|
BỘ CÔNG THƯƠNG
CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
--------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 13/QĐ-ĐTĐL
|
Hà Nội, ngày 31
tháng 01 năm 2019
|
QUYẾT ĐỊNH
BAN
HÀNH QUY TRÌNH 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 45/2018/TT-BCT ngày 15
tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường bán
buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương
pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện;
Theo đề nghị của Trưởng phòng Thị trường
điện,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban hành kèm theo Quyết định này Quy trình tính toán thanh toán
trong thị trường điện hướng dẫn thực hiện Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15
tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường bán
buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương
pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
Điều 2. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký.
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: VT, PC, TTĐ.
|
CỤC
TRƯỞNG
Nguyễn Anh Tuấn
|
QUY TRÌNH
TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Quyết định số 13 /QĐ-ĐTĐL ngày 31 tháng 01 năm 2019
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 điều chỉnh
sản lượng hợp đồng của các đơn vị phát điện trực tiếp tham gia thị trường điện,
tính toán và lập bảng kê thanh toán, phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ công
tác tính toán thanh toán trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
Quy trình này áp
dụng đối với các đơn vị tham gia thị trường điện sau đây:
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Đơn vị mua buôn điện.
3. Đơn vị phát điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Trong Quy trình này, các thuật ngữ dưới
đây được hiểu như sau:
1. AGC (viết
tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều
chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của
hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ
máy phát điện.
2. 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 lập lịch huy động và thời gian thực.
3. Bản chào
giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới.
4. Bảng kê
thanh toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
5. Can thiệp
vào thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận
hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại Điều
64 Thông tư số 45/2018/TT-BCT.
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 chu kỳ giao dịch tới là mức công suất của tổ máy phát
điện dự kiến được huy động cho chu kỳ giao dịch đầu tiên trong lịch huy động chu
kỳ giao dịch tới.
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 từng chu kỳ giao
dịch và được thanh toán giá công suất thị trường.
13. Cụm nhà
máy điện tuabin khí bao gồm các nhà máy: Phú Mỹ 1,
Phú Mỹ 4, Phú Mỹ 2.1, Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2.
14. Dịch vụ
phụ trợ là các dịch vụ dự phòng 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.
15. Dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số bao gồm các dịch vụ điều tần và
dịch vụ dự phòng quay.
16. 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.
17. Đơn vị
chào giá là đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm
đơn vị phát điện hoặc nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp
và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
18. Đơn vị
mua buôn điện là đơn vị điện lực có chức năng mua buôn điện trên thị trường
điện giao ngay (tại các điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân
phối điện và tại các điểm giao nhận với các nhà máy điện trên lưới phân phối).
Trong giai đoạn đầu vận hành thị trường điện, đơn vị mua buôn điện bao gồm 05
Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Tổng công ty Điện lực
miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh).
19. Đơn vị
mua điện là đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện với vai trò là bên
mua điện, bao gồm đơn vị mua buôn điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
20. Đơn vị nhập
khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng nhập
khẩu điện, trong đó các điểm giao nhận nhập khẩu trên lưới điện truyền tải có đấu
nối hoặc không đấu nối vào hệ thống điện quốc gia theo quy định.
21. Đơn vị
phát điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường
điện và ký hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua điện.
22. Đơn vị
phát điện gián tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy
điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện và không áp dụng cơ chế
thanh toán trên thị trường điện.
23. Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch là đơn
vị phát điện có nhà máy điện được chào giá, lập lịch huy động theo bản chào giá
và tính toán thanh toán theo quy định tại Chương VIII Thông tư số 45/2018/TT-BCT.
24. Đơn vị quản
lý số liệu đo đếm điện năng là đơn vị quản lý vận hành hệ thống
thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ thị trường điện, bao
gồm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị
truyền tải điện, đơn vị mua buôn điện theo phạm vi quản lý số liệu đo đếm của
đơn vị.
25. 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.
26. 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.
27. 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.
28. 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.
29. Giá điện
năng thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định
cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng trong
thị trường điện.
30. 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.
31. 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.
32. Giá trần
thị trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất, được
xác định cho từng năm.
33. 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.
34. 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.
35. Hợp đồng
mua bán điện là văn bản thỏa thuận mua bán điện giữa đơn
vị mua điện với đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương
ban hành.
36. Hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác là hợp đồng mua bán điện ký kết
giữa đơn vị mua điện với đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
37. 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.
38. 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.
39. 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.
40. Lịch huy
động chu kỳ giao dịch tới là lịch huy động dự kiến của các
tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và 03 chu
kỳ giao dịch trong 03 giờ liền kề sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán, công bố.
41. 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.
42. 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.
43. 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.
44. 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.
45. Năm N
là năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
46. Ngày D là
ngày giao dịch hiện tại.
47. Ngày giao
dịch là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00
đến 24h00 hàng ngày.
48. 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.
49. Nhà máy
thủy điện chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thủy điện trong danh mục
nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc
phòng, an ninh do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc thuộc danh mục nhà máy điện
phối hợp vận hành với nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế
- xã hội, quốc phòng, an ninh do Bộ Công Thương phê duyệt.
50. 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.
51. Nút giao
dịch là vị trí được sử dụng để xác định sản lượng điện năng giao nhận
cho các giao dịch mua bán điện trên thị trường điện giao ngay trong thị trường
điện.
52. Phần mềm
lập lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ
giao dịch tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường điện.
53. Phụ tải hệ
thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về
đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ
giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ
hơn hoặc bằng 30MW không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy
thủy điện bậc thang trên cùng một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng
công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 60MW (đáp ứng điều kiện áp dụng quy định về biểu
giá chi phí tránh được do Bộ Công Thương ban hành).
54. Sản lượng
đo đếm là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
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 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. Thị trường
điện giao ngay là thị trường thực hiện lập lịch huy động,
tính toán giá thị trường theo bản chào và thanh toán theo từng chu kỳ giao dịch
trong ngày cho các giao dịch mua bán điện năng giữa các đơn vị phát điện và các
đơn vị mua điện.
59. 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.
60. Thông tin
bảo mật là các thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa
thuận giữa các bên.
61. Thông tin
thị trường là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của
thị trường 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 46/2018/TT-BCT là Thông tư số
46/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa
đổi, bổ sung một số điều của 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.
64. Thông tư
số 45/2018/TT-BCT là Thông
tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương về quy định vận
hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của
Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương về
quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán
điện.
65. 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 ngày D-1.
66. 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.
67. 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.
68. 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.
69. Tổ máy vận
hành qua hệ thống ACG là trường hợp tổ máy được kết nối
với hệ thống AGC tại Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để điều
khiển công suất tác dụng theo chế độ điều chỉnh tần số hệ thống điện quốc gia
trong phạm vi cho phép.
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 tuân thủ theo Quy định đo đếm
điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác
có liên quan.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm quy đổi số liệu đo đếm về đầu cực các tổ máy phát điện và ngược lại
để phục vụ tính toán giá điện năng thị trường, công suất thanh toán và lập bảng
kê thanh toán.
2. Việc quy
đổi số liệu đo đếm về đầu cực các tổ máy phát điện và ngược lại được tính toán
bằng hệ số quy đổi do đơn vị mua
điện và đơn vị phát điện thoả thuận và được đơn
vị mua điện 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. Trong trường
hợp tổ máy vận hành AGC không có số liệu thu thập từ công tơ đầu cực và không
xác định được Qdd, sản lượng đo đếm được phân bổ theo tỷ trọng công suất lập lịch
chu kỳ tới của tổ máy.
6. Phân bổ sản
lượng đo đếm của tổ máy đuôi hơi (ST) vào từng tổ máy tuabin khí khi vận hành
chu trình hỗn hợp được thực hiện theo tỷ lệ sản lượng đo đếm thanh toán của tổ
máy tuabin khí (GT) và thời gian vận hành chu trình hỗn hợp của tổ máy GT đó.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phần sản lượng điện năng của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường điện,
bao gồm:
a) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy
nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (Qbp);
b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qcon);
c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động
theo lệnh điều độ (Qdu) trong trường hợp tổ máy điện không vận hành qua hệ thống
AGC;
d) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường
(Qsmp).
2. Sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Xác định sản lượng huy động theo lệnh điều độ
Sản lượng huy động theo
lệnh điều độ là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo lệnh điều
độ huy động tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, căn cứ
vào công suất theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện.
Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
J: Số lần thay đổi lệnh điều
độ trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j
trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện (phút);
: Thời điểm tổ máy đạt được mức
công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ
tại thời điểm 
(phút);
ΔT: Độ dài
thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút);
: Sản lượng huy động theo lệnh điều
độ tính tại đầu cực máy phát điện xác định cho chu kỳ giao dịch i (MWh);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
(MW);
: Công suất tổ máy đạt được tại
thời điểm 
(MW).
Khoảng thời gian từ thời điểm
lệnh điều độ công
suất đến
thời điểm 
mà
tổ máy phát điện đạt được công suất 
được xác định như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ
máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy
đăng ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng giảm tải được
quy định trong hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hợp đồng mua bán điện không có
tốc độ tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có sai khác với
thực tế, đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này theo kết quả
thí nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết bổ sung phụ
lục hợp đồng về đặc tính kỹ thuật này với đơn vị mua điện để làm căn cứ thanh
toán.
b) Thực hiện quy đổi sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qddi j) tính
toán theo quy định tại Điểm a Khoản này về vị trí đo đếm.
c) Tính toán chênh lệch giữa sản lượng điện năng đo đếm và sản lượng
điện năng huy động theo lệnh điều độ theo công thức sau:
ΔQi=Qmqi – Qddi
Trong đó:
ΔQi : Sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch i (kWh);
:
Sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy phát
điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qddi: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy
phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản
này (kWh).
Trường hợp không có lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i, Qdd
được xác định theo công thức:
Trong đó:
Qddi: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy
phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Công
suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ
máy phát điện tại thời điểm 
(MW);
ΔT: Độ dài thời gian của một chu
kỳ giao dịch (phút).
d) Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác
so với lệnh điều độ của tổ máy phát điện theo nguyên tắc sau:
- Tính
toán mức sai lệch cho phép theo công thức sau:
+ Đối với tổ máy phát điện có công suất đặt dưới 100 MW:
+ Đối với tổ máy phát điện có công suất đặt từ 100 MW trở lên:
Trong đó:
: Mức sai
lệch cho phép đối với tổ máy phát điện theo từng chu kỳ giao dịch (kWh);
: Sản
lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ tại đầu cực của tổ máy phát điện
(kWh);
ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút).
- Tính
toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao
dịch của tổ máy phát điện theo công thức sau:
+ Trường hợp ΔQi
≤ Ɛ: Qdui = 0
+ Trường hợp ΔQi
> Ɛ: Qdui = ΔQi ×
kqd
Trong đó:
Qdui: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện
(kWh);
ΔQi : Sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch i (kWh);
kqd: Hệ số quy đổi sản lượng từ đầu
cực tổ máy về vị trí đo đếm.
- Tính
toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao
dịch của nhà máy điện theo công thức sau:
Qdui = 
Trong đó:
Qdui: Sản lượng điện năng phát sai khác
so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của nhà máy điện (kWh);
Qdui,g: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều
độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g của nhà máy điện (kWh);
G: Tổng số tổ máy phát điện của
nhà máy điện.
