (Rm
+ Rc + Rclnl + Rkd + Rdc + Rf); (công thức 6.9)
Trong đó:
Rtt: Tiền điện thanh toán trong kỳ thanh
toán, đ;
VAT: Thuế suất thuế giá trị gia tăng theo Luật
Thuế giá trị gia tăng hiện hành, %;
Rm, Rc, Rclnl, Rkd, Rdc, Rf: Các khoản tiền
thanh toán nêu tại khoản 1, 2, 7, 8, 10, 11 Điều này.
Điều 43. Trình tự,
thủ tục thanh toán
1. Hồ sơ thanh toán
Hồ sơ thanh toán tiền điện của kỳ thanh toán
bao gồm:
a) Văn bản đề nghị thanh toán tiền điện có
dấu và chữ ký của người có thẩm quyền của đơn vị phát điện thị trường;
b) Báo cáo chi tiết và tổng hợp sản lượng
điện thanh toán theo thị trường điện lực của từng chu kỳ giao dịch trong kỳ
thanh toán; biên bản giao nhận điện năng của kỳ thanh toán; Chứng từ liên quan
đến việc xác định sản lượng điện thanh toán theo thị trường điện lực của từng
chu kỳ giao dịch trong kỳ thanh toán trong trường hợp có sự cố đo đếm (nếu có);
các văn bản đều phải có dấu và chữ ký của đại diện có thẩm quyền của đơn vị
phát điện thị trường và các đơn vị có liên quan;
c) Tổng hợp giá thị trường của tất cả các chu
kỳ giao dịch trong kỳ thanh toán do A0 cung cấp;
d) Bảng tính giá hợp đồng CfD (Pc) trong kỳ
thanh toán và các chứng từ liên quan đến việc tính toán giá Pc của kỳ thanh
toán (áp dụng với các đơn vị phát điện thị trường có giá Pc có thành phần biến
đổi theo giá nhiên liệu đầu vào sử dụng cho phát điện);
đ) Tổng hợp sản lượng điện thanh toán theo
hợp đồng CfD của các chu kỳ giao dịch trong kỳ thanh toán;
e) Bản kê chi tiết và tổng hợp tiền điện
thanh toán theo thị trường điện lực và theo hợp đồng CfD của đơn vị phát điện
thị trường theo từng chu kỳ giao dịch trong kỳ thanh toán;
g) Bảng kê số lần khởi động của các tổ máy
trong thời gian “thừa công suất” do đơn vị phát điện thị trường lập có xác nhận
của A0; Giá nhiên liệu khởi động của các tổ máy trong thời gian
“thừa công suất”. Giá nhiên liệu này là giá theo quy định của Nhà nước (đối với
giá điện, than, khí) hoặc không được vượt quá giá trần theo quy định của Nhà
nước (đối với giá dầu);
h) Phạt điều tiết: Xác nhận của A0
về khoảng thời gian thi hành lệnh phạt vi phạm;
i) Xác nhận của A0 về :
- Thời gian điều tần của các nhà máy điện /
đơn vị phát điện;
- Chu kỳ giao dịch thành viên thị trường
không tuân thủ lệnh điều độ;
- Thời gian tính phạt vi phạm mức nước giới
hạn tuần, vi phạm điện năng đảm bảo tuần;
- Thời gian dừng thị trường;
- Thời gian đơn vị phát điện không tham gia
xét giá thị trường.
l) Các chứng từ liên quan khác nếu có.
Các biểu mẫu của hồ sơ thanh toán trong Phụ lục 6.1 ban hành kèm theo Quy định này.
2. Thanh toán
a) Trước ngày làm việc thứ năm (5) hàng
tháng, đơn vị phát điện thị trường gửi hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng
trước liền kề theo khoản 1 Điều này cho EVN.
b) Trong vòng 03 (ba) ngày làm việc kể từ ngày
nhận hồ sơ thanh toán tiền điện, EVN có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ thanh toán.
Nếu phát hiện hồ sơ thanh toán có sai sót, thì trong thời hạn trên EVN phải
thông báo lại ngay cho đơn vị phát điện thị trường biết để hiệu chỉnh lại hồ sơ
thanh toán trước khi phát hành hoá đơn thanh toán tiền điện.
c) Trường hợp đơn vị phát điện thị trường
không đồng ý với ý kiến của EVN về các sai sót được phát hiện trong hồ sơ thanh
toán, trong vòng năm (05) ngày làm việc tiếp theo, EVN và đơn vị phát điện thị
trường sẽ tiến hành thảo luận để thống nhất số liệu trong hồ sơ thanh toán. Nếu
các bên không thống nhất được, vấn đề này sẽ được xử lý theo quy định tại Điều
56 Quy định này. Trong thời gian chờ giải quyết tranh chấp, EVN vẫn phải thanh
toán tiền điện và các đơn vị phát điện thị trường không được ngừng cấp điện.
d) Sau 03 (ba) ngày làm việc kể từ ngày nhận
hồ sơ thanh toán tiền điện, nếu EVN không có ý kiến gì, hồ sơ thanh toán mặc
nhiên được chấp nhận và đơn vị phát điện thị trường phát hành hoá đơn thanh
toán tiền điện theo quy định.
