|
BỘ CÔNG
THƯƠNG
CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
--------
|
CỘNG HÒA
XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số:
09/QĐ-ĐTĐL
|
Hà Nội,
ngày 05 tháng 02 năm 2018
|
QUYẾT
ĐỊNH
LẬP
LỊCH HUY ĐỘNG TỔ MÁY, VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC VÀ TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN
CỤC TRƯỞNG CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN
LỰC
Căn cứ Quyết định số
3771/QĐ-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định chức
năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực;
Căn cứ Thông tư số
30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương Quy định
vận hành thị trường phát điện cạnh tranh;
Căn cứ Thông tư số
51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi,
bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và
Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng
mua bán điện;
Căn cứ Thông tư số
13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ
sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định
giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Thông tư số 30/2014/TT-BCT
quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 57/2014/TT-BCT
quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện;
Theo đề nghị của Trưởng
phòng Thị trường điện,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban hành kèm theo Quyết định này Quy trình lập lịch huy động
tổ máy, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện
hướng dẫn thực hiện Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh, Thông
tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa
đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm
2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh
tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ
Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp
đồng mua bán điện và Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp
đồng mua bán điện; Thông tư số 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát
điện cạnh tranh và Thông tư số 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự
xây dựng và ban hành khung giá phát điện.
Điều 2. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký; thay thế
Quyết định số 14/QĐ-ĐTĐL ngày 05 tháng 02 năm 2016 của Cục Điều tiết điện lực
ban hành Quy trình lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và tính
toán thanh toán trong thị trường điện.
Điều 3. Chánh
Văn phòng Cục, các Trưởng phòng, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu phát triển thị
trường điện lực và Đào tạo thuộc Cục Điều tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập đoàn
Điện lực Việt Nam, Giám đốc các đơn vị điện lực và đơn vị có liên quan chịu
trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
Nơi nhận:
-
Bộ trưởng (để b/c);
- Thứ trưởng Hoàng
Quốc Vượng (để b/c);
- Như Điều 3;
- Lưu: VP,
PC, TTĐ.
|
CỤC
TRƯỞNG
Nguyễn
Anh Tuấn
|
QUY
TRÌNH
LẬP
LỊCH HUY ĐỘNG TỔ MÁY, VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC VÀ TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Quyết định số 09 /QĐ-ĐTĐL ngày 05 tháng 02 năm 2018 của Cục trưởng
Cục Điều tiết điện lực)
Quy
trình này quy định về trình tự, phương pháp
và trách nhiệm của các đơn vị trong
việc lập lịch huy động tổ máy ngày tới, giờ tới, vận hành thời gian thực và
tính toán, lập bảng kê thanh toán trong thị trường điện.
Quy
trình này áp dụng đối với các đơn vị tham gia thị trường phát điện
cạnh tranh sau đây:
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
2. Đơn vị mua buôn duy
nhất.
3. Đơn vị phát điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị quản lý số liệu
đo đếm điện năng.
Trong
Quy
trình
này, các thuật ngữ dưới đây
được hiểu như sau:
1. Bản chào giá là bản
chào bán điện năng lên thị trường điện của mỗi tổ máy, được đơn vị chào giá nộp
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào giá quy
định tại Quy trình này.
2. Bản chào giá lập lịch
là
bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để
lập lịch huy động ngày tới, giờ tới.
3. Bảng kê thanh toán là bảng
tính toán các khoản thanh toán cho nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường
điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày
giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
4. Can thiệp vào thị trường
điện là
hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy
định tại Khoản 0 0 Quy
trình này.
5. Chu kỳ giao dịch là khoảng
thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
6. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ
lập chứng từ, hoá đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng
thời gian 01 tháng, tính từ ngày 01 hàng tháng.
7. Công suất công bố là mức
công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được đơn vị chào giá hoặc Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị phát điện ký hợp đồng
cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường điện.
8. Công suất điều độ là mức
công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
9. Công suất huy động giờ
tới là
mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho giờ đầu tiên trong
lịch huy động giờ tới.
10. Công suất huy động
ngày tới
là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao
dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.
11. Công suất phát tăng
thêm
là phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp
trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
12. Công suất thanh toán là mức
công suất của tổ máy trong lịch công suất hàng giờ và được thanh toán giá công
suất thị trường.
13. Dịch vụ phụ trợ là các dịch
vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, vận hành phải
phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen.
14. Điện năng phát tăng
thêm
là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện do được huy động tương ứng với
công suất phát tăng thêm.
15. Đơn vị chào giá là các
đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm các Đơn vị
phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại
diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
16. Đơn vị mua buôn duy
nhất
là đơn vị mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện
năng qua thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.
17. Đơn vị phát điện là đơn vị
sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua
bán điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy nhất.
18. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch là Đơn vị
phát điện có nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
19. Đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch là Đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá trực tiếp
trên thị trường điện.
20. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng
là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ
số liệu đo đếm điện năng và mạng đường truyền thông tin phục vụ thị trường
điện.
21. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị
điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, chịu
trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
22. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá trình phát
điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành
giao dịch thị trường điện.
23. Giá công suất thị trường là mức
giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng
để tính toán khoản thanh toán công suất cho các Đơn vị phát điện trong thị trường
điện.
24. Giá sàn bản chào là mức
giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong
bản chào giá ngày tới.
25. Giá điện năng thị trường là mức
giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính
toán khoản thanh toán điện năng cho các Đơn vị phát điện trong thị trường điện.
26. Giá thị trường điện toàn phần là tổng
giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của mỗi chu kỳ giao dịch.
27. Giá trần bản chào là mức
giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản
chào giá ngày tới.
28. Giá trần thị trường
điện
là mức giá điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm.
29. Giá trị nước là mức
giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được
sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính
quy đổi cho một đơn vị điện năng.
30. Hệ thống thông tin thị
trường điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ
quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện quản lý.
31. Hợp đồng mua bán điện là văn bản
thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện hoặc
mua bán điện với nước ngoài.
32. Hợp đồng mua bán điện
dạng sai khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy
nhất với Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban
hành.
33. Lập lịch có ràng buộc là việc
sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí
mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.
34. Lập lịch không ràng
buộc
là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu
chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
35. Lịch công suất là lịch
do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau vận hành để xác định
lượng công suất thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch.
36. Lịch huy động giờ tới là lịch
huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho
chu kỳ giao dịch tới và 03 chu kỳ giao dịch tiếp theo do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện lập.
37. Lịch huy động ngày tới là lịch huy
động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các
chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện lập.
38. Lịch tính giá điện
năng thị trường là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện lập sau ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị
trường cho từng chu kỳ giao dịch.
39. Mô hình mô phỏng thị
trường điện là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy
phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
40. Mô hình tính toán giá
trị nước
là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận
hành năm, tháng và tuần.
41. Mức nước giới hạn là mức
nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc
cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán và công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện
trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện
Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
42. Mức nước tối ưu là mức nước
thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần,
đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng
các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tính toán và công bố.
43. Năm N là năm
hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
44. Ngày D là ngày
giao dịch hiện tại.
45. Ngày giao dịch là ngày
diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hàng
ngày.
46. Nhà máy điện BOT là nhà máy
điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp
đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
47. Nhà máy thủy điện chiến
lược đa mục tiêu là nhà máy thủy điện được quy định tại Quyết
định số 2012/QĐ-TTg ngày 24 tháng 10 năm 2016 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt
danh mục nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội,
quốc phòng, an ninh và Quyết định số 4712/QĐ-BCT ngày 02 tháng 12 năm 2016 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt danh mục nhà máy điện phối hợp vận hành với
nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc
phòng, an ninh”.
48. Nhóm nhà máy thủy điện
bậc thang
là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy
thuỷ điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà
máy thuỷ điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều
tiết nước lớn hơn 01 tuần.
49. Phần mềm lập lịch huy
động
là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng
để lập lịch huy động ngày tới và giờ tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường
điện.
50. Phụ tải hệ thống là tổng sản
lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát
điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng
của các
nhà máy phát
điện
có
tổng
công
suất đặt
nhỏ
hơn
hoặc bằng
30
MW không
tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang trên
cùng một dòng sông thuộc một Đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc
bằng 60 MW (đáp ứng điều kiện được áp dụng biểu giá chi phí tránh được).
51. Sản lượng đo đếm là lượng
điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
52. Sản lượng hợp đồng giờ là sản
lượng điện năng được phân bổ cho từng chu kỳ giao dịch và được thanh toán theo
hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
53. Sản lượng hợp đồng
năm
là sản lượng điện năng cam kết hàng năm trong hợp đồng mua bán điện dạng sai
khác.
54. Sản lượng hợp đồng
tháng
là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng.
55. Thanh toán phát ràng buộc là khoản
thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng thêm.
56. Thành viên tham gia
thị trường điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung
cấp dịch vụ trên thị trường điện, quy định tại Điều 2 Quy trình này.
57. Tháng M là tháng
hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
58. Thiếu công suất là tình
huống khi tổng công suất công bố của tất cả các Đơn vị phát điện nhỏ hơn nhu cầu
phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.
59. Thông tin bảo mật là các
thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận giữa các bên.
60. Thông tin thị trường là toàn
bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
61. Thông tư số
13/2017/TT-BCT là Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 08 năm 2017 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp
đồng mua bán điện; Thông tư số 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát
điện cạnh tranh và Thông tư số 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự
xây dựng và ban hành khung giá phát điện.
62. Thông tư số
21/2015/TT-BCT là Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng 6 năm 2015 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ
thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.
63. Thông tư số
27/2009/TT-BCT là Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định đo đếm điện năng trong Thị trường phát điện cạnh
tranh.
64. Thông tư số
30/2014/TT-BCT là Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02
tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương về Quy định vận hành thị trường
phát điện cạnh tranh.
65. Thông tư số
51/2015/TT-BCT là Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng
12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông
tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy
định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT
ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương
pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
66. Thời điểm chấm dứt
chào giá là
thời điểm mà sau đó các Đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá
ngày tới, trừ các trường hợp đặc biệt được quy định trong Quy trình này. Trong
thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá là 11h30 của ngày D-1.
67. Thứ tự huy động là kết
quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến
cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.
68. Thừa công suất là tình
huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của các Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch và công suất dự kiến huy động của các nhà máy điện thuộc
các Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện công bố trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải hệ thống dự báo.
69. Tổ máy khởi động chậm là tổ máy
phát điện không có khả năng khởi động và hoà lưới trong thời gian nhỏ hơn 30
phút.