đ) Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá
trình dừng máy (không phải do sự cố) thì không xét đến sản lượng điện năng phát
sai khác so với lệnh điều độ trong giai đoạn này. Trường hợp tổ máy này có ràng
buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng đến công suất phát của tổ máy khác của nhà máy điện
(các tổ máy tuabin khí vận hành chung đuôi hơi hoặc các trường hợp khác có xác
nhận giữa đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện),
không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của các tổ
máy bị ảnh hưởng;
e) Trường hợp tổ máy tham gia dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
thì không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong
giai đoạn này;
g) Công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và công tơ lắp tại các vị trí đo đếm
tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử dụng để xác định sản lượng thực
phát đầu cực của tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ
theo hệ thống quản lý lệnh điều độ.
3. Sản lượng
điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn
hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Xác định tổ máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện được
xếp lịch tính giá thị trường cho chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy
đó;
b) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại từng
vị trí đo đếm xác định tại Điểm a Khoản này theo công thức sau:
Trường hợp 
và 
≥ 0:
Trường hợp 
và < 0:
Trường hợp 
: 
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
j: Vị trí đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a
Khoản này;
:
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị
trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
:
Sản lượng điện năng đo đếm tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
:
Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá
trần thị trường điện trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy đấu nối vào vị trí đo
đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
:
Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào cao hơn giá trần thị
trường điện và được xếp trong lịch tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i
của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó
(kWh);
:
Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ
của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó
(kWh).
c) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà
máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
j: Vị trí đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a
Khoản này;
J: Tổng số các vị trí đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao
hơn giá trần thị trường điện và được xếp lịch tính giá thị trường;
Qbpi: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
:
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ
giao dịch i (kWh).
4. Sản lượng điện năng phát tăng
thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao
dịch tại đầu cực của tổ máy theo công thức sau:
Trường hợp Qdu > 0:
Trường hợp
Qdu ≤ 0:
Trong đó:
:
Sản lượng đo đếm thanh toán của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i quy
đổi về đầu cực tổ máy (kWh);
:
Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy
động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);
:
Sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất của tổ máy được xếp trong lịch
tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
:
Sản lượng điện năng tương ứng với công suất điều độ của tổ máy phát điện trong
chu kỳ giao dịch, được xác định theo công thức sau:
Trong đó
J: Số lần thay đổi lệnh điều
độ do ràng buộc trong chu kỳ giao dịch i;
:
Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện do ràng
buộc (phút). Trường hợp tại thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện
thấp hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong
chu kỳ giao dịch (
)
thì được
xác định là thời điểm tổ máy đạt công suất ;
:
Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm (phút).
Trường hợp tại thời điểm này công suất của tổ máy phát điện thấp hơn công suất
của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao
dịch i (
) thì 
được xác
định là thời điểm tổ máy đạt mức công suất 
;
ΔT: Độ dài thời gian của một chu
kỳ giao dịch (phút);
:
Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho
tổ máy phát điện tại thời điểm 
. Trường hợp công suất này nhỏ
hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu
kỳ giao dịch () thì
công suất này được tính bằng công suất (MW);
:
Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm 
(MW);
: Khoảng
thời gian từ thời điểm lệnh điều độ công
suất đến
thời điểm 
mà
tổ máy phát điện đạt được công suất được xác định như sau:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện đăng ký trong bản
chào giá lập lịch (MW/phút).
Đối với trường hợp tổ máy phát điện tham gia cung cấp dịch vụ điều
chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch, trong
trường hợp không xác định được số liệu về các mức công suất theo lệnh điều độ
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,
mức sản lượng này được tính bằng sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện
trong chu kỳ giao dịch quy đổi về đầu cực tổ máy (trường hợp tổ máy có công tơ
đầu cực ưu tiên sử dụng sản lượng đo đếm công tơ đầu cực của tổ máy).
Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá
trình dừng máy (không phải do sự cố) thì
sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu kỳ giao
dịch bằng 0.
Đối với các tổ máy của nhà máy
thủy điện thanh toán theo hình thức nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới
02 ngày, sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu
kỳ giao dịch bằng 0.
b) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Trong đó:
: Tổng
sản lượng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về
vị trí đo đếm (kWh);
g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ
giao dịch i;
k: Hệ số quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm;
: Sản
lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i tại đầu cực tổ máy
tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này (kWh).
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):
Qsmpi = Qmqi –
Qbpi – Qconi - Qdui
Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (Qdui
< 0):
Qsmpi = Qmqi – Qbpi – Qconi
Trong đó:
Qsmpi : Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện
năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmqi : Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbpi : Sản lượng điện được thanh toán theo giá chào
trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá
trần thị trường điện (kWh);
Qconi : Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui : Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản
lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
1. Các thành
phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh
trong các trường hợp sau:
a) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng
phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện được xác định tại Khoản 4 Điều này nhỏ
hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch
(
≤ 
);
b) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng phát thực hiệu chỉnh
của nhà máy điện được xác định tại Khoản 4 Điều này lớn hơn
sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch
của nhà máy điện ( > 
) đồng thời sản lượng điện năng
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp
đồng từng chu kỳ giao dịch (
< 
).
2. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại
các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong
các chu kỳ giao dịch căn cứ vào các thành phần sản lượng sau:
a) Sản lượng điện hợp đồng của nhà máy điện tại chu kỳ giao dịch i (
);
b) Sản lượng điện hợp đồng của tổ máy điện g trong chu kỳ giao dịch
i (
);
c) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi)
của tổ máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
d) Sản lượng phát thực hiệu chỉnh của tổ máy điện trong chu kỳ
giao dịch i (
);
đ) Sản lượng phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện trong chu kỳ
giao dịch i (
);
3. Sản lượng
phát thực hiệu chỉnh của tổ máy phát điện g trong chu kỳ giao dịch i (
)
được xác định như sau:
Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy
động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của tổ máy phát điện dương (
> 0):
=
-
Trường hợp sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao
dịch của tổ máy phát điện âm ( < 0):
=
Trong đó:
:
Sản lượng phát thực hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g;
:
Sản lượng đo đếm của tổ máy phát điện g;
:
Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g.
4. Sản lượng
phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ()
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 từng chu kỳ giao dịch phục vụ điều chỉnh
các sản lượng điện năng thanh toán trong thị trường điện
a) Việc phân bổ sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của
tổ máy phát điện chỉ để phục vụ cho việc điều chỉnh các sản lượng điện năng phục
vụ thanh toán của tổ máy, không ảnh hưởng đến khoản thanh toán theo hợp đồng
mua bán điện sai khác của cả nhà máy điện;
b) Sản lượng điện hợp đồng của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i được phân bổ
như sau:
= × 
/
Trong đó:
: Sản
lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g;
:
Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i của nhà máy điện;
: Sản
lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị
trường của tổ máy phát điện g của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát của nhà máy.
c) Trường hợp
sản lượng hợp đồng của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng
phát thực hiệu chỉnh () của tổ máy phát điện đó thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh
bằng sản lượng của tổ máy phát điện đó;
d) Sản lượng
chênh lệch do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch được quy định tại Điểm c Khoản này được phân
bổ vào các tổ máy khác
trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch của cả nhà máy là không đổi.
6. Nguyên
tắc điều chỉnh
a) Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản
lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi) và
sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với các tổ máy của nhà máy có
giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbpi) được điều
chỉnh trong chu kỳ giao dịch này
bằng không (Qconi = 0; Qbpi = 0);
b) Trong trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, các sản lượng
điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện
Qsmp, Qcon, Qbp của các tổ máy tương ứng của đơn
vị phát điện được hiệu chỉnh thành Qsmp’, Qcon’, Qbp’ theo
nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm trong chu
kỳ giao dịch này và được xác định như sau:
- Nếu Qdu > 0 và (Qmq – Qdu – Qc – Qbp) ≤ 0:
Qcon được hiệu chỉnh thành Qcon’ = 0;
Qbp được hiệu chỉnh thành Qbp’ = max
(Qmq – Qdu – Qc, 0);
Qsmp được hiệu chỉnh thành Qsmp’ = Qmq
– Qdu – Qbp’.
- Nếu Qdu > 0 và (Qmq – Qdu – Qc – Qbp) > 0:
Qcon được hiệu chỉnh thành Qcon’ = Qmq
– Qdu – Qc – Qbp;
Qsmp được hiệu chỉnh thành Qsmp’ = Qc;
Qbp không hiệu chỉnh.
- Nếu Qdu ≤ 0 và (Qmq – Qc – Qbp) ≤ 0:
Qcon được hiệu chỉnh thành Qcon’ = 0;
Qbp được hiệu chỉnh thành Qbp’ = Qmq –
Qc;
Qsmp được hiệu chỉnh thành Qsmp’ = Qc.
- Nếu Qdu ≤ 0 và (Qmq – Qc – Qbp) > 0:
Qcon được hiệu chỉnh thành Qcon’ = Qmq
– Qbp - Qc;
Qsmp được hiệu chỉnh thành Qsmp’ = Qc;
Qbp không hiệu chỉnh.
Trong đó:
Qmq: Sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao
dịch;
Qdu: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động
theo lệnh điều độ được xác định theo quy định tại Thông tư số 45/2018/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
45/2018/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:
a)
Qbp = 0;
b)
Qcon = 0;
c)
Qsmp = 0;
d)
Qcan = 0.
8. Điều chỉnh các thành phần sản lượng đối với các nhà máy điện
tuabin khí trong các chu kỳ có công bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu
khí
Đối với các nhà máy điện tuabin khí, các chu kỳ có công bố thông
tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí thì các thành phần sản lượng điện năng
thanh toán trên thị trường như sau:
a)
Qbp = 0;
b)
Qcon = 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:
Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu
Trong đó:
Rg: Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ
thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá
điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rbp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá
chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện
trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rcon: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm
trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).
2. Khoản thanh toán cho phần sản
lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu
kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch i theo
công thức sau:
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 điện trong chu kỳ thanh toán được xác định
theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rbpi : Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn
giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
j: Dải chào thứ j trong bản chào giá của tổ máy thuộc nhà máy
nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được sắp xếp trong
lịch tính giá điện năng thị trường;
J: Tổng số dải chào trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có
giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá
điện năng thị trường;
: Giá
chào tương ứng với dải chào j trong bản chào của tổ máy của nhà máy nhiệt điện
g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Mức
giá chào cao nhất trong các dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng
thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Sản
lượng điện năng thanh toán theo công suất được chào với mức giá trong bản chào của nhà máy nhiệt
điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
: Sản
lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện của nhà máy nhiệt
điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
:
Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện
trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i trong đó nhà máy điện được huy động với mức
giá chào cao hơn giá trần;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong đó nhà máy điện được huy động
với mức giá chào cao hơn giá trần;
:
Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
4. Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản
thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i
(đồng);
g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ
giao dịch i;
: Điện
năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo
đếm, (kWh);
: Giá
chào cao nhất tương ứng với dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu
kỳ giao dịch i (đồng/kWh). Đối với nhà máy thuỷ điện nếu
giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì lấy bằng giá trần thị trường
điện.