3. Kiểm tra hoá đơn thanh toán tiền điện
a) Khi nhận được hoá đơn thanh toán tiền điện
do đơn vị phát điện thị trường gửi đến, EVN phải kiểm tra tính hợp lệ của hoá
đơn thanh toán. Hoá đơn thanh toán được coi là hợp lệ nếu tuân thủ theo đúng
các quy định hiện hành của Nhà nước về hoá đơn chứng từ.
b) Nếu phát hiện hoá đơn không hợp lệ, trong
vòng 02 (hai) ngày làm việc kể từ ngày nhận được hoá đơn, EVN phải thông báo và
gửi lại hoá đơn thanh toán cho đơn vị phát điện thị trường để đơn vị này hoàn
thiện hoặc phát hành lại hoá đơn theo đúng quy định.
4. Thời hạn và phương thức thanh toán
Trong vòng 15 (mười lăm) ngày làm việc kể từ
ngày nhận được hóa đơn thanh toán hợp lệ, EVN có trách nhiệm thanh toán toàn bộ
số tiền ghi trên hóa đơn vào tài khoản của đơn vị phát điện thị trường. Tài
khoản này đã được hai bên thống nhất ghi trong hợp đồng CfD hoặc theo đề nghị
của đơn vị phát điện thị trường được EVN chấp thuận. Phí chuyển tiền do bên
thanh toán chịu.
Điều 44. Điều chỉnh
thanh toán tiền điện
Trong trường hợp EVN và đơn vị phát điện thị
trường thống nhất điều chỉnh tiền điện thanh toán, việc điều chỉnh này sẽ được
thực hiện vào kỳ thanh toán gần nhất.
Điều 45. Tiền lãi do
thanh toán chậm
Trường hợp xảy ra việc thanh toán chậm đối
với một khoản tiền nào đó thì bên vi phạm sẽ phải thanh toán cho bên bị vi phạm
toàn bộ khoản tiền đó cộng với một khoản tiền lãi do chậm thanh toán tính cho
khoảng thời gian từ khi bắt đầu chậm thanh toán (nhưng không bao gồm ngày khoản
tiền đó đến hạn thanh toán) cho đến hết ngày việc thanh toán được thực hiện.
Tiền lãi được tính dồn trên cơ sở số ngày thực tế chậm trả theo lãi suất cho
vay ngắn hạn đồng Việt Nam do Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt
Nam công bố tại thời điểm thanh toán khoản tiền chậm trả.
Điều 46. Tranh chấp
trong thanh toán
Sau khi tranh chấp thanh toán giữa các bên
được giải quyết theo quy định tại Chương IX của Quy định này, giá trị tranh
chấp sẽ được thanh toán/hoàn trả cho bên thắng kiện trong vòng 15 (mười lăm)
ngày làm việc kể từ ngày có phán quyết cuối cùng của cấp có thẩm quyền cộng
thêm khoản tiền lãi tính cho khoảng thời gian kể từ khi bắt đầu chậm thanh toán
(không bao gồm ngày khoản tiền đó đến hạn thanh toán) cho đến hết ngày việc
thanh toán được thực hiện. Tiền lãi được tính dồn trên cơ sở số ngày thực tế
chậm trả theo lãi suất cho vay ngắn hạn đồng Việt Nam do Ngân hàng thương mại
cổ phần Ngoại thương Việt Nam công bố tại thời điểm thanh toán khoản tiền chậm
trả. Khi thực hiện một khoản thanh toán hoặc hoàn trả theo phán quyết xử lý
tranh chấp của cấp có thẩm quyền, EVN và đơn vị phát điện thị trường có trách
nhiệm thực hiện điều chỉnh hóa đơn tiền điện phù hợp với quy định của pháp luật
hiện hành.
Chương VII
HỢP ĐỒNG
CFD
Điều 47. Quy định
chung
1. Hợp đồng CfD là hợp đồng tài chính giữa
EVN và đơn vị phát điện thị trường.