70. Tuần T là tuần hiện tại vận
hành thị trường điện.
71. Vị trí đo đếm là vị trí
đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ
thanh toán thị trường điện giữa Đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện duy nhất
theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT và theo hợp đồng mua bán điện giữa
Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.
Các đơn vị có trách nhiệm công bố
và cung cấp thông tin theo Quy trình Quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông
tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết
Điện lực ban hành, theo thứ tự ưu tiên sau đây:
1. Trang thông tin điện tử thị trường điện.
2. Thư điện tử từ địa chỉ do các đơn vị
đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Fax theo số fax do các đơn vị đăng ký
với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Giao dịch trực tiếp qua đường điện thoại
có ghi âm hoặc nộp trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
Các đơn vị phát điện chỉ thực hiện công bố và
cung cấp thông tin theo phương tiện quy định tại Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều
này khi các đơn vị phát điện thông báo và nhận được sự chấp thuận của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
Bản
chào giá phải tuân thủ các nguyên tắc sau:
1. Có tối đa 05 (năm) cặp
giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của
ngày D.
2. Công suất trong bản
chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện.
3. Công suất chào của dải
chào sau không được thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào tối
thiểu (nếu có) là 03 (ba) MW.
4. Có các thông tin về
thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:
a)
Công suất công bố của tổ máy cho ngày D;
b)
Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy;
c)
Tốc độ tăng và giảm công suất của tổ máy;
d)
Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy.
5. Công suất công bố của
tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày
D-2 theo Quy trình đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều
tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do
Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp sự cố kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có
trách nhiệm cập nhật công suất công bố khi có sự cố dẫn đến giảm công suất khả
dụng.
6. Trong điều kiện bình
thường dải
công suất chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt
điện phải
bằng công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng
phải bằng công suất công bố. Đối với các tổ máy nhiệt
điện trong quá trình khởi động và dừng máy được phép cập nhật bản chào giờ với
công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất.
7. Nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp có trách nhiệm:
a) Chào bán cho
toàn bộ công suất khả dụng của từng tổ máy phát điện;
b) Chào giá cho phụ tải
nội bộ:
- Trường hợp phụ tải
nội bộ cao hơn công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy, chào giá bằng 0
đồng/kWh cho lượng công suất dự kiến huy động để cấp điện cho phụ tải nội bộ;
- Trường hợp phụ tải
nội bộ thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy, chào giá bằng 0
đồng/kWh cho lượng công suất phát ổn định thấp nhất;
c) Phần công suất dư
còn lại: Giá chào tuân thủ quy định về giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện
quy định tại Điều 10 Thông tư số 30/2014/TT-BCT và giá trần
bản chào do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định
tại Khoản 3 Điều 3 Thông tư số 13/2017/TT-BCT;
d) Sử dụng một hoặc
nhiều tổ máy để chào giá cho phần công suất đáp ứng phụ tải nội bộ. Trường hợp
công suất một tổ máy không đủ đáp ứng phụ tải nội bộ, đơn vị phát điện được sử
dụng bản chào của tổ máy tiếp theo để chào giá đáp ứng phụ tải nội bộ;
đ) Đơn vị phát điện
có trách nhiệm xây dựng bản chào giá cho các tổ máy phát điện phù hợp với các
ràng buộc kỹ thuật của tổ máy, các ràng buộc kỹ thuật quy định tại hợp đồng mua
bán điện và các ràng buộc liên quan đến phụ tải hơi của nhà máy (nếu có).
8. Nhà máy thủy điện có
thể chào
các
dải công suất đầu tiên trong từng giờ bằng 0 (không) MW. Đối với
những nhà máy thủy điện có khả năng điều tiết trên 02 ngày thì dải công suất
chào cuối cùng phải bằng công suất công bố. Các nhà máy thủy điện
có trách nhiệm chủ động đưa ra chiến lược chào giá phù hợp để đáp ứng được các
ràng buộc kỹ thuật của tổ máy phát điện, của hồ chứa thủy điện, đồng thời
đáp ứng các điều kiện ràng buộc khác như tưới tiêu, chống lũ, duy trì dòng
chảy sinh thái
theo yêu cầu của Ủy
ban nhân dân cấp
tỉnh
có liên quan
hoặc các cơ quan quản lý nhà nước được Ủy ban nhân dân cấp tỉnh ủy quyền.
9. Nhà máy thủy điện có hồ
chứa điều tiết trên 01 tuần nhưng tham gia thị trường điện dưới hình thức nhà
máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày không được chào giảm công suất
công bố trong bản chào giờ tới trừ trường hợp có bất thường về tình hình thủy
văn dẫn đến không đảm bảo công suất công bố của nhà máy.
10. Nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được phép nộp bản chào giá giờ tới sửa đổi
tăng công suất theo tình hình thuỷ văn thực tế của nhà máy.
11. Đơn vị công suất là
MW, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1.
12. Đơn vị của giá chào
là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1.
13. Giá chào trong khoảng
từ giá sàn đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất
chào.
1. Giá chào của tổ máy
phát điện trên thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến
giá trần bản chào.
2. Mức giá trần bản chào
của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng.
3. Giá sàn của tổ máy
nhiệt điện là 01 đồng/kWh.
4. Giá sàn của tổ máy
nhiệt điện dự kiến huy động để cấp điện cho phụ tải nội bộ của nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp là 0 đồng/kWh.
5. Giới hạn giá chào của
tổ máy thuỷ điện được thực hiện theo quy định tại Điều 7 Quy trình này.
1. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới
của nhà máy đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện công bố, cụ thể như sau:
a)
Giá sàn bản chào bằng 0
(không) đồng/kWh;
b)
Giá trần bản chào bằng giá trị
lớn nhất của:
-
Giá trị nước của nhà máy đó;
-
Giá trung bình của giá trần các bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị
trường điện trong kế hoạch vận hành tháng;
c)
Hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
giá trung bình của giá
trần các bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thuỷ điện
cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng
tới.
2. Giới hạn giá chào của
nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định như
sau:
a)
Giá sàn bản chào bằng 0 (không) đồng/kWh;
b)
Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:
-
Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường;
-
Giá trung bình của giá trần các bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị
trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.
c)
Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công
bố giá trị nước cao nhất
của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường tuần tới cho các nhà máy thuỷ điện
có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
3. Nhà máy thủy điện có
hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có trách nhiệm nộp bản chào giá của
ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Bản chào của các
nhà máy này được quy định như sau:
a)
Giá chào bằng 0 (không) đ/kWh cho tất cả các dải chào;
b)
Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch.
4. Trường hợp hồ chứa của
nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần (tuần T-1) thì giá trần bản
chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần tiếp theo (tuần T) bằng giá trị
lớn nhất của:
-
Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường;
- Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện
chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước
giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1
hoặc Khoản 2 Điều này kể từ thứ Ba tuần tiếp theo. Hàng tháng, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá của tổ máy nhiệt điện
dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
5. Trường hợp nhà máy
thuỷ điện đặt tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo Quy
trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều
tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do
Bộ Công Thương ban hành thì giá trần bản chào của các nhà máy thủy điện trong
miền này của tuần đánh giá bằng giá trị lớn nhất của:
-
Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường;
- Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện
chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
Khi dự phòng điện năng của miền bằng
hoặc cao hơn 5% các nhà máy trong miền này tiếp tục áp dụng mức giá trần theo
quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
6. Nhà máy thủy điện
tham gia thị trường điện có trách nhiệm chào giá đáp ứng các yêu cầu sau:
a)
Tuân thủ các quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào tại Điều 6 Quy
trình này;
b)
Các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy
văn khác.
1. Nhóm nhà máy thuỷ điện
bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân
thủ giới hạn giá
chào.
2. Các nhà máy điện
trong nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất
chỉ định đơn vị đại diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy
điện bậc thang có trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa thuận
giữa các nhà máy điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
3. Trong trường hợp
không thống nhất được đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc
thang, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
biểu đồ huy động cho các nhà máy thuộc nhóm này căn cứ kết quả tính toán giá trị
nước của nhóm.
4. Đơn vị đại diện chào
giá có trách nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả các nhà máy
điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
5. Trong trường hợp nhà
máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ
theo đề xuất của nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang và
các ràng buộc tối ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm xem xét, quyết định việc chào giá của nhà máy thuỷ điện này.
6. Giá trị nước của nhóm
nhà máy thuỷ điện bậc thang là giá trị nước của hồ thuỷ điện lớn nhất trong bậc
thang đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định
hồ thuỷ điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc
thang cùng với việc phân loại các nhà máy thuỷ điện.
7. Trong trường hợp nhóm nhà máy thuỷ điện
bậc thang có nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu:
a)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng
phát hàng giờ trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm
nhà máy thủy điện bậc thang;
b)
Khi sản lượng công bố của nhà máy thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều
chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp.
1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của
các bản chào giá nhận được cuối cùng. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng
làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.
2. Trong trường hợp
không có bất thường, bản chào giá lập lịch cho việc huy động ngày tới được sử dụng
làm bản chào giá lập lịch cho việc huy động giờ tới. Trong các trường hợp được
quy định tại Khoản 1 0 Quy trình
này, Đơn vị chào giá được phép nộp bản chào sửa đổi, bản chào sửa đổi cuối cùng
hợp lệ do Đơn vị chào giá nộp chậm nhất 45 phút trước chu kỳ giao dịch được sử dụng làm bản chào
giá lập lịch cho việc lập lịch huy động giờ tới.
3. Trong trường hợp Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc
bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện được sử dụng bản chào giá mặc định của Đơn vị phát điện
đó làm bản chào giá lập lịch. Trong trường hợp tổ máy nhiệt điện hòa lưới và vận
hành sớm theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trừ
các chu kỳ trong quá trình hòa lưới được quy định tại Điểm b Khoản 1 0 Quy
trình này, bản chào giá ngày tới của chu kỳ gần nhất có công suất công bố lớn
hơn 0 (không) MW sẽ được áp dụng là bản chào giá lập lịch cho các chu kỳ vận
hành sớm của tổ máy nhiệt điện này.
Bản chào giá mặc định được xác định
như sau:
1. Đối với nhà máy nhiệt
điện, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản
chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ
máy, bản chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và
nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ
máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho
tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên
liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước
ngày 25 hàng tháng.
2. Đối với nhà máy thuỷ
điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, bản
chào giá mặc định là bản chào có giá chào bằng giá trần bản chào tương ứng của
nhà máy thủy điện được quy định tại Điều 7 Quy trình này. Đơn vị chào giá có
trách nhiệm xây dựng bản chào mặc định áp dụng cho tuần tới của tổ máy thủy điện
và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước 15h00 thứ Bảy
hàng tuần.