Trường hợp tổ máy có sản lượng phát tăng thêm thuộc các dải chào
có công suất bằng nhau với các mức giá chào khác nhau, sản lượng phát tăng thêm
được thanh toán với giá chào thấp nhất trong các dải chào trên.
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcon: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng
thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy
điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà
máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
Rconi : Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát
tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
5. Trường
hợp nhà máy thuỷ điện được huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá
chào cao hơn giá trần thị trường điện hoặc được huy động công suất với dải chào
giá cao hơn giá trần thị trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản
lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.
6. Khoản thanh toán cho sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh 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 điện năng của tổ máy đắt nhất được thanh
toán trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rdu: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với
lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy
nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà
máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
Rdu(i): Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so
với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
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:
Rcan(i): Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao
dịch i (đồng/kWh);
Qmq(i): Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ
giao dịch i (kWh).
2. Tính toán
cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcan: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong
chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
Rcani : Khoản thanh toán công suất
cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Căn cứ giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố, đơn vị phát điện có trách
nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện và gửi cho đơn vị
mua điện theo quy định tại Điều 104 Thông tư số
45/2018/TT-BCT trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán
cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao
dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp đồng trong
chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
FMP(i): Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán
cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i
(đồng).
1. Sản lượng
giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i được
xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư
45/2018/TT-BCT.
2. Sản lượng điện năng mua theo
giá thị trường của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định
như sau:
a) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện
được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được
xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Qm1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường
từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu
kỳ giao dịch i (kWh);
X1: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao
ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy
định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện do Cục Điều tiết điện
lực ban hành;
Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua
buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều
này (kWh).
b) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn
điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực
tiếp được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường
của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà
máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
Q(l,i): Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này
(kWh);
X2(g,i): Tỷ lệ sản lượng
điện năng được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
Qmq(g,i): Sản lượng điện năng giao tại điểm giao nhận
trong chu kỳ giao dịch i trực tiếp tham gia thị trường điện của nhà máy điện g
ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện (kWh);
Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua
buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản
1 Điều này (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch
i.
c) Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của
đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Qm(l,i): Tổng sản lượng điện
năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ
giao dịch i (kWh);
Qm1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá
thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường
của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà
máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
G: Tổng số nhà máy điện ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua
buôn điện.
3. Tính toán khoản chi phí
mua điện theo giá thị trường điện giao
ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:
a) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của
đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các
nhà máy điện được phân bổ được xác định theo công
thức sau:
Cm1(l,i) = CFMP(i) × Qm1(l,i)
Trong đó:
Cm1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường
điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy
điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho các đơn vị mua
buôn điện trong chu kỳ giao dịch i, (đồng/kWh);
Qm1(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua theo giá thị
trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện
được phân bổ hợp đồng được tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều này (kWh).
b) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của
đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua
bán điện với đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Cm2(l,g,i) = CFMP(i) × Qm2(l,g,i)
Trong đó:
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường
điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i cho nhà máy
điện g (đồng);
CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho các đơn vị mua
buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường
của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g
được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều
này (kWh).
c) Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị
mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Cm(l,i): Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao
ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Cm1(l,i): Khoản chi phí mua điện
theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao
dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng
mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo
giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ
nhà máy điện g (đồng).
Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị
mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán được xác định như sau:
1. Khoản chi
phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
TCm1(l,M): Khoản chi phí mua điện trên
thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
Cm1(l,i): Khoản chi phí mua điện trên
thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, xác
định tại Điểm a Khoản 3 Điều 11 Quy trình này (đồng).
2. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị
mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường
điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ
các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện (đồng);
Cm2 (l,g,i): Tổng khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua
bán điện với đơn vị mua buôn điện (đồng);
UpliftM(g): Thành phần hiệu chỉnh giá
thị trường điện giao ngay áp dụng
cho đơn vị mua buôn điện của nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán trên cơ sở các số liệu do đơn vị phát điện cung
cấp sau tháng vận hành theo công thức:
UpliftM(g)
= 
Trong đó:
g: Nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ
thanh toán M;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán M;
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
Tổng các
khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán M của nhà
máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 8 Quy
trình này (đồng);
: Tổng
doanh thu theo giá công suất trong chu kỳ thanh toán M của nhà
máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 8 Quy
trình này (đồng);
Cm2(l,g,i) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường
điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ
nhà máy điện g được xác định tại Điểm b Khoản 3 Điều 11 Quy
trình này (đồng);
Tổng
sản lượng điện năng đo đếm đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ thanh toán M (kWh);
: Sản
lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ
giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định theo quy định tại Điểm b Khoản
2 Điều 11 Quy trình này (kWh).
3. Tổng
các khoản chi phí mua điện của
đơn vị mua buôn điện theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán được
xác định theo công thức sau:
Trong đó:
TC(l,M): Tổng các khoản chi phí mua
điện của đơn vị mua buôn điện l theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ
thanh toán M (đồng);
TCm1(l,M): Khoản chi phí mua điện theo thị
trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng,
được xác định tại Khoản 1 Điều này (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng
mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường
điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ
nhà máy điện g được xác định tại Khoản 2 Điều này (đồng).
Bên bán điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán sai khác
theo hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán
cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao
dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i
(kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
FMPi: Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát
điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán
cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
:
Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao
dịch i (đồng).
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 điều chỉnh tần số, bao gồm:
1. Đối với
phần sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch: Tính toán thanh toán theo quy định tại Điều
8 và Điều 9 Quy
trình này.
2. Khoản
thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất
cung cấp cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số, cụ thể như sau:
Rđt(i)
= CAN(i) × Qđt(i)
Trong đó:
Rđt(i): Khoản thanh toán theo giá công suất CAN cho
phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ
giao dịch i (kWh);
Qđt(i): Sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp
cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i đã
quy đổi về vị trí đo đếm (kWh) và được xác định theo công thức sau:
Qđt
= Min {[Qcb – Qmq], Qđtcb}
Qđtcb: Sản lượng tương ứng với công suất dự phòng điều
chỉnh tần số công bố cho chu kỳ giao dịch tới của tổ máy được quy đổi về vị trí
đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qcb: Sản lượng tương ứng với công suất công bố của tổ
máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu
kỳ giao dịch i (kWh);
Qmq: Sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy trong chu kỳ giao dịch
i (kWh).
Trường hợp trong chu kỳ giao dịch thực tế, tổ máy không tham gia
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số hoặc tổ máy bị sự cố thì sản lượng tương ứng
với phần công suất cung cấp cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trong chu kỳ
đó bằng không (Qđt = 0);
Trường hợp sản lượng tương ứng với công suất công bố của tổ máy
trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ
giao dịch i nhỏ hơn sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy trong chu kỳ giao
dịch i (Qcb < Qmq) thì sản lượng tương ứng với phần
công suất cung cấp cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trong chu kỳ đó bằng
không (Qđt = 0).
Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành
phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi
động đen được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ
Công Thương ban hành.
Các khoản thanh cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết
dưới 02 ngày trực tiếp giao dịch trên thị trường điện được tính toán như sau:
1. Các khoản thanh toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các
quy định tại Mục 1 Chương này.
2. Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
a) Sản lượng hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà
máy điện này được tính toán theo công thức sau:
Qc(i) = Qhc(i)× α
Trong đó:
Qc(i): Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho các
nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02 ngày do Cục Điều tiết điện lực quy
định.
Qhc(i): Sản lượng điện hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh)
được xác định như sau:
- Trường hợp Qdu(i)> 0, Qhc(i)
= Qm(i) – Qdu(i);
- Trường hợp Qdu(i) ≤ 0, Qhc(i)
= Qm(i).
Qm(i): Sản lượng điện năng tại vị trí đo đếm trong chu kỳ giao
dịch i (kWh);
Qdu(i): Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ
trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
b) Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện
được tính toán căn cứ theo sản lượng hợp đồng theo quy đinh tại Điểm a Khoản này
và theo công thức quy định tại Điều 10 Quy
trình này.
1. Trường hợp sản lượng đo đếm điện
năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư số 45/2018/TT-BCT có sai khác so với tổng
điện năng đo đếm các ngày trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp
theo quy định tại Khoản 1 Điều 76 Thông tư số 45/2018/TT-BCT,
phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện đã ký giữa
Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện.
2. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải
ngừng theo quy định tại Điểm d Khoản 3 Điều 60 Thông tư số
45/2018/TT-BCT hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại
Điểm c Khoản 3 Điều 60 Thông tư số 45/2018/TT-BCT được thanh
toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Tập
đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do đơn vị phát
điện công bố để đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.
3. Trường hợp nhà máy có tổ máy
phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong
các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong
các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán
điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên
liệu sử dụng.
4. Trường hợp tổ máy đã có kế hoạch
ngừng máy được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, thì
tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong khoảng thời gian phát
công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được
thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
5. Trường hợp nhà máy điện có tổ
máy phát điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các
chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập
đoàn Điện lực Việt Nam.
6. Trường hợp nhà máy điện có tổ
máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua
từ nước ngoài, căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị trường điện
trong năm tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như sau:
a) Nhà máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện
mua điện từ nước ngoài thì tách toàn bộ nhà máy điện này tham gia gián tiếp
thị trường điện trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện
trong năm tới được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký
với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam;
b) Trừ
trường hợp quy định tại Điểm a Khoản này, trường hợp trong năm vận hành nhà máy
điện có tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ
sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ
đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán theo giá điện
trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam.
7. Trường hợp tổ máy thủy điện phải
phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập lịch 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 trong hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn
Điện lực Việt Nam.
8. Trường hợp
nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy
điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới
trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập
đoàn Điện lực Việt Nam. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách
các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho
các thành viên tham gia thị trường điện.
1. Các khoản
thanh toán khác cho nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện
bao gồm:
a) Phần sản lượng chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng
do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản
2 Điều 76 Thông tư số 45/2018/TT-BCT với tổng sản lượng điện năng đo đếm
các chu kỳ giao dịch trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo
quy định tại Khoản 1 Điều 76 Thông tư số 45/2018/TT-BCT, được
thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua
buôn điện và đơn vị phát điện;
b) Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng phát điện theo quy định tại
Điểm d Khoản 3 Điều 60 Thông tư số 45/2018/TT-BCT hoặc phải
ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm c Khoản
3 Điều 60 Thông tư số 45/2018/TT-BCT được thanh toán chi phí khởi động theo
thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa đơn vị mua buôn điện và đơn vị
phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác
nhận sự kiện này đối với tổ máy do đơn vị phát điện công bố để đơn vị mua điện
làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động;
c) Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn
bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn
bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được
thanh toán theo thỏa thuận tại các hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn
điện tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng;
d) Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ
thống AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì
tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát
của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng
mua bán điện với đơn vị mua buôn điện. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách
các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho
các thành viên tham gia thị trường điện;
e) Các khoản thuế, phí thanh
toán cho nhà máy điện có hợp đồng trực tiếp với các đơn vị mua buôn điện trong chu
kỳ thanh toán M (thuế tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường
đối với nước thải công nghiệp, tiền thuê đất, các khoản thuế phí khác nếu có).