2. Mục đích của hợp đồng CfD:
a) Hạn chế rủi ro tài chính cho các đơn vị
phát điện thị trường và EVN khi tham gia thị trường điện lực;
b) Giảm khả năng lũng đoạn thị trường điện
lực của các đơn vị phát điện thị trường có công suất, điện năng lớn;
c) Tăng khả năng sẵn sàng và cạnh tranh trong
thị trường điện lực của các đơn vị phát điện thị trường.
Điều 48. Trách nhiệm
của EVN đối với hợp đồng CfD
1. Phê duyệt và ban hành Quy trình xác định
sản lượng điện kế hoạch năm Qcn và biểu đồ Qc của hợp đồng CfD.
2. Hàng năm, xem xét điều chỉnh tỷ lệ sản
lượng điện mua bán trong hợp đồng CfD.
3. Phê duyệt giá và sản lượng điện năng của
hợp đồng CfD trên cơ sở thoả thuận giữa EVN và các đơn vị phát điện thị trường.
4. Ký kết hợp đồng CfD với giá hợp đồng CfD
và sản lượng điện năng kế hoạch năm theo hợp đồng đã được phê duyệt và theo mẫu
quy định tại Phụ lục 7.2 của Quy định thị trường.
5. Tuân theo các quy định của pháp luật hiện
hành và chịu trách nhiệm trước pháp luật đối với hợp đồng CfD đã ký.
6. Không được trao đổi và mua bán hợp đồng
CfD với bên thứ ba.
Điều 49. Trách nhiệm
của đơn vị phát điện thị trường
1. Ký kết hợp đồng CfD với giá hợp đồng CfD
và sản lượng điện năng kế hoạch năm theo hợp đồng đã được phê duyệt và theo mẫu
quy định tại Phụ lục 7.2 của Quy định thị
trường.
2. Tuân theo các quy định của pháp luật hiện
hành và chịu trách nhiệm trước pháp luật đối với hợp đồng CfD đã ký.
3. Tuân theo các quy định về lập kế hoạch mua
điện và sản lượng điện kế hoạch năm Qcn và biểu đồ Qc của hợp đồng CfD.
4. Không được trao đổi và mua bán hợp đồng
CfD với bên thứ ba.
Điều 50. Nội dung của
hợp đồng CfD
Hợp đồng CfD bao gồm các nội dung chính sau:
1. Giá hợp đồng (Pc), là giá mua bán điện
thoả thuận giữa EVN và đơn vị phát điện thị trường đã được EVN phê duyệt.
2. Sản lượng điện kế hoạch năm theo hợp đồng
(Qcn): Sản lượng điện này tính theo % sản lượng điện kế hoạch năm của đơn vị
phát điện. Hàng năm, EVN xem xét điều chỉnh tỷ lệ điện năng mua bán này.
3. Biểu đồ Qc cho từng chu kỳ giao dịch được
xây dựng theo quy định lập kế hoạch mua bán điện trong thị trường phát điện
cạnh tranh thí điểm đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt, ban hành.
4. Thời hạn hợp đồng: 01 (một) năm.
5. Thanh toán: Tiền điện thanh toán theo hợp
đồng CfD giữa EVN và đơn vị phát điện thị trường trong chu kỳ giao dịch i của
ngày D được xác định theo công thức 6.2 tại khoản 2 Điều 42 Quy định này. EVN
và đơn vị phát điện thị trường thực hiện thanh toán theo hợp đồng CfD và thị
trường điện lực theo quy định tại Chương VI của Quy định này.
Điều 51. Nguyên tắc
xác định giá và sản lượng hợp đồng CfD
1. Giá hợp đồng CfD (Pc)
a) Đối với các đơn vị phát điện thị trường đã
ký hợp đồng mua bán điện dài hạn với EVN, giá Pc là giá mua bán điện, có điều
chỉnh (nếu có) theo điều khoản của hợp đồng mua bán điện dài hạn;
b) Đối với đơn vị phát điện thị trường chưa
ký hợp đồng dài hạn với EVN, giá Pc là giá mua bán điện thoả thuận năm giữa EVN
và đơn vị phát điện thị trường được EVN phê duyệt trong giai đoạn thí điểm.
2. Sản lượng điện kế hoạch năm theo hợp đồng
(Qcn)
a) Đối với đơn vị phát điện thị trường đã kí
hợp đồng mua bán điện với EVN có cam kết về sản lượng điện mua hàng năm, Qcn
được tính theo tỷ lệ 95% sản lượng điện này và được điều chỉnh theo từng giai
đoạn;
b) Đối với đơn vị phát điện thị trường không
có cam kết về sản lượng điện mua hàng năm với EVN, Qcn do EVN và đơn vị phát
điện thị trường thoả thuận.