3. Đối với nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần, bản chào giá mặc định là bản
chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không
phù hợp, bản chào giá mặc định của các tổ máy thủy điện này là bản chào giá có
giá chào bằng giá trần bản chào tương ứng của nhà máy thủy điện được quy định tại
Điều 7 Quy trình này.
4. Đối với nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp
lệ gần nhất. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật bản chào giá sửa đổi cho
phù hợp với tình hình thực tế để đáp ứng yêu cầu hệ thống điện.
5. Trong trường hợp Đơn
vị chào giá không gửi bản chào giá mặc định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm xây dựng bản chào giá mặc định phù hợp cho tổ
máy để sử dụng làm bản chào giá lập lịch.
1. Đơn vị chào giá được phép sửa đổi và nộp
lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong ngày D
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 45 phút trước chu
kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá trong các trường hợp sau:
a)
Đơn
vị chào giá cho nhà máy thủy điện điều tiết dưới 02 ngày được phép nộp bản chào
giá sửa đổi phù hợp với tình hình vận hành thực tế (trong trường hợp nước về hồ
nhiều dẫn đến phải xả hoặc mức nước hồ chứa về đến mức nước chết);
b)
Đơn vị chào giá cho nhà máy nhiệt điện được phép nộp bản chào giá sửa đổi tăng
hoặc giảm công suất của các tổ máy nhiệt điện trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng
máy của tổ máy nhiệt điện đó. Bản chào giá sửa đổi trong quá trình hòa lưới hoặc
ngừng máy của tổ máy nhiệt điện là bản chào giá có 05 (năm) dải công suất chào
bằng nhau và bằng công suất dự kiến phát trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng
máy;
c)
Đơn vị chào giá được phép sửa đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào
giá cho tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện. Bản chào giá sửa đổi tăng công suất cho các chu kỳ vận
hành sớm trong ngày D của tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm, trừ các chu kỳ quy định
tại Điểm b Khoản này, là bản chào giá hợp lệ của chu kỳ gần nhất có công suất
công bố lớn hơn 0 (không) MW của tổ máy này;
d)
Đơn vị chào giá được phép sửa đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào
giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong ngày D. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng bản chào giá sửa đổi tăng công suất
khi lịch công bố ngày tới, giờ tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các
trường hợp cần thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện;
đ)
Đơn vị chào giá được giảm công suất chào trong bản chào giá sửa đổi so với công
suất trong bản chào ngày tới của đơn vị chào giá khi:
- Sự cố tổ
máy gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng;
- Sửa chữa tổ
máy ngoài kế hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê
duyệt theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành.
2. Bản chào giá sửa đổi
không được thay đổi giá chào.
3. Bản chào giá sửa đổi
không được thay đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất
công bố cho giờ tới trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào:
a)
Trong trường hợp các mức công suất trong bản chào ngày tới nhỏ hơn 3MW so với
công suất công bố cho giờ tới, bản chào sửa đổi phải giữ nguyên các mức công suất
này;
b)
Trong trường hợp các mức công suất trong bản chào ngày tới lớn hơn hoặc bằng
3MW so với công suất công bố cho giờ tới, bản chào sửa đổi được phép điều chỉnh
các mức công suất này tăng hoặc giảm trong phạm vi 3MW nhưng không lớn hơn công
suất công bố cho giờ tới.
4. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào
giá sửa đổi và sử dụng làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động giờ tới
và tính giá thị trường điện.
1. Sản lượng điện
năng xuất khẩu được tính như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính
toán dự báo phụ tải hệ thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.
2. Sản lượng điện năng
nhập khẩu trong lập lịch huy động được tính như nguồn phải phát với biểu đồ đã
được công bố trước trong lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.
1. Các nhà máy điện không tham
gia thị trường điện bao gồm:
a)
Nhà máy điện BOT (đã ký kết hợp đồng hoặc đã thỏa thuận xong hợp đồng nguyên tắc);
b)
Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện;
c)
Nhà máy điện tuabin khí có các ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu
khí để đảm bảo lợi ích quốc gia;
d)
Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện
quốc gia mà đã ký hợp đồng mua bán điện trước ngày 01 tháng 01 năm 2016 và hợp
đồng mua bán điện này còn hiệu lực đến sau ngày 01 tháng 01 năm 2016;
Danh
sách các nhà máy điện không tham gia thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực
phê duyệt.
2. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng giá mua điện và các ràng buộc
theo Hợp đồng mua bán điện với các Nhà máy điện này do Đơn vị mua buôn duy nhất
cung cấp để tính toán lập biểu đồ của các nhà máy điện không tham gia thị trường
điện. Sản lượng điện năng của các nhà máy điện không tham gia thị trường điện
được tính như nguồn phát với biểu đồ đã được công bố trước trong lập lịch huy động
ngày tới và giờ tới.
1. Đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch được thanh toán theo giá thị trường điện và thanh toán theo hợp
đồng mua
bán điện dạng sai khác.
2. Khoản thanh toán theo
giá thị trường chỉ áp dụng cho Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và được
tính toán căn cứ trên các yếu tố sau:
a)
Giá điện năng thị trường;
b)
Giá công suất thị trường;
c)
Sản lượng điện năng và công suất huy động.
3. Các Đơn vị phát điện
gián tiếp giao dịch được thanh toán theo các quy định tại hợp đồng
mua
bán điện.
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động để tính toán lập lịch
huy động
ngày tới và giờ tới.
2. Hàm mục tiêu của phần
mềm lập lịch huy động là tối thiểu hoá chi phí mua điện qua thị trường từ các tổ máy
phát điện
và các chi phí phạt vi phạm ràng buộc cho từng chu kỳ tính toán từng giờ được
quy định chi tiết tại Error!
Reference source not found. Quy trình này.
3. Phần mềm lập lịch huy động mô phỏng
hệ thống điện với các ràng buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện,
được quy định chi tiết tại Phụ lục 4 Quy trình này.
1. Số liệu đầu vào của phần mềm lập lịch
huy động bao gồm:
a)
Phụ tải hệ thống điện miền;
b)
Giới hạn trên hệ thống đường dây liên kết miền;
c)
Trạng thái của các tổ máy phát điện;
d)
Bản chào của các tổ máy phát điện;
đ)
Các ràng buộc trong vận
hành nhà máy điện và hệ thống điện;
e)
Các thông số đầu vào khác.
2. Các trường số liệu đầu vào mô phỏng
trong phần mềm lập lịch được quy định chi tiết tại Phụ lục 5 Quy trình
này.
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động, lập
lịch có ràng buộc để tính toán biểu đồ huy động, lịch ngừng, khởi động các tổ
máy.
2. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động, lập
lịch không ràng buộc để tính toán giá điện năng thị trường, công suất thanh
toán và thứ tự huy động tổ máy.
1. Trước 10h00 ngày
D-2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp
với Đơn vị mua buôn duy nhất xác định sản lượng điện năng
xuất, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước 14h00 ngày D-2, Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện thuộc khu công nghiệp có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện biểu đồ dự báo nhu cầu phụ tải nội bộ của
nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D. Sai
số cho phép của dự báo nhu cầu phụ tải nội bộ là +/-10%. Trong giai đoạn phụ tải
nội bộ thực hiện thí nghiệm hoặc có đầu tư mới, sai số cho phép của dự báo nhu
cầu phụ tải nội bộ là +/-15%.
3. Trước 10h00 ngày D, Đơn vị phát điện sở
hữu nhà máy điện thuộc khu công nghiệp có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện phụ tải nội bộ thực tế của nhà máy điện
thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D-1.
4. Trước 10h00 ngày
D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định,
tính toán và công bố các thông tin sau:
a)
Biểu đồ dự báo ngày D phụ tải hệ thống điện miền và phụ tải hệ thống điện quốc gia.
Biểu đồ phụ tải dự kiến cho ngày tới được xác định và tính toán theo quy định tại
Quy trình dự báo phụ tải điện;
b)
Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu, nhà máy điện BOT, các nhà máy không trực tiếp chào giá
trên thị trường điện. Sản lượng dự kiến của các nhà máy này được xác định theo
quy định tại 0 Quy
trình này;
c)
Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của tổ máy thí nghiệm
theo lịch thí nghiệm đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
phê duyệt;
d)
Tổng
sản lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng
chung một nguồn khí;
đ)
Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày D. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu được xác định theo quy định tại
Khoản 1 Điều này;
e)
Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy
định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
g)
Sản lượng dự kiến của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
h)
Sản lượng dự kiến của các nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán lập lịch huy động
trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
5. Trước 11h30 ngày D-1,
Đơn vị phát điện trực tiếp có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
6. Trước 16h00 ngày D-1,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch
huy động ngày tới.
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh giới hạn công
suất chạy khí nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí
(nếu có).
2. Điều chỉnh giới
hạn công suất các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản
lượng do khí thực hiện theo quy định tại Quy trình tối ưu sử dụng nguồn nhiên
liệu khí phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới, giờ tới và vận hành thời
gian thực do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Đơn
vị phát điện sở hữu các nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định
về mức nước giới hạn tuần. Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức
nước giới hạn tuần:
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo việc nhà máy vi phạm mức nước
giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày
tiếp theo để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp theo.
2. Trong trường hợp hồ chứa của nhà máy
điện có 02
tuần
liên
tiếp
vi phạm mức nước giới hạn tuần thì bắt đầu từ 00h00 thứ Hai của tuần tiếp
theo bản chào của nhà máy điện này không được sử dụng để lập lịch huy động áp dụng
bắt đầu từ thứ Ba.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào lịch
huy động các nhà máy điện này căn cứ kết quả tính toán giá trị nước để đảm bảo
các yêu cầu về an ninh hệ thống điện và đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới
hạn tuần.
Trong trường hợp mức nước hồ chứa bị vi phạm
hoàn toàn do việc huy động trên cơ sở bản chào giá của nhà máy, không phải do
huy động để đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện thì trong thời gian bị can
thiệp các nhà máy này chỉ được thanh toán với giá bằng 90% giá hợp đồng mua bán
điện nhưng không quá 02 tuần kể từ thời điểm bị can thiệp.
Trong trường hợp mức nước hồ chứa bị vi phạm
do việc huy động để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì trong thời gian bị can
thiệp các nhà máy này được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.
3. Sau 02 tuần kể từ khi Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện can thiệp, mức nước của hồ chứa vẫn vi phạm mức
nước giới hạn tuần do điều kiện thuỷ văn hoặc do phải huy động nhà máy để đảm bảo
yêu cầu về an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện được phép tiếp tục can thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện.