2. Các khoản
thanh toán khác quy định tại Khoản 1 Điều này được phân bổ cho các đơn vị mua
buôn điện theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong chu kỳ thanh toán
do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
Rkh(l,g,M): Khoản
thanh toán khác phân bổ cho đơn vị mua buôn điện l từ nhà máy điện g ký hợp đồng
mua bán điện trực tiếp trong chu kỳ thanh toán M được thỏa thuận tại hợp đồng
mua bán điện ký giữa hai bên (đồng);
Rkh(g,M): Tổng các khoản
thanh toán khác quy định tại Khoản 1 Điều này của các nhà máy điện g ký hợp đồng
mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
Q(l,M): Sản lượng điện năng giao
nhận của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh).
Trường hợp có phát sinh tình huống
can thiệp thị trường điện được quy định tại Điều 64 Thông tư số
45/2018/TT-BCT, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát
điện có hợp đồng trực tiếp theo quy định tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận các sự kiện liên
quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua
điện.
Trong thời gian dừng thị trường
điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng
trực tiếp theo quy định tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận các sự kiện liên quan để đơn vị phát
điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.
1. Trước
10h00 ngày D+1, đơn vị phát điện có trách nhiệm
công bố các sự kiện phục vụ thanh toán trên thị trường điện theo quy định tại Chương IV Quy trình này.
2. Trước
15h00 ngày D+1, đơn vị phát điện có trách nhiệm phối
hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận các sự kiện
phục vụ thanh toán trên thị trường điện. Trong trường hợp đơn vị phát điện chưa công bố các sự kiện hoặc các sự kiện chưa được
thống nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
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
tổng hợp và cung cấp cho đơn vị mua
điện và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho từng
nhà máy điện.
5. Trước
16h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
tổng hợp và cung cấp cho đơn vị mua
điện và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán.
1. Trước
16h00 ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
lập và gửi cho các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ
bao gồm bảng kê dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số cho ngày giao dịch D qua
trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ
lục 3 Quy trình này.
2. Trước
16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi cho
các đơn vị mua điện bảng kê thanh toán thị trường điện giao ngay của ngày D qua
trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 Quy trình
này.
3. Trước
12h00 ngày D+6, đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và đơn vị mua điện có
trách nhiệm xác nhận bảng kê thanh toán thị trường điện bao gồm bảng kê dịch vụ
dự phòng điều chỉnh tần số theo quy định trên trang thông tin điện tử thị trường
điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).
4. Trước
16h00 ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
lập và gửi cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị
trường điện bao gồm bảng kê dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số hoàn chỉnh cho
ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu tại 3 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.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh
toán cho các ngày giao dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với
biên bản tổng hợp sản lượng điện năng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng cung cấp.
2. Trong thời
hạn 10 ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố:
a) Biên bản chốt sản lượng chênh lệch giữa tổng sản lượng trong từng
chu kỳ giao dịch và sản lượng chốt cho chu kỳ thanh toán;
b) Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của từng đơn vị
mua buôn điện và tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị
mua buôn điện tính toán theo quy định tại Khoản 2 Điều 18 Thông
tư số 45/2018/TT-BCT.
3. Trong thời
hạn 13 ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát
hành bảng kê thanh toán thị trường điện bao gồm bảng kê dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số của chu kỳ thanh toán cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện.
4. Bảng kê
thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo mẫu
quy định tại Phụ lục 4 Quy
trình này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.
5. Hình thức
xác nhận bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện: Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận,
phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường
điện. Trong trường hợp chữ ký số bị sự cố, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng kê thanh
toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp và xác
nhận lại sau khi sự cố được khắc phục.
1. Sản lượng
hợp đồng tháng M+1 của nhà máy điện (sản lượng đã được ký kết từ đầu năm) được
xem xét điều chỉnh trong các trường hợp sau:
a) Lịch bảo dưỡng sửa chữa của
nhà máy trong tháng M+1 bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm trong trường hợp:
- Theo yêu cầu của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện không phải
do các nguyên nhân của nhà máy;
- Theo yêu cầu của cơ quan nhà nước
có thẩm quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống nhất
căn cứ vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.
b) Thủy văn thực tế của nhà máy
thủy điện khác biệt lớn so với dự báo thủy văn sử dụng trong tính toán lập kế
hoạch;
c) Sản lượng khả dụng tháng M+1 của
nhà máy điện không đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng;
d) Tổ máy được điều chỉnh lịch sửa
chữa trong tháng M và đáp ứng các điều kiện sau:
- Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện điều chỉnh lịch sửa chữa do lý do an ninh hệ thống;
- Thời điểm bắt đầu sửa chữa theo
lịch sửa chữa điều chỉnh sớm hơn so với thời điểm bắt đầu sửa chữa trong kế hoạch
tháng M;
- Thời điểm kết thúc sửa chữa
theo lịch sửa chữa điều chỉnh không trong tháng M.
2. Sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch đã được ký kết trong tháng M và
các tháng trước trong năm N của nhà máy điện không điều chỉnh trừ trường hợp
quy định tại Điểm d Khoản 1 Điều này và Điều
30 Quy trình này.
Nguyên tắc điều chỉnh Qc tháng
như sau:
1. Qc tháng
được điều chỉnh không vượt sản lượng khả dụng đã tính đến kế hoạch bảo dưỡng sửa
chữa thay đổi.
2. Qc tháng
của các tháng có lịch sửa chữa thay đổi được điều chỉnh bằng cách dịch chuyển
giữa các tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển,
đảm bảo tổng Qc năm không đổi trừ trường hợp quy định tại Điểm c Khoản này, cụ thể như sau:
a) Phần sản lượng Qc giảm tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch
chuyển làm giảm khả dụng của tháng i được tính bằng công thức sau:
Trong đó:
:
Phần sản lượng Qc điều chỉnh giảm của
tháng i;
Ts: Tổng thời gian khả dụng tháng
i của các tổ máy trong nhà máy theo lịch sửa chữa thay đổi;
Tt: Tổng thời gian khả dụng tháng
i của các tổ máy trong nhà máy theo lịch sửa chữa trong kế hoạch năm;
Qci: Sản lượng hợp đồng
tháng i theo theo kế hoạch vận hành thị trường điện năm của nhà máy.
b) Phần sản lượng Qc tăng tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch
chuyển của tháng làm tăng khả dụng được tính bằng công thức sau:
Trong đó:
∆Qc: Phần sản lượng Qc tăng tương ứng dịch chuyển;
:
Phần sản lượng Qc điều chỉnh tăng của tháng i.
3. Trường hợp nhà máy thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối
năm thì không dịch chuyển sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa của
tháng này vào năm tiếp theo.
4. Trước
ngày 22 hàng tháng, căn cứ kết quả đánh giá an ninh hệ
thống tháng tới và yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền liên quan đến việc thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy
điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng sửa
chữa làm cơ sở cho lập kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới. Trường hợp
phát sinh việc thay đổi kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa sau ngày 25 hàng tháng thì không
điều chỉnh Qc tháng tiếp theo của nhà máy điện.
1. Nhà máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần (trừ nhà máy thủy điện được áp dụng
cơ chế chào giá như nhà máy thủy điện có hồ chứa dưới 02 ngày) được xem xét điều
chỉnh sản lượng hợp đồng các tháng tiếp theo khi đáp ứng đủ các điều kiện sau:
a) Trường hợp 1
- Lưu lượng nước về bình quân tính từ ngày
01 tháng 01 năm N đến ngày 20 tháng M chênh lệch +50% so với
lưu lượng nước về dự báo được sử dụng trong công tác lập kế hoạch vận hành năm
tới;
- Sản lượng phát tại điểm giao nhận quy đổi của nhà máy điện từ
ngày 01 tháng 01 năm N đến ngày 20 tháng M chênh lệch +20% so với sản lượng hợp
đồng lũy kế. Sản lượng phát quy đổi của nhà máy điện được tính toán bằng sản lượng
thực phát nhân với tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng;
- Dung tích hữu ích đầu kỳ dự kiến của tháng tới
chênh lệch +10% so dung tích hữu ích hồ đầu tháng tính toán trong kế hoạch năm;
- Sản lượng hợp đồng tháng M+1 thấp hơn 10% so
với sản lượng dự kiến huy động quy đổi tại điểm giao nhận trong kế hoạch vận
hành tháng M+1 đã được phê duyệt.
- Chỉ điều chỉnh tăng sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy điện trong
trường hợp tổng sản lượng hợp đồng tháng của các nhà máy điện tham gia thị trường
điện theo kế hoạch vận hành năm thấp hơn 95% tổng sản lượng dự kiến phát (quy đổi
về điểm giao nhận) của các nhà máy điện theo kế hoạch vận hành tháng.
b) Trường hợp 2
- Lưu lượng nước về bình quân tính từ ngày 01 tháng 01 năm N đến
ngày 20 tháng M chênh lệch -50% so với lưu lượng nước về dự báo được sử dụng trong
công tác lập kế hoạch vận hành năm tới;
- Sản lượng phát tại điểm giao nhận quy đổi của nhà máy điện từ
ngày 01 tháng 01 năm N đến ngày 20 tháng M chênh lệch -20% so với sản lượng hợp
đồng lũy kế. Sản lượng phát quy đổi của nhà máy điện được tính toán bằng sản lượng
thực phát nhân với tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng;
- Dung tích hữu ích đầu kỳ dự kiến của tháng tới chênh lệch -10%
so dung tích hữu ích hồ đầu tháng tính toán trong kế hoạch năm;
- Sản lượng hợp đồng tháng M+1 cao hơn 10% so với
sản lượng dự kiến huy động quy đổi tại điểm giao nhận trong kế hoạch vận hành
tháng M+1 đã được phê duyệt.
c) Trường hợp 3
- Lưu lượng nước về bình quân thực tế tính đến ngày 20 tháng M thấp
hơn so với lưu lượng nước về dự báo tháng M được sử dụng trong công tác lập kế
hoạch vận hành năm tới;
- Nếu sản lượng phát tại điểm giao nhận ước thực hiện của tháng M
(số liệu thực đến ngày 20 và ước các ngày còn lại trong tháng M) thấp hơn hoặc
bằng sản lượng hợp đồng đã được phân bổ cho tháng M mà mực nước dự kiến đầu
tháng M+1 của hồ sẽ thấp hơn mực nước tối thiểu được quy định trong Quy trình vận
hành hồ chứa do cơ quan có thẩm quyền ban hành.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm công bố lưu lượng nước về và mực
nước hồ chứa thủy điện thực tế hàng ngày lên trang thông tin điện tử phục vụ vận
hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Quy trình quản lý vận
hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông
tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành. Đơn vị phát điện chịu
trách nhiệm về tính chính xác của số liệu do đơn vị mình cung cấp.
3. Ngày 20 hàng tháng, đơn vị phát điện có trách nhiệm dự kiến mức nước
hồ chứa đầu tháng M+1 và tính toán dự kiến dung tích hữu ích hồ chứa tại thời điểm
đầu tháng M+1. Đơn vị phát điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm phối hợp xem
xét, đối chiếu các số liệu căn cứ các điều kiện theo quy định tại Khoản 1 Điều
này và có ý kiến đề xuất phương án điều chỉnh Qc tháng M+1 với Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện.
4. Sản lượng hợp đồng tháng M+1 của đơn vị phát điện được xem xét điều
chỉnh trong các trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều này bằng sản lượng dự kiến
huy động quy đổi tại điểm giao nhận được tính toán theo phương thức hệ thống điện
tháng đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt, đồng thời không vượt sản lượng
khả dụng và không điều chỉnh vào các tháng tiếp sau.