Chương VIII
QUAN HỆ
GIỮA ĐƠN VỊ CHÀO GIÁ THAY, ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN GIÁN TIẾP, ĐƠN VỊ QUẢN LÝ LƯỚI ĐIỆN
VÀ A0
Điều 52. Mục đích của
việc chào giá thay
Trong thị trường điện lực, các đơn vị phát
điện gián tiếp tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay nhằm các mục
đích sau:
a) Đưa toàn bộ các nhà máy điện trong hệ
thống tham gia thị trường;
b) Đảm bảo thực hiện hợp đồng mua bán điện đã
ký kết giữa EVN với các đơn vị phát điện gián tiếp.
Điều 53. Các yêu cầu
đối với đơn vị chào giá thay
1. Tuân thủ quy định thị trường với tư cách
là đơn vị phát điện thị trường đặc biệt.
2. Có đủ cơ sở hạ tầng, thông tin cần thiết để
chào giá thay cho các đơn vị phát điện gián tiếp.
3. Thực hiện đầy đủ nghĩa vụ của EVN trong
các hợp đồng mua bán điện đã ký với các đơn vị phát điện gián tiếp.
Điều 54. Quan hệ giữa
các đơn vị phát điện gián tiếp với đơn vị chào giá thay và A0
1. Quan hệ giữa các đơn vị phát điện gián
tiếp và A0 về mặt vận hành vẫn tuân thủ theo các quy định hiện hành
của Nhà nước và EVN.
2. Các đơn vị phát điện gián tiếp phối hợp
với đơn vị chào giá thay trong công tác lập kế hoạch phân bổ nguồn khí và kế
hoạch sản xuất điện năng trung hạn và ngắn hạn theo các ràng buộc trong hợp
đồng đã ký.
3. Đơn vị chào giá thay và các đơn vị phát
điện gián tiếp duy trì phương thức thông tin nội bộ cần thiết để đơn vị chào
giá thay có thể thực hiện chào giá thay và cung cấp các thông tin cần thiết cho
A0 theo yêu cầu giống như là một đơn vị phát điện thị trường.
4. Lệnh điều độ của A0 được gửi
trực tiếp tới các nhà máy điện không phân biệt là nhà máy điện thuộc đơn vị
phát điện gián tiếp hay đơn vị phát điện thị trường thông qua hệ thống quản lý
thông tin điều độ (DIM) và điện thoại được sử dụng như là một phương tiện thông
tin dự phòng.
Điều 55. Quan hệ giữa
các đơn vị quản lý lưới điện với A0
1. Đơn vị quản lý lưới điện và A0
có trách nhiệm tuân thủ chặt chẽ công tác vận hành hệ thống điện theo các quy
định hiện hành của Nhà nước và EVN.
2. Đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm
thông báo kế hoạch sửa chữa lưới điện cho A0 tuân thủ theo thời gian
biểu thị trường quy định tại Phụ lục 3.1 ban
hành kèm theo Quy định này.
Chương IX
GIẢI QUYẾT
TRANH CHẤP
Điều 56. Nguyên tắc
giải quyết tranh chấp
Việc giải quyết các tranh chấp, khiếu nại
trong thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm nội bộ trong EVN phải theo các
nguyên tắc sau:
1. Khuyến khích việc giải quyết tranh chấp
thông quan đàm phán giữa các bên liên quan;
2. Trường hợp đàm phán không thành công,
tranh chấp được giải quyết bằng quyết định của Tổng giám đốc EVN;
3. Trường hợp các bên không thoả mãn với
quyết định của Tổng giám đốc EVN, tranh chấp có thể được giải quyết bằng quyết
định của Hội đồng quản trị EVN;
4. Trường hợp các bên không thoả mãn với
quyết định của Hội đồng quản trị EVN, có thể trình Cục Điều tiết điện lực để
được xem xét giải quyết.
Điều 57. Những hành
vi bị cấm trên thị trường
1. Các thỏa thuận cạnh tranh không lành mạnh
bị cấm theo quy định của Luật Cạnh tranh, bao gồm:
a) Các thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp
giữa các đơn vị phát điện thị trường nhằm khống chế giá thị trường;
b) Các thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp
giữa các đơn vị phát điện thị trường nhằm hạn chế hoặc kiểm soát sản lượng điện
sản xuất;
2. Hành vi phân biệt đối xử của A0
trong vận hành thị trường.