4. Khi đã đảm bảo
không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy thuỷ điện được
tiếp tục tham gia chào giá vào tuần tiếp theo.
5. Trước 10h00 thứ Hai, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông
báo về việc lập lịch huy động từ thứ Ba cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn
duy nhất trong các trường hợp sau:
a) Nhà máy vi phạm mức
nước hồ chứa và nhà máy bị can thiệp lịch huy động;
b) Nhà máy được phép
chào giá khi mức nước hồ
chứa của nhà máy đã về mức nước giới hạn tuần.
6. Trước 10h00 ngày D-1,
căn cứ theo tình hình thuỷ văn, mức nước của hồ thuỷ điện của nhà máy thuỷ điện
đó, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán
và công bố sản lượng dự kiến huy động từng giờ trong ngày tới của nhà máy thuỷ
điện bị can thiệp lịch huy động theo nguyên tắc sau:
a)
Đảm bảo an ninh cung cấp điện, các ràng buộc về yêu cầu sử dụng nước hạ du và
các ràng buộc kỹ thuật khác;
b)
Đảm bảo tối thiểu hóa chi phí mua điện cho toàn hệ thống.
Trước
10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
xác định biểu đồ ngày D của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, các
nhà máy gián tiếp tham gia thị trường, nhà máy điện BOT không tham gia thị
trường điện, các nhà máy không trực tiếp chào giá trên thị trường điện căn cứ
theo các số liệu sau:
1. Dự báo phụ tải hệ thống
điện miền theo Quy trình dự báo phụ tải điện.
2. Biểu đồ điện năng nhập
khẩu.
3. Biểu đồ các nhà máy
điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện.
4. Biểu đồ phụ tải riêng
của các nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống
điện quốc gia mà đã ký hợp đồng mua bán điện trước ngày 01 tháng 01 năm 2016 và
hợp đồng mua bán điện này còn hiệu lực đến sau ngày 01 tháng 01 năm 2016.
5. Biểu đồ của các nhà
máy điện có công suất đặt từ 30MW trở xuống.
6. Giới hạn công suất chạy
khí của nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí.
7. Sản lượng huy động của
các nhà máy thủy điện căn cứ theo tình hình thủy văn, mức nước hồ chứa hiện tại,
mức nước hồ chứa dự kiến theo kế hoạch huy động tuần tới.
8. Giá hợp đồng mua bán
điện của các nhà máy nhiệt điện
a)
Tổng giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện và giá công suất (CAN) lớn nhất
trong ngày tới, áp dụng cho các nhà máy nhiệt điện trực tiếp chào giá;
b)
Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện, áp dụng cho các nhà máy không trực tiếp
chào giá và thanh toán chi phí cố định hàng tháng;
c)
Tổng giá biến đổi và giá cố định theo hợp đồng mua bán điện, áp dụng cho các
nhà máy nhiệt điện không trực tiếp chào giá còn lại.
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động để
tính toán lập lịch huy động ngày tới.
2. Số liệu đầu vào được
mô phỏng trong phần mềm lập lịch để lập lịch huy động ngày tới bao gồm:
a)
Phụ tải từng giờ trong ngày D của hệ thống điện miền Bắc, Trung, Nam;
b)
Giới hạn truyền tải giữa các miền;
c)
Bản chào giá của các Đơn vị phát điện;
d)
Sản lượng dự kiến của các nhà máy gián tiếp tham gia thị trường, các nhà máy điện
không tham gia thị trường điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
đ)
Biểu đồ huy động của các nhà máy điện bị đình chỉ quyền
tham gia thị trường điện, các nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc
thang không tự chào giá;
e)
Giới hạn công suất từng giờ của các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy
điện bị giới hạn sản lượng do khí;
g)
Công suất của các nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ;
h)
Yêu cầu về công suất dự phòng quay và điều tần;
i)
Lịch sửa chữa lưới truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phê duyệt;
k)
Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện;
l)
Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy
định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
m)
Thông tin cập nhật về độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát
điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải và các Đơn vị phát điện cung cấp.
3. Kết quả của Lịch huy
động không ràng buộc
a)
Giá điện năng thị trường dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày
tới;
b)
Thứ tự huy động các tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới.
4. Kết quả của Lịch huy
động ràng buộc
a)
Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới,
giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới;
b)
Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày
tới;
c)
Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây dự kiến của hệ thống điện trong từng chu kỳ
giao dịch của ngày tới;
d)
Các thông tin cảnh báo (nếu có).
5. Lập lịch huy động
ngày tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán việc giảm công
suất dần về công suất phát ổn định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi
lại thời gian khởi động lại các tổ máy trong trường
hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:
a) Giảm công suất tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo
thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo
thứ tự từ cao đến thấp;
c) Ngừng tổ máy có chi
phí khởi động từ thấp đến cao;
d) Khi khởi động lại theo thứ tự tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo
thứ tự từ thấp đến
cao;
đ) Tính toán thời gian ngừng tổ máy để
đáp ứng yêu cầu của hệ thống, hạn
chế việc vận hành lên, xuống các tổ máy nhiều lần.
Việc khởi động lại tổ máy ngừng
trong trường hợp thừa nguồn được thực hiện theo thứ tự giá chào,
trong trường hợp giá chào bằng nhau, việc khởi động lại các tổ máy được thực
hiện theo thứ tự giá hợp đồng mua bán điện (Pc) từ thấp đến
cao.
Trước
16h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm công bố các thông tin trong lịch huy động ngày tới, cụ thể như sau:
1. Công suất huy động dự
kiến bao gồm cả công suất điều tần và dự phòng quay của các tổ máy trong từng
chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch
ngày tới.
2. Giá điện năng thị trường
dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
3. Danh sách các tổ máy
dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới (nếu có).
4. Thông tin về cảnh báo
thiếu công suất trong ngày tới (nếu có), bao gồm:
a)
Các chu kỳ giao dịch dự kiến thiếu công suất;
b)
Lượng công suất thiếu;
c)
Các ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.
5. Thông tin về cảnh báo
thừa công suất (nếu có) trong ngày tới, bao gồm:
a)
Các chu kỳ giao dịch dự kiến thừa công suất;
b)
Các
tổ máy dự kiến sẽ dừng phát điện.
1. Đối với tổ máy khởi động
chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này
theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
công bố. Trường hợp thời gian khởi động của tổ máy lớn hơn 24 giờ, Đơn vị phát
điện có trách nhiệm hoà lưới tổ máy này căn cứ trên kết quả đánh giá an ninh hệ
thống ngắn hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
2. Đối với tổ máy không phải là
khởi động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ
máy này theo lịch huy động giờ tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện công bố.
3. Trong quá trình hòa
lưới của tổ máy nhiệt điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật công suất
từng giờ vào bản chào giờ trước 45 phút trước chu kỳ giao dịch để phục vụ vận
hành và tính toán thanh toán.
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu
để lập lịch huy động giờ tới sau đây:
1. Biểu đồ phụ tải của
toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho giờ tới và 03 giờ tiếp
theo. Biểu đồ phụ tải dự kiến cho giờ tới được xác định và tính toán theo quy định
tại Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết
điện lực ban hành.
2. Kế hoạch hòa lưới của
các tổ máy khởi động chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.
3. Bản chào giá lập lịch
của đơn vị chào giá có cập nhật các bản chào giờ của các tổ máy khởi động chậm
trong quá trình hoà lưới, bản chào giờ của các tổ máy trong quá trình ngừng tổ
máy do sự cố hoặc giảm công suất do sự cố kỹ thuật bất khả kháng, bản chào giờ
của các tổ máy công bố tăng công suất trong trường hợp hệ thống điện thiếu nguồn.
Đơn vị được phép cập nhật bản chào giờ tối thiểu 45 phút trước chu kỳ giao dịch.
4. Sản lượng công bố của
các nhà máy thủy điện đa mục tiêu.
5. Công suất điều tần, dự
phòng quay, dự phòng khởi động nhanh và vận hành phải phát do ràng buộc an ninh
hệ thống điện cho giờ tới.
6. Độ sẵn sàng của lưới
điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền
tải điện và các Đơn vị phát điện cung cấp.
7. Các ràng buộc khác về
an ninh hệ thống.
8. Lịch thí nghiệm tổ
máy phát điện.
9. Công suất công bố
theo lịch huy động ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên
thị trường điện.
10. Sản lượng điện nhập
khẩu.
11. Phụ tải nội bộ cập nhật
của nhà máy điện thuộc khu công nghiệp.
1. Trước khi lập lịch
huy động giờ tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều
chỉnh sản lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố
trong các trường hợp sau:
a)
Có biến động bất thường về thuỷ văn;
b)
Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy động ngày tới;
c)
Có quyết định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của
nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.
2. Phạm vi điều chỉnh sản
lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy
định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này là ±5% của
tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống
điện không bao gồm phần công suất dành cho điều tần
và dự phòng quay.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm điều chỉnh giới hạn công suất chạy khí nhà máy điện
hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí (nếu có).
2. Điều chỉnh giới
hạn công suất các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản
lượng do khí thực hiện theo Quy trình tối ưu sử dụng nguồn nhiên liệu khí
phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới do Cục Điều tiết điện
lực ban hành.
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động giờ tới cho các tổ máy
phát điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc và phương pháp lập lịch không
ràng buộc.
2. Lập lịch huy động giờ
tới trong trường hợp thiếu công suất
a)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy
theo thứ tự sau:
- Bản chào giá lập
lịch;
- Các nhà máy
thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
- Các tổ máy
cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh theo lịch huy động ngày tới;
- Các tổ máy
cung cấp dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện;
- Công suất dự
phòng quay;
- Giảm công
suất dự phòng điều tần xuống mức thấp nhất cho phép.
b)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công
suất dự kiến cần sa thải để đảm bảo an ninh hệ thống.
3. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp
thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động giờ tới thông qua các biện pháp
theo thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;
b) Giảm dần công suất phát của các tổ máy khởi
động chậm về mức công suất phát ổn định thấp nhất;
c) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy
cung cấp dịch vụ dự phòng quay;
d) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy
cung cấp dịch vụ điều tần;
đ) Dừng các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự
sau:
- Có thời gian khởi động ngắn nhất;
- Có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) từ cao đến thấp;
- Có chi phí khởi động từ thấp đến cao. Chi
phí khởi động do Đơn vị mua buôn duy nhất thỏa thuận với Đơn vị phát điện và
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
- Có mức công suất thấp nhất đủ để giải quyết
tình trạng thừa công suất.
e) Với các nhà máy điện thuộc khu công nghiệp,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động các nhà máy điện
không thấp hơn phụ tải nội bộ. Trường hợp phụ tải tại chỗ thấp hơn mức công suất
ổn định tối thiểu thì Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động
nhà máy bằng công suất ổn định tối thiểu của tổ máy.