Trong trường hợp sản lượng khả dụng tháng M+1 của nhà máy điện
không đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng thì sản lượng hợp đồng tháng được điều
chỉnh bằng sản lượng khả dụng tháng đó và phần sản lượng thiếu hụt do điều
chỉnh được phân bổ vào các tháng cuối năm N theo tỷ lệ sản lượng hợp đồng tháng
đã được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt và không vượt quá sản lượng khả dụng.
Trong trường hợp quy định tại Điểm d Khoản 1 Điều 24 Quy trình này, sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch trong thời gian lịch sửa chữa điều chỉnh của tháng M lớn hơn sản
lượng khả dụng được điều chỉnh theo lịch sửa chữa thì sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch được điều chỉnh bằng sản lượng khả dụng và phần sản lượng hợp
đồng thiếu hụt của tháng M được phân bổ vào sản lượng hợp đồng tháng có thời điểm
kết thúc lịch sửa chữa điều chỉnh theo phê duyệt lịch sửa chữa.
1. Vào ngày
22 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổng hợp, báo
cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam các trường hợp quy định tại Điều 24 Quy trình này.
2. Vào ngày
23 hàng tháng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách
nhiệm tổng hợp, báo cáo Cục Điều tiết điện lực các trường hợp phải xem xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng
M+1 và các tháng tiếp theo trong năm N (báo cáo bao gồm cả phương thức tháng đã
được phê duyệt, lịch sửa chữa bảo dưỡng tháng đã được phê duyệt và các tài liệu
liên quan khác).
3. Vào ngày
25 hàng tháng, Cục Điều tiết điện lực căn cứ báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt
Nam, kế hoạch vận hành tháng M+1, tình hình thực tế của hệ thống và từng đơn vị
để xem xét phê duyệt điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng M+1 và các tháng tiếp
theo trong năm N cho nhà máy điện.
4. Vào ngày
25 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường có trách nhiệm công
bố sản lượng hợp đồng các tháng điều chỉnh đã được Cục điều tiết điện lực phê
duyệt lên trang thông tin điện tử thị trường điện theo Quy trình quản lý vận
hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông
tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
5. Trước
ngày cuối cùng hàng tháng, đơn vị mua
điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận Qc
tháng M+1 tại điểm giao nhận và Qc tháng M+1 và các tháng tiếp theo trong năm N
đã được điều chỉnh (nếu có) theo phê duyệt của Cục Điều tiết điện lực.
Sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện được xem xét điều chỉnh trong các trường hợp sau:
1. Tổ máy bị
sự cố với thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ.
2. Lò hơi của
tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi có thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ.
3. Thời gian
sửa chữa của tổ máy kéo dài so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào
tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch.
4. Thời gian
sửa chữa lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi kéo dài so với kế hoạch
đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch.
5. Có công bố
thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí trong kết quả lập lịch huy động
ngày tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại
Khoản 7 Điều 54 Thông tư số 45/2018/TT-BCT.
Trường hợp tổ máy hoặc lò máy của nhà máy bị sự
cố, sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch (Qc) của nhà máy được điều chỉnh
như sau:
1. Chu kỳ kế
tiếp sau chu kỳ có thời điểm tổ máy hoặc lò
máy bị sự cố được tính là chu kỳ giao dịch thứ nhất để xác định thời
gian sự cố của tổ máy hoặc lò máy của
nhà máy điện lớn hơn 72 giờ.
2. Trường hợp
thời điểm tổ máy hoặc lò máy trả lại trạng thái
dự phòng sau sự cố quá 72 chu kỳ giao dịch:
a)
Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch thứ 72: Giữ nguyên sản
lượng hợp đồng (Qc) đã phân bổ cho nhà máy điện;
b)
Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch thứ 73 đến khi tổ máy hoặc lò máy khắc phục sự cố và khả dụng:
- Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của
nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng (Qc) nhà máy trong giai đoạn này, thực hiện điều
chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch bằng sản lượng Qmq
của nhà máy điện;
- Trường hợp Qmq của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng Qc nhà máy
điện trong giai đoạn này, không điều chỉnh Qc nhà máy điện.
3. Không điều
chỉnh sản lượng hợp đồng (Qc) của nhà máy điện có
tổ máy hoặc lò máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố
trong vòng 72 chu kỳ giao dịch và lần khởi động sau khi trả lại trạng thái dự
phòng là khởi động thành công.
Trường hợp tổ máy hoặc lò máy của nhà máy kéo dài
thời gian sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch, sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch của nhà máy trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa được điều
chỉnh như sau:
1. Trong các
chu kỳ kéo dài sửa chữa, chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận
(Qmq) của nhà máy nhỏ hơn Qc của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng tại
các chu kỳ đó bằng sản lượng Qmq của nhà máy.
2. Trong các
chu kỳ kéo dài sửa chữa, chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận
(Qmq) của nhà máy lớn hơn hoặc bằng Qc của nhà máy thì không điều chỉnh sản lượng
hợp đồng tại các chu kỳ đó.
Trong trường hợp có công bố thông tin về việc
thiếu nguồn nhiên liệu khí, thực hiện điều chỉnh sản lượng
hợp đồng của nhà máy tuabin khí trong các chu kỳ giao dịch bằng sản lượng thực
tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện
1. Đơn vị
phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
xác nhận thời gian sửa chữa và sự cố kéo dài theo quy định tại Chương này và
Quy trình phối hợp đối soát số liệu thanh toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện, đơn vị phát điện và đơn vị mua điện.
2. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch hiệu chỉnh do sửa chữa và sự cố kéo dài của nhà máy
điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện.
3. Đơn vị
mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản
lượng hợp đồng tháng và sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch tháng M-1 được điều chỉnh.
Danh sách các sự kiện cần xác nhận phục vụ tính toán thanh toán
trong thị trường điện bao gồm:
1. Tổ máy
nhiệt điện khởi động sau khi bị buộc phải ngừng trong trường hợp thừa công suất.
2. Tổ máy
nhiệt điện than nhiều lò hơi khởi động lại đối với lò hơi bị buộc phải ngừng
trong trường hợp thừa công suất.
3. Tổ máy
nhiệt điện khởi động hoặc ngừng máy theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
4. Tổ máy thí nghiệm.
5. Tổ máy phải phát trong thời điểm đã có kế hoạch ngừng máy được phê
duyệt.
6. Tổ máy tách lưới phát điện độc lập.
7. Tổ máy đấu nối vào lưới mua điện từ nước ngoài.
8. Tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố
trong bản chào giá ngày tới theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện vì lý do an toàn hệ thống điện.
9. Tổ máy có thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ.
10. Tổ máy kéo dài lịch sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và
được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch.
11. Lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi có thời gian sự
cố lớn hơn 72 giờ.
12. Lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi kéo dài lịch sửa
chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng
chu kỳ giao dịch.
13. Nhà máy điện tuabin khí vận hành trong thời gian thiếu nguồn nhiên
liệu khí.
14. Nhà máy thủy điện sử dụng bản chào giá mặc định do vi phạm mức nước
giới hạn 2 tuần liên tiếp.
15. Tổ máy
phát hoặc nhận công suất phản kháng trong chế độ chạy bù đồng bộ.
16. Tổ máy
tham gia dự phòng điều chỉnh tần số theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
17. Tổ máy
nhiệt điện tuabin khí có chung đuôi hơi có thời điểm vận hành chu trình đơn
theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
18. Tổ máy
nhiệt điện tuabin khí có chung đuôi hơi vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc
không phải nhiên liệu chính theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có tổ máy nhiệt điện khởi động sau khi bị buộc phải ngừng
trong trường hợp thừa công suất khi có đủ các điều kiện sau:
a) Ngừng máy trước và tiến hành khởi động tiếp theo được thực hiện
theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
b) Tại chu kỳ ngừng máy, giá chào dải công suất đầu tiên trong bản
chào lập lịch của tổ máy tại chu kỳ ngừng máy bằng giá sàn bản chào của tổ máy
nhiệt điện;
c) Tại chu kỳ ngừng máy, giá biên miền tương ứng nhỏ hơn hoặc bằng
giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện;
d) Trong khoảng thời gian từ khi tổ máy ngừng do thừa nguồn đến khi
tổ máy khởi động lại thành công, tổ máy không có sửa chữa hoặc xử lý sự cố.
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm hoàn thành ngừng tổ máy được xác định theo quy định tại
Điểm b Khoản 2 Điều 38
Quy trình này;
b) Thời điểm khởi động tổ máy được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
- Thời điểm tổ máy nhận tín hiệu khởi động qua hệ thống điều khiển
DCS;
- Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh
khởi động tổ máy hoặc thời điểm đơn vị
phát điện thông báo bắt đầu khởi động tổ máy;
- Thời điểm bắt đầu của lệnh Khởi động lò.
c) Thời điểm hoàn thành lệnh khởi động tổ máy được xác định theo
quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều 38
Quy trình này;
d) Đối với các tổ máy tuabin khí:
- Nhiên liệu sử dụng để khởi động (nhiên liệu chính hoặc không phải
nhiên liệu chính);
- Cấu hình khởi động (chu trình đơn hoặc chu trình hỗn hợp).
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào lập lịch ngày tới, bản chào chu kỳ
giao dịch tới của tổ máy, giá biên miền lấy theo cơ sở dữ liệu
hệ thống thông tin thị trường điện;
b) Nhiên liệu sử dụng để khởi động, cấu hình khởi động (đối với
các tổ máy tuabin khí) lấy theo bản ghi DCS do đơn
vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm tổ máy nhận tín hiệu khởi động tổ máy lấy theo bản
ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
d) Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo bắt đầu khởi động tổ máy lấy theo bản sao ghi âm công nghiệp
hoặc bản sao sổ ghi chép ca của của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện hoặc của đơn vị phát điện;
đ) Các dữ liệu khác theo quy định tại Khoản 4 Điều 38 Quy trình này.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có tổ máy nhiệt điện than nhiều lò hơi khởi
động 01 lò hơi sau khi buộc phải ngừng trong trường hợp thừa công suất khi có đủ
các điều kiện sau:
a) Ngừng 01 lò hơi trước đó và khởi động tiếp
theo được thực hiện theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện;
b) Tại chu kỳ ngừng 01 lò hơi, giá chào dải công suất đầu tiên
trong bản chào lập lịch của tổ máy tại chu kỳ ngừng máy bằng giá sàn bản chào của
tổ máy nhiệt điện;
c) Tại chu kỳ ngừng 01 lò hơi, giá biên miền tương ứng nhỏ hơn hoặc bằng
giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện;
d) Trong khoảng thời gian từ khi lò hơi ngừng do thừa nguồn đến
khi hòa hơi lại thành công, lò hơi hoặc tổ máy tương ứng không có sửa chữa hoặc
xử lý sự cố.