Điều 58. Xử lý vi
phạm
Biện pháp xử lý đối với giám đốc các đơn vị
phát điện thị trường, giám đốc A0 có hành vi vi phạm quy định tại Điều
57 của Quy định này:
1. Căn cứ kết quả thanh kiểm tra, Tổng giám
đốc EVN phê bình nhắc nhở bằng văn bản đối với các trường hợp vi phạm lần đầu;
2. Nếu giám đốc các đơn vị phát điện thị
trường, Giám đốc A0 tiếp tục có hành vi vi phạm quy định thì Tổng
giám đốc EVN sẽ có biện pháp xử lý theo Quy chế về công tác quản lý cán bộ
trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
Chương X
TỔ CHỨC
THỰC HIỆN
Điều 59. Đăng ký tham
gia thị trường điện lực
Các đơn vị phát điện gián tiếp tự nguyện tham
gia thị trường điện lực phải tuân thủ Quy định trình tự, thủ tục đăng ký tham
gia thị trường điện lực do EVN xây dựng trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt
và ban hành.
Điều 60. Sửa đổi, bổ
sung Quy định
Trong quá trình thực hiện Quy định thị
trường, nếu có vướng mắc, EVN và các thành viên thị trường có trách nhiệm kiến
nghị các sửa đổi, bổ sung cần thiết để Cục Điều tiết điện lực thẩm định và
trình Bộ Công Thương phê duyệt.
PHỤ LỤC
3.1
THỜI
GIAN BIỂU THỊ TRƯỜNG
(Ban
hành kèm theo Quyết định số 6540/QĐ-BCT ngày 12 tháng 12 năm 2008 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
|
Ngày
|
Thời gian
|
Hoạt động
|
Người cung cấp
|
Người nhận
|
Thời gian thực hiện
|
Tần suất thực hiện
|
Dữ liệu cung cấp
|
1
|
Ngày làm việc thứ 2 mỗi quý
|
|
Thông báo kế hoạch sửa chữa lớn và công
suất khả dụng dự kiến cho 01 năm tới (theo tháng), tiến độ các công trình mới
|
ĐVPĐ, EVN
|
A0
|
3 đến 12 tháng tới
|
Hàng quý
|
Kế hoạch thực hiện của từng ĐVPĐ
|
2
|
Ngày làm việc thứ 2 mỗi quý
|
|
Thông báo kế hoạch sửa chữa lưới truyền tải
cho 01 năm tới (theo tháng); tiến độ các công trình mới
|
Đơn vị quản lý lưới điện
|
A0
|
3 đến 12 tháng tới
|
Hàng quý
|
Dự báo khả năng truyền tải của các đường
dây truyền tải
|
3
|
Ngày làm việc thứ 2 mỗi quý
|
|
Dự báo phụ tải cho 12 tháng (với biểu đồ
phụ tải ngày điển hình)
|
A0
|
ĐVPĐ
|
3 đến 12 tháng tới
|
Hàng quý
|
Phụ tải đỉnh dự kiến ngày, sản lượng dự
kiến và biểu đồ phụ tải hệ thống
|
4
|
Ngày làm việc thứ 5 của mỗi quý
|
|
Công bố kết quả chương trình ĐGANHT trung
hạn (theo tháng)
|
A0
|
ĐVPĐ, EVN
|
3 đến 12 tháng tới
|
Hàng quý
|
Dự báo ràng buộc truyền tải, công suất sẵn
sàng và dự báo phụ tải
|
5
|
Các thứ 5 hàng tuần
|
10h00
|
Cập nhật công suất khả dụng dự kiến của các
tổ máy
|
ĐVPĐ, EVN
|
A0
|
từ tuần 2 đến tuần11
|
Hàng tuần
|
Kế hoạch thực hiện của từng ĐVPĐ
|
6
|
Các thứ 5 hàng tuần
|
10h00
|
Cập nhật kế hoạch sữa chữa lưới truyền tải
|
Đơn vị quản lý lưới điện
|
A0
|
từ tuần 2 đến tuần 11
|
Hàng tuần
|
|
7
|
Thứ 5 hàng tuần
|
16h00
|
Công bố kết quả chương trình ĐGANHT trung
hạn (theo tuần)
|
A0
|
ĐVPĐ, EVN
|
tuần 2 đến tuần 11
|
Hàng tuần
|
Dự báo ràng buộc lưới, công suất sẵn sang
và dự báo phụ tải
|
8
|
D-7 đến D-2
|
10h 00
|
Dự báo công suất khả dụng, công suất công
bố, thời gian hòa/tách lưới đối với các tổ máy khởi động chậm.