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy
động giờ tới 15 phút trước chu kỳ giao dịch, bao gồm các nội dung sau:
1. Phụ tải dự báo giờ tới
của toàn hệ thống điện quốc gia và các miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các tổ
máy phát điện, giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong giờ tới và 03 giờ tiếp
theo.
3. Các biện pháp xử lý của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa
công suất.
4. Các thông tin về việc
điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo
quy định tại Điều 26 Quy trình này.
5. Lịch sa thải phụ tải
dự kiến (nếu có).
Trong trường hợp 20 phút trước chu kỳ
giao dịch, bản chào lập lịch tổ máy không phù hợp với trạng thái vận hành của tổ
máy do các trường hợp được quy định tại Khoản 1 0 Quy
trình này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập
nhật lại công suất khả dụng của tổ máy và công bố lịch huy động giờ tới trước
chu kỳ giao dịch.
1. Trong điều kiện hệ thống
điện vận hành bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn cứ lịch huy động giờ
tới đã được công bố.
2. Đơn vị phát điện có
trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
1. Tần số danh định của
hệ thống điện quốc gia Việt Nam là 50Hz. Trong chế độ vận hành bình thường, tần số hệ thống
điện được phép dao động trong phạm vi ±0,2 Hz so với tần số
danh định. Ở các chế độ vận hành khác của hệ thống điện, dải tần số được phép
dao động và thời gian khôi phục về chế độ vận hành bình thường được quy định:
|
Chế
độ vận hành của hệ thống điện
|
Dải
tần số được phép dao động
|
Thời
gian khôi phục, tính từ thời điểm xảy ra sự cố
(Áp
dụng từ ngày 01 tháng 01 năm 2018)
|
|
Trạng
thái chưa ổn định (chế độ xác lập)
|
Khôi
phục về chế độ vận hành bình thường
|
|
Sự cố đơn lẻ
|
49 Hz ÷ 51 Hz
|
02 phút để đưa tần số về phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz
|
05 phút để đưa tần số về phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
|
|
Sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn
cấp
|
47,5 Hz ÷ 52 Hz
|
10 giây để đưa tần số về phạm vi 49 Hz ÷ 51 Hz
|
10 phút để đưa tần số về phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
|
|
05 phút để đưa tần số về phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz
|
2. Trong điều kiện làm việc
bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp
tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới được quy định:
|
Cấp điện áp
|
Chế độ vận
hành của hệ thống điện
|
|
Vận hành
bình thường
|
Sự cố một
phần tử
|
|
500kV
|
475 ÷ 525
|
450 ÷ 550
|
|
220kV
|
209 ÷ 242
|
198 ÷ 242
|
|
110kV
|
104 ÷ 121
|
99 ÷ 121
|
1. Chế độ khẩn cấp được
quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện do Bộ Công Thương ban hành, là
chế độ vận hành khi hệ thống điện truyền tải tồn tại một trong các điều kiện
sau:
a)
Tần số hệ thống vượt ra ngoài phạm vi cho phép chế độ vận hành bình thường,
nhưng nằm trong dải tần số
cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống;
b)
Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài
phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường, nhưng nằm trong dải điện áp
cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử;
c)
Mức
mang tải của bất kỳ thiết bị điện nào trong lưới điện truyền tải
hoặc thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải vượt quá giá trị định mức
nhưng dưới 110% giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể
dẫn đến chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp.
2. Chế độ cực kỳ khẩn cấp
được quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành
là chế độ vận hành khi hệ thống điện truyền tải tồn tại một
trong các điều kiện sau:
a)
Tần số hệ thống nằm ngoài dải tần số cho phép đối với trường hợp
xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống;
b)
Điện áp tại một nút bất
kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với trường hợp
xảy ra sự cố một phần tử;
c)
Mức mang tải của bất kỳ thiết bị nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu
nối với lưới điện truyền
tải trên 110% giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn
đến tan rã từng phần hệ thống điện;
d)
Khi lưới điện truyền
tải đang ở chế độ vận hành khẩn cấp, các biện pháp được thực hiện để đưa hệ thống
về trạng thái vận hành ổn định không thực hiện được dẫn tới hiện tượng tan rã từng
phần hệ thống, tách đảo hoặc sụp đổ điện áp hệ thống.
1. Các trường hợp can
thiệp vào thị trường điện
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào thị trường
điện trong các trường hợp sau:
a)
Hệ thống đang vận hành trong chế độ khẩn cấp;
b)
Không thể đưa ra lịch huy
động giờ tới 15 phút trước chu kỳ giao dịch.
2. Trong trường hợp can thiệp
vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm huy động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ tự ưu tiên sau:
a)
Đảm
bảo cân
bằng được công suất phát và phụ tải;
b)
Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều tần;
c)
Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng quay;
d)
Đáp
ứng được yêu
cầu về chất lượng điện áp.
3. Công bố thông tin về
can thiệp vào thị trường điện
a)
Khi can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phải công bố các
nội dung sau:
- Các lý do
phải can thiệp thị trường điện;
- Các chu kỳ
giao dịch dự kiến can thiệp vào thị trường điện.
b)
Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết thúc can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các nội dung
sau:
- Các lý do
phải can thiệp vào thị trường điện;
- Các chu kỳ
giao dịch can thiệp vào thị trường điện;
- Các biện
pháp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để can thiệp
vào thị trường điện.
1. Thị trường điện dừng
vận hành khi xảy ra một trong các trường hợp sau:
a)
Các tình huống khẩn cấp về
thiên tai hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;
b)
Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện đề nghị dừng thị trường điện trong các trường hợp:
- Hệ thống điện
vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
- Không đảm bảo
việc vận hành thị trường điện an toàn, liên tục.
c)
Các trường hợp khác
theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.
2. Cục Điều tiết điện lực
có trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện
trong các trường hợp quy định tại Điểm a Điểm b Khoản 1 Điều
này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị
trường điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
4. Vận hành hệ thống điện
trong thời gian dừng thị trường điện
a)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận
hành hệ thống điện theo các nguyên tắc sau:
- Đảm bảo hệ
thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ thống
thấp nhất;
- Đảm bảo thực
hiện các thoả thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện,
hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có
cam kết sản lượng của các nhà máy điện khác.
b)
Đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan khác có
trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
1. Thị trường điện được
khôi phục vận hành khi đảm bảo các điều kiện sau:
a)
Nguyên nhân dẫn đến
việc dừng thị trường điện đã được khắc phục;
b)
Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện lực
có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông báo cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị
trường điện về quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có
trách nhiệm kiểm tra, sử dụng các số liệu đo đếm theo quy định tại 0 Quy
trình này
phục vụ tính toán thanh toán trong thị trường điện và công bố cho Đơn vị mua
buôn duy nhất các số liệu đo đếm điện năng của từng chu kỳ giao dịch qua trang
thông tin điện tử thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện
có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời
hạn ít nhất là 05 năm.
1. Trước 10h00 ngày
D+1, Đơn vị phát điện có trách nhiệm công bố các sự kiện phục vụ thanh toán trên thị trường
điện theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản
thanh toán trên thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Trước 15h00 ngày D+1,
Đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện xác nhận các sự kiện phục vụ thanh toán trên thị trường điện.
Trong trường hợp Đơn vị phát điện chưa công bố các sự kiện hoặc các sự kiện
chưa được thống nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm công bố các sự kiện được sử dụng để tính toán thanh toán trên thị trường
điện.
3. Trước 15h00 ngày D+1,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra số liệu
đo đếm điện năng, số liệu đo đếm đầu cực tổ máy và các số liệu đo đếm tự dùng của
từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
4. Trước 9h00 ngày D+2,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện
năng thị trường, lượng công suất thanh toán của từng tổ máy cho từng chu kỳ
giao dịch trong ngày D cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các Đơn vị phát điện phục
vụ việc thanh toán cho từng nhà máy điện qua trang thông tin điện tử thị trường
điện theo biểu mẫu quy định tại Phụ lục 7 Quy trình này.
5. Trước ngày D+4, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị
mua buôn duy nhất và các Đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ
bộ cho ngày giao dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu
quy định tại Phụ lục 7 Quy trình này.
6. Trước ngày D+6, Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm thông
báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong
bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có) và thống nhất với Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện các sự kiện tính toán thanh toán trên thị
trường điện qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu
quy định tại Phụ lục 7 Quy trình này.
7. Trong ngày D+6, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị
mua buôn duy nhất và các Đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện
hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu
quy định tại Phụ lục 7 Quy trình này. Đơn vị phát điện có trách nhiệm phát hành
bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục vụ công tác thanh toán cho chu kỳ
thanh toán.
8. Trong thời hạn 10
ngày làm việc kể từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê
thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán và gửi cho Đơn vị mua buôn duy
nhất và các Đơn vị phát điện theo biểu mẫu quy định tại Phụ lục 8 Quy trình
này.
1. Đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán thị trường điện cho Đơn vị
mua buôn duy nhất căn cứ trên bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ
thanh toán.
2. Đơn vị phát điện lập
và gửi chứng từ thanh toán hợp đồng cho Đơn vị mua buôn duy nhất theo các quy định
trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát
điện.
3. Đơn vị phát điện ký Hợp đồng
cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ
trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch, lập và gửi hóa đơn thanh
toán cho
Đơn vị mua buôn duy nhất. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh
toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.
5. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát
điện ký Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ lập và gửi hoá đơn thanh toán dịch vụ
phụ trợ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
1. Trong trường hợp hóa
đơn có sai sót, Đơn vị phát điện hoặc Đơn vị mua buôn duy nhất có quyền đề nghị
xử
lý
theo
các quy định có liên quan trong thời hạn 01 tháng kể
từ ngày phát hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống
nhất các khoản thanh toán hiệu chỉnh.
2. Đơn vị phát điện có
trách nhiệm bổ sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh
toán tiếp theo.
1. Đơn vị mua buôn duy
nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hóa đơn của Đơn vị phát điện, thời hạn
thanh toán căn cứ theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai
bên.
2. Đơn vị phát điện và
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thống nhất
phương thức thanh
toán trong thị trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT ,
Thông tư số 51/2015/TT-BCT , Thông tư số 13/2017/TT-BCT và các quy định có liên
quan.
3. Trường hợp đến ngày
20 hàng tháng, nếu Đơn vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường
điện mà nguyên nhân không phải từ Đơn vị phát điện, Đơn vị phát điện có quyền lập
và gửi hồ sơ tạm thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá hợp đồng mua
bán điện. Sau khi bảng kê thanh toán thị trường điện được phát hành, phần chênh
lệch giữa giá trị tạm thanh toán và giá trị quyết toán sẽ được bù trừ vào tháng
tiếp theo.
Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so với
hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định trong hợp đồng
mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện quy đổi số liệu đo đếm về đầu cực các tổ máy phát điện và ngược lại
để phục vụ tính toán giá điện năng thị trường, công suất thanh toán và lập bảng
kê thanh toán.
2. Việc quy đổi số liệu
đo đếm về đầu cực các tổ máy phát điện và ngược lại được tính toán bằng hệ số quy đổi
do Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện thoả thuận và được Đơn vị mua
buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán phân bổ
sản lượng đo đếm của nhà máy điện về từng tổ máy điện và quy đổi về đầu cực máy
phát điện theo nguyên tắc sau:
1. Sử dụng hệ số quy đổi chung của
nhà máy cho từng tổ máy.
2. Phản ánh đúng sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) khi thay đổi
cấu hình tự dùng của nhà máy.
3. Xử lý được các trường
hợp đặc biệt trong
thiết kế hệ thống đo đếm của nhà máy (trường hợp các tổ máy chung một công tơ
đo đếm, không xác định được rõ công tơ đo đếm nào cho tổ máy nào…).
4. Phân bổ sản lượng đo
đếm về từng tổ máy điện được thực hiện căn cứ trên việc phân bổ sản lượng đo đếm
cả nhà máy với trọng số công tơ đầu cực (nếu có) hoặc theo sản lượng tính theo
mệnh lệnh điều độ (Qdd), trong đó có một tổ máy được phân bổ sản lượng bằng sản
lượng nhà máy trừ đi tổng sản lượng các tổ máy còn lại.
5. Phân bổ sản lượng đo
đếm của tổ máy đuôi hơi (ST) vào từng tổ máy tuabin khí khi vận hành chu trình
hỗn hợp được thực hiện theo tỷ lệ sản lượng đo đếm thanh toán của tổ máy tuabin
khí (GT) và thời gian vận hành chu trình hỗn hợp của tổ máy GT đó.
1. Sau ngày giao dịch D,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch tính
giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự
sau:
a)
Tính toán phụ tải hệ thống trong chu kỳ giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng
đo đếm về phía đầu cực các tổ máy phát điện;
b)
Thực
hiện lập lịch tính giá điện năng thị trường theo phương pháp lập lịch không
ràng buộc theo trình tự như sau:
-
Sắp xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng
phát thực tế của các Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện
năng nhập khẩu, các nhà máy điện không tham gia thị trường điện, các tổ máy thí
nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống
điện quốc gia không tham gia thị trường điện, các tổ máy bị tách ra khỏi thị
trường điện;
-
Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch.
2. Giá điện năng thị trường
bằng giá chào của dải công suất cuối cùng được xếp lịch để đáp ứng mức phụ tải
hệ thống trong lịch tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá chào của
dải công suất cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao hơn giá trần
thị trường, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường.
1. Các nguyên tắc xác định
công suất thanh toán cho từng chu kỳ giao dịch
a)
Các tổ máy tham gia phát điện trong mỗi chu kỳ trên thị trường được lập lịch nhận
giá công suất thị trường cho chu kỳ đó trừ các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để
làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố;
b)
Đối với các tổ máy không cung cấp dịch vụ dự phòng quay và điều tần, công suất
thanh toán của tổ máy bằng sản lượng điện năng của tổ máy tại vị trí đo đếm điện
năng trong chu kỳ giao dịch;
c)
Đối với các tổ máy tham gia cung cấp dịch vụ dự phòng quay và điều tần, ngoài sản
lượng điện năng của tổ máy tại vị trí đo đếm điện năng (tại điểm giao nhận)
trong chu kỳ giao dịch, tổ máy được thanh toán thêm đối với công suất dự phòng
quay và điều tần xác định theo quy định tại Điều 13 Thông tư số
21/2015/TT-BCT .
2. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch công suất cho từng chu
kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a)
Tính toán phụ tải hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch bằng phụ tải hệ thống cộng
thêm các thành phần sau:
- Công suất dự
phòng quay cho chu kỳ giao dịch;
- Công suất điều
tần cho chu kỳ giao dịch;
b)
Thực
hiện lập lịch công suất theo phương pháp lập lịch không ràng buộc để đáp ứng mức
phụ tải hiệu chỉnh được xác định tại Điểm a Khoản này theo trình tự sau:
- Sắp xếp cố
định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế
của các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao
dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có công suất
nhỏ hơn
hoặc bằng
30MW
không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang
trên cùng một dòng sông thuộc một Đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ
hơn hoặc bằng 60 MW (đáp ứng tiêu chuẩn áp dụng biểu giá chi phí tránh được);
- Sắp xếp công suất điều
tần, dự phòng quay cho chu kỳ giao dịch của tổ máy với mức giá bằng 0 (không) đồng/kWh;
- Sắp xếp các dải
công suất trong bản chào
giá lập lịch của các Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trừ các tổ máy khởi
động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố.
3. Lượng công suất thanh
toán của tổ máy trong chu kỳ giao dịch tính bằng lượng công suất của tổ máy đó
trong lịch công suất.
1. Trường hợp thời gian
can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ
a)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng bản chào giá hợp lệ để
xác định giá điện năng thị trường và lượng công suất
thanh toán;
b)
Trường hợp tổ máy không có bản chào giá hợp lệ: Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện sử dụng giá sàn cho phần sản lượng hợp đồng giờ và giá trần
bản chào cho sản lượng ngoài hợp đồng để lập lịch tính giá điện năng thị trường
và lịch công suất cho chu kỳ giao dịch đó.
2. Trường hợp thời gian can thiệp
thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường
và công suất thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can thiệp.
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các thành phần sản lượng điện
năng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường
điện, bao gồm:
a)
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá
chào cao hơn giá trần thị trường (Qbp);
b)
Sản lượng điện năng phát
tăng thêm (Qcon);
c)
Sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu);
d)
Sản
lượng điện năng thanh
toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).
2. Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a)
Xác định sản lượng huy động theo lệnh điều độ
Sản lượng huy động theo lệnh điều độ
là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo lệnh điều độ huy động
tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, căn cứ vào công suất
theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện, thời gian chuẩn
bị khởi động của các tổ máy thủy điện. Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được
xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ
giao dịch;
J: Số lần
thay đổi lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ
giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ
thay đổi công suất của tổ máy phát điện (phút);
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công
suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời
điểm 
(phút);
: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ
tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
;
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm
.
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều
độ công suất đến thời điểm 
mà tổ máy phát điện
đạt được công suất 
được xác
định như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy
đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Tốc
ðộ tãng giảm tải của tổ máy ðãng ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp
với tốc ðộ tãng giảm tải ðýợc công bố trong hợp ðồng mua bán ðiện. Trýờng hợp
hợp ðồng mua bán ðiện không có tốc ðộ tãng giảm tải hoặc tốc ðộ tãng giảm tải
trong hợp ðồng có sự sai khác với thực tế, Ðõn vị phát ðiện có trách nhiệm xác
ðịnh các số liệu này theo kết quả thí nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành
của tổ máy và ký kết bổ sung phụ lục hợp ðồng về ðặc tính kỹ thuật này với Ðõn
vị mua buôn duy nhất ðể làm cãn cứ thanh toán;
b)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán quy đổi
sản lượng huy động
theo lệnh điều độ (Qddi j ) về vị
trí đo đếm;
c)
Sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định
theo công thức sau:
Trong
đó:
: Sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính
tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
: Sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng huy động theo
lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ giao dịch i.
d)
Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng
máy (không
phải do sự cố) thì
sản lượng Qdu bằng không (Qdui = 0). Nếu tổ máy có ràng buộc kỹ thuật,
gây ảnh hưởng đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy thì các tổ máy
bị ảnh hưởng này cũng không tính sản lượng Qdu (Qdui = 0);
đ) Để tăng tính chính xác trong việc
xác định thành phần Qdu, các công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và các công tơ lắp tại
các điểm đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử dụng để xác định sản
lượng thực phát đầu cực của các tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh
điều độ theo hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ (DIM);
e) Sai số điện năng điều độ tại đầu cực
đối với các tổ máy có công suất lắp đặt dưới 100 MW là 5%, đối với các tổ máy
có công suất lắp đặt từ 100 MW trở lên là 3% nhưng trong mọi trường hợp không
nhỏ hơn 1,5 MW. Trường hợp sản lượng 
nằm trong giới hạn
sai số cho phép thì phần sản lượng này bằng không (= 0).
3. Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần
thị trường trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a)
Xác
định các tổ máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường được xếp lịch tính giá
thị trường cho chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b)
Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm
xác định tại Điểm a Khoản này theo công thức sau:
nếu 
và 
≥ 0
nếu 
và < 0
nếu 
Trong
đó:
i:
Chu kỳ giao dịch;
j:
Điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
: Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao
dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
đo đếm tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
ứng với lượng công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị trường
trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được
quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng
ứng với lượng công suất có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp
trong lịch tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu
nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy có đấu nối
vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c)
Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy điện theo
công thức sau:
Trong
đó:
j:
Điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
J:
Tổng số các điểm đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao hơn giá trần thị
trường và được xếp lịch tính giá thị trường;
: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
4. Sản lượng điện năng phát tăng thêm của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a)
Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực
của tổ máy theo công thức sau:
Trường
hợp Qdu > 0:
Trường
hợp Qdu ≤ 0:
Trong
đó:
: Sản lượng điện năng phát
tăng thêm của tổ máy tính tại đầu cực trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng đo đếm
thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy
(kWh);
i: Chu kỳ
giao dịch;
J: Số lần
thay đổi lệnh điều độ do ràng buộc trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ
giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ
thay đổi công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc (phút). Trường hợp tại thời
điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn 
thì được xác định là thời
điểm tổ máy đạt công suất;
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công
suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời
điểm (phút). Trường hợp tại
thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn thì được xác định là thời
điểm tổ máy đạt công suất;
: Công suất của tổ máy
được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i
(kW);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm . Trường hợp công suất
này nhỏ hơn thì công suất này được
tính bằng;
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm
;
: Sản lượng điện năng phát sai khác so
với sản lượng huy động theo lệnh điều độ quy đổi về đầu cực máy phát.