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm hoàn thành lệnh ngừng lò
hơi được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng lò hơi;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo lò hơi đã ngừng theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
b) Thời điểm khởi động lò hơi được
xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm lò hơi nhận tín hiệu khởi động qua hệ thống điều khiển
DCS;
- Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh
Khởi động lò hơi hoặc thời điểm đơn vị
phát điện thông báo bắt đầu khởi động lò hơi;
- Thời điểm bắt đầu của lệnh Khởi động lò hơi.
c) Thời điểm hoàn thành lệnh Khởi động lò hơi được xác định theo
thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm kết thúc của lệnh Hòa lưới hoặc lệnh Hòa hơi lò;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo lò hơi đã hòa hơi.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào lập lịch ngày tới, bản chào chu kỳ
giao dịch tới của tổ máy, giá biên miền lấy theo cơ sở dữ liệu hệ thống
thông tin thị trường điện;
b) Dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện và đơn vị phát điện;
c) Dữ liệu về ngừng và khởi động lò hơi lấy từ bản sao ghi âm công
nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện hoặc của đơn vị phát điện;
d) Dữ liệu về ngừng và khởi động lò hơi lấy từ bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có sự kiện khi tổ máy khởi động, ngừng máy theo yêu cầu
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (không áp dụng xác nhận
sự kiện cho tổ máy bị ngừng máy do sự cố).
2. Các thông
tin cần xác nhận cho sự kiện ngừng tổ máy bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu ngừng tổ máy là thời điểm bắt đầu thực hiện lệnh
Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không) hoặc thời điểm
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh ngừng tổ máy;
b) Thời điểm hoàn thành ngừng tổ máy được xác định theo thứ tự ưu
tiên sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng tổ máy
hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không);
- Thời điểm cắt máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với
tổ máy không có máy cắt đầu cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã tách lưới.
3. Các thông
tin cần xác nhận cho sự kiện khởi động bao gồm:
a) Thời điểm hoàn thành lệnh khởi động
được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Hòa lưới hoặc
lệnh Khởi động và hòa lưới tổ máy;
- Thời điểm đóng máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với
tổ máy không có máy cắt đầu cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã hòa lưới thành công.
b) Thời điểm tổ máy đạt lệnh điều độ hoặc đạt công suất phát ổn định
thấp nhất được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Thời điểm tổ máy đạt công suất phát ổn định thấp nhất;
- Thời điểm tổ máy đạt công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã đạt công suất phát ổn định thấp nhất hoặc công suất
theo yêu cẩu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công
suất về giá trị 0 (không) trong trường hợp tổ máy ngừng sự cố sau khi đã khởi động
và hòa lưới thành công nhưng chưa đạt công suất phát ổn định thấp nhất.
4. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu, hoàn thành lệnh, thời điểm tổ máy đạt công
suất theo yêu cầu lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và đơn vị
phát điện;
b) Thời điểm đóng, cắt máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm tổ máy đạt công suất phát ổn định thấp nhất lấy theo
bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
d) Công suất phát ổn định thấp nhất lấy theo Hồ sơ đăng ký tham gia
thị trường điện của đơn vị
phát điện;
đ) Dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã được xác thực theo quy định
tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công
Thương ban hành.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có tổ máy thí nghiệm khi có đủ các điều kiện sau:
a) Tổ máy có thí nghiệm nối lưới đã được Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phê duyệt theo hình thức Phiếu đăng ký công tác hoặc
theo văn bản thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về
kế hoạch thử nghiệm tổ máy theo yêu cầu hệ thống;
b) Tổ máy thực hiện thí nghiệm khi có sự đồng ý của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Tổ máy thực hiện thí nghiệm với khoảng thời gian, cấu hình tổ
máy, loại nhiên liệu sử dụng, loại hình thí nghiệm phù hợp trong đăng ký đã được
phê duyệt hoặc trong văn bản thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Đối với tổ máy tuabin khí
- Thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu cực);
+ Thời điểm Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện đồng ý cho phép hoặc ra lệnh điều độ cho
tổ máy chuyển sang trạng thái thí nghiệm đối với tổ máy đang nối lưới;
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Khởi động và hòa lưới tổ máy đối với các tổ máy đang ngừng;
+ Thời điểm tổ máy chuyển
sang chế độ thử nghiệm theo ghi nhận DCS.
- Thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
+ Thời điểm cắt máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy thí nghiệm (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không);
+ Thời điểm Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh điều độ cho tổ máy kết thúc thí
nghiệm hoặc đơn vị phát điện thông
báo kết thúc thí nghiệm đối với các tổ máy nối lưới.
- Nhiên liệu (nhiên liệu chính, không phải nhiên liệu chính, hỗn hợp)
và cấu hình (chu trình đơn, hỗn hợp) thí nghiệm tương ứng;
- Thời điểm chuyển đổi nhiên liệu và cấu hình thí nghiệm theo quy
định tại Điều 51 hoặc Điều 52 Quy trình
này.
b) Đối với các tổ máy không phải là tổ máy tuabin khí
- Thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện đồng ý cho phép hoặc ra lệnh điều độ cho
tổ máy chuyển sang trạng thái thí nghiệm đối với tổ máy đang nối lưới;
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Khởi động và hòa lưới hoặc lệnh Hòa lưới tổ máy đối với các tổ máy đang ngừng;
+ Thời điểm đóng máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu cực);
+ Thời điểm tổ máy chuyển
sang chế độ thử nghiệm theo ghi nhận DCS.
- Thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
+ Thời điểm cắt máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy thí nghiệm (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về 0 (không) MW;
+ Thời điểm Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh điều độ cho tổ máy kết thúc thí
nghiệm hoặc đơn vị phát điện
thông báo kết thúc thí nghiệm đối với các tổ máy nối lưới.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Phiếu đăng ký công tác được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phê duyệt lấy theo cơ sở dữ liệu hệ thống thông tin thị trường điện;
b) Thời điểm bắt đầu, hoàn thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống
DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện;
c) Thời điểm đóng, cắt máy cắt, chuyển đổi chế độ thí nghiệm lấy
theo bản ghi DCS do đơn vị
phát điện cung cấp;
d) Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đồng
ý cho phép hoặc ra lệnh Thí nghiệm và thời điểm đơn
vị phát điện thông báo kết thúc thí nghiệm hoặc thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện ra lệnh điều độ cho tổ máy kết thúc thí nghiệm lấy từ bản
sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện hoặc của đơn
vị phát điện;
đ) Trường hợp đơn vị
phát điện có tổ máy tham gia thử nghiệm 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 trong Bảng xác nhận thời điểm tổ máy chạy thí nghiệm cần chú thích rõ là
thí nghiệm AGC.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có tổ máy phải phát trong thời điểm đã có kế hoạch ngừng
máy được phê duyệt khi có đủ các điều kiện sau:
a) Tổ máy có kế hoạch ngừng máy đã được Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phê duyệt theo hình thức Phiếu đăng ký công tác đồng thời
kế hoạch này đã được đơn vị
phát điện thể hiện thông qua bản chào giá ngày tới cho tổ máy (công suất tại dải
chào cuối cùng trong bản chào bằng 0 (không));
b) Trong các chu kỳ đã có kế hoạch ngừng máy, tổ máy nối lưới và phát
điện theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (sản lượng
đo đếm điện năng và sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy trong các
chu kỳ đã có kế hoạch dừng máy lớn hơn 0 (không));
c) Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh
ngừng tổ máy vượt quá 01 chu kỳ tính từ chu kỳ tổ máy chào công suất bằng 0
(không).
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự
kiện
- Trường hợp tổ máy tiếp tục nối lưới và phát điện: Thời điểm bắt
đầu sự kiện được xác định là thời điểm bắt đầu của chu
kỳ mà tổ máy bắt đầu chào dải công suất cuối cùng bằng 0 (không) trong bản chào
giá ngày tới;
- Trường hợp tổ máy đã ngừng máy và khởi động lên: Thời điểm bắt
đầu sự kiện được xác định là thời điểm hoàn thành lệnh Hòa lưới tổ máy hoặc thời
điểm đóng máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với tổ máy không có
máy cắt đầu cực) hoặc thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã hòa lưới.
b) Thời điểm kết thúc
sự kiện là thời điểm xuất hiện sớm nhất trong các thời
điểm sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng máy hoặc lệnh Thay đổi công suất
về giá trị 0 (không) hoặc thời điểm cắt máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ
máy (đối với tổ máy không có máy cắt đầu cực) hoặc thời điểm đơn vị phát điện thông báo tổ máy đã tách lưới;
- Thời điểm kết thúc chu kỳ liền trước chu kỳ tổ máy bắt đầu chào
công suất khác giá trị 0 (không) trong bản chào ngày tới.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm hoàn thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn
vị phát điện;
b) Thời điểm cắt máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Bản chào ngày tới lấy theo cơ sở dữ liệu hệ thống thông tin thị
trường điện.
d) Dữ liệu khác theo quy định tại Khoản 2 Điều 38 Quy
trình này.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có sự kiện khi nhà máy phải thay đổi công suất để điều
chỉnh tần số lưới trong khoảng thời gian lưới điện khu vực bị tách ra ngoài lưới điện quốc
gia.
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
- Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ghi
nhận được về sự cố khu vực có nhà máy tách lưới phát độc lập;
- Thời điểm hệ thống điều chỉnh công suất tổ máy chuyển sang chế độ
thay đổi công suất để điều chỉnh tần số lưới.
b) Thời điểm kết thúc sự kiện là thời điểm lưới điện khu vực đã
hòa được vào lưới điện quốc gia theo ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện hoặc thời điểm đơn vị
phát điện hoàn thành lệnh Thay đổi công suất tại
một mức công suất xác định theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm lưới điện khu vực (có nhà máy tách lưới phát độc lập)
tách ra ngài hệ thống điện quốc gia theo ghi nhận của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
b) Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện yêu
cầu và thông báo cho đơn vị
phát điện lấy theo bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao ghi chép ca vận hành
do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm hệ thống điều tốc chuyển đổi chế độ làm việc lấy theo
bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có sự kiện khi tổ máy có khoảng thời gian đấu nối lưới điện
mua điện nước ngoài theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện. Khoảng thời gian này được xác định từ thời điểm tổ máy tách
ra ngoài lưới điện quốc gia cho đến thời điểm tổ máy
tách ra ngài lưới điện mua điện nước ngoài.
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công
suất về giá trị 0 (không) với lý do chuyển sang nối lưới điện mua điện từ nước
ngoài;
- Thời điểm cắt máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với
tổ máy không có máy cắt đầu cực) để tách ra ngoài
lưới điện quốc gia với lý do chuyển sang nối lưới điện mua điện từ
nước ngoài;
- Thời điểm đơn vị
phát điện hoàn thành việc chuyển sang nối lưới điện nước ngoài.
b) Thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công
suất về giá trị 0 (không) với lý do chuyển sang nối lưới điện quốc gia;
- Thời điểm cắt máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với
tổ máy không có máy cắt đầu cực) để tách ra ngoài
lưới điện mua điện nước ngoài với lý do chuyển sang nối lưới điện
quốc gia;
- Thời điểm đơn vị
phát điện hoàn thành việc chuyển sang nối lưới điện quốc
gia.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Các thời điểm hoàn thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Các thời điểm cắt máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm đơn vị
phát điện hoàn thành việc chuyển sang nối lưới điện nước ngoài hoặc lưới điện
quốc gia lấy theo ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có sự kiện khi nhà máy thủy điện có khoảng thời gian
phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào ngày tới theo yêu cầu của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trừ trường hợp tổ máy thuộc
nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày.