|
ĐVPĐ, EVN
|
A0
|
từ 7 đến 2 ngày tới
|
Hàng ngày
|
Kế hoạch thực hiện của từng ĐVPĐ
|
9
|
D-7 đến D-2
|
10h00
|
Thông báo kế hoạch sửa chữa lưới truyền tải
|
Đơn vị quản lý lưới điện
|
A0
|
từ 7 đến 2 ngày tới
|
Hàng ngày
|
Kế hoạch sửa chữa bảo dưỡng
|
10
|
D-7 đến D-2
|
14h00
|
Công bố kết quả ĐGANHT ngắn hạn.
|
A0
|
ĐVPĐ, EVN
|
từ 7 đến 2 ngày tới
|
Hàng ngày
|
Dự báo phụ tải, ràng buộc lưới và ràng buộc
năng lượng
|
11
|
Ngày D-2
|
10h00
|
Công bố công suất công bố và thời điểm hoà/tách
lưới các tổ máy khởi động chậm
|
ĐVPĐ, EVN
|
A0
|
Từ 0h00 ngày D-2 đến 24h00 giờ ngày D+6
|
Hàng ngày
|
Công suất công bố từng tổ máy và thời gian
khởi động/hòa lưới tổ máy khởi động chậm
|
12
|
Ngày D-2
|
14h30
|
Công bố kết quả chương ĐGANHT ngắn hạn có
liên quan đến ngày D
|
A0
|
ĐVPĐ +EVN
|
Từ 0h00 ngày D-2 đến 24h00 giờ ngày D+6
|
Hàng ngày
|
Tổng công suất sẵn sàng của hệ thống, dự
báo phụ tải
|
13
|
Ngày D-1
|
10h00
|
Nộp và xác nhận bản chào (giá, điện năng)
|
ĐVPĐ, EVN
|
A0
|
Từ ngày giao dịch đến ngày làm việc kế tiếp
|
Hàng ngày
|
công suất công bố và bản chào cho từng tổ
máy.
|
14
|
D-1
|
15h00
|
Công bố giá thị trường dự kiến và Biểu đồ
phát điện từng tổ máy ngày tới cho từng chu kỳ giao dịch.
|
A0
|
ĐVPĐ, EVN
|
Từ ngày giao dịch đến ngày làm việc kế tiếp
|
Hàng ngày
|
Dự báo phụ tải và bản chào ngày tới
|
15
|
D-1
|
Liên tục
|
Công bố công suất công bố mới/những thay
đổi công suất công bố có lý do khác theo quy định thị trường điện lực
|
ĐVPĐ, EVN
|
A0
|
Từ 0h00 ngày D-2 đến trước mỗi giờ ngày D
|
Liên tục
|
Công suất công bố mới và thay đổi CSCB vì
lý do bất khả kháng
|
16
|
D
|
Liên tục
|
Tính toán và công bố giá thị trường và biểu
đồ huy động tổ máy giờ kế tiếp
|
A0
|
ĐVPĐ, EVN
|
từ 0h00 ngày D đến 23h00 ngày D
|
Ít nhất 1 tiếng một lần
|
Dự báo phụ tải và bản chào ngày tới
|
17
|
D+1
|
9h00
|
Công bố các bản chào và toàn bộ kết quả thị
trường ngày D
|
A0
|
ĐVPĐ
|
Cho toàn bộ ngày d
|
Hàng ngày
|
Các bản chào giá, kết quả thị trường ngày D
|
18
|
Ngày làm việc thứ 5 hàng tháng
|
16 giờ
|
Gửi hồ sơ thanh toán
|
ĐVPĐ
|
EVN
|
1 tháng
|
Hàng tháng
|
Giá thị trường, dữ liệu thị trường và điện năng
thực phát
|
PHỤ LỤC
3.2
MẪU
BẢN CHÀO GIÁ CỦA ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN THỊ TRƯỜNG VÀ CỦA EVN
(Ban
hành kèm theo Quyết định số 6540/QĐ-BCT ngày 12 tháng 12 năm 2008 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM ngày tháng năm
NHÀ MÁY:
CHÀO GIÁ ĐIỆN NĂNG
Ngày
|
Tháng
|
Năm
|
NHÀ MÁY
|
Tổ máy xx
|
|
|
|
Giá chào cho mỗi
dải công suất (đ/kWh)
|
Khoảng công suất
chào (MW)
|
|
400.0
|
450.0
|
550.0
|
650.0
|
Giờ
|
Pmin
|
CSCB
|
CSKDCB
|
Ngưỡng công suất
tương ứng
|
1
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
120
|
150
|
180
|
200
|
2
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
120
|
150
|
180
|
200
|
3
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
120
|
150
|
180
|
200
|
4
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
120
|
150
|
180
|
200
|
5
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
120
|
150
|
180
|
200
|
6
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
120
|
150
|
180
|
200
|
7
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
8
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
9
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
10
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
11
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
12
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
13
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
14
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
15
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
16
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
17
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
18
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
19
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
20
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
21
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
150
|
180
|
190
|
200
|
22
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
120
|
150
|
180
|
200
|
23
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
120
|
150
|
180
|
200
|
24
|
0
|
200
|
200
|
Pmin
|
120
|
150
|
180
|
200
|
PHỤ LỤC
4.1
TIÊU
CHUẨN AN NINH HỆ THỐNG
(Ban
hành kèm theo Quyết định số 6540/QĐ-BCT ngày 12 tháng 12 năm 2008 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
1. Tiêu chuẩn tần số
Các quy định về tần số dưới đây là các quy
định chung cho các thành viên tham gia điều khiển tần số của lưới điện.