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều
độ công suất 
đến thời điểm mà tổ máy phát điện
đạt được công suất được xác
định như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy
đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
b)
Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng
máy (không
phải do sự cố) thì
sản lượng Qcon này bằng
không (
= 0);
c)
Xác định sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch của tổ máy, 
, bằng cách quy đổi sản
lượng 
từ vị trí đầu cực tổ
máy về vị trí đo đếm;
d)
Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i theo công thức sau:
Trong
đó:
: Tổng sản lượng phát tăng
thêm
của
nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
g:
Tổ máy phát
tăng thêm của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G:
Tổng số tổ máy phát
tăng thêm
của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Sản lượng phát tăng thêm của tổ máy
g trong
chu kỳ giao dịch i (kWh).
5. Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định
theo công thức sau:
Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (> 0):
Trường hợp sản lượng điện năng phát
sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (< 0):
Trong
đó:
: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng đo
đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh)
: Sản lượng điện được thanh toán theo giá
chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn
giá trần thị trường (kWh);
: Sản lượng điện năng phát
tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao
dịch i.
1. Các thành phần sản lượng điện năng phục
vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp sau:
a)
Trường
hợp trong
chu kỳ giao dịch i sản lượng phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện được xác định
tại Khoản 4 Điều này nhỏ hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng giờ
(
≤ 
);
b)
Trường
hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện được
xác định tại Khoản 4 Điều này lớn hơn sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy
điện ( > 
) đồng thời sản lượng
điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản
lượng hợp đồng giờ (
< 
).
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản lượng điện
năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch căn cứ vào
các thành phần sản lượng sau:
a)
Sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ();
b)
Sản lượng điện hợp đồng giờ của tổ máy điện g trong chu kỳ giao dịch i (
);
c)
Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của
tổ máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
d)
Sản lượng phát thực hiệu chỉnh của tổ máy điện trong chu kỳ giao dịch i (
);
đ)
Sản lượng phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (
);
3. Sản lượng phát thực
hiệu chỉnh của tổ máy phát điện g trong chu kỳ giao dịch i (
) được xác định như
sau:
Trường hợp
sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch của tổ máy phát điện dương (
> 0):
= 
-
Trường hợp sản lượng điện năng phát
sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của
tổ máy phát điện âm ( < 0):
=
Trong
đó:
: Sản lượng phát thực hiệu
chỉnh trong
chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g;
: Sản lượng đo đếm của
tổ máy phát điện g;
: Sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch i của tổ máy phát điện g.
4. Sản lượng phát thực hiệu
chỉnh của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i () được xác định
như sau:
Trong
đó:
i: Chu kỳ
giao dịch;
G:
Tổng số tổ máy phát của nhà máy;
: Sản lượng phát thực hiệu
chỉnh của
nhà máy điện;
: Sản lượng phát thực
hiệu chỉnh của tổ máy phát điện g;
5. Phân bổ sản lượng hợp
đồng giờ phục vụ điều chỉnh các sản lượng điện năng thanh toán trong thị trường
điện
a)
Việc phân bổ sản lượng điện hợp đồng giờ của tổ máy phát điện chỉ để phục vụ
cho việc điều chỉnh các sản lượng điện năng phục vụ thanh toán của tổ máy,
không ảnh hưởng đến khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện sai khác của cả
nhà máy điện;
b) Sản lượng điện hợp đồng giờ
của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i được phân bổ như sau:
= × 
/
Trong
đó:
: Sản lượng điện hợp
đồng giờ của tổ máy phát điện g;
: Sản lượng hợp đồng
giờ của nhà máy điện;
: Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của tổ máy phát điện
g của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G:
Tổng số tổ máy phát của nhà máy.
c) Trường hợp sản lượng
hợp đồng của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát
thực hiệu chỉnh () của tổ máy
phát điện
đó
thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng của tổ máy
phát điện đó;
d) Sản lượng chênh lệch
do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ được quy định tại Điểm
c Khoản này được phân bổ vào các tổ máy khác trên
nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng giờ của cả nhà máy là không đổi.
6. Nguyên tắc điều chỉnh
a)
Trong
trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này,
sản
lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi) và sản lượng
điện năng thanh toán theo giá chào đối với các tổ máy của nhà máy
có giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbpi) được điều chỉnh
trong chu kỳ giao dịch này bằng không (Qconi = 0;
Qbpi = 0);
b)
Trong
trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, các sản lượng
điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện Qsmp, Qcon, Qbp của các tổ máy
tương ứng của Đơn vị phát điện được hiệu chỉnh thành Qsmp’, Qcon’, Qbp’
theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm
trong chu kỳ giao dịch này và được xác định như sau:
-
Nếu Qdu > 0 và (Qmq – Qdu – Qc – Qbp) ≤ 0:
Qcon được hiệu chỉnh
thành Qcon’ = 0;
Qbp được hiệu chỉnh
thành Qbp’ = max (Qmq – Qdu – Qc, 0);
Qsmp được hiệu chỉnh
thành Qsmp’ = Qmq – Qdu – Qbp’.
-
Nếu Qdu > 0 và (Qmq – Qdu – Qc – Qbp) > 0:
Qcon được hiệu chỉnh
thành Qcon’ = Qmq – Qdu – Qc – Qbp;
Qsmp được hiệu chỉnh
thành Qsmp’ = Qc;
Qbp không hiệu chỉnh.
-
Nếu Qdu ≤ 0 và (Qmq – Qc – Qbp) ≤ 0:
Qcon được hiệu chỉnh
thành Qcon’ = 0;
Qbp được hiệu chỉnh
thành Qbp’ = Qmq – Qc;
Qsmp được hiệu chỉnh
thành Qsmp’ = Qc.
-
Nếu Qdu ≤ 0 và (Qmq – Qc – Qbp) > 0:
Qcon được hiệu chỉnh
thành Qcon’ = Qmq – Qbp - Qc;
Qsmp được hiệu chỉnh
thành Qsmp’ = Qc;
Qbp không hiệu chỉnh.
Trong
đó:
Qmq:
Sản lượng
điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch;
Qdu:
Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ
được xác định theo quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Thông tư số
51/2015/TT-BCT ;
Qbp:
Sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường cho từng chu kỳ
giao dịch được xác định theo quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Thông
tư số
51/2015/TT-BCT ;
Qc:
Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch cho từng tổ máy phát điện.
7. Điều chỉnh các thành phần
sản lượng đối với các nhà máy có bù trừ sản lượng
Đối
với các nhà máy có bù trừ sản lượng, chu kỳ tổ máy tham gia thị trường điện có
sản lượng thực phát âm (Qmq < 0) thì các thành phần sản lượng điện năng
thanh toán trên thị trường như sau:
- Qbp = 0;
- Qcon =
0;
- Qsmp =
0;
- Qcan =
0.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị
trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong
đó:
Rg: Tổng các khoản
thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu
kỳ thanh toán (đồng);
Rbp: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt
điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
: Khoản thanh toán cho
phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo
lệnh độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).
2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh
toán được xác định theo trình tự sau:
a)
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy
điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi
: Giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán
(đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng
được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu
kỳ thanh toán (kWh).
b)
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy
điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i:
Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I:
Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy
điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).
3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần
thị trường trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a)
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán cho
phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng);
j: Dải chào
thứ j trong bản chào giá của các tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào
cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị
trường;
J: Tổng số dải
chào trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị
trường và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
: Giá chào tương ứng với
dải chào j trong bản chào của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ
giao dịch i (đồng/kWh);
: Mức giá chào cao nhất
trong các dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của
nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Tổng công suất được chào
với mức giá 
trong
bản chào của nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy
đổi về vị trí đo đếm (kWh);
: Tổng sản lượng điện năng
có giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ
giao dịch i (kWh).
b)
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh
toán (đồng);
i:
Chu kỳ giao dịch, trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn
giá trần;
I:
Tổng số chu kỳ giao dịch, trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào
cao hơn giá trần;
: Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i (đồng).
4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo
trình tự sau:
Tính
toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g:
Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G:
Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm
của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);
: Giá chào cao nhất tương
ứng với dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh). Đối với các nhà máy thuỷ điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị
trường điện thì lấy bằng giá trần thị trường điện.
Tính
toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong
đó:
Rcon: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i:
Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán, trong đó nhà máy nhiệt điện phải
phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
I:
Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán, trong đó nhà máy nhiệt điện
phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
Rconi
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ
giao dịch i (đồng).
5. Trường hợp nhà máy thuỷ điện được huy
động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị trường
hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị trường thì
nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng
giá trần thị trường.
6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch.
a)
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
- Trường hợp
sản lượng điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán cho sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i
(đồng);
g: Tổ máy phát
tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ
máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i;
: Điện năng phát tăng thêm
so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);
: Giá chào thấp nhất của
tất cả các tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
- Trường hợp
sản lượng điện năng phát giảm so với lệnh điều độ:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều
độ trong
chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát
giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ
máy phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát giảm
so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
SMPi : Giá điện
năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Pbpi,max: Giá chào
của của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i.
b)
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán cho sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán
(đồng);
i: Chu kỳ giao
dịch thứ i của chu kỳ thanh toán, trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác
so với lệnh điều độ;
I: Tổng số chu
kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán, trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai
khác so với lệnh điều độ;
: Khoản thanh toán cho sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch i (đồng).
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản
thanh toán công suất thị trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo
trình tự sau:
1. Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán công suất cho nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g:
Tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;
G:
Tổng số các tổ
máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;
: Giá công suất thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);
: Lượng công suất
thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về điểm đo đếm (kW).
2. Tính toán cho chu kỳ
thanh toán theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán
công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i:
Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I:
Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
: Khoản thanh toán công suất cho nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Căn
cứ vào giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện công bố, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính
toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác trong chu kỳ
thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán
sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc:
Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh). Đối với các nhà máy thủy
điện, giá hợp đồng này chưa bao gồm thuế tài nguyên nước và phí môi trường
rừng;
SMPi:
Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi:
Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu kỳ
thanh toán theo công thức sau:
Trong
đó:
Rc:
Khoản thanh toán
sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i:
Chu kỳ giao
dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I:
Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
: Khoản thanh toán
sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
1. Trường hợp thời gian
can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ: Đơn vị phát điện được nhận các khoản
thanh toán điện năng, thanh toán công suất thị trường, thanh toán theo hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác và các thanh toán khác như khi vận hành thị trường
điện.
2. Trường hợp thời gian can
thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ: Đơn vị phát điện được thanh toán
theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.
Trong
thời gian dừng thị trường điện, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp
đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản
thanh toán cho Đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều
tần theo quy định của Bộ Công Thương.
Đơn
vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát do
ràng buộc an ninh hệ thống điện được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ
phụ trợ đã ký kết.