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện là thời điểm hoàn thành lệnh Phát
công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào ngày tới;
b) Thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Thay đổi công suất về một mức mang tải cố
định nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố trong bản chào ngày tới;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã kết thúc phát công suất lớn hơn công suất công bố
trong bản chào ngày tới theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào ngày tới của đơn
vị phát điện lấy theo cơ sở dữ liệu vận hành thị trường điện;
b) Thời điểm bắt đầu, hoàn thành lệnh, công suất lệnh lấy theo dữ
liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và
Đơn vị phát điện;
c) Thời điểm đơn vị phát
điện thông báo tổ máy đã kết thúc
phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào ngày tới lấy từ bản sao
ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện hoặc của đơn vị
phát điện.
1. Đơn vị
phát điện có tổ máy ngừng sự cố được xác định có sự kiện trừ trường hợp tổ máy
thuộc nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày hoặc
tổ máy trở lại trạng thái dự phòng trong thời hạn 72 giờ tính từ chu kỳ có thời điểm tổ máy ngừng sự cố và
lần khởi động sau khi trở lại trạng thái dự phòng này là khởi động thành công.
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm tổ máy bắt đầu sự cố được
xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công
suất về giá trị 0 (không);
- Thời điểm cắt máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với
tổ máy không có máy cắt đầu cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tổ máy đã ngừng máy do bị sự cố.
b) Thời điểm tổ máy trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố
được xác định khi có đủ các điều kiện sau:
- Đơn vị phát điện thông báo tổ máy trả lại trạng thái dự phòng
sau sự cố;
- Bản chào giá chu kỳ giao dịch
tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào chu kỳ giao dịch tới) cập
nhật công suất khả dụng phù hợp theo khả năng vận hành của tổ máy.
c) Thời điểm tổ máy kết thúc sự cố được
xác định theo một trong các thời điểm sau:
- Thời điểm tổ máy trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi
động sau khi trở lại trạng thái dự phòng này là khởi động thành công;
- Thời điểm tổ máy trở lại trạng thái dự phòng và đơn vị phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức công suất phát ổn
định thấp nhất vượt quá 72 giờ, tính từ chu kỳ
tổ máy trở lại trạng thái dự phòng.
- Thời điểm tổ máy bắt đầu tách ra sửa chữa theo kế hoạch được phê
duyệt và đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào ngày tới, chu kỳ giao dịch
tới của đơn vị phát điện lấy theo cơ sở dữ liệu vận hành thị trường điện;
b) Thời điểm tổ máy bắt đầu sự cố, thời
điểm tổ máy trở lại trạng thái dự phòng căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn
vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao ghi chép ca
vận hành do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm tổ máy tách ra sửa chữa căn cứ theo thời điểm đơn vị
phát điện thông báo tách tổ máy ra sửa chữa và được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phê duyệt;
d) Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh
khởi động tổ máy, thời điểm tổ máy hòa lưới thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ
thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản
sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc của
đơn vị phát điện và dữ liệu
đo đếm của nhà máy điện đã được xác thực theo quy định tại Quy định đo đếm điện
năng trong thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
1. Đơn vị phát điện được xác định
có sự kiện trong trường hợp không thuộc nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
dưới 02 ngày và tổ máy có thời gian sửa chữa lớn hơn thời gian sửa chữa đã được
phê duyệt và đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch.
2. Thông tin cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu và thời điểm kết thúc sửa chữa tổ máy theo kế
hoạch đã được phê duyệt và đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch;
b) Thời điểm tổ máy bắt đầu ngừng sửa
chữa thực tế được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công
suất về giá trị 0 (không);
- Thời điểm cắt máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với
tổ máy không có máy cắt đầu cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo đã tách tổ máy ra sửa chữa theo kế hoạch đã được phê duyệt.
c) Thời điểm tổ máy trở lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa
được xác định khi có đủ các điều kiện sau:
- Đơn vị phát điện thông báo tổ máy trả lại trạng thái dự phòng
sau sửa chữa;
- Bản chào giá chu kỳ giao dịch
tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào chu kỳ giao dịch tới) cập nhật công suất khả dụng
phù hợp theo khả năng vận hành của tổ máy.
d) Thời điểm tổ máy kết thúc sửa chữa theo thực tế được
xác định theo một trong các thời điểm sau:
- Thời điểm tổ máy trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi
động sau khi trở lại trạng thái dự phòng này là khởi động thành công;
- Thời điểm tổ máy trở lại trạng thái dự phòng và từ chu kỳ tổ máy
trở lại trạng thái dự phòng đơn vị
phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức công suất phát ổn định thấp nhất vượt
quá 72 giờ.
3. Dữ liệu phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a)
Thời điểm bắt đầu và thời điểm kết thúc sửa chữa tổ máy theo kế hoạch
và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch căn cứ theo lịch sửa chữa đã được phê duyệt và được đưa vào tính toán kế
hoạch vận hành thị trường điện tháng tới;
b)
Thời điểm tổ máy bắt đầu tách ra sửa chữa, kết thúc sửa chữa theo
thực tế căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản
sao ghi chép ca vận hành do đơn vị phát điện cung cấp;
c)
Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh khởi
động tổ máy, thời điểm tổ máy hòa lưới thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống
DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn
vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép
ca của của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc của đơn
vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã được xác thực theo quy định tại
Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công
Thương ban hành.
1. Đơn vị
phát điện có lò hơi ngừng sự cố được xác định có sự kiện trừ trường hợp lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng trong thời hạn 72 giờ tính từ
chu kỳ có thời điểm lò hơi ngừng sự cố và lần khởi động sau khi trở lại trạng
thái dự phòng này là khởi động thành công.
2. Các thông
tin cần xác nhận gồm có:
a) Thời điểm lò hơi sự cố được xác định theo thứ tự ưu tiên như
sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng lò hơi;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo lò hơi đã ngừng bị sự cố.
b) Thời điểm lò hơi trả lại trạng thái dự phòng sau sự cố được xác
định khi có đủ các điều kiện sau:
- Đơn vị phát điện thông báo lò hơi trả lại trạng thái dự phòng
sau sự cố;
- Bản chào giá chu kỳ giao dịch
tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào chu kỳ giao dịch tới) cập
nhật công suất khả dụng phù hợp theo khả năng vận hành của tổ máy.
c) Thời điểm lò hơi kết thúc sự cố được xác định như sau:
- Thời điểm lò hơi trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi
động sau khi trở lại trạng thái dự phòng này là khởi động thành công;
- Thời điểm lò hơi trở lại trạng thái dự phòng và từ chu kỳ lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng đơn vị
phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức công suất phát ổn định thấp nhất phù
hợp theo khả năng vận hành của tổ máy vượt quá 72 giờ.
- Thời điểm lò máy bắt đầu tách ra sửa chữa theo kế hoạch được phê
duyệt và đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Bản chào ngày tới, chu kỳ giao dịch
tới của đơn vị phát điện lấy theo cơ sở dữ liệu vận hành thị trường điện;
b) Thời điểm lò hơi sự cố, thời điểm lò hơi trở lại trạng thái dự
phòng căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản
sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện hoặc của đơn vị
phát điện;
c) Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh
Hòa hơi lò, thời điểm hòa lò thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn
vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép
ca của của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc của đơn vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã được xác thực
theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh
tranh do Bộ Công Thương ban hành.
1. Đơn vị phát điện được xác định
có sự kiện trong trường hợp lò hơi có thời gian sửa chữa lớn hơn thời gian sửa
chữa đã được phê duyệt và đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch.
2. Thông tin cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu và thời điểm kết thúc sửa chữa lò hơi theo kế
hoạch đã được phê duyệt và đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch;
b) Thời điểm lò hơi bắt đầu ngừng sửa chữa thực tế được xác định
theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Ngừng lò hơi;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo đã tách lò hơi ra sửa chữa theo kế hoạch đã được phê duyệt.
c) Thời điểm lò hơi trở lại trạng thái dự phòng sau sửa chữa được
xác định khi có đủ các điều kiện sau:
- Đơn vị phát điện thông báo lò hơi trả lại trạng thái dự phòng
sau sửa chữa;
- Bản chào giá chu kỳ giao dịch
tới hoặc bản chào giá ngày tới (trong trường hợp không có bản chào chu kỳ giao dịch tới) cập
nhật công suất khả dụng phù hợp theo khả năng vận hành của tổ máy.
d) Thời điểm lò hơi kết thúc sửa chữa theo thực tế được xác định
theo một trong các thời điểm sau:
- Thời điểm lò hơi trở lại trạng thái dự phòng gần nhất mà lần khởi
động sau khi trở lại trạng thái dự phòng này là khởi động thành công;
- Thời điểm lò hơi trở lại trạng thái dự phòng và từ chu kỳ lò hơi
trở lại trạng thái dự phòng đơn vị
phát điện chào giá sàn cho tổ máy với mức công suất phát ổn định thấp nhất phù
hợp theo khả năng vận hành của tổ máy vượt quá 72 giờ.
3. Dữ liệu phục vụ xác nhận sự kiện
bao gồm:
a)
Thời điểm bắt đầu và thời điểm kết thúc sửa chữa lò hơi theo kế hoạch
và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch căn cứ theo lịch sửa chữa đã được phê duyệt và được đưa vào tính toán kế
hoạch vận hành thị trường điện tháng tới;
b)
Thời điểm lò hơi bắt đầu tách ra sửa chữa, kết thúc sửa chữa theo
thực tế căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và đơn vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản
sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc của
đơn vị phát điện;
c)
Thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh khởi
động lò hơi, thời điểm hòa lò thành công căn cứ theo dữ liệu từ hệ thống DIM của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn
vị phát điện, bản ghi DCS, bản sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép
ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc của đơn
vị phát điện và dữ liệu đo đếm của nhà máy điện đã được xác thực theo quy định
tại Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công
Thương ban hành.
Đơn vị phát điện được xác định có
sự kiện nhà máy điện tuabin khí vận hành trong thời gian thiếu nguồn nhiên liệu
khí trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có công bố
thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí trong kết quả lập lịch huy động
ngày tới.
2. Thông tin cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện là thời điểm bắt đẩu của chu kỳ có
công bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí trong kết
quả lập lịch huy động ngày tới;
b) Thời điểm kết thúc sự kiện là thời điểm kết thúc của chu kỳ có công
bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí trong kết
quả lập lịch huy động ngày tới;
c) Dữ liệu phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm: Thông tin
về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí trong kết quả lập lịch huy động ngày tới
trên Trang thông tin điện tử thị trường điện.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có sự kiện từ khi mức nước hồ chứa phía thượng lưu của
nhà máy có 02 tuần liên tiếp thấp hơn mức nước giới hạn tuần cho đến khi nhà
máy đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện công bố.