a) Trong chế độ vận hành bình thường tấn số
hệ thống sẽ được duy trì 50 Hz, dao động ± 0.2 Hz;
b) Trong trường hợp xảy ra sự cố thông thường
tần số cho phép dao động trong giới hạn từ 49.5 Hz đến 50.5 Hz và việc khôi
phục tần số về giới hạn bình thường phải được thực hiện trong vòng 5 phút.
c) Trong trường hợp xảy ra sự cố nghiêm
trọng, tần số cho phép dao động trong giới hạn từ 47.0 Hz đến 52.0 Hz và khôi
phục về giới hạn bình thường trong vòng 10 phút.
2. Tiêu chuẩn điện áp
Giới hạn cho phép của điện áp: Trước và sau
sự cố thông thường điện áp vận hành trên lưới không được vượt quá mức điện áp
cho phép của thiết bị và không được thấp quá 90% điện áp danh định của hệ
thống, phù hợp với các tiêu chuẩn về vận hành và đấu nối lưới điện. đơn vị quản
lý lưới điện có trách nhiệm nêu rõ điện áp định mức của các thiết bị vận hành
trên lưới.
3. Tiêu chuẩn ổn định
a) Ổn định tĩnh: Hệ thống được gọi là ổn định
tĩnh nếu sau khi xảy ra sự cố thông thường, hệ thống vẫn duy trì được tính đồng
bộ. Yêu cầu này sẽ xác định các giới hạn công suất truyền tải trên lưới và xác
định các hạn chế đối với các phần tử truyền tải.
b) Ổn định động: Hệ thống được gọi là ổn định
động nếu khi xảy ra sự cố thông thường, các dao động của hệ thống và của phụ
tải sẽ giảm xuống dần trong khoảng thời gian không quá 10 giây. Yêu cầu này sẽ
xác định các giới hạn của công suất truyền tải trên lưới.
PHỤ LỤC
4.2
DANH
SÁCH CÁC SỰ CỐ THÔNG THƯỜNG TRÊN HỆ THỐNG ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Quyết định số 6540/QĐ-BCT ngày 12 tháng 12 năm 2008 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
1. Sự cố một tổ máy phát.
2. Sự cố của một đường dây đơn.
3. Sự cố của một đường dây trong đường dây
nhiều mạch.
4. Sự cố một máy biến áp đơn.
5. Sự cố của bất kỳ một phần tử cao áp nào
trong lưới.
6. Sự cố trên một thanh cái hoặc sự cố một
đường dây kép không phải là một sự cố thông thường.
7. Trong các trường hợp đặc biệt khác như
thiên tai, lũ lụt, bão từ, cháy nổ trên diện rộng hay các điều kiện bất khả
kháng khác có thể gây ảnh hưởng đến hệ thống, A0 có thể liệt kê thêm
một số loại sự cố khác là sự cố thông thường.
PHỤ LỤC
6.1
MẪU
CÁC BIỂU TRONG HỒ SƠ THANH TOÁN
(Ban
hành kèm theo Quyết định số 6540/QĐ-BCT ngày 12 tháng 12 năm 2008 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
Biểu
1. Bảng chi tiết sản lượng điện thanh toán tháng /200 (Qr)
Đơn vị tính: kWh
Ngày
Giờ
|
1
|
2
|
3
|
4
|
…
|
30
|
31
|
Tổng
|
Ghi chú
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Người lập biểu
|
Giám đốc đơn vị
PĐTT
|
Lưu ý: Phải có các
bản in chi tiết số liệu giao nhận điện năng từng chu kỳ giao dịch trong tháng;
biên bản chốt chỉ số công tơ tháng kèm theo biểu 1.