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:
Rgi = Pc × (Qhci × α) + (CANi + SMPi) ×
(Qhci ×(1
- α)) + Rdui
Trong
đó:
Rgi: Khoản thanh
toán cho nhà máy có
hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Pc: Giá hợp
đồng mua bán điện (đồng/kWh);
Qhci
:
Sản lượng điện hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
-
Trường hợp Qdui > 0, Qhci = Qmi - Qdui;
-
Trường
hợp Qdui ≤ 0, Qhci = Qmi.
Qmi: Sản lượng
điện năng tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui: Sản lượng
điện năng phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ (kWh) trong chu kỳ giao dịch i
theo quy định tại Khoản 2 0 Quy trình
này.
Rdui: Thanh toán
cho sản lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ
trong chu kỳ giao dịch i theo quy định tại Khoản 6 0 Quy trình
này (đồng);
SMPi: Giá điện
năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: Giá công
suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo
giá hợp đồng cho các nhà máy thủy điện do Cục Điều tiết điện lực công bố.
Đơn vị phát điện
có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện (Pc ×
Qhci × α). Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán các khoản doanh thu trên thị trường giao ngay.
2. Thanh toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán
cho nhà máy có
hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày (đồng);
i: Chu kỳ giao
dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu
kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rgi
:
Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ
giao dịch i (đồng).
1. Tính toán sản lượng của nhà máy điện
phục vụ thanh toán trong thị trường điện, bao gồm:
a) Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá chào đối với nhà máy điện trong khu công nghiệp có giá chào cao hơn giá trần
thị trường (Qbp) trong chu kỳ giao dịch i: Xác định theo quy định tại Khoản 3 Điều
47 Quy trình này;
b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm
(Qcon) trong chu kỳ giao dịch i: Xác định theo quy định tại Khoản 4 Điều 47 Quy
trình này;
c) Sản lượng điện năng phát sai khác
so với mệnh lệnh điều độ (Qdu) trong chu kỳ giao dịch i: Xác định theo quy định
tại Khoản 2 Điều 47 Quy trình này. Sử dụng công tơ đầu cực để xác định sai số lệnh
điều độ;
d) Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá điện năng thị trường điện (SMP) trong chu kỳ giao dịch được xác định như
sau:
- Trường hợp có Qdui
> 0: Qsmpi = Qmi - Qdui – Qconi
- Qbpi
- Trường hợp có Qdui
≤ 0: Qsmpi = Qmi - Qconi - Qbpi
Trong đó:
Qmi: Sản lượng điện năng
phát lên hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch i (xác định theo sản lượng điện
năng đo đếm tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch);
Qdui: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i;
Qbpi: Sản lượng điện được
thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp có giá chào cao hơn giá trần thị trường (kWh);
Qconi: Sản lượng điện năng
phát tăng thêm của nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong chu kỳ giao dịch i
(kWh);
đ) Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp
trong từng chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:
Qci = Qhci × β
Trong đó:
Qci: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i (đồng);
β: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng cho nhà máy thuộc khu công nghiệp do Cục Điều tiết điện
lực quy định cho từng nhà máy điện thuộc khu công nghiệp theo loại hình công
nghệ và vị trí địa lý.
Qhci: Sản lượng điện hiệu
chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp Qdui
> 0, Qhci = Qmi - Qdui;
- Trường hợp Qdui
≤ 0, Qhci = Qmi.
Trong đó:
Qmi: Sản lượng điện năng
phát lên hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch i (xác định theo sản lượng điện
năng đo đếm tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch).
2. Các thành phần sản lượng điện năng phục vụ
thanh toán trong thị trường điện theo quy định tại Điều 48 Quy trình này.
3. Khoản thanh toán cho nhà máy điện thuộc khu
công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch và chu kỳ tính toán, bao gồm:
a)
Thanh
toán điện năng thị trường;
b)
Thanh
toán công suất thị trường;
c)
Thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác;
d)
Các khoản thanh toán khác (nếu có).
4. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:
Rgi = Rsmpi + Rbpi+ Rconi + Rdui
Trong
đó:
Rgi: Khoản thanh
toán cho nhà máy điện
thuộc khu công nghiệp trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Rsmpi:
Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị
trường (SMP) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy
định tại Khoản 2 Điều 49 Quy trình này (đồng);
Rdui: Thanh toán
cho sản lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ
trong chu kỳ giao dịch i theo quy định tại Khoản 6 0 Quy trình
này (đồng);
Rbpi: Thanh toán
cho sản lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ
trong chu kỳ giao dịch i theo quy định tại Khoản 3 0 Quy trình
này (đồng);
Rconi: Thanh toán
cho sản
lượng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i theo quy định tại Khoản
4 Điều 49 Quy trình này (đồng).
5.
Khoản
thanh toán công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch được tính toán như
sau:
Rcani
= Qmi × CANi
Trong đó:
Rcani: Khoản thanh toán
công suất cho cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch
i (đồng);
Qmi: Sản lượng điện năng
phát lên hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch i (xác định theo sản lượng điện
năng đo đếm tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch);
CANi: Giá công suất thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
6. Khoản thanh toán theo giá hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác cho từng chu kỳ giao dịch được tính toán như sau:
Rci
= Qci × (Pc – SMPi – CANi)
Trong đó:
Rci: Khoản thanh toán theo
giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp
trong từng chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qci: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điểm
đ Khoản 1 Điều này (đồng);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
SMPi: Giá điện năng thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: Giá công suất thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
7. Thanh toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong
đó:
: Khoản thanh toán
cho nhà máy điện
thuộc khu công nghiệp (đồng);
i: Chu kỳ giao
dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu
kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rgi
:
Khoản thanh toán cho nhà điện thuộc khu công nghiệp trong chu kỳ
giao dịch i (đồng).
8.
Đối với các khoản thanh toán khác (nếu có), trừ trường hợp thanh toán chi phí
khởi động do thừa nguồn thực hiện theo quy định tại Điều 58 Quy trình này.
9.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo giá hợp đồng
mua bán điện (Pc × Qhci × β). Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm tính toán các khoản khoản doanh thu trên thị trường giao ngay.
10.
Đơn vị phát điện phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,
Đơn vị mua buôn điện duy nhất thực hiện tính toán thanh toán, đối chiếu kiểm
tra bảng kê thanh toán và thực hiện thanh toán theo trình tự quy định tại Chương
IV Quy trình này.
1. Đơn vị phát điện có tổ máy phát hoặc
nhận công suất phản kháng trong chế độ chạy bù đồng bộ được thanh toán cho lượng
điện năng hữu công nhận từ lưới điện theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.
2. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng
hoặc phải ngừng 01 lò hơi trong trường hợp thừa công suất được thanh toán chi
phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn
vị phát điện.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện xác nhận các tổ máy trong trường
hợp này
cho Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.
3. Trường hợp sản lượng đo đếm điện
năng tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp có sai khác so với tổng điện
năng đo đếm các ngày trong tháng, phần điện năng chênh lệch được thanh toán
theo giá hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị
phát điện.
4. Đối với nhà máy điện có tổ máy phát
điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua điện từ
nước ngoài, căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị trường điện
trong năm tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như sau:
a) Trường hợp theo kết
quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới, nhà máy điện có tổ máy đấu nối
vào lưới điện mua điện từ nước ngoài với khoảng thời gian dự kiến trong năm tới
từ 180 ngày trở lên thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện
trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được
thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn
duy nhất;
b) Trường hợp theo kết
quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới, nhà máy điện có tổ máy đấu nối
vào lưới điện mua điện từ nước ngoài với khoảng thời gian dự kiến trong năm tới
ít hơn 180 ngày thì nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện trong
năm tới (là đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch). Đối với các ngày giao dịch
trong năm mà nhà máy điện có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc
gia và đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện
của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ tách ra ngoài hệ thống
điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán
theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
5. Trường hợp nhà máy có tổ máy phát
điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra khỏi thị trường điện trong các
chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các
chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã
ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu
sử dụng.
6. Trường hợp các tổ
máy
nhiệt
điện tuabin
khí có
chung đuôi hơi có
thời điểm vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải
nhiên liệu chính theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì việc thanh toán
cho các chu kỳ giao dịch đó được thực hiện theo giá điện trong hợp đồng
mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy
khi vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải
nhiên liệu chính.
7. Trường hợp tổ máy đã có kế hoạch ngừng máy
được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, thì tách toàn bộ
nhà máy đó ra thị trường điện trong khoảng thời gian phát công suất theo yêu cầu
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Toàn bộ sản lượng phát của
nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo giá điện trong
hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
8. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy
phát điện tách lưới
phát độc lập,
toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được
thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.
9. Trường hợp tổ máy thủy điện phải
phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá ngày tới theo yêu cầu
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống,
toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được
thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn
duy nhất.
10. Trường hợp nhà máy thủy điện tham
gia điều chỉnh tần số cấp I theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ
liên quan được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới
02 ngày, không tính đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ
(Qdu = 0). Các nhà máy thủy điện cùng nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (nếu có)
của các nhà máy tham gia điều tần cấp I được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, có xét đến sản lượng điện năng phát sai
khác so với lệnh điều độ.
11. Trong thời gian nhà máy điện bị
đình chỉ quyền tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất cho
nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện. Nhà máy được tạm thanh
toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng 90%
giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch (10%
còn lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi nhà máy
được khôi phục lại quyền tham gia thị trường điện.
12. Đối với các nhà máy thủy điện bị
can thiệp vào lịch huy động do vi phạm mức nước giới hạn tuần để đảm bảo an
ninh hệ thống điện, nhà máy điện được thanh toán theo giá hợp đồng
mua bán điện.
Trong trường hợp
mức nước hồ chứa bị vi phạm hoàn toàn do việc huy động trên cơ sở bản chào giá
của nhà máy, không phải do huy động để đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện
thì trong
thời gian bị can thiệp các nhà máy này chỉ được thanh
toán
với giá bằng 90%
giá hợp đồng mua bán điện nhưng không quá 02 tuần kể từ khi bị can thiệp.
13. Trường hợp nhà máy điện tuabin khí
tạm thời gián tiếp tham gia thị trường điện theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, toàn bộ sản lượng
phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh
toán theo hợp đồng mua bán điện.
14. Trường hợp nhà máy có bù trừ sản
lượng, chu kỳ tổ máy tham gia thị trường điện có sản lượng âm, toàn bộ sản lượng
này được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện.
15. Trường hợp nhà máy điện
có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh công suất
(AGC) theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì
tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát
của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo giá hợp
đồng mua bán điện (giá Pc toàn phần) đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
Đơn
vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng
cung cấp dịch vụ phụ trợ giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
Trường
hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý
các sai sót này theo quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung
cấp dịch vụ phụ trợ./.