2. Các thông
tin cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện là thời điểm sau khi mức nước thượng
lưu hồ của nhà máy điện có 02 tuần liên tiếp nhỏ hơn mức nước giới hạn tuần
theo công bố của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
b) Thời điểm kết thúc sự kiện là thời điểm sau khi nhà máy điện đảm
bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần theo công bố của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện;
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện là mức
nước giới hạn tuần lấy theo cơ sở dữ liệu hệ thống thông tin thị trường điện.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có tổ máy phát hoặc nhận công suất phản kháng trong chế
độ chạy bù đồng bộ khi tổ máy vận hành trong chế độ bù đồng bộ theo yêu cầu của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Các thông
tin cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Chuyển bù;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo đã chuyển bù thành công.
b) Thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Chuyển phát hoặc thời điểm hoàn thành
lệnh Ngừng tổ máy;
- Thời điểm cắt máy cắt đầu cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy (đối với
tổ máy không có máy cắt đầu cực);
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo đã chuyển phát thành công hoặc ngừng máy.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Các thời điểm hoàn thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo chuyển bù, chuyển phát hoặc ngừng máy thành công lấy theo bản
sao ghi âm công nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện hoặc của đơn
vị phát điện;
c) Thời điểm cắt máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có sự kiện khi tổ máy tuabin khí có một khoảng thời
gian vận hành chu trình đơn theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện hoặc khi lò thu hồi nhiệt, tổ máy tuabin hơi bị sự cố nhưng Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vẫn đồng ý cho vận hành chu trình
đơn.
Không áp dụng xác nhận sự kiện cho khoảng thời gian vận hành
chu trình đơn trong quá trình khởi động tổ máy và hòa lưới chu trình hỗn hợp hoặc
quá trình ngừng máy từ chu trình hỗn hợp.
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện:
- Trường hợp tổ máy tuabin khí đang vận hành chu trình hỗn hợp, thời
điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng hoàn toàn
van cách ly của lò thu hồi nhiệt;
+ Thời điểm cắt máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin hơi (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Ngừng lò.
- Trường hợp tổ máy tuabin khí đang ngừng máy, thời điểm bắt đầu sự
kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin khí (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Khởi động và hòa lưới tổ máy tuabin khí;
+ Thời điểm đơn vị phát điện thông báo
tổ máy đã hòa lưới.
b) Thời điểm kết thúc sự kiện:
- Trường hợp tổ máy tuabin khí chuyển từ vận hành chu trình đơn
sang vận hành chu trình hỗn hợp, thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo
thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin hơi (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm đóng hoàn toàn
các van xả (van bypass) và tín hiệu mở hoàn toàn các van cách ly lò thu hồi nhiệt;
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Hòa hơi lò.
- Trường hợp tổ máy tuabin khí ngừng máy khi đang vận hành chu
trình đơn, thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm cắt máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin khí (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không).
c) Lý do vận hành chu trình đơn;
d) Trường hợp tổ máy có chuyển đổi nhiên liệu trong quá trình vận
hành chu trình đơn, đơn vị
phát điện cần cung cấp các dữ liệu theo quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều 52 Quy trình này.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Các thời điểm hoàn thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Các thời điểm đóng, cắt máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Các thời điểm đóng, mở van xả (van bypass), van cách ly lò thu
hồi nhiệt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị
phát điện cung cấp;
d) Dữ liệu khác theo quy định tại Khoản 3 Điều 52 Quy trình này.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có sự kiện khi tổ máy tuabin khí có một khoảng thời
gian vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính theo yêu
cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Thông tin
cần xác nhận bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện:
- Trường hợp tổ máy tuabin khí chuyển sang vận hành với nhiên liệu
hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính khi đang vận hành nhiên liệu chính, thời
điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm van dầu bắt đầu
mở;
+ Thời điểm bắt đầu thực
hiện lệnh Chuyển đổi nhiên liệu để chuyển từ nhiên liệu chính sang nhiên liệu hỗn
hợp hoặc không phải nhiên liệu chính.
- Trường hợp tổ máy tuabin khí hòa lưới và vận hành với nhiên liệu
hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính, thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định
theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm đóng máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin khí (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Khởi động và hòa lưới tổ máy tuabin khí.
b) Thời điểm hoàn thành lệnh Chuyển đổi nhiên liệu sang nhiên liệu
hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính;
c) Thời điểm bắt đầu lệnh Chuyển đổi nhiên liệu sang nhiên liệu
chính;
d) Thời điểm kết thúc sự kiện
- Trường hợp tổ máy tuabin khí chuyển sang vận hành nhiên liệu
chính khi đang vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu
chính, thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm van dầu đóng
hoàn toàn;
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Chuyển đổi nhiên liệu sang sử dụng hoàn toàn nhiên liệu chính.
- Trường hợp tổ máy tuabin khí ngừng máy khi đang vận hành với
nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính, thời điểm kết thúc sự kiện
được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
+ Thời điểm cắt máy cắt đầu
cực hoặc máy cắt cao áp tổ máy tuabin khí (đối với tổ máy không có máy cắt đầu
cực);
+ Thời điểm hoàn thành lệnh
Ngừng tổ máy hoặc lệnh Thay đổi công suất về giá trị 0 (không).
đ) Tỷ lệ % (phần trăm) vận hành không phải nhiên liệu chính lấy
theo tỉ lệ dầu chỉnh định.
3. Dữ liệu
phục vụ xác nhận sự kiện bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu, hoàn thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống
DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện;
b) Thời điểm đóng, cắt máy cắt lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
c) Thời điểm đóng, mở van dầu lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp;
d) Tỷ lệ dầu chỉnh định lấy theo bản ghi DCS do đơn vị phát điện cung cấp.
1. Đơn vị
phát điện được xác định có sự kiện khi nhà máy có khoảng thời gian đảm nhận chức
năng điều tần theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Thông tin
cần xác nhận đối với các nhà máy không kết nối AGC bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện là thời điểm hoàn thành lệnh Điều tần
hoặc thời điểm đơn vị phát điện thông báo đã chuyển
nhà máy sang chế độ Điều tần;
b) Thời điểm kết thúc sự kiện là:
- Thời điểm hoàn thành lệnh Thay đổi công suất về một mức mang tải
cố định;
- Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo các tổ máy đã phát cố định tại mức công suất xác định.
3. Thông tin
cần xác nhận đối với các nhà máy kết nối AGC bao gồm:
a) Thời điểm bắt đầu sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
- Thời điểm bắt đầu sự kiện là thời điểm hoàn thành việc bắt đầu
tham gia cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số qua AGC theo dữ liệu từ hệ thống
DIM của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện.
- Thời điểm bắt đầu sự kiện là thời điểm hoàn thành việc bắt đầu
tham gia cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số qua AGC theo dữ liệu từ hệ thống
SCADA/EMS do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ghi nhận.
b) Thời điểm kết thúc sự kiện được xác định theo thứ tự ưu tiên
sau:
- Thời điểm kết thúc sự kiện là thời điểm hoàn thành việc kết thúc
tham gia cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số theo dữ liệu từ hệ thống DIM của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn
vị phát điện.
- Thời điểm kết thúc sự kiện là thời điểm hoàn thành kết thúc tham
gia cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số theo dữ liệu từ hệ thống SCADA/EMS do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ghi nhận.
Dữ liệu phục vụ xác nhận sự kiện
bao gồm:
c) Thời điểm hoàn thành lệnh lấy theo dữ liệu từ hệ thống DIM của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn
vị phát điện;
d) Thời điểm đơn vị
phát điện thông báo nhà máy điện kết thúc điều tần lấy từ bản sao ghi âm công
nghiệp hoặc bản sao sổ ghi chép ca của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện hoặc của đơn vị phát điện.
1. Việc xác nhận sự kiện ngày D phục vụ các khoản thanh toán trên thị
trường điện được thực hiện theo trình tự sau:
a) Xác định các sự kiện
tính toán;
b) Xác nhận các sự kiện
thanh toán.
2. Trình tự xác định các sự kiện
tính toán
a) Trước 10h00 ngày D+1, đơn vị phát điện có trách nhiệm công bố
lên Trang thông tin điện tử thị trường điện:
- Các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường điện
ngày D của đơn vị mình (nếu có);
- Các dữ liệu phục vụ việc xác nhận các sự kiện này.
b) Trước 15h00 ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện và đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp xác nhận các sự kiện đã
được công bố trên trang Thông tin điện tử thị trường điện căn cứ vào:
- Các dữ liệu do đơn vị
phát điện cung cấp;
- Các dữ liệu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
thu thập;
- Nguyên tắc xác nhận sự kiện theo quy định tại Mục
I Chương này.
Sự kiện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác
nhận được sử dụng làm sự kiện tính toán.
c) Đơn vị phát điện không công bố sự kiện theo khung thời gian quy
định tại Điểm a Khoản này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm xác định và công bố sự kiện tính toán cho đơn vị đó căn cứ:
- Các dữ liệu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
thu thập;
- Nguyên tắc xác nhận sự kiện quy định tại Mục
I Chương này.
d) Đơn vị phát điện đã công bố sự kiện theo khung thời gian quy định
tại Điểm a Khoản này nhưng chưa thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện sự
kiện này theo khung thời gian quy định tại Điểm b Khoản này, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sự kiện tính toán cho đơn
vị đó căn cứ vào ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện.
3. Trình tự
xác nhận các sự kiện thanh toán
a) Sự kiện tính toán được xác định theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này thì sự kiện tính toán được
sử dụng làm sự kiện thanh toán;
b) Sự kiện tính toán được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều này:
- Trước ngày D+4, đơn vị
phát điện có trách nhiệm công bố ý kiến phản hồi đối với sự kiện tính toán được
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trên Trang thông tin
điện tử thị trường điện;
- Trong thời hạn 02 ngày làm việc, kể từ ngày đơn vị phát điện công bố ý kiến phản hồi đối với một sự kiện tính
toán, đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện thống nhất sự kiện đó;
- Sự kiện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống
nhất được sử dụng làm sự kiện thanh toán;
- Đơn vị phát điện không công bố ý kiến phản hồi theo khung thời gian
quy định tại Điểm này, sự kiện tính toán được sử dụng làm sự kiện thanh toán;
- Ý kiến phản hồi của đơn vị
phát điện không được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống nhất
theo khung thời gian quy định tại Điểm này, sự kiện thanh toán được tạm xác định
căn cứ vào ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
c) Sự kiện tính toán được xác định theo quy định tại Điểm d Khoản 2 Điều này:
- Trước ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
và đơn vị phát điện có trách nhiệm tiếp tục phối hợp xác nhận sự kiện
này;
- Sự kiện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
xác nhận được sử dụng làm sự kiện thanh toán;
- Đơn vị phát điện không thống nhất được với Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện sự kiện theo khung thời gian quy định tại Điểm này, sự
kiện thanh toán được xác định căn cứ vào ghi nhận của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
1. Sau
khi kết thúc tháng M, đơn vị
phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện để hoàn thiện hồ sơ xác nhận sự kiện tháng của tháng M. Hồ sơ bao gồm các
sự kiện ngày đã thống nhất của tháng M theo quy định tại Điều 54 Quy trình này theo
mẫu tại Phụ lục 7.
Đơn vị phát điện phải chịu
trách nhiệm về tính chính xác đối với các sự kiện được liệt kê trong hồ sơ yêu
cầu.
2. Trong thời
hạn 03 ngày làm việc tính từ ngày
nhận được hồ sơ xác nhận sự kiện tháng M của đơn
vị phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
kiểm tra, đối soát hồ sơ xác nhận sự kiện tháng của tháng M và thống nhất với đơn vị phát điện để loại bỏ các sự kiện sai khác hoặc bổ sung các sự
kiện (nếu có).
Đơn vị phát điện và Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký số để ký
xác nhận bảng xác nhận sự kiện tháng M./.