Biểu
2. Bảng xác nhận số lần khởi động của tổ máy được thanh toán trong chu kỳ thừa
công suất hoặc chu kỳ chào giá có tổng công suất các bản chào có giá bằng 0 lớn
hơn phụ tải hệ thống
Ngày tháng
|
Lò - Máy
|
Trạng thái khởi
động
|
Số lần
|
Lý do
|
Ghi chú
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Đơn vị phát điện
thị trường
Giám đốc
(hoặc người được uỷ
quyền)
(Ký tên, đóng dấu)
|
Xác nhận của A0
Giám đốc
(hoặc người được uỷ
quyền)
(Ký tên, đóng dấu)
|
Biểu
3. Bảng kê giá thị trường tháng /200 (Pm)
Đơn vị tính: đ/kWh
Ngày
Giờ
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
…
|
30
|
31
|
Ghi chú
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Giám đốc A0
(Ký tên, đóng dấu)
|
Biểu
4. Bảng kê chi tiết biểu đồ Qc tháng /200 theo hợp đồng CfD với
Đơn vị phát điện thị trường A
Đơn vị tính: kWh
Ngày
Giờ
|
1
|
2
|
3
|
4
|
…
|
30
|
31
|
Tổng
|
Ghi chú
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Giám đốc công ty
hoặc người được uỷ
quyền
(ký tên, đóng dấu)
|
Biểu
5. Bảng tính giá Pc tháng /200
Giá Pc cố định
|
Giá Pc biến đổi
|
Giá than cơ sở
|
Giá dầu cơ sở
|
Tỷ trọng chi phí
than cơ sở
|
Tỷ trọng chi phí
dầu cơ sở
|
Giá than thực tế
nhập BQ
|
Giá dầu thực tế
nhập BQ
|
Giá Pc tháng
|
Ghi chú
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Người lập
|
Giám đốc Đơn vị
PĐTT
|
Lưu ý: Phải có các
chứng từ liên quan đến việc xác định giá Pc trong kỳ thanh toán kèm theo biểu
này.
Biểu
6. Bảng tính chi phí khởi động được thanh toán trong chu kỳ thừa
công suất hoặc chu kỳ chào giá có tổng công suất các bản chào có giá bằng 0
lớn hơn phụ tải hệ thống
TT
|
Lò - Máy
|
Trạng thái khởi
động
|
Số lần
|
Định mức nhiên liệu
cho khởi động
(than/dầu)
|
Thành tiền
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Người lập
|
Giám đốc Đơn vị
PĐTT
|
Biểu
7. Bảng tính tiền điện thanh toán theo giá thị trường tháng … (Rm)
Đơn vị tính: Đồng
Ngày
Giờ
|
1
|
2
|
3
|
4
|
…
|
30
|
31
|
Tổng
|
Ghi chú
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Người lập
|
Giám đốc đơn vị
PĐTT
|
Biểu
8. Bảng tính tiền điện thanh toán theo hợp đồng CfD (Rc)
Đơn vị tính: Đồng
Ngày
Giờ
|
1
|
2
|
3
|
4
|
…
|
30
|
31
|
Tổng
|
Ghi chú
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Người lập
|
Giám đốc đơn vị
PĐTT
|
Biểu
9. Bảng tổng hợp tiền điện thanh toán theo giá thị trường và hợp đồng CfD tháng /200
Ngày
Giờ
|
Tiền điện thanh
toán theo giá thị trường
|
Tiền điện thanh
toán theo hợp đồng CfD
|
Tổng
|
Ghi chú
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
4
|
|
|
|
|
5
|
|
|
|
|
6
|
|
|
|
|
7
|
|
|
|
|
8
|
|
|
|
|
9
|
|
|
|
|
10
|
|
|
|
|
11
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
29
|
|
|
|
|
30
|
|
|
|
|
31
|
|
|
|
|
Tổng
|
|
|
|
|
Người lập
|
Giám đốc đơn vị
PĐTT
|
Biểu
10. Bảng tổng hợp tiền điện thanh toán tháng /200
1. Tiền điện thanh toán theo giá thị trường:
……
2. Tiền điện thanh toán theo hợp đồng CfD:
…..
3. Các khoản thanh toán khác (khởi động …):
….
… Tổng:
Thuế VAT: Tổng cộng:
|
Người lập Giám đốc
đơn vị PĐTT